Инструкция по техническому диагностированию подземных стальных газопроводов статус

ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ЭКОЛОГИЧЕСКОМУ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ
И АТОМНОМУ НАДЗОРУ

ПРИКАЗ
от 9 октября 2023 г. N 364

ОБ УТВЕРЖДЕНИИ РУКОВОДСТВА
ПО БЕЗОПАСНОСТИ «РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ОБСЛЕДОВАНИЮ ПОДЗЕМНЫХ
СТАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ»

В соответствии с пунктом 5 статьи 3 Федерального закона от 21 июля 1997 г. N 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», пунктом 1 Положения о Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 30 июля 2004 г. N 401, приказываю:

1. Утвердить прилагаемое Руководство по безопасности «Рекомендации по обследованию подземных стальных газопроводов».

2. Признать утратившим силу 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».

Руководитель
А.В.ТРЕМБИЦКИЙ

1. Руководство по безопасности «Рекомендации по обследованию подземных стальных газопроводов» (далее — Руководство) утверждено в целях содействия соблюдению требований Федерального закона от 21 июля 1997 г. N 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», требований федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности», утвержденных приказом Ростехнадзора от 20 октября 2020 г. N 420 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 11 декабря 2020 г., регистрационный N 61391) (далее — Правила проведения ЭПБ), федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности сетей газораспределения и газопотребления», утвержденных приказом Ростехнадзора от 15 декабря 2020 г. N 531 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 30 декабря 2020 г., регистрационный N 61962).

2. Руководство содержит рекомендации по проведению обследования подземных стальных газопроводов (далее — газопроводы).

3. Для выполнения требований, указанных в Правилах проведения ЭПБ, организации, выполняющие обследование газопроводов, помимо способов (методов), рекомендованных в Руководстве, могут использовать иные способы (методы).

4. В Руководстве используются термины и определения, приведенные в приложении N 1 к Руководству.

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

а) природный газ под давлением свыше 0,005 мегапаскаля, соответствующий требованиям межгосударственного стандарта «Газы горючие природные промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия» (ГОСТ 5542-2014), введенного в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 9 октября 2014 г. N 1289-ст (далее — ГОСТ 5542-2014);

б) сжиженные углеводородные газы под давлением свыше 0,005 мегапаскаля, не превышающим 1,6 мегапаскаля, соответствующие требованиям межгосударственного стандарта «Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления. Технические условия» (ГОСТ 20448-2018), введенного в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 9 октября 2018 г. N 731-ст (далее — ГОСТ 20448-2018).

6. Обследование газопроводов рекомендуется проводить с целью:

оценки фактического 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. Объектом обследования рекомендуется выбирать газопровод, построенный по одной проектной документации, имеющий одну исполнительную документацию и один строительный паспорт, транспортирующий газ с одинаковым рабочим давлением согласно проектной документации.

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

8. Организация работ по обследованию газопроводов может осуществляться организацией, выполняющей техническую эксплуатацию газопроводов (далее — эксплуатирующая организация).

9. Обследование газопровода рекомендуется выполнять в присутствии (при необходимости — с участием) работника(ов) эксплуатационной организации, назначаемого(ых) техническим руководителем эксплуатационной организации для выполнения данного вида работ.

10. Источниками исходных данных для планирования работ по обследованию газопроводов может являться проектная и исполнительная документация, эксплуатационный паспорт газопровода (далее — паспорт газопровода), результаты предыдущих обследований.

11. Результаты обследования газопроводов могут использоваться при проведении экспертизы промышленной безопасности газопроводов.

12. При проведении обследования газопровода выявляются имеющиеся дефекты и повреждения:

металла труб, в том числе сварных соединений;

защитного покрытия газопровода;

технических устройств, установленных на газопроводе.

13. К дефектам и повреждениям металла трубы газопровода относятся: коррозионные повреждения: сквозные, локальные (язвенные или точечные) и общие (сплошные);

механические и прочие повреждения (вмятины, задиры, трещины и т.д.);

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

дефекты монтажных сварных соединений (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).

14. К дефектам и повреждениям защитного покрытия газопровода относятся:

повреждение или отсутствие покрытия;

отсутствие грунтовочного подслоя (праймера);

неравномерность, вздутие;

наличие пазух;

отсутствие армирующего слоя;

деструкция (потеря механической прочности клеящего подслоя);

отсутствие адгезии защитного покрытия к металлу трубы газопровода;

несоответствие типа покрытия газопровода проектной документации.

15. Документацию, оформленную по результатам проведения обследования газопровода, рекомендуется прикладывать к комплекту эксплуатационной документации на газопровод.

16. В обследование газопровода рекомендуется включать следующие основные этапы:

анализ технической документации;

разработку и утверждение программы обследования газопровода;

обследование газопровода без вскрытия грунта (бесшурфовое);

шурфовое обследование газопровода;

оценку фактического технического состояния газопровода;

определение остаточного ресурса газопровода;

оформление результатов обследования газопровода.

17. Перечень и объем работ по обследованию газопровода рекомендуется определять индивидуально для каждого конкретного объекта. Оценку фактического технического состояния газопровода рекомендуется осуществлять на основании одного или нескольких методов, с учетом конкретных условий, ответственности обследуемого объекта и требуемой надежности контроля.

18. При обследовании газопроводов рекомендуется анализировать техническую документацию на газопроводы, в том числе эксплуатационную документацию на технические устройства, входящие в состав газопроводов.

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

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

динамику изменения свойств защитного покрытия;

динамику изменения режимов работы средств электрохимической защиты (далее — средства ЭХЗ);

характер выявленных дефектов и повреждений газопровода.

20. При проведении обследования газопровода рекомендуется анализировать документацию, относящуюся ко всем этапам жизненного цикла газопровода:

проектную документацию на газопровод, в том числе материалы изысканий, исследования грунтов, сертификаты на материалы и оборудование;

исполнительную документацию;

результаты приемо-сдаточных испытаний;

эксплуатационный паспорт газопровода;

документацию 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;

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

рабочий проект и эксплуатационный паспорт средств ЭХЗ.

21. В случае отсутствия или неполной комплектности технической документации рекомендуется проведение обследования с последующим занесением в эксплуатационный паспорт характеристик газопровода, установленных по результатам технического обследования.

22. По результатам анализа технической документации рекомендуется устанавливать следующие характеристики:

а) газопровода:

назначение газопровода;

год(ы) постройки газопровода (его участков);

год ввода газопровода в эксплуатацию;

давление по проекту (расчетное);

давление рабочее;

протяженность газопровода с указанием участков, имеющих различный диаметр;

б) трассы:

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

места пересечения газопровода с сетями инженерно-технического обеспечения (тепловыми сетями, электрическими кабелями и т.д.);

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 значения с привязкой к конкретным участкам трассы);

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

в) труб:

наружный диаметр и толщина стенки труб;

нормативные документы на трубы (стандарт, технические условия);

сертификационные данные на трубы;

г) грунта:

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 с 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 (величина адгезии, сопротивление сдвигу и т.д.);

е) системы ЭХЗ:

тип средств 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 медносульфатного электрода сравнения (далее — МЭС);

наладочный и рабочий режим работы средств ЭХЗ;

расположение и исправность действующих электроизолирующих соединений и шунтирующих токовых перемычек.

23. При проведении анализа технической документации рекомендуется учитывать 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 средств ЭХЗ, в том числе о перерывах в работе за последние 10 лет.

24. По результатам выполнения анализа технической документации рекомендуется составлять:

схему обследуемого газопровода с указанием потенциально опасных участков;

акт анализа технической документации газопровода, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 2 к Руководству.

25. Схему обследуемого газопровода рекомендуется выполнять с привязками к зданиям и сооружениям на основе плана газопровода, предоставляемого эксплуатационной организацией в составе исполнительной документации.

На схеме обследуемого газопровода рекомендуется указывать:

трассу 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 (колодцы, запорная арматура, конденсатосборники, контрольно-измерительные пункты, электроизолирующие соединения и т.д.), 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.

26. Выполнение работ по обследованию газопровода рекомендуется проводить по программе технического обследования газопровода, разработанной в соответствии с требованиями документов в области промышленной безопасности, технического регулирования и стандартизации в части порядка выполнения отдельных видов работ, выполняемых при обследовании газопровода.

27. Программа обследования газопровода разрабатывается организацией, выполняющей обследование газопровода, утверждается эксплуатационной организацией и собственником газопровода.

28. Рекомендуемая программа проведения технического обследования газопровода приведена в приложении N 3 к Руководству.

29. Проведение работ по обследованию газопровода без вскрытия грунта (бесшурфовому) рекомендуется осуществлять с целью:

сбора и анализа данных о техническом состоянии газопровода;

поиска мест дефектов и сквозных повреждений защитного покрытия и металла трубы;

определения необходимости шурфового обследования и мест производства шурфов.

30. При обследовании газопровода без вскрытия грунта (бесшурфовом) рекомендуется выполнять:

проверку соответствия трассы газопровода исполнительной документации;

проверку газопровода на герметичность;

оценку защитного покрытия на наличие дефектов и сквозных повреждений;

оценку коррозионной агрессивности грунта;

определение опасного влияния блуждающего постоянного и переменного токов;

проверку эффективности работы средств ЭХЗ;

проверку состояния технических устройств, установленных на газопроводе;

выявление участков газопровода с аномалиями металла труб.

31. При проверке соответствия фактического местоположения газопровода и данных, содержащихся в исполнительной документации,

рекомендуется выявлять:

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 рекомендуется выявлять:

приборным методом с использованием трассоискателей;

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

32. Проверку газопровода на герметичность рекомендуется проводить с целью обнаружения и установления мест утечек газа по трассе газопровода. Герметичность газопровода рекомендуется проверять газоиндикаторами с принудительным пробоотбором с порогом чувствительности не менее 0,001 процента (по объемной доле СЕЦ).

33. Проверку состояния защитного покрытия газопровода без вскрытия грунта рекомендуется проводить для определения мест расположения дефектов и повреждений защитного покрытия газопровода.

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

35. Оценку коррозионной агрессивности грунта по отношению к металлу (включая биокоррозионную агрессивность грунтов) при обследовании газопровода без вскрытия грунта (бесшурфовом) рекомендуется проводить в соответствии с межгосударственным стандартом «Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии» (ГОСТ 9.602-2016), введенным в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 7 октября 2016 г. N 1327-ст (далее — ГОСТ 9.602).

36. Коррозионную агрессивность грунта по отношению к углеродистой и низколегированной стали рекомендуется оценивать 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).

37. Определение опасного влияния блуждающего постоянного и переменного токов и оформление результатов при обследовании газопровода без вскрытия грунта (бесшурфовом) рекомендуется проводить в соответствии с ГОСТ 9.602.

38. Оценку эффективности работы средств ЭХЗ газопровода рекомендуется проводить с целью оценки обеспеченности последнего катодной поляризацией в соответствии с межгосударственным стандартом «Системы газораспределительные. Требования к эксплуатации сетей газораспределения природного газа» (ГОСТ 34741-2021), введенным в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 20 октября 2021 г. N 1191-ст (далее — ГОСТ 34741-2021).

39. Оценку эффективности катодной поляризации газопровода рекомендуется проводить в соответствии с нормативными требованиями путем:

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

контроля рабочих параметров средств ЭХЗ.

40. Для оценки технического состояния установок ЭХЗ рекомендуется определять:

период неработоспособности установки за последние 10 лет;

запас номинальных параметров по току и мощности.

Результаты проверки эффективности средств ЭХЗ газопровода рекомендуется оформлять протоколом, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 4 к Руководству.

41. При проведении работ по обследованию газопровода без вскрытия грунта рекомендуется проверять 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;

гидрозатворов.

При проверке технического состояния трубопроводной арматуры рекомендуется проводить:

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

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

проверку работоспособности затвора частичным перемещением запирающего элемента;

проверку состояния крепежных элементов фланцевых соединений;

проверку работоспособности привода в соответствии с документацией изготовителя;

проверку состояния изоляционного покрытия (окраски).

Для арматуры, установленной в газовых колодцах, рекомендуется дополнительно проверять:

состояние крышки газового колодца;

загазованность газового колодца;

наличие воды и мусора в газовом колодце;

наличие и исправность шунтирующих электроперемычек;

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

состояние компенсаторов (герметичность, наличие коррозии и дефектов).

Для шаровых кранов, установленных в грунте под ковер, рекомендуется проверять:

состояние и исправность крышки ковера и отмостки ковера;

наличие воды в ковере;

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

работу крана в положениях «открыто-закрыто», без полного закрытия крана;

исправность приводного устройства.

Для гидрозатворов рекомендуется выполнять проверку:

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, рекомендуется оформлять протоколом, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 5 к Руководству.

42. Выявление участков газопровода с аномалиями металла труб рекомендуется проводить с целью определения дефектных участков и мест повышенных напряжений газопроводов.

Определение и уточнение мест расположения прогнозируемых дефектов без вскрытия грунта (бесшурфовое) рекомендуется проводить 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) рекомендуется указывать в акте обследования газопровода без вскрытия грунта, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 6 к Руководству.

В случае проведения внутритрубного обследования допускается не проводить шурфовое обследование в соответствии с разделом VI.

43. Результаты обследования без вскрытия грунта (бесшурфового) рекомендуется оформлять документом по форме, установленной рекомендациями к проведению и оформлению применяемого метода обследования.

44. Работы по шурфовому обследованию газопровода рекомендуется проводить с целью:

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

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

45. Шурфы рекомендуется предусматривать в местах, где в результате проведения работ по обследованию газопровода без вскрытия грунта выявлены:

негерметичность газопровода;

дефекты и сквозные 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 средств 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 (деформации грунта, неоднократные продольные и поперечные перемещения, изменения глубины заложения ниже нормативной и т.д.);

в местах возможной деформации газопровода при выявлении изменений его местоположения.

46. В состав работ по определению фактического технического состояния газопровода во вскрытых шурфах рекомендуется включать:

проверку 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;

иные методы неразрушающего контроля монтажных сварных соединений, предусмотренных программой;

определение состояния сварных соединений;

определение коррозионной агрессивности грунта;

определение биокоррозионной агрессивности грунта;

определение опасного влияния блуждающего постоянного и переменного токов.

47. Проверку герметичности газопровода во вскрытом шурфе рекомендуется проводить в два этапа.

На первом этапе (перед началом работ для обеспечения безопасных условий их проведения) во вскрытом шурфе рекомендуется определять загазованность с применением газоанализаторов и течеискателей.

На втором этапе рекомендуется с помощью газоанализаторов и течеискателей или пузырьковым методом (обмыливанием) проводить контроль герметичности по поверхности газопровода в локальных зонах с дефектами защитного покрытия, металла трубы и сварных стыков (сквозных повреждений, вмятин, задиров, трещин и иных дефектов) газопровода.

Результаты проверки герметичности газопровода в шурфе рекомендуется указывать в протоколе, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 7 к Руководству.

48. Определение состояния защитного покрытия во вскрытом шурфе рекомендуется проводить визуальным осмотром и инструментальными методами.

При визуальном осмотре защитного покрытия рекомендуется использовать данные паспорта газопровода и устанавливать:

тип и материал защитного покрытия;

внешний вид защитного покрытия;

наличие на покрытии морщин, вспучиваний и продавливаний;

расположение и площадь дефектов и повреждений.

Инструментальными методами рекомендуется определять фактические характеристики защитного покрытия:

толщину покрытия по периметру;

адгезию защитного покрытия к металлу;

величину переходного электрического сопротивления;

сплошность покрытия;

размеры и места расположения выявленных дефектов и повреждений.

При визуальном осмотре защитное покрытие оценивается:

сплошно;

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

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

Адгезию различных типов защитных покрытий к металлу трубы и величину переходного электрического сопротивления защитного покрытия рекомендуется определять в соответствии с ГОСТ 9.602.

Результаты определения состояния защитного покрытия в шурфе рекомендуется оформлять протоколом, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 8 к Руководству.

49. Определение состояния поверхности металла и контроль геометрических размеров трубы (освобожденной от защитного покрытия) во вскрытом шурфе рекомендуется производить неразрушающими методами (визуальным, измерительным, ультразвуковым и т.д.).

Визуально рекомендуется определять:

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

наличие и вид коррозии (общая или локальная).

Измерения рекомендуется проводить 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 рекомендуется включать 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, рекомендуется проводить дополнительное обследование металла трубы в шурфах, вскрытых в местах наибольшего приближения к указанным коммуникациям.

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

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

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

выявления изменения места положения газопровода при деформации грунта, выводящей газопровод за пределы допустимого радиуса упругого изгиба (при R < 1500 · Dнар, где Dнар — наружный диаметр газопровода);

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

51. Приборным методом рекомендуется определять фактические значения временного сопротивления и предела текучести . Допустимые значения находятся в пределах .

52. Фактические значения физико-механических свойств металла ( и ) рекомендуется определять в соответствии с ГОСТ 10006-80 «Трубы металлические. Метод испытания на растяжение», утвержденным постановлением Госстандарта СССР от 31 марта 1980 г. N 1464 (далее — ГОСТ 10006-80), или путем пересчета значений твердости, полученных с помощью переносного твердомера или коэрцитиметра по методикам, предусмотренным эксплуатационной документацией соответствующего прибора.

53. Факт потери прочности рекомендуется подтверждать лабораторными испытаниями вырезанных образцов в соответствии с ГОСТ 22761-77 «Металлы и сплавы. Метод измерения твердости по Бринеллю переносными твердомерами статического действия», введенным постановлением Госстандарта СССР от 31 октября 1977 г. N 2554 (далее — ГОСТ 22761-77), ГОСТ 22762-77 «Металлы и сплавы. Метод измерения твердости на пределе текучести вдавливанием шара», введенным постановлением Госстандарта СССР от 31 октября 1977 г. N 2555 (далее — ГОСТ 22762-77) или иными методами.

54. При достижении соотношения , то есть при потере прочности металла трубы, подтвержденной лабораторными испытаниями, участок газопровода, для которого выполняется это соотношение, рекомендуется признать непригодным к эксплуатации.

55. Результаты замеров и расчетов при определении физико-механических свойств металла трубы рекомендуется фиксировать в протоколе, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 9 к Руководству.

56. Контроль наличия зоны концентрации напряжений (далее — ЗКН), а также дефектов неоднородности структуры металла и сварных соединений газопровода рекомендуется проводить аттестованными методами неразрушающего контроля (ультразвуковым, радиографическим, магнитометрическим и т.д.), определяемыми организацией, проводящей обследование.

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

57. Состояние монтажных сварных соединений рекомендуется определять в зоне вскрытых шурфов визуальным и измерительным контролем. При необходимости рекомендуется проводить визуальный и измерительный контроль заводских продольных или спиральных швов. По результатам визуального и измерительного контроля и иных методов неразрушающего контроля рекомендуется оформлять соответствующий документ.

Результаты проверки состояния сварных соединений рекомендуется указывать в протоколе, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 9 к Руководству. При этом, в целях идентификации проверяемых сварных соединений, в протоколе рекомендуется указывать географические координаты.

58. Оценку коррозионной агрессивности грунта по отношению к металлу (включая биокоррозионную агрессивность грунтов) по отобранным в шурфе пробам грунта в лабораторных условиях рекомендуется проводить в соответствии с ГОСТ 9.602.

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

окраске грунта;

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

Результаты определения биокоррозионной агрессивности грунта рекомендуется указываются в протоколе, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 10 к Руководству.

60. Определение опасного влияния блуждающего постоянного и переменного токов при шурфовом обследовании рекомендуется проводить в соответствии с ГОСТ 9.602.

61. Результаты шурфового обследования рекомендуется указывать в акте шурфового обследования газопровода, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 11 Руководству.

62. Техническое состояние газопровода рекомендуется определять на основании результатов проведения его обследования.

63. В качестве критерия фактического технического состояния газопровода в настоящем Руководстве принята вероятность возникновения отказов, обусловленных техническим состоянием газопровода РТС.

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

64. Определение фактического технического состояния и остаточного ресурса газопровода рекомендуется проводить в следующей последовательности:

анализ условий эксплуатации газопровода и выявленных при проведении его обследования 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.

Рекомендуемая схема алгоритма определения фактического технического состояния, допустимости эксплуатации и остаточного ресурса газопровода приведена в приложении N 12 к Руководству.

65. Анализ условий эксплуатации газопровода и выявленных при проведении его обследования дефектов, повреждений и их динамики рекомендуется производить в соответствии с методикой, приведенной в приложении N 13 к Руководству.

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.

66. Оценку вероятности возникновения отказов, обусловленных техническим состоянием газопровода РТС, рекомендуется производить в соответствии с приложением N 13 к Руководству и выполнять для двух вариантов:

при условии наличия дефектов и повреждений, выявленных при проведении обследования газопровода РТС1 (соответствует фактическому техническому состоянию газопровода);

при условии устранения выявленных дефектов и повреждений РТС2, (соответствует периоду дальнейшей безопасной эксплуатации до истечения остаточного ресурса).

67. Допустимость дальнейшей безопасной эксплуатации после проведения обследования газопровода до истечения остаточного ресурса рекомендуется определять путем сравнения значений двух вероятностей возникновения отказов:

обусловленной техническим состоянием газопровода РТС;

установленной в качестве допустимой РД.

Для газопроводов, возникновение отказов на которых может сопровождаться нанесением ущерба третьим лицам и окружающей среде, рекомендуется устанавливать РД <= 0,05.

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

68. Результаты определения фактического технического состояния и допустимости дальнейшей эксплуатации газопровода рекомендуется указывать в протоколе, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 14 к Руководству.

69. В зависимости от наличия дефектов, повреждений и их динамики, выявленных при проведении обследования газопровода, остаточный ресурс рекомендуется устанавливать 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 рекомендуется определять по его наименьшему значению из рассчитанных по каждому критерию (методу).

Методика определения остаточного ресурса на основании вероятности возникновения отказов газопровода приведена в приложении N 15 к Руководству. Результаты расчета рекомендуется указывать в протоколе, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 16 к Руководству.

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

Рекомендуемая методика определения остаточного ресурса газопровода по коррозионному утонению стенок и изменению механических характеристик металла труб газопровода приведена в приложении N 17 к Руководству, рекомендуется форма протокола — в приложении N 18 к Руководству.

При обнаружении на обследуемом 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 обследования.

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

70. С целью обеспечения безопасности эксплуатации газопровода на период времени от проведенного обследования 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 обследовании;

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

71. Результаты установления остаточного ресурса газопровода рекомендуется указывать в протоколе, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 19 к Руководству.

72. Результаты, полученные при выполнении отдельных видов работ, предусмотренных программой проведения обследования газопровода, рекомендуется оформлять 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 обследования 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 средств ЭХЗ подземного стального газопровода;

протокол проверки состояния технических устройств, установленных на газопроводе;

результаты шурфового обследования:

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.

73. Результаты, полученные при выполнении обследования газопровода, рекомендуется использовать для:

определения фактического технического состояния газопровода;

использования при проведении экспертизы промышленной безопасности газопровода;

оформления в виде приложений к заключению экспертизы.

Результаты технического обследования газопровода рекомендуется оформлять в виде отчета о проведенном обследовании в случае, если по результатам проведения технического обследования не проводится экспертиза промышленной безопасности газопровода.

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

Вероятность — характеристика возможности и частоты появления события (пункт 4.6.1.1 национального стандарта Российской Федерации «Менеджмент риска. Термины и определения» (ГОСТ Р 51897-2021 (ISO Guide 73:2009)), утвержденного и введенного в действие приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 11 ноября 2021 г. N 1489-ст (далее — ГОСТ Р 51897-2021)).

Вероятность безотказной работы — вероятность того, что в пределах заданной наработки отказ объекта не возникнет (пункт 85 национального стандарта Российской Федерации «Надежность в технике. Надежность объекта. Термины и определения» (ГОСТ Р 27.102-2021 ISO (Guide 73:2009)), утвержденного и введенного в действие приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 8 октября 2021 N 1104-ст (далее — ГОСТ Р 27.102-2021)).

Вероятность отказа — вероятность возникновения отказа изделия в пределах заданной наработки (пункт 3.1.1 национального стандарта Российской Федерации «Надежность в технике. Модели отказов» (ГОСТ Р 27.004-2009), утвержденного и введенного в действие приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 15 декабря 2009 г. N 1244-ст (далее — ГОСТ Р 27.004-2009)).

Примечания:

1. Вероятность отказа является дополнением до единицы вероятности безотказной работы.

2. Назначение вероятности отказа равно отношению числа отказов испытанных изделий к числу их испытаний.

Газопровод — линейное сооружение, состоящее из соединенных между собой труб, предназначенное для транспортирования газа (пункт 3.1.4 ГОСТ 34741-2021).

Дефект — каждое отдельное несоответствие продукции установленным требованиям (пункт 38 ГОСТ 15467-79 (СТ СЭВ 3519-81) «Управление качеством продукции. Основные понятия. Термины и определения», введенного в действие постановлением Госстандарта СССР от 26 января 1979 г. N 244).

Исправное состояние (исправность) — состояние объекта, в котором все параметры объекта соответствуют всем требованиям, установленным в документации на этот объект (пункт 12 ГОСТ Р 27.102-2021).

Контроль технического состояния — проверка соответствия значений параметров объекта требованиям технической документации и определение на этой основе одного из заданных видов технического состояния в данный момент времени. Видами технического состояния являются, например, исправное, работоспособное, неисправное, неработоспособное и т.п. в зависимости от значений параметров в данный момент времени (пункт 5 ГОСТ 20911-89 «Техническая диагностика. Термины и определения», утвержденного постановлением Госстандарта СССР от 26 декабря 1989 г. N 4143).

Мониторинг технического состояния — составная часть технического обслуживания, представляющая собой наблюдение за объектом с целью получения информации о его техническом состоянии и рабочих параметрах (пункт 72 ГОСТ Р 27.102-2021).

Наработка — продолжительность или объем работы объекта. Примечание: наработка может быть как непрерывной величиной (продолжительность работы в часах, километраж пробега и т.п.), так и дискретной величиной (число рабочих циклов, запусков и т.п.) (пункт 24 ГОСТ Р 27.102-2021).

Неисправное состояние (неисправность) — состояние объекта, в котором хотя бы один параметр объекта не соответствует хотя бы одному из требований, установленных в документации на этот объект (пункт 13 ГОСТ Р 27.102-2021).

Неработоспособное состояние — состояние объекта, в котором значение хотя бы одного из параметров, характеризующих способность объекта выполнять заданные функции, не соответствует требованиям документации на этот объект (пункт 15 ГОСТ Р 27.102-2021).

Примечания:

1. Для сложных объектов возможно деление их неработоспособных состояний. При этом из множества неработоспособных состояний выделяют частично неработоспособные состояния, в которых объект способен частично выполнять требуемые функции.

2. Исправный объект всегда работоспособен, неисправный объект может быть как работоспособным, так и неработоспособным. Работоспособный объект может быть исправен и неисправен, неработоспособный объект всегда неисправен.

Несоответствие — невыполнение требования (пункт 3.6.2 межгосударственного стандарта «Системы менеджмента качества. Основные положения и словарь» (ГОСТ ISO 9000-2011 (ISO 9000:2005, IDT)), введенного в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 22 декабря 2011 г. N 1574-ст (далее — ГОСТ ISO 9000-2011).

Отказ — событие, заключающееся в нарушении работоспособного состояния объекта (пункт 36 ГОСТ Р 27.102-2021).

Примечания:

1. Отказ может быть полным или частичным.

2. Полный отказ характеризуется переходом объекта в неработоспособное состояние.

3. Частичный отказ характеризуется переходом объекта в частично неработоспособное состояние.

Оценка технического состояния — комплекс работ, выполняемый в рамках мониторинга технического состояния сетей газораспределения и/или газопотребления для определения величины риска отказов и принятия решения о его допустимости (пункт 24 национального стандарта Российской Федерации «Системы газораспределительные. Термины и определения» (ГОСТ Р 53865-2019), утвержденного и введенного в действие приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 20 декабря 2019 г. N 1428-ст (далее — ГОСТ Р 53865-2019)).

Повреждение — событие, заключающееся в нарушении исправного состояния объекта при сохранении работоспособного состояния (пункт 38 ГОСТ Р 27.102-2021).

Предельное состояние — состояние объекта, в котором его дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна, либо восстановление его работоспособного состояния невозможно или нецелесообразно (пункт 19 ГОСТ Р 27.102-2021).

Примечание: недопустимость дальнейшей эксплуатации устанавливают на основе критериев предельного состояния объекта.

Срок службы — календарная продолжительность эксплуатации объекта от начала эксплуатации или ее возобновления после капитального ремонта до момента достижения объектом предельного состояния (пункт 29 ГОСТ Р 27.102-2021).

Работоспособное состояние — состояние объекта, в котором значения всех параметров, характеризующих его способность выполнять заданные функции, соответствуют требованиям нормативной и технической документации (пункт 14 ГОСТ Р 27.102-2021).

Примечание: отсутствие необходимых внешних ресурсов может препятствовать работе объекта, но это не влияет на его пребывание в работоспособном состоянии.

Событие — происшествие, проявление или изменение совокупности обстоятельств (пункт 4.5.1.3 ГОСТ Р 51897-2021).

Примечания:

1. Событие может быть единичным или многократным, иметь несколько причин и приводить к нескольким последствиям.

2. Событие может заключаться в том, что ожидаемое явление не имело места или случилось что-то непредвиденное.

3. Событие может также быть названо терминами «инцидент» или «несчастный случай».

4. Событие без последствий может также быть названо терминами «случай без происшествий», «инцидент», «потенциальное происшествие» или «предаварийная ситуация».

Техническое состояние объекта — состояние, которое характеризуется в определенный момент времени, при определенных условиях внешней среды, значениями параметров, установленных технической документацией на объект (пункт 2 ГОСТ 20911-89 «Техническая диагностика. Термины и определения», утвержденного постановлением Госстандарта СССР от 26 декабря 1989 г. N 4143).

Требование — потребность или ожидание, которое установлено, обычно предполагается или является обязательным. Примечание: слова «обычно предполагается» означают, что это общепринятая практика организации, потребителей и других заинтересованных сторон, когда предполагаются рассматриваемые потребности или ожидания (пункт 3.1.2 ГОСТ ISO 9000-2011).

Класс сооружения — характеристика, устанавливающая требования к обеспечению надежности здания или сооружения в соответствии с уровнем его ответственности на основании технических параметров и функционального назначения (пункт 2.1.24 межгосударственного стандарта «Надежность строительных конструкций и оснований. Основные положения» (ГОСТ 27751-2014 (ISO 2394:1998, NEQ)), введенного в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 11 декабря 2014 г. N 1974-ст (далее — ГОСТ 27751-2014).

АКТ АНАЛИЗА ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ ГАЗОПРОВОДА

Дата составления: «__» __________ 20__ г. Имущественная принадлежность газопровода:

Адрес газопровода и N исполнительного чертежа

Назначение газопровода

1. Основные характеристики газопровода

N проекта
Год(ы) постройки
Год ввода в эксплуатацию
Протяженность общая, метр
Диаметр, миллиметры
Давление проектное, мегапаскаль
Давление рабочее, мегапаскаль
Пропускная способность газопровода проектная/фактическая
Класс сооружения
Тип(ы) защитного покрытия (нормальное, усиленное, весьма усиленное)
Материал и конструкция защитного покрытия
Тип средств ЭХЗ и дата ввода
Эксплуатационная организация

2. Перечень рассмотренной документации:

3. Характеристики газопровода и технических устройств на нем

Расположение участка на исполнительной документации	Технические устройства	Диаметр, миллиметр	Толщина стенки трубы, миллиметр	Стандартна трубы
ПК	протяженность, метр

4. Пересечение с искусственными и естественными преградами

Расположение участка на исполнительной документации	Наименование и характеристика пересекающей преграды	Наличие футляра
ПК	протяженность, метр

5. Особенности прокладки газопровода

Расположение участка на исполнительной документации	Прокладка в пучинистых и слабонесущих грунтах, на подрабатываемых территориях; в зонах с проявлением карстовых явлений; недопустимое приближение к инженерным коммуникациям (указать)	Примечание
ПК	протяженность, метр

6. Характеристика грунта

Расположение участка на исполнительной документации	Тип грунта (указать)	Коррозионная агрессивность
ПК	протяженность, метр

7. Система электрохимической защиты

Зона действия средств ЭХЗ	Тип средств ЭХЗ	Опорная точка	Потенциал относительно МЭС, вольт	Продолжительность отключения за 10 лет, сутки	Примечания
от ПК	до ПК	суммарный	поляризационный

8. Электроизолирующие соединения на газопроводе

N	Адрес (постоянные ориентиры)	Место установки	Дата проверки	Диаметр, миллиметр	Тип	Работоспособность

9. Шунтирующие токовые перемычки

N	Адрес (постоянные ориентиры)	Тип установки (подземная/надземная)	Место установки
сооружение 1	сооружение 2
Диаметр, миллиметр	Давление, мегапаскаль	Диаметр, миллиметр	Давление, мегапаскаль

10. Сведения о ремонтных и профилактических работах

N	Дата	Место расположения по схеме, ПК	Вид повреждения и его причины	Вид выполненного ремонта

Приложение: Схема обследуемого газопровода

Акт составлен:

(должность, наименование организации, личная подпись, инициалы, фамилия)

Вид работ

1. Анализ технической документации

2. Обследование газопровода без вскрытия грунта:

2.1. Проверка соответствия трассы газопровода исполнительной документации

2.2. Проверка газопровода на герметичность

2.3. Оценка состояния защитного покрытия

2.4. Оценка коррозионной агрессивности грунта

2.5. Определение опасного влияния блуждающего постоянного и переменного токов

2.6. Проверка эффективности работы средств ЭХЗ

2.7. Проверка состояния технических устройств, установленных на газопроводе

2.8. Выявление участков газопровода с аномалиями металла труб

3. Шурфовое обследование газопровода:

3.1. Выбор мест закладки шурфов

3.2. Проверка герметичности газопровода

3.3. Определение состояния защитного покрытия

3.4. Определение состояния поверхности металла и контроль геометрических размеров трубы

3.5. Определение физико-механических свойств металла трубы

3.6. Контроль ЗКН, дефектов, неоднородности структуры металла и сварных соединений

3.7. Определение состояния сварных соединений

3.8. Определение коррозионной агрессивности грунта

3.9. Определение биокоррозионной агрессивности грунта

4. Определение фактического технического состояния газопровода и установление предельного срока его дальнейшей эксплуатации

4.1. Анализ условий эксплуатации газопровода и выявленных при проведении его обследования дефектов, повреждений и их динамики

4.2. Оценка вероятности возникновения отказов, обусловленных техническим состоянием газопровода

4.3. Принятие решения о допустимости дальнейшей безопасной эксплуатации газопровода до прогнозируемого его перехода в предельное состояние

4.4. Установление остаточного ресурса газопровода

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

5. Оформление результатов обследования газопровода

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

Наименование прибора	N прибора	Назначение прибора	Свидетельство и дата следующей поверки (калибровки)

2. Результаты контроля:

2.1. Результаты контроля защитных потенциалов

Расположение участка на исполнительной документации	Величина стационарного потенциала, вольт	Величина суммарного потенциала, вольт	Величина поляризационного потенциала, вольт
ПК	Протяженность, метр

2.2. Результаты контроля параметров средств ЭХЗ

Наименование контролируемых параметров	Единица измерения	Значение параметра
УЗ-1	УЗ-2	УЗ-3	УЗ-…	УЗ-N
Рабочий выходной ток	ампер
Выходное напряжение	вольт
Максимальное значение тока	ампер
Максимальное значение напряжения	вольт
Запас по току	процент
Запас по напряжению	«
Соотношение величин выходного и максимального напряжения	«
Период неработоспособности за последние 10 лет	месяц
Координаты средств ЭХЗ GPS/Глонасс	(WGS 84)

Обследование провели:

(должность, наименование организации, личная подпись, инициалы, фамилия)

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

Наименование средства измерения	N средства измерения	Назначение средства измерения	Свидетельство и дата следующей поверки (калибровки)

2. Результаты обследования технических устройств

Место расположения (ПК) GPS/Глонасс	Тип технического устройства	Вид установки	Выявленные дефекты и повреждения	Рекомендации по обеспечению безопасной эксплуатации	Выводы

Обследование провели:

(должность, наименование организации, личная подпись, инициалы, фамилия)

АКТ ОБСЛЕДОВАНИЯ ГАЗОПРОВОДА БЕЗ ВСКРЫТИЯ ГРУНТА

Дата обследования: «__» ________ 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 (топографическая привязка точек контроля GPS/Глонасс) __________________________________

Обнаружено мест «индикаций» прибора с приложением эскизов

5. Герметичность газопровода проверялась

Обнаружено мест «индикаций» прибора с приложением эскизов

Акт составлен:

(должность, наименование организации)	(фамилия, имя, отчество)		(подпись)		(дата)
(должность, наименование организации)	(фамилия, имя, отчество)		(подпись)		(дата)

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.

1. Параметры шурфа

N шурфа	Привязка шурфа по схеме (ПК)	Протяженность шурфа, метр	Примечания

2. Средства измерений

Наименование прибора	N прибора	Назначение прибора	Свидетельство и дата следующей поверки (калибровки)

3. Результаты измерений

Параметр контроля	Результат контроля	Место расположения (координаты)	Размеры, вид утечки
Загазованность шурфа (наличие негерметичности)

Измерения провели:

(должность, наименование организации, личная подпись, инициалы, фамилия)
(должность, наименование организации, личная подпись, инициалы, фамилия)

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.

1. Параметры шурфа

N шурфа	Привязка шурфа по схеме (ПК) (топографическая привязка точек контроля GPS/Глонасс)	Протяженность шурфа, метр	Примечания

2. Средства измерения

Наименование прибора	N прибора	Назначение прибора	Свидетельство и дата следующей поверки (калибровки)

3. Результаты измерений

3.1. Характеристики защитного покрытия

N шурфа	Основа покрытия	Тип покрытия	Армирующий материал	Наличие праймера	Адгезия

3.2. Толщина защитного покрытия

N шурфа	Толщина покрытия, миллиметр	Среднее значение, миллиметр
0 градусов	90 градусов	180 градусов	270 градусов

3.3. Переходное сопротивление защитного покрытия

N шурфа	Диаметр газопровода, миллиметр	Площадь электрода-бандажа, квадратный метр	Напряжение, вольт	Сила тока, ампер	Rпер, ОМ на квадратный метр	Rпер ср., ОМ на квадратный метр

3.4. Повреждения защитного покрытия

N шурфа	Внешний вид покрытия	Тип повреждения	Размеры повреждения	Причины повреждения

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

Дефекты	Количество, штук
Сквозные повреждения
Неудовлетворительная адгезия
Отсутствие адгезии
Переходное сопротивление ниже предельно допустимого значения
Полная деструкция

Измерения провели:

(должность, наименование организации, личная подпись, инициалы, фамилия)

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.

1. Параметры шурфа

N шурфа	Привязка шурфа по схеме (ПК) (топографическая привязка точек контроля GPS/Глонасс)	Протяженность шурфа, метр	Примечания

2. Средства измерений

Наименование прибора	N прибора	Назначение прибора	Свидетельство и дата следующей поверки (калибровки)

3. Результаты измерений

3.1. Геометрические параметры

N шурфа	Наружный диаметр, миллиметр	Толщина стенки трубы, миллиметр
0 градусов	90 градусов	0 градусов	90 градусов	180 градусов	270 градусов

3.2. Механические и коррозионные повреждения металла трубы

N шурфа	Вид повреждения	Расположение, градус	Площадь, квадратный миллиметр (диаметр, миллиметр)	Глубина, миллиметр	Толщина стенки на неповрежденном участке, миллиметр

3.3. Механические характеристики металла трубы

N шурфа	Показания прибора	Среднее значение	Твердость	Временное сопротивление, мегапаскаль	Предел текучести, мегапаскаль

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

4. Выводы

Выявлено дефектов металла трубы и сварных соединений, из них:

Дефекты	Количество, штук
Сквозные коррозионные повреждения более 1 миллиметра в диаметре
Сквозные коррозионные повреждения менее 1 миллиметра в диаметре
Язвенная (точечная) коррозия
Общая коррозия с остаточной толщиной стенки трубы менее 70 процентов от номинальной
Общая коррозия с остаточной толщиной стенки трубы более 70 процентов от номинальной
Механические повреждения
Негерметичность сварных соединений
Разрыв сварных соединений
Потеря прочности

Измерения провели:

(должность, наименование организации, личная подпись, инициалы, фамилия)
(должность, наименование организации, личная подпись, инициалы, фамилия)

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.

1. Параметры шурфа

N шурфа	Привязка шурфа по схеме (ПК) (топографическая привязка точек контроля GPS/Глонасс)	Протяженность шурфа, метр	Примечания

2. Результаты измерений

N шурфа	Окраска грунта	Наличие восстановительных соединений серы	Биокоррозионная агрессивность грунта

Измерения провели:

(должность, наименование организации, личная подпись, инициалы, фамилия)
(должность, наименование организации, личная подпись, инициалы, фамилия)

АКТ ШУРФОВОГО ОБСЛЕДОВАНИЯ ГАЗОПРОВОДА
Дата обследования: «__» ________ 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)
материал
наружный диаметр, миллиметр
толщина стенки, миллиметр
глубина заложения трубопровода (от верхней образующей трубопровода до поверхности земли), метр _____________________________________
год(ы) строительства
7. Состояние защитного покрытия:
конструкция
	(нормальный типа, усиленного типа, весьма усиленного типа)
материал
	(полимерное, ленточное полимерно-битумное, мастичное и другое)
толщина (из паспорта газопровода), миллиметр
толщина (фактическая), миллиметр
адгезия (из паспорта газопровода), ньютон на квадратный сантиметр, мегапаскаль ___________________________
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
	(нет/материал, удовлетворительное, неудовлетворительное)
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 от трубы)
наличие сквозных или несквозных язв
(ориентир по часовой шкале от 12:00 до 24:00, примерное число на 1 квадратный дециметр)
размеры язв, миллиметр
	(диаметр, глубина)
9. Характеристика грунта:
тип
(глина, песок, суглинок, торф, известняк, чернозем, гравий-щебень и другое)
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 средств ЭХЗ		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

Акт составлен:

(должность, наименование организации)	(фамилия, имя, отчество)		(подпись)		(дата)
(должность, наименование организации)	(фамилия, имя, отчество)		(подпись)		(дата)

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 обследования:

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

где:

S — количество типов дефектов и повреждений, шт.;

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

где:

n — количество корректирующих коэффициентов, шт.;

P(Asi) — потенциальная вероятность возникновения отказа из-за Si-того дефекта или повреждения;

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

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

ls = ms · [(l — Рд-оп(Вsi)) / Рд-оп(Вsi)], (4)

где:

Рд-оп(Вsi) — 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:

где:

Nsi — средняя частота возникновения данного типа дефектов на газопроводе, приходящихся на один отказ 1/(километр·год);

KB — весовой коэффициент условий эксплуатации, учитывает разную степень влияния различных групп условий эксплуатации (KB = 1… 1,2);

Ni, Nmin — частота возникновения дефектов в одной из групп условий эксплуатации.

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

Рекомендуемые значения P(Asi) и Ki, полученные из статистических данных, приведены соответственно в таблицах N 1 и N 2.

Таблица N 1

Степень опасности дефектов и повреждений

Характеристики дефектов и повреждений	P(Asi)
Дефекты и повреждения защитного покрытия
Механические и структурные	Повреждения	0,002
Неудовлетворительная адгезия в шурфе	0,003
Отсутствие адгезии на всем участке	0,030
Переходное сопротивление в шурфе меньше предельно допустимого значения	0,001
Деструкция защитного покрытия на всем участке	0,005
Дефекты и повреждения металла трубы
Коррозионные	Сквозные более 1 миллиметра в диаметре	0,200
Сквозные менее 1 миллиметра в диаметре	0,100
Локальные (язвенные, точечные)	0,015
Общие при остаточной толщине стенки менее 70 процентов от номинальной	0,010
Характеристики дефектов и повреждений	P(Asi)
	Общие при остаточной толщине стенки от 99 до 70 процентов номинальной	0,005
Структурные	Потеря прочности тела трубы	0,700
Разрыв сварного соединения	0,200
Характеристики дефектов и повреждений	P(Asi)
	Негерметичность сварного соединения	0,100

Таблица N 2

Значения корректирующих коэффициентов опасности
дефектов и повреждений на газопроводе

Характеристики подземного газопровода	Ki возможное
Условия эксплуатации
Вид газопровода	межпоселковый	1,00
распределительный	1,05
ввод	1,10
Давление газа	низкое	1,00
среднее	1,05
высокое	1,10
Наличие перехода газопровода через естественные и искусственные преграды	отсутствует	1,00
водная преграда	1,05
автомобильная или железная дорога	1,15
Нормативные расстояния от сети газораспределения	соблюдены	1,00
не соблюдены	1,05
Защитный потенциал обеспечен:	—	—
по всей протяженности газопровода или средств ЭХЗ не требуется	—	1,00
не по всей протяженности в грунтах с высокой коррозионной (включая биокоррозионную) агрессивностью или при наличии опасного влияния блуждающих токов (постоянного, переменного)	—	1,10
не по всей протяженности в грунтах с высокой коррозионной (включая биокоррозионную) агрессивностью и при наличии опасного влияния блуждающих токов (постоянного, переменного)	—	1,20
Перерывы в работе средств ЭХЗ свыше допустимых нормативной документацией сроков	—	1,05
Учет динамики возникновения дефектов и повреждений
Ранее не было выявлено повреждений защитного покрытия	—	1,00
Ранее были выявлены повреждения защитного покрытия при отсутствии динамики роста их количества	—	1,05
Наблюдается рост количества мест повреждений защитного покрытия по сравнению с последним обследованием	—	1,10
Наблюдается рост количества мест сквозных коррозионных повреждений за последние пять лет по сравнению с предыдущими пятью годами	—	2,00
Наблюдается рост количества мест разгерметизации сварных стыков за последние пять лет по сравнению с предыдущими пятью годами	—	2,00

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

характеристиками используемых приборов и оборудования;

параметрами газопровода;

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

субъективными причинами (человеческий фактор).

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

Таблица N 3

Максимальные вероятности обнаружения дефектов и повреждений

Характеристика дефектного участка	Максимальная вероятность обнаружения дефекта Рд-оп макс
Сквозные дефекты и повреждения металла труб
На газопроводах:	—
высокого давления	0,98
среднего давления	0,95
низкого давления	0,90
низкого давления при размере повреждения менее 1 миллиметра	0,85
Дефекты и повреждения защитного покрытия
При прокладке газопровода:	—
в поселении при наличии смежных коммуникаций	0,70
в поселении при отсутствии смежных коммуникаций	0,75
вне поселений	0,80
Отсутствие адгезии по всей протяженности газопровода	0,98
Деструкция защитного покрытия на всем участке (переходное сопротивление ниже предельно допустимого значения), подтвержденная неоднократными шурфовыми обследованиями	0,99

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.

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.

Таблица N 4

Расчет параметров технического состояния

Показатели подземного газопровода	Ki	P(Asi)	Результаты
Ki	Количество
Условия эксплуатации газопровода
Вид газопровода	межпоселковый	1,00	—
распределительный	1,05	—
ввод	1,10	—
Давление газа	низкое	1,00	—
среднее	1,05	—
высокое	1,10	—
Наличие перехода через естественные и искусственные преграды	отсутствует	1,00	—
водная преграда	1,05	—
железная или автомобильная дорога	1,10	—
железная и автомобильная дорога	1,15	—
Нормативные расстояния	соблюдены	1,00	—
не соблюдены	1,05	—
Защитный потенциал	средства ЭХЗ не требуется	1,00	—
обеспечен по всей протяженности	1,00	—
обеспечен не по всей протяженности:
в грунтах с высокой коррозионной (включая биокоррозионную) агрессивностью или при наличии опасного влияния блуждающих токов	1,10
в грунтах с высокой коррозионной (включая биокоррозионную) агрессивностью и при наличии опасного влияния блуждающих токов	1,20
Перерывы в работе средств ЭХЗ	отсутствуют	1,00	—
свыше сроков, установленных нормативной документацией	1,05	—
Дефекты и повреждения
Защитное покрытие	повреждения	—	0,002
неудовлетворительная адгезия	—	0,003
отсутствие адгезии	—	0,030
переходное сопротивление меньше предельно допустимого значения	—	0,001
полная деструкция	—	0,005
Коррозия металла	сквозная с диаметром отверстия более 1 миллиметра	—	0,200
сквозная с диаметром отверстия менее 1 миллиметра	—	0,100
локальная (язвенная, точечная)	—	0,015
общая с остаточной толщиной стенки трубы менее 70 процентов от номинальной	—	0,010
общая с остаточной толщиной стенки трубы более 70 процентов от номинальной	—	0,005
Сварные соединения	разрыв	—	0,200
негерметичность	—	0,100
потеря прочности	—	0,700
Динамика дефектов и повреждений
Повреждения защитного покрытия	ранее не было выявлено	1,00	—
ранее были выявлены	1,05	—
наблюдается рост количества мест повреждений по сравнению с последним обследованием	1,10	—
Сквозные коррозионные повреждения и разрывы сварных соединений	ранее не было выявлено	1,00	—
ранее были выявлены	1,05	—
наблюдается рост количества мест повреждений по сравнению с последним обследованием	2,00	—
Допустимость дальнейшей безопасной эксплуатации газопровода при его фактическом техническом состоянии, выявленном в процессе обследования
Корректирующий коэффициент опасности дефектов и повреждений
Вероятность возникновения отказа газопровода:
при наличии дефектов и повреждений, выявленных при проведении обследования РТС1
при условии устранения выявленных дефектов и повреждений РТС2
установленная в качестве допустимой Рд	0,05
Решение о допустимости дальнейшей безопасной эксплуатации газопровода (допустима/недопустима)

Рекомендации по обеспечению безопасной эксплуатации газопровода:

Расчет произвел:

(должность, наименование организации, личная подпись, инициалы, фамилия)

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

2. Расчетная формула для определения вероятности возникновения одного или более отказов Р (n >= 1) на протяжении конкретного периода времени для обследуемого участка газопровода имеет вид:

Р (n >= 1) = 1 — Рд = 1 — exp(-nот · t · L), (1)

где:

t — продолжительность периода времени, для которого оценивается вероятность возникновения отказа, год;

L — протяженность обследуемого участка газопровода, километров;

Рд — вероятность возникновения отказа, установленная в качестве допустимой (рекомендуется Рд <= 0,05);

nот — частота возникновения на газопроводе отказов, обусловленных различными причинами, 1/(километр·год):

nот = nтс + nмп + nзб + nдр, (2)

где:

nтс — частота возникновения на газопроводе отказа, обусловленного техническим состоянием, оценивается по вероятности возникновения отказа Ртс, определенной на основе результатов обследования:

nтс = Ртс/L, (3)

nмп, nзб, nдр — частоты возникновения на газопроводе отказов, обусловленных механическими повреждениями, заводским браком и другими причинами, оцениваются по статистическим данным, обобщенным в таблице N 5.

Таблица N 5

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

Причина отказа	Обозначение	Значение, 1/(километр·год)
Механические повреждения	nмп	0,0020
Заводской брак	nзб	0,0001
Другие причины	nдр	0,0003

3. На основании формулы (1) может быть рассчитана продолжительность периода времени t, на протяжении которого при значениях частоты отказов nот, определенных в соответствии с рекомендациями пункта 2 настоящего приложения, вероятность возникновения отказа на обследуемом участке газопровода не превысит заданной величины Рд:

t = -In(1 — Рд) / (nот · L), (4)

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

Тпр = -In(1 — Рд) / (nтс + nмп + nзб + nдр). (5)

5. В таблице N 6 в качестве иллюстрации приведены результаты расчета по формуле (5) остаточного ресурса газопровода при различных значениях вероятности возникновения отказа, обусловленного техническим состоянием газопровода (Рд = 0,05, nмп = 0,002 1/(километр·год), nзб = 0,0001 1/(километр·год), nдр = 0,0003 1/(километр·год), птс — Ртс при L <= 1 километра).

6. По результатам расчетов, выполненных для отдельных участков газопровода, строится график изменения остаточного ресурса Тпр = f(L) по всей протяженности газопровода.

Таблица N 6

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

РТС	<= 0,001	0,002	0,003	0,004	0,005	0,006	0,007	0,008	0,009	0,01	0,02	0,03	0,04	0,05
Тпр, лет	15,1	11,7	9,5	8,0	6,9	6,1	5,5	4,9	4,5	4,1	2,3	1,6	1,2	1,0

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.

1. Исходные данные

Наименование параметра	Единица измерения	Обозначение	Значение
Вероятность возникновения отказа, установленная в качестве допустимой	—	Рд
Частота возникновения отказов, обусловленных различными причинами:	—	—	—
механическими повреждениями	1/(километртод)	nМП
заводским браком	то же	nЗБ
другими причинами	«	nДР

2. Результаты расчетов

Наименование параметра	Значение по участкам газопровода
1	2	…	n
При наличии дефектов и повреждений, выявленных при проведении обследования:	—	—	—	—
вероятность возникновения отказа РТС1
остаточный ресурс газопровода ТПР1 лет
При условии устранения выявленных дефектов и повреждений:	—	—	—	—
вероятность возникновения отказа РТС2
остаточный ресурс газопровода ТПР1, лет

Расчет провел:

(должность, наименование организации, личная подпись, инициалы, фамилия)

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

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

Тпр = (сф — сд) / wср, (1)

где:

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

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

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

3. Значение допустимой глубины коррозионного повреждения сд, миллиметры, зависит как от геометрических размеров трубы, так и от изменения механических характеристик металла трубы и рассчитывается по формуле:

где:

— номинальная толщина стенки трубы, миллиметров;

Р — проектное давление на участке газопровода, мегапаскаль;

DH — наружный диаметр трубы, миллиметров;

— фактический предел текучести металла трубы, мегапаскаль.

4. При наличии данных о глубине коррозионных повреждений, измеренных на участке газопровода в различные годы, среднюю скорость коррозии wcp, миллиметры в год, следует оценивать по формуле:

wcp =(сt2 — сt1) / (t2 — t1), (3)

где:

сt2, сt1 — глубина коррозионного повреждения, зафиксированная при первом и втором измерениях, миллиметр;

t1, t2 — продолжительность эксплуатации газопровода до проведения первого и второго измерений, год.

5. В случае отсутствия данных о произведенных в предыдущие годы измерениях глубины коррозионных повреждений на обследуемом участке газопровода допустимо оценивать значение средней скорости коррозии wcp, миллиметры в год, по экспериментальным (см. таблицу N 10) или справочным (см. таблицу N 11) данным.

Таблица N 10

Данные о среднем значении скорости коррозии
по результатам полевых испытаний

Вид грунта	Результаты исследований
в течение 6 лет	в течение 12 лет
скорость коррозии Wmax, миллиметры в год	скорость коррозии Wmax, миллиметры в год	диапазон разброса
Песок	0,133	0,030	0,015 — 0,120
Смесь глины и песка (в соотношении 1:1)	0,250	0,080	0,020 — 0,140
Глина	0,300	0,180	0,080 — 0,400

Таблица N 11

Средняя скорость коррозии стали в различных грунтах

Грунт	Значение pH	Удельное сопротивление грунта, ом на метр	Скорость коррозии, миллиметры в год
Суглинок	7,6	17,7	0,062
7,3	298	0,082
Супесь	4,5	114	0,066
5,9	450	0,085
Песок мелкий	4,7	205	0,087
Известковый суглинок	6,8	4,8	0,314
Торфяные полосы	4,2	12,7	0,308
Глина	7,6	3,5	0,251
Щелочной грунт	7,4	2,63	0,290

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.

1. Исходные данные

Параметр	Единица измерения	Обозначение	Значение в шурфе
1	2	…	n
Проектное давление газа в газопроводе	мегапаскаль	Р
Наружный диаметр трубы	миллиметр	DH
Номинальная толщина стенки трубы	миллиметр
Фактический предел текучести металла	мегапаскаль	отф
Глубина коррозионного повреждения:
при первом измерении	миллиметр	сt1
при втором измерении	миллиметр	сt2
Продолжительность эксплуатации газопровода:
до проведения первого измерения	год	t1
до проведения второго измерения	год	t2

2. Результаты расчетов

Параметр	Единица измерения	Обозначение	Значение в шурфе
1	2	…	n
Средняя скорость коррозии	миллиметр в год	WCP
Допустимая глубина коррозионного повреждения	миллиметр	сд
Остаточный ресурс газопровода	год	ТПР

Измерения и расчет произвели:

(должность, наименование организации, личная подпись, инициалы, фамилия)

ПРОТОКОЛ УСТАНОВЛЕНИЯ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА ГАЗОПРОВОДА

Дата обследования: «__» ________ 20__ г. Имущественная принадлежность газопровода

Адрес газопровода и N исполнительного чертежа

Назначение газопровода

Общая протяженность ___ метров, диаметр ____ миллиметров, рабочее давление ______ мегапаскаля.

1. Исходные данные

2. Результаты расчетов остаточного ресурса газопровода по различным критериям:

Критерии (методы) расчета остаточного ресурса газопровода	Рассчитанное значение остаточного ресурса газопровода, год
1. По вероятности возникновения отказов газопровода
2. По коррозионному утонению стенок и изменению механических характеристик металла труб газопровода
3. По другим методам и критериям

3. Установленное значение остаточного ресурса газопровода:

Эксперт:

(должность, наименование организации, личная подпись, инициалы, фамилия)

• Главная
• Правовые ресурсы
• Подборки материалов
• Руководство по безопасности «Инструкция по техническому диагностированию подземных стальных газопроводов»

Руководство по безопасности «Инструкция по техническому диагностированию подземных стальных газопроводов»

Подборка наиболее важных документов по запросу Руководство по безопасности «Инструкция по техническому диагностированию подземных стальных газопроводов» (нормативно–правовые акты, формы, статьи, консультации экспертов и многое другое).

Формы документов

Статьи, комментарии, ответы на вопросы

Нормативные акты

Описание

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».

2. Руководство по безопасности содержит рекомендации по проведению технического диагностирования подземных стальных газопроводов (далее — газопроводы).

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.

9. Организация работ по техническому диагностированию газопроводов осуществляется организацией, выполняющей техническую эксплуатацию газопроводов (далее — эксплуатационная организация).

Разделы сайта, связанные с этим документом:

• Работы на объектах газового надзора

Связи документа

В новостях

Обсуждение

Ваш комментарий

Упоминания в вопросах и комментариях в других разделах сайта

Нет комментариев, вопросов или ответов с этим документом

Оглавление

• I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ1
• II. ОСНОВАНИЯ И СРОКИ ПРОВЕДЕНИЯ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ГАЗОПРОВОДОВ3
• III. ЭТАПЫ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ3
• IV. АНАЛИЗ ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ3
• V. РАЗРАБОТКА И УТВЕРЖДЕНИЕ ПРОГРАММЫ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ГАЗОПРОВОДА5
• VI. ТЕХНИЧЕСКОЕ ДИАГНОСТИРОВАНИЕ ГАЗОПРОВОДА БЕЗ ВСКРЫТИЯ ГРУНТА (БЕСШУРФОВОЕ)5
• VII. ШУРФОВОЕ ТЕХНИЧЕСКОЕ ДИАГНОСТИРОВАНИЕ ГАЗОПРОВОДА7
• VIII. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ФАКТИЧЕСКОГО ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ГАЗОПРОВОДА И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА ГАЗОПРОВОДА10
• IX. ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ГАЗОПРОВОДА11
• Приложение N 113
• ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ13
• Приложение N 216
• СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ СОКРАЩЕНИЙ16
• Приложение N 317
• Приложение N 420
• ТИПОВАЯ ПРОГРАММА ПРОВЕДЕНИЯ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ГАЗОПРОВОДА20
• Приложение N 522
• Приложение N 624
• Приложение N 725
• Приложение N 826
• Приложение N 928
• Приложение N 1030
• Приложение N 1133
• Приложение N 1234
• Приложение N 1336
• СХЕМА АЛГОРИТМА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ФАКТИЧЕСКОГО ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ, ДОПУСТИМОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ И ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА ГАЗОПРОВОДА36
• Приложение N 1437
• МЕТОДИКА ОЦЕНКИ ВЕРОЯТНОСТИ ВОЗНИКНОВЕНИЯ ОТКАЗОВ, ОБУСЛОВЛЕННЫХ ТЕХНИЧЕСКИМ СОСТОЯНИЕМ ГАЗОПРОВОДА37
• Приложение N 1542
• Приложение N 1645
• МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА ГАЗОПРОВОДА ПО ВЕРОЯТНОСТИ ВОЗНИКНОВЕНИЯ ОТКАЗОВ45
• Приложение N 1747
• Приложение N 1849
• ПРИМЕР РАСЧЕТА ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА ГАЗОПРОВОДА ПО ВЕРОЯТНОСТИ ВОЗНИКНОВЕНИЯ ОТКАЗА49
• Приложение N 1954
• МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА ГАЗОПРОВОДА ПО КОРРОЗИОННОМУ УТОНЕНИЮ СТЕНОК И ИЗМЕНЕНИЮ МЕХАНИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК МЕТАЛЛА ТРУБ ГАЗОПРОВОДА54
• Приложение N 2056
• Приложение N 2158
• ПРИМЕР РАСЧЕТА ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА ГАЗОПРОВОДА ПО КОРРОЗИОННОМУ УТОНЕНИЮ СТЕНОК И ИЗМЕНЕНИЮ МЕХАНИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК МЕТАЛЛА ТРУБ ГАЗОПРОВОДА58
• Приложение N 2260

Термины

• Сокращения

  ---

• ЗКН — Зона концентрации напряжений
• МЭС — Медно-сульфатный электрод сравнения
• СКЗ — Станция катодной защиты
• УЗ — Установка электрохимической защиты
• ЭХЗ — Электрохимическая защита

• Термины

  ---

• Вероятность

  мера возможности появления события, выражаемая действительным числом из интервала от 0 до 1, где 0 соответствует невозможному, а 1 — достоверному событию. [п. 3.6.1.4 ГОСТ Р 51897-2011]
  см. страницу термина

• Вероятность безотказной работы

  вероятность того, что в пределах заданной наработки отказ объекта не возникнет. [п. 6.8 ГОСТ 27.002-89]
  см. страницу термина

• Вероятность отказа

  вероятность возникновения отказа изделия в пределах заданной наработки. Примечание 1 — Вероятность отказа является дополнением до единицы вероятности безотказной работы. Примечание 2 — Значение вероятности отказа равно отношению числа отказов испытанных изделий к числу их испытаний. [п. 3.1.1 ГОСТ Р 27.004-2009]
  см. страницу термина

• Газопровод

  конструкция (сооружение), состоящая из соединенных между собой труб, предназначенная для транспортирования газа
  см. страницу термина

• Дефект

  каждое отдельное несоответствие продукции установленным требованиям. [п. 38 ГОСТ 15467-79]
  см. страницу термина

• Дефекты и повреждения защитного покрытия газопровода
• Дефекты и повреждения металла трубы газопровода

  К … относятся: коррозионные повреждения: сквозные, локальные (язвенные или точечные) и общие (сплошные);
  см. страницу термина

• Исправное состояние (исправность)

  состояние объекта, при котором он соответствует всем требованиям нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации. [п. 2.1 ГОСТ 27.002-89]
  см. страницу термина

• Контроль технического состояния

  проверка соответствия значений параметров объекта требованиям технической документации и определение на этой основе одного из заданных видов технического состояния в данный момент времени. Примечание: Видами технического состояния являются, например, исправное, работоспособное, неисправное, неработоспособное и т.п. в зависимости от значений параметров в данный момент времени. [п. 5 ГОСТ 20911-89]
  см. страницу термина

• Мониторинг технического состояния

  системный (непрерывный или периодический) контроль параметров, характеризующий техническое состояние оборудования. [п. 3.1.10 СТО Газпром 2-2.3-095-2007]
  см. страницу термина

• Наработка

  продолжительность или объем работы объекта. Примечание: Наработка может быть как непрерывной величиной (продолжительность работы в часах, километрах пробега и т.п.), так и целочисленной величиной (число рабочих циклов, запусков и т.п.). [п. 4.1 ГОСТ 27.002-89]
  см. страницу термина

• Неисправное состояние (неисправность)

  состояние объекта, при котором он не соответствует хотя бы одному из требований нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации. [п. 2.2 ГОСТ 27.002-89]
  см. страницу термина

• Неработоспособное состояние (неработоспособность)

  состояние объекта, при котором значение хотя бы одного параметра, характеризующего способность выполнять заданные функции, не соответствует требованиям нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации. Примечание: Для сложных объектов возможно деление их неработоспособных состояний. При этом из множества неработоспособных состояний выделяют частично неработоспособные состояния, при которых объект способен частично выполнять требуемые функции. [п. 2.4 ГОСТ 27.002-89]
  см. страницу термина

• Несоответствие

  невыполнение требования. [п. 3.6.2 ГОСТ ISO 9000-2011]
  см. страницу термина

• Основание 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
  см. страницу термина

• Отказ

  событие, заключающееся в нарушении работоспособного состояния объекта. [п. 3.3 ГОСТ 27.002-89]
  см. страницу термина

• Оценка технического состояния

  регламентная работа по мониторингу, выполняемая в процессе эксплуатации газопровода с расчетом величины риска и принятием решения о его допустимости. [ГОСТ Р 54983-2012]
  см. страницу термина

• Повреждение

  событие, заключающееся в нарушении исправного состояния объекта при сохранении работоспособного состояния. [п. 3.2 ГОСТ 27.002-89]
  см. страницу термина

• Предельное состояние

  состояние объекта, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна, либо восстановление его работоспособного состояния невозможно или нецелесообразно. [п. 2.5 ГОСТ 27.002-89]
  см. страницу термина

• Предельный срок эксплуатации

  срок перехода объекта в предельное состояние, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна по причинам экономической или экологической опасности. [п. 3.3 ГОСТ Р 54983-2012]
  см. страницу термина

• Прогнозирование технического состояния

  определение технического состояния объекта с заданной вероятностью на предстоящий интервал времени. Примечание: целью прогнозирования технического состояния может быть определение с заданной вероятностью интервала времени (ресурса), в течение которого сохранится работоспособное (исправное) состояние объекта или вероятности сохранения работоспособного (исправного) состояния объекта на заданный интервал времени. [п. 8 ГОСТ 20911-89]
  см. страницу термина

• Работоспособное состояние (работоспособность)

  состояние объекта, при котором значения всех параметров, характеризующих способность выполнять заданные функции, соответствуют требованиям нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации. [п. 2.3 ГОСТ 27.002-89]
  см. страницу термина

• Событие

  возникновение или изменение специфического набора условий. [п. 3.5.1.3 ГОСТ Р 51897-2011]
  см. страницу термина

• Техническое диагностирование газопровода
• Техническое состояние объекта

  состояние, которое характеризуется в определенный момент времени, при определенных условиях внешней среды, значениями параметров, установленных технической документацией на объект. [п. 2 ГОСТ 20911-89]
  см. страницу термина

• Требование

  потребность или ожидание, которое установлено, обычно предполагается или является обязательным. Примечание — Слова «обычно предполагается» означают, что это общепринятая практика организации, потребителей и других заинтересованных сторон, когда предполагаются рассматриваемые потребности или ожидания. [п. 3.1.2 ГОСТ ISO 9000-2011]
  см. страницу термина

• Целью анализа технической документации

  является сбор, обобщение и анализ данных, характеризующих динамику изменений технического состояния газопровода при его эксплуатации
  см. страницу термина

• Экспертная организация

  организация, имеющая лицензию на проведение экспертизы промышленной безопасности опасных производственных объектов
  см. страницу термина

• Эксплуатационная организация

  юридическое лицо, осуществляющее эксплуатацию сети газораспределения и сети газопотребления и (или) оказывающее услуги по их техническому обслуживанию и ремонту на законных основаниях. [п. 7 Технический регламент о безопасности сетей газораспределения и газопотребления]
  см. страницу термина

Важно

---

• 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. …

Приказ Ростехнадзора от 09.10.2023 №364 «Об утверждении Руководства по безопасности «Рекомендации по обследованию подземных стальных газопроводов»

---

Введен взамен » Приказ Ростехнадзора от 06.02.2017 №47 «Об утверждении Руководства по безопасности «Инструкция по техническому диагностированию подземных стальных газопроводов»

Действует с 09.10.2023

---

1. Руководство по безопасности «Рекомендации по обследованию подземных стальных газопроводов» (далее — Руководство) утверждено в целях содействия соблюдению требований Федерального закона от 21 июля 1997 г. N 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», требований федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности», утвержденных приказом Ростехнадзора от 20 октября 2020 г. N 420 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 11 декабря 2020 г., регистрационный N 61391) (далее — Правила проведения ЭПБ), федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности сетей газораспределения и газопотребления», утвержденных приказом Ростехнадзора от 15 декабря 2020 г. N 531 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 30 декабря 2020 г., регистрационный N 61962).

2. Руководство содержит рекомендации по проведению обследования подземных стальных газопроводов (далее — газопроводы).

3. Для выполнения требований, указанных в Правилах проведения ЭПБ, организации, выполняющие обследование газопроводов, помимо способов (методов), рекомендованных в Руководстве, могут использовать иные способы (методы).

4. В Руководстве используются термины и определения, приведенные в приложении N 1 к Руководству.

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

• а) природный газ под давлением свыше 0,005 мегапаскаля, соответствующий требованиям межгосударственного стандарта «Газы горючие природные промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия» (ГОСТ 5542-2014), введенного в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 9 октября 2014 г. N 1289-ст (далее — ГОСТ 5542-2014);
• б) сжиженные углеводородные газы под давлением свыше 0,005 мегапаскаля, не превышающим 1,6 мегапаскаля, соответствующие требованиям межгосударственного стандарта «Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления. Технические условия» (ГОСТ 20448-2018), введенного в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 9 октября 2018 г. N 731-ст (далее — ГОСТ 20448-2018).

---

Число страниц в документе: 69. Для ознакомления с ними вам понадобится порядка 55 минут (10608 слов)

Из документа мы выделили следующие термины:

• Вероятность

  характеристика возможности и частоты появления события (пункт 4.6.1.1 национального стандарта Российской Федерации «Менеджмент риска. Термины и определения» (ГОСТ Р 51897-2021 (ISO Guide 73:2009)), утвержденного и введенного в действие приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 11 ноября 2021 г. N 1489-ст (далее — ГОСТ Р 51897-2021))
  см. страницу термина

• Вероятность безотказной работы

  вероятность того, что в пределах заданной наработки отказ объекта не возникнет (пункт 85 национального стандарта Российской Федерации «Надежность в технике. Надежность объекта. Термины и определения» (ГОСТ Р 27.102-2021 ISO (Guide 73:2009)), утвержденного и введенного в действие приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 8 октября 2021 N 1104-ст (далее ГОСТ Р 27.102-2021))
  см. страницу термина

• Вероятность отказа

  вероятность возникновения отказа изделия в пределах заданной наработки (пункт 3.1.1 национального стандарта Российской Федерации «Надежность в технике. Модели отказов» (ГОСТ Р 27.004-2009), утвержденного и введенного в действие приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 15 декабря 2009 г. N 1244-ст (далее ГОСТ Р 27.004-2009))
  см. страницу термина

• Газопровод

  линейное сооружение, состоящее из соединенных между собой труб, предназначенное для транспортирования газа (пункт 3.1.4 ГОСТ 34741-2021)
  см. страницу термина

• Деструкция

  потеря механической прочности клеящего подслоя
  см. страницу термина

• Дефект

  каждое отдельное несоответствие продукции установленным требованиям (пункт 38 ГОСТ 15467-79 (СТ СЭВ 3519-81) «Управление качеством продукции. Основные понятия. Термины и определения», введенного в действие постановлением Госстандарта СССР от 26 января 1979 г. N 244)
  см. страницу термина

• Дефекты и повреждения защитного покрытия газопровода

  К … относятся : повреждение или отсутствие покрытия; отсутствие грунтовочного подслоя (праймера); неравномерность, вздутие; наличие пазух; отсутствие армирующего слоя; деструкция (потеря механической прочности клеящего подслоя); отсутствие адгезии защитного покрытия к металлу трубы газопровода; несоответствие типа покрытия газопровода проектной документации.
  см. страницу термина

• Дефекты и повреждения металла трубы газопровода

  К … относятся : коррозионные повреждения: сквозные, локальные (язвенные или точечные) и общие (сплошные); механические и прочие повреждения (вмятины, задиры, трещины и т.д.); заводские повреждения, включая дефекты заводских продольных и спиральных швов сварных соединений; дефекты монтажных сварных соединений (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).
  см. страницу термина

• Зона концентрации напряжений
• Исправное состояние (исправность)

  состояние объекта, в котором все параметры объекта соответствуют всем требованиям, установленным в документации на этот объект (пункт 12 ГОСТ Р 27.102-2021)
  см. страницу термина

• Класс сооружения

  характеристика, устанавливающая требования к обеспечению надежности здания или сооружения в соответствии с уровнем его ответственности на основании технических параметров и функционального назначения (пункт 2.1.24 межгосударственного стандарта «Надежность строительных конструкций и оснований. Основные положения» (ГОСТ 27751-2014 (ISO 2394:1998, NEQ)), введенного в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 11 декабря 2014 г. N 1974-ст (далее — ГОСТ 27751-2014)
  см. страницу термина

• Контроль технического состояния

  проверка соответствия значений параметров объекта требованиям технической документации и определение на этой основе одного из заданных видов технического состояния в данный момент времени. Видами технического состояния являются, например, исправное, работоспособное, неисправное, неработоспособное и т.п. в зависимости от значений параметров в данный момент времени (пункт 5 ГОСТ 20911-89 «Техническая диагностика. Термины и определения», утвержденного постановлением Госстандарта СССР от 26 декабря 1989 г. N 4143)
  см. страницу термина

• Медносульфатный электрод сравнения
• Мониторинг технического состояния

  составная часть технического обслуживания, представляющая собой наблюдение за объектом с целью получения информации о его техническом состоянии и рабочих параметрах (пункт 72 ГОСТ Р 27.102-2021)
  см. страницу термина

• Наработка

  продолжительность или объем работы объекта. Примечание: наработка может быть как непрерывной величиной (продолжительность работы в часах, километраж пробега и т.п.), так и дискретной величиной (число рабочих циклов, запусков и т.п.) (пункт 24 ГОСТ Р 27.102-2021)
  см. страницу термина

• Неисправное состояние (неисправность)

  состояние объекта, в котором хотя бы один параметр объекта не соответствует хотя бы одному из требований, установленных в документации на этот объект (пункт 13 ГОСТ Р 27.102-2021)
  см. страницу термина

• Неработоспособное состояние

  состояние объекта, в котором значение хотя бы одного из параметров, характеризующих способность объекта выполнять заданные функции, не соответствует требованиям документации на этот объект (пункт 15 ГОСТ Р 27.102-2021)
  см. страницу термина

• Несоответствие

  невыполнение требования (пункт 3.6.2 межгосударственного стандарта «Системы менеджмента качества. Основные положения и словарь» (ГОСТ ISO 9000-2011 (ISO 9000:2005, IDT)), введенного в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 22 декабря 2011 г. N 1574-ст (далее — ГОСТ ISO 9000-2011)
  см. страницу термина

• Отказ

  событие, заключающееся в нарушении работоспособного состояния объекта (пункт 36 ГОСТ Р 27.102-2021)
  см. страницу термина

• Оценка технического состояния

  комплекс работ, выполняемый в рамках мониторинга технического состояния сетей газораспределения и/или газопотребления для определения величины риска отказов и принятия решения о его допустимости (пункт 24 национального стандарта Российской Федерации «Системы газораспределительные. Термины и определения» (ГОСТ Р 53865-2019), утвержденного и введенного в действие приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 20 декабря 2019 г. N 1428-ст (далее — ГОСТ Р 53865-2019))
  см. страницу термина

• Повреждение

  событие, заключающееся в нарушении исправного состояния объекта при сохранении работоспособного состояния (пункт 38 ГОСТ Р 27.102-2021)
  см. страницу термина

• Предельное состояние

  состояние объекта, в котором его дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна, либо восстановление его работоспособного состояния невозможно или нецелесообразно (пункт 19 ГОСТ Р 27.102-2021)
  см. страницу термина

• Работоспособное состояние

  состояние объекта, в котором значения всех параметров, характеризующих его способность выполнять заданные функции, соответствуют требованиям нормативной и технической документации (пункт 14 ГОСТ Р 27.102-2021)
  см. страницу термина

• Событие

  происшествие, проявление или изменение совокупности обстоятельств (пункт 4.5.1.3 ГОСТ Р 51897-2021)
  см. страницу термина

• Срок службы

  календарная продолжительность эксплуатации объекта от начала эксплуатации или ее возобновления после капитального ремонта до момента достижения объектом предельного состояния (пункт 29 ГОСТ Р 27.102-2021)
  см. страницу термина

• Техническое состояние объекта

  состояние, которое характеризуется в определенный момент времени, при определенных условиях внешней среды, значениями параметров, установленных технической документацией на объект (пункт 2 ГОСТ 20911-89 «Техническая диагностика. Термины и определения», утвержденного постановлением Госстандарта СССР от 26 декабря 1989 г. N 4143)
  см. страницу термина

• Тип средств ЭХЗ

  катодная станция, дренажная установка, протекторная установка
  см. страницу термина

• Требование

  потребность или ожидание, которое установлено, обычно предполагается или является обязательным. Примечание: слова «обычно предполагается» означают, что это общепринятая практика организации, потребителей и других заинтересованных сторон, когда предполагаются рассматриваемые потребности или ожидания (пункт 3.1.2 ГОСТ ISO 9000-2011)
  см. страницу термина

• Электрохимическая защита

Этот документ мы внесли в библиотеку, так как будем его использовать при выполнении следующих работ:

• Работы на объектах газового надзора

Готовы выполнить указанные работы на Ваших объектах. Оставить заявку можно здесь. Спросить или уточнить, обращайтесь: +7 (985) 760-5138, Косинец Андрей Викторович

---

Чтобы быть в курсе всех новостей по пробезопасности вступайте в наш Телеграм-канал, если Вы этого еще не сделали:)

РД 12-411-01

 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

ВВЕДЕНА В ДЕЙСТВИЕ с 15.09.01 постановлением Госгортехнадзора России от 24.07.01 N 33

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

Настоящая Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов (далее — 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.

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

Газопровод — часть газораспределительной системы, состоящая из трубопровода для транспортировки природного или сжиженных углеводородных газов, за исключением сооружений и устройств, установленных на нем.

Участок газопровода — часть или весь газопровод, построенный по одному проекту и имеющий одинаковые диаметр и толщину стенки труб, марку стали, тип изоляции, метод защиты от коррозии, срок укладки в грунт и ввод в эксплуатацию электрохимической защиты (ЭХЗ).

Авария — разрушение сооружений и (или) технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, неконтролируемый взрыв и (или) выброс опасных веществ.

Техническое диагностирование газопровода (диагностирование) — определение технического состояния газопровода, поиск мест и определение причин отказов (неисправностей), а также прогнозирование его технического состояния.

Техническое состояние газопровода — соответствие одному из видов технического состояния в данный момент времени (исправен, неисправен, работоспособен, неработоспособен), определяемое по сравнению истинных значений параметров газопровода с установленными нормативно-технической документацией.

Базовый шурф — место на участке газопровода, которое предположительно будет находиться в наиболее тяжелых условиях эксплуатации.

Предельное состояние газопровода — состояние газопровода, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима и восстановление его работоспособного состояния невозможно исходя из требований промышленной безопасности либо его дальнейшая эксплуатация и восстановление его работоспособного состояния нецелесообразны исходя из экономических критериев.

Срок службы газопровода — календарная продолжительность эксплуатации от начала эксплуатации газопровода или ее возобновления после ремонта до перехода в предельное состояние.

Остаточный срок службы газопровода — расчетная календарная продолжительность эксплуатации газопровода от момента контроля его технического состояния до перехода в предельное состояние.

Напряженно-деформированное состояние (НДС) газопровода — состояние, при котором в металле труб газопровода возникают внутренние напряжения, вызванные воздействием внешних и внутренних нагрузок и воздействий.

Дефектный (аномальный) участок газопровода — несоответствие участка газопровода установленным нормам, в том числе участок, имеющий коррозионные повреждения, изменение толщины стенки трубы или испытывающий местное повышенное напряжение стенки трубы.

Эксплуатационная организация газораспределительной сети (ГРО) — специализированная организация, осуществляющая эксплуатацию газораспределительной сети и оказывающая услуги, связанные с подачей газа потребителям и их обслуживанием. Эксплуатационной организацией может быть организация — собственник этой сети либо организация, заключившая с организацией — собственником сети договор на ее эксплуатацию.

 3. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

________________

* 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;

после землетрясения силой свыше 6 баллов.

3.6. Для получения информации о динамике изменения характеристик свойств металла и изоляционного покрытия, используемых для расчета остаточного срока службы газопровода, необходимо предусматривать для строящихся газопроводов в местах с наиболее тяжелыми условиями эксплуатации устройство базовых шурфов на стадии строительства, для действующих газопроводов — в процессе диагностирования, в том числе в местах, предусмотренных п.4.4.3 настоящей Инструкции.

Конкретные места базовых шурфов и их количество следует определять:

для вновь сооружаемых подземных газопроводов — в соответствии со строительными нормами и правилами;

для действующих газопроводов при проведении планового или внеочередного диагностирования и отсутствия базового шурфа — в шурфе или в одном из шурфов, вскрытом (вскрытых) при техническом обследовании, в котором по результатам диагностирования газопровода установлен минимальный срок службы (при нескольких шурфах) в количестве одного базового шурфа на участок газопровода из одной партии труб, независимо от протяженности участка и назначения.

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:

для металла труб — временное сопротивление, предел текучести и при толщине стенки 5 мм и более — ударная вязкость, полученные по данным сертификатов заводов-изготовителей или при их отсутствии — по результатам лабораторных испытаний;

для изоляционного покрытия — переходное сопротивление и параметры, характеризующие адгезию.

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

4.1. Плановое и внеочередное диагностирование производятся в два этапа — без вскрытия грунта (бесшурфовое) и шурфовое.

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:

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.

При отсутствии прибора для обнаружения аномалий в металле труб и указанных выше отклонений, в том числе отказов в период эксплуатации, места шурфования и их количество следует предусматривать в соответствии с ПБ 12-368-00, как при приборном техническом обследовании действующих подземных газопроводов. Срок службы в этом случае принимается по результатам обследования в шурфе, в котором установлен минимальный срок службы трубопровода.

4.4.2. Программа шурфового диагностирования включает:

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.

4.4.3. Механические и вязкостные свойства металла и НДС труб, приведенные в п.4.4.2, следует определять и учитывать при назначении срока службы для газопроводов давлением свыше 0,6 МПа, а также независимо от давления для участков:

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.

ГРО устанавливает:

необходимость внеочередного диагностирования — с учетом требований п.3.5;

объем работ по внеочередному диагностированию — в зависимости от выбора критериев предельного состояния, по которому определяется остаточный срок службы согласно настоящей Инструкции;

сроки проведения очередного диагностирования — исходя из результатов приборного обследования.

 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)

5.1.1. Требования к ЭХЗ и методы контроля определяются разделом 5 «Требования к электрохимической защите и методы контроля» ГОСТ 9.602, ПБ 12-368-00 и Инструкцией по защите городских подземных трубопроводов от электрохимической коррозии.

5.1.2. Оценка состояния ЭХЗ участка газопровода осуществляется по уровню:

защищенности участка газопровода по протяженности;

защищенности участка газопровода по времени.

5.1.3. Защищенность участка газопровода по протяженности определяется как отношение длины участков, имеющих поляризационный или защитный потенциал не менее требуемых значений, определяемых в соответствии с п.5.1.1 ГОСТ 9.602, к общей длине данного газопровода. При соотношении меньше единицы необходимо проверить работоспособность каждого преобразователя, анодного заземления, протекторов и других средств защиты.

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 отсутствие 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.

При определении изоляционного покрытия на участке газопровода, как полностью деградировавшего или находящегося на пределе защитных свойств, в случае экономической целесообразности назначается корректировка режимов работы действующих установок ЭХЗ, а при недостаточности принимаемых мер — обустройство на газопроводе дополнительных пассивных и активных средств ЭХЗ.

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 З) 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.

5.5. Определение физико-механических свойств металла труб

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

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.

Таблица 1

Основа покрытия	Переходное сопротивление, Ом·м
Битумные мастики	5 ·10
Полимерные рулонные материалы	10
Полиэтилен экструдированный	3 ·10
Стеклоэмаль	10

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).

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).

Таблица 2

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

Группа	Марка стали	Минимальные нормативные механические характеристики
		Предел текучести , МПа	Временное сопротивление , МПа	Ударная вязкость (КСU), Дж/см
А	Ст3, Ст4 ГОСТ 380, сталь 20 ГОСТ 1050	216	362	78,4
Б	Ст2 ГОСТ 380, сталь 10 ГОСТ 1050	196	314	78,4

6.4. Расчет остаточного срока службы газопровода по изменению пластичности металла.

при изменении данных по температуре

при изменении данных по давлению

Таблица 3

Параметры для расчета фактических механических свойств металла по пластичности

Параметры	Величина для стали
	Группа А	Группа Б
	0,4779	0,56251
	0,0046703	0,005922
	0,222073	0,237626
	0,019853	0,019036
	0,00000783	-0,00000787
	0,000325	0,000365
	-0,0000105	-0,0000121

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 прило

жении Е.

6.5. Расчет остаточного срока службы газопровода по изменению ударной вязкости металла.

И тогда

Таблица 4

Параметры, необходимые для определения ударной вязкости

Параметр	Группа А	Группа Б
	-0,002932	-0,0046572
	0,0127966	0,0423572
	1,025088	0,9989
	0,0001435	0,001612
	0,0000000056	0,0000000053
	0,015	-0,015
	0,0121	0,0057
	-0,9	-1

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.

6.6. Расчет остаточного срока службы газопровода по величине НДС при действии фронтальной (общей) коррозии металла.

Пример расчета остаточного срока службы при действии фронтальной коррозии приведен в приложении Е.

6.7. Расчет остаточного срока службы газопровода при наличии язвенной (питтинговой) коррозии металла.

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

Цель анализа результатов диагностирования — установление текущего состояния газопровода, уровня повреждений, напряженного состояния и остаточного срока службы газопровода. Остаточный срок службы принимается наименьшим из полученных по расчетам, приведенным в пп.6.4-6.7.

 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:

введение — краткая постановка задач;

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;

заключение;

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);

б) Вариотик;

в) ГИВ-М.

Измерители потенциалов электрохимической защиты:

а) Мультиметр 43313 ЭВ 2234;

б) АИП;

в) ПКИ-2 (измерительный комплекс).

Проверка сплошности изоляционного покрытия на засыпанных участках газопровода:

а) АНПИ;

б) КАОДИ;

в) ИПИ-95;

г) ТИЕТИ-03;

д) ИПИТ-2;

е) «Поиск-2»;

ж) АНТПИ (У);

з) C-Scan;

и) ТИСПИ.

Определитель участков дефектов и напряжений:

а) ИДН.

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

Измерение коррозионной агрессивности грунта:

а) ИКАГ;

б) АКГК.

Определение толщины и адгезии изоляции:

а) АР-2;

б) СМ-1;

в) УКТ-2;

г) ИА-1;

д) УКАП-1-100;

е) АМЦ2-20.

Контроль глубины коррозии (остаточной толщины стенки трубы):

а) УТ-93П;

б) УТ-65М;

в) «Кварц».

Определение дефектов металла труб:

а) Уд-2-12.

Определение мест концентрации напряжений:

а) ИКН-1М;

б) ИКН-1М-4.

Контроль качества сварных стыков:

а) ИКН-1М;

б) ИКН-1М-4;

в) МИРА 2Д.

Измерение механических свойств и напряженно-деформированного состояния металла трубы:

а) твердомеры переносные:

1) Темп-2;

2) ИТ50;

3) ДИТ-02;

4) EQVOTIP;

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

б) измерители НДС:

1) ПИОН-01;

2) «Stresscan-50»;

3) «Уралец».

9.3. Внутритрубное диагностирование:

1) УКТ-1.

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.

ГОСТ 9.602-89*. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии.

________________

* В настоящее время действует ГОСТ 9.602-2005 «Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от  коррозии». (Примеч. изд.)

ГОСТ 27.002-89. Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения.

ГОСТ 380-94*. Сталь углеродистая обыкновенного качества.

________________

* В настоящее время действует ГОСТ 380-2005 «Сталь углеродистая обыкновенного качества. Марки). (Примеч. изд.)

ГОСТ 1050-88. Прокат сортовой, калиброванный, со специальной отделкой поверхности из углеродистой качественной конструкционной стали. Общие технические условия.

ГОСТ Р 51164-98. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии.

ГОСТ 9454-78. Металлы. Метод испытания на ударный изгиб при пониженных, комнатной и повышенных температурах.

ГОСТ 10006-80. Трубы металлические. Методы испытания на растяжение.

ГОСТ 5542-87. Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия.

ГОСТ 20448-90. Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления. Технические условия.

ГОСТ 25100-95. Грунты. Классификация.

Правила безопасности в газовом хозяйстве (ПБ 12-368-00), утверждены постановлением Госгортехнадзора России от 26.05.00 N 27, прошли юридическую экспертизу Минюста России (письмо от 30.06.00 N 5165-ЭР).

Правила проведения экспертизы промышленной безопасности, утверждены постановлением Госгортехнадзора России от 06.11.98 N 64, зарегистрированы в Минюсте России 08.12.98, peг. N 1656.

Приложение А

 Технический эксплуатационный паспорт подземного газопровода (примерная форма)

А.1. Общие положения

А.1.1. Технический эксплуатационный паспорт газопровода (далее — паспорт) является документом, отражающим текущее техническое состояние газопровода, и включает основные сведения из проектной, исполнительной и эксплуатационной документации на газопровод.

А.1.2. Ведение паспорта осуществляется эксплуатирующими газопровод организациями. Специалисты предприятий подземметаллозащиты и других специализированных организаций по результатам проводимых ими обследований представляют необходимые сведения для включения их в паспорт.

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

А.3.1. Включению в паспорт подлежат элементы проектной и другой технической документации, имеющейся на газопровод, в том числе:

акт приемки в эксплуатацию;

эксплуатационный паспорт системы ЭХЗ;

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.

А.3.2. Для обобщения сведений о техническом состоянии газопровода составляется его карта-схема в масштабе, удобном для нанесения необходимых отметок. На карту-схему должны быть нанесены:

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:

герметичность газопровода — с помощью штатных газоанализаторов (газоиндикаторов);

состояние изоляционного покрытия — методом проверки на контакт с грунтом и измерением электрического переходного сопротивления (приборы типа АНТПИ, C-Scan, «Поиск-2» и др.);

состояние средств защиты от коррозии;

эффективность работы системы ЭХЗ — в соответствии с ГОСТ 9.602.

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.6.1. Паспорт газопровода оформляется по форме 1 с приложением документов, оговоренных в пп.А.3.1 и А.3.2, актов и протоколов плановых приборных обследований и ремонтных работ, а также актов, протоколов и заключений по оценке технического состояния в соответствии с настоящей Инструкцией.

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.

А.6.4. Оформленный паспорт утверждается главным инженером ГРО.

Форма 1

Технический эксплуатационный паспорт газопровода (для вновь строящихся газопроводов)

Эксплуатационная организация (владелец)
Место прокладки газопровода
Назначение газопровода

  Протяженность________м, давление расчетное________________________МПа, рабочее__________МПа

  Проект N____________от /______/____________/19___г. разработан____________

     Проект системы ЭХЗ N_________от /______/_______________/ 19___г. разработан__________________

Способ прокладки газопровода (подземный, наземный, надземный, подводный)	__________на участке от_________________ __________на участке от_________________ __________на участке от_________________ __________на участке от_________________ __________на участке от_________________	до________ до________ до________ до________ до________	м м м м м
Диаметр и толщина стенки труб газопровода ( )	_______мм на участке от_________________ _______мм на участке от_________________ _______мм на участке от_________________ _______мм на участке от_________________ _______мм на участке от_________________	до________ до________ до________ до________ до________	м м м м м
Дата завершения строительства	/__/__/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
	/__/__/19__г. на участке от________________	до________	м
Дата пуска 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
	/__/__/19__г. на участке от________________	до________	м

Оборудование газопровода

Участок газопровода — пикет (ПК)	Назна- чение	Тип установки	Наименование (марка)	Условный проход	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

Наименование преграды	Расположение по карте-схеме	Тип прокладки	Количество (шаг) опор, пригрузов	Обнаруженные изменения
	От	До	Длина, м			Дата	Характеристика	Работы по восстановлению

Примечание. В графе «Тип прокладки» указать, как проложен газопровод — на опорах, переходах, конструкцию пригруза и т.д.

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	Условия прокладки	Характеристика преграды, коммуникации
	От	До	газопровода	пересекающей (параллельной) коммуникации, преграды		Дата и номер проекта	Начало и окончание работ

Примечания: 1. В графе «Расположение по карте-схеме» в случае пересечения с коммуникацией заполняется только столбец «До», в случае параллельной прокладки — столбец «От» и «До».

2. В графе «Условия прокладки» указать, как проложен газопровод — в футляре, кожухе, на опорах и т.д.

Характеристики труб

Участок газо- провода (ПК)

Наруж- ный диаметр труб, мм

Толщи- на стенки, мм

Норма- тивный документ на трубы

Марка стали

Дата и место выпус- ка

N серти- фиката каче- ства

Химический состав, %

Механические свойства

От

До

(базо- вого шурфа)

С

Мn

Si

Р

S

, МПа

, МПа

, %

KCU, Дж/см

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	Источник аномалий	Особые условия
От	До

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.

2. В графе «Источник аномалий» указать характер их возникновения — электрифицированный транспорт, подъем грунтовых вод, сезонное промерзание, сейсмическая активность, подрабатываемая территория.

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)	Протяжен- ность, м	Место изоляции	Тип, структура и материалы	Общая толщина, мм	Переходное сопротив- ление, Ом·м	Адгезия к трубе, МПа	Проч- ность при ударе, Дж	Отсутствие пробоя при испыта- тельном напряжении, кВ
От	До

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) N	Величина защитного потенциала, В
		Устройства ЭХЗ	Точки измерения

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

Сведения о выполнении ремонтных и профилактических работ

Дата	Место расположения по карте-схеме (ПК)	Способ обнаружения	Вид повреждения	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.

Анализ проводится с использованием карты-схемы газопровода, содержащей следующие сведения:

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 газопровода;

строительный паспорт газопровода;

эксплуатационный паспорт газопровода;

рабочий проект системы ЭХЗ;

эксплуатационный паспорт 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:

ГОСТ 9.602. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии;

________________

СНиП 2.04.12-86. Расчет на прочность стальных газопроводов;

СНиП 3.05.02-88*. Газоснабжение;

________________

* В настоящее время действует СНиП 42-01-2002 «Газораспределительные системы». (Примеч. изд.)

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

Б.3. Основные характеристики анализа

Б.3.1. Характеристики газопровода:

сведения 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 рассматриваться 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;

дата 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.3.8. Рассмотренные выше данные по диагностируемому газопроводу должны быть внесены в технический эксплуатационный паспорт (приложение А настоящей Инструкции).

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.     

Форма 2  

Акт анализа технической документации подземного стального газопровода

Организация-владелец
Место прокладки газопровода
Назначение газопровода

  Общая протяженность _______________________ м, рабочее давление ________________________ МПа

  Перечень рассмотренной документации:          

_____________________________________________________

_____________________________________________________

_____________________________________________________

_____________________________________________________

Места возможного подключения контактных измерительных приборов

Место (ПК)	Вид установки	Наименование (марка) оборудования газопровода

Данные для приборов бесконтактного измерения

Расположение участка на карте-схеме	Диаметр и толщина стенки труб	Горизонтальный поворот, град
ПК	Протяженность, м

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
	ПК	Протяженность, м

Характеристика грунта

Расположение по карте-схеме	Класс или тип грунта по ГОСТ 25100-95	Коррозионная активность
ПК	Протяженность, м

Система электрохимической защиты

Зона действия катодной установки	Отклонение величины защитного потенциала от требуемых по стандарту	Дата	Продолжительность отключения
От ПК	До ПК	КИП N	Значение, В

Сведения об анализе ремонтных и профилактических работ

Дата	Место расположения по карте-схеме, ПК	Причины повреждений

Анализ провела 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).

Основное достоинство метода бесконтактной магнитометрической диагностики — возможность обнаружения дефектов без прямого доступа к поверхности металла (без шурфования, без снятия изоляции и без зачисток поверхности труб). Поэтому метод БМД позволяет высокопроизводительно и интегрально оценивать состояние обследуемого трубопровода.

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

Индикатор дефектов и напряжений (ИДН) состоит из регистрирующего блока — двух соосно расположенных феррозондовых датчиков магнитного поля; электронного измерительного блока, обрабатывающего сигналы датчиков (информация оцифровывается и выдается на электронное табло). Исследуемый параметр — напряженность собственного магнитного поля трубопровода и ее изменения.

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:

а) использование детальной строительной документации (коммуникационных планшетов) — для сокращения непроизводительных затрат времени и для общего повышения эффективности измерений;

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);

г) подключение генераторов переменного напряжения стандартных модификаций [типа АНТПИ (У) или других, более современных, используемых для поиска заглубленных трасс] — для дополнительного усиления магнитометрического профиля стальных труб;

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;

так как численные значения диапазона зависят от ориентации труб, т.е. при повороте трубопровода на угол более 20-30° в горизонтальной плоскости, — диапазон уточняется заново.

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.     

Форма 3  

ПРОТОКОЛ N

обследования магнитометрическим прибором ИДН

Адрес трубопровода
Протяженность обследуемого участка трубопровода
Дата обследования
Фоновый диапазон магнитного поля		усл. ед. шкалы

N аномалии	Показания индикатора	Привязка к местности	Примечание

Измерения провел специалист
	(наименование предприятия)		(должность, Ф.И.О., подпись)
	(наименование предприятия)		(должность, Ф.И.О., подпись)

Приложение Г

Форма 4

АКТ

диагностирования технического состояния подземного газопровода без вскрытия грунта

Организация-владелец
Место прокладки газопровода
Назначение газопровода

  Общая протяженность _______ м, рабочее давление ______ МПа

   Дата обследования:________200__г.

Г.1 Выбор технических средств для проведения диагностирования

Наименование прибора	Шифр прибора	Назначение прибора	Примечание

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

N пункта измере- ния	Место пункта измерения	Характеристика грунта по ГОСТ 25100-95	Разнос электродов, м	Диапазон измерения прибора	Показание прибора, Ом	Удельное электрическое сопротивление грунта, Ом·м	Коррозионная агрессивность грунта
1
2

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

Диаграмма удельного сопротивления грунта

Газопровод _________________________________________________________

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).

Г.3.2. Определяется наличие блуждающих токов по замерам потенциалов между трубопроводом и электродом сравнения при определении опасности постоянных блуждающих токов. Степень их опасности определяется согласно ГОСТ 9.602. Оформляется протоколом.

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

Город
Вид подземного сооружения и пункта измерения
Дата
Время измерения: начало______________________________ конец ___________________________
Тип и номер прибора

Данные измерений, мВ

, мин	0	5	10	15	20	25	30	35	40	45	50	55	Примечание
1
…
10

Измерил		Проверил

Протокол измерения смещения потенциала трубопровода при определении опасного влияния переменного тока

Город
Вид подземного сооружения и пункта измерения
Дата
Время измерения: начало		конец
Тип и N прибора
Измеренное значение стационарного потенциала вспомогательного электрода ВЭ относительно МЭС

Данные измерений, мВ

, мин	0	5	10	15	20	25	30	35	40	45	50	55	Примечание
1
…
10
Контрольная обработка измерений
Число измерений	Сумма мгновенных значений	Средняя величина	Среднее значение смещения

Измерил
Обработал		Проверил

Определяются зоны на газопроводе опасные и не опасные по блуждающим токам.

Г.4. Проверка состояния изоляции

На карте-схеме газопровода отмечаются места сквозных повреждений изоляции с привязкой их к местности.

Разрабатывается график переходного сопротивления (при наличии бесконтактной приборной техники).

Составляется протокол обнаружения сквозных повреждений.

Протокол обследования изоляционного покрытия газопровода на контакт с грунтом

N сквозного повреждения	Привязка к местности	Вид повреждения

Г.5. Выявление участков газопровода с аномалиями металла труб (при наличии прибора ИДН)

Разрабатывается схема газопровода с нанесением аномалий. Заполняется протокол обследования магнитометрическим прибором.

Протокол обследования магнитометрическим прибором ИДН

Показания индикатора	Привязка к местности	Примечание
Фоновое значение	Условные единицы шкалы

Примечание. В графе «Примечание» указывается протяженность аномалии, наличие помехообразующих сооружений.

Г.6. Общие выводы и заключение

По результатам диагностирования без вскрытия делаются общие выводы и предварительное заключение по техническому состоянию газопровода.

Составляется при необходимости план шурфового контроля.

Акт составила комиссия в составе:
	(должность, Ф.И.О., подпись)
	(должность, Ф.И.О., подпись)
	(должность, Ф.И.О., подпись)
	(должность, Ф.И.О., подпись)

Приложение Д

Форма 5  

 Акт результатов шурфового контроля при диагностировании технического состояния подземного газопровода

Организация-владелец
Место прокладки газопровода
Назначение газопровода
Общая протяженность:		м, рабочее давление		МПа

  Дата обследования: __________________ 200___г.

1. Состояние изоляционного покрытия

N шурфа	Основа покрытия	Тип покрытия	Армирующий материал	Толщина покрытия, мм	Переходное сопротивление, Ом·м	Адгезия	Примечание
				минима- льная	максима- льная

2. Эффективность работы системы ЭХЗ

N шурфа	Расстояние от установки ЭХЗ до шурфа, м	Величина защитного потенциала, В
		поляризационного	суммарного

3. Коррозионное состояние металла трубы

N шурфа	Тип дефекта*	Глубина дефекта (уменьшение толщины стенки), мм	Толщина стенки на неповрежденных участках, мм	Размер дефекта, мм

_______________

* В графе «Тип дефекта» указать вид коррозии: фронтальная, язвенная, трещиноподобный дефект.

4. Механические свойства металла трубы

N шурфа	По измерениям твердости	По измерениям магнитного шума
	Твердость	, МПа	, МПа	Среднее значение в кольцевом направлении, МШ	Фактическое значение ударной вязкости , Дж/см
	Среднее значение	Ед. измерения
1	2	3	4	5	6	7

5. Напряженно-деформированное состояние металла трубы

N шурфа	Среднее значение магнитно-шумового сигнала	Фактическое напряжение в стенке трубы, МПа
	в осевом направлении, МШ	в окружном направлении, МШ	в осевом направлении	в кольцевом направлении

6. Состояние сварных соединений

N шурфа	Внешний вид	Вид дефекта	Метод ремонта
	Монтажный шов	Заводской шов

7. Определение коррозионной агрессивности грунтов по отношению к углеродистой и низколегированной стали

N шурфа	Удельное сопротивление грунта, Ом·м	Средняя плотность катодного тока, А/м	Оценка коррозионной агрессивности грунта
	определенное в полевых условиях	определенное в лабораторных условиях

Акт составила комиссия в составе:
	(должность, Ф.И.О., подпись)
	(должность, Ф.И.О., подпись)
	(должность, Ф.И.О., подпись)
	(должность, Ф.И.О., подпись)

Приложение Е

 Примеры расчета остаточного срока службы

Е.1. Расчет остаточного срока службы изоляционного покрытия

В результате диагностирования было определено:

Подставляем имеющиеся значения в формулу (1):

после арифметических упрощений имеем

Значение для левой части уравнения	18,0	20,0
Соответствующее значение в правой части уравнения	19,89	20,03

По формулам (3) и (2) проводим расчет остаточного срока службы изоляционного покрытия:

Таким образом, по результатам расчета, по истечении семи лет на продиагностированном участке газопровода ожидается снижение переходного сопротивления изоляционного покрытия за допустимые пределы и должно быть принято решение о дальнейших противокоррозионных мероприятиях, в том числе с применением пассивной и активной электрохимической защиты.

Е.2. Расчет остаточного срока службы газопровода по изменению пластичности металла

Пример 1 (рис.Е.1).

Рис.Е.1

Пример 2 (рис.Е.2).

Строим графики аналогично примеру 1.

Рис.Е.2

Е.3. Расчет остаточного срока службы по изменению ударной вязкости

Пример 1 (рис.Е.3).

Рис.Е.3

Пример 2 (рис.Е.4).

Рис.Е.4

Е.4. Расчет остаточного срока службы газопровода при действии фронтальной коррозии

Определяем по формулам (14) и (13) начальное кольцевое и фактически действующее кольцевое напряжения с учетом утонения стенки трубы:

По формуле (15) определяем среднюю скорость коррозии

Определяем по формуле (12) максимальное время «жизни» ненапряженного элемента

Согласно формуле (11) находим остаточный срок службы

Е.5. Расчет остаточного срока службы при наличии язвенной (питтинговой) коррозии

Определяем по формуле (19) критическую глубину дефекта

Согласно формуле (17) определим остаточный срок службы

Приложение Ж

 Определение переходного сопротивления изоляционного покрытия

Ж.1. Общие положения

Целью определения электрического переходного сопротивления изоляционного покрытия стального газопровода является уточнение величины переходного сопротивления, измеренного с поверхности земли, и определение на его основании состояния изоляционного покрытия.

Измерения проводятся в поперечном сечении трубопровода, по центру шурфа, на поверхности, не имеющей сквозных повреждений изоляции.

Размеры шурфа должны обеспечивать возможность визуального осмотра изоляционного покрытия и проведение измерений.

Ж.2. Измерительная аппаратура и материалы

Источник постоянного тока (аккумуляторная батарея) с выходным напряжением не ниже 30 В.

Вольтметр, класс точности 1,5 (например, М 4202).

Микроамперметр, класс точности 1,5 (например, М 4257).

Резистор переменный с мощностью рассеивания 1 Вт и величиной сопротивления до 1,5 кОм.

Полотно тканевое площадью, равной площади электрода.

Ж.3. Подготовка к измерениям

Перед проведением испытания на участке измерения переходного сопротивления с поверхности изоляционного покрытия газопровода тщательно удаляются загрязнение и влага.

На изоляционное покрытие 4 по всему периметру накладывается смоченное тканевое полотно 3. Поверх устанавливается металлический электрод-бандаж 2, плотно облегающий тканевое полотно.

Собирается электрическая схема по рис.Ж.1.

Рис.Ж.1. Электрическая схема измерения переходного сопротивления изоляционного покрытия

Ж.4. Проведение измерений

Измерения проводятся по схеме, показанной на рис.Ж.1, не менее трех раз при разных режимах.

Резистором R отбирается от источника питания G рабочее напряжение в пределах 10-30 В, которое контролируется по вольтметру U.

По амперметру А фиксируется сила тока.

Ж.5. Обработка результатов

Величина переходного сопротивления вычисляется для каждого значения измеряемой силы тока.

Результаты измерений заносятся в протокол (форма 6).     

Форма 6  

Протокол измерений переходного сопротивления изоляционного покрытия подземного газопровода

Место прокладки газопровода
Дата обследования
Номер шурфа	Расположение по карте-схеме
Наружный диаметр трубы	Толщина стенки трубы
Вид, тип и конструкция изоляционного покрытия

Визуальная оценка изоляционного покрытия	Минимальная толщина покрытия, мм	Рабочее напряжение, В	Сила тока, А	Переходное сопротивление, Ом·м	Примечание
1
2
3

Измерения провел специалист
	(наименование предприятия)		(должность, Ф.И.О., подпись)
	(наименование предприятия)		(должность, Ф.И.О., подпись)

Приложение З

 Определение глубины дефектов металла труб и их ремонт методом абразивной зачистки

З.1. Общие положения

Целью определения глубины дефектов металла труб стального газопровода является измерение величины дефектов и последующий ремонт методом абразивной зачистки.

Настоящая методика регламентирует основные положения, касающиеся проведения работ.

З.2. Оборудование для определения дефектов

В качестве основных приборов для замера глубины дефектов используется мерительный инструмент с точностью измерений не менее 0,1 мм: штангенциркули, штангенглубиномеры, индикаторы часового типа с игловидными наконечниками и ультразвуковые толщиномеры металла (типа «Кварц», УТ-93П и др). Расстояние между соседними дефектами измеряется при помощи линейки, рулетки или штангенциркуля.

При использовании для замеров индикаторов типа ИЧ-10 следует использовать специальную оправку, эскиз которой представлен на рис.З.1.

Рис.З.1

Оправка состоит из основания 1, индикатора часового типа 2 с ценой деления 0,1 мм, закрепленного стопорным винтом 3. При установке приспособления на трубу ножки 4 не должны попадать на поврежденные места. Установку нулевого показания индикатора в приспособлении следует производить на неповрежденном месте трубы, создавая натяг с обеспечением замеров наиболее глубоких дефектов. Отсчет глубины дефектов затем производится по разнице показаний. Сменная игла 5 позволяет замерять глубину трещин и язв.

З.3. Подготовка объекта к измерениям

Перед проведением замеров на участке повреждения изоляции с трубы газопровода удаляется изоляционное покрытие по всему периметру (ширина кольца должна составлять два диаметра трубы, но не менее 0,5 м).

Для обеспечения достоверности замеров необходимо тщательно очистить поверхность трубы от имеющихся продуктов коррозии. Удаление продуктов коррозии осуществляется шабером, металлической щеткой или шкурками с абразивом различной крупности.

З.4. Проведение измерений

Первоначально с помощью ультразвукового толщиномера измеряется фактическая толщина стенки трубы газопровода вне зоны дефекта. Замеры производятся в четырех точках поперечного сечения трубы (на 0, 90, 180, 270° от верхней точки).

Далее с помощью мерительного инструмента измеряется глубина каждого коррозионного и трещиноподобного дефекта в данном шурфе.

Значения всех измеренных величин заносятся в протокол (форма 7).

З.5. Предельные размеры локальных утонений стенок для абразивного ремонта

Ремонту подлежат следующие дефекты труб газопровода:

а) пятна коррозии (фронтальная, питтинговая, трещиноподобная);

б) задиры, царапины;

в) поверхностные трещины.

Предельно допустимые размеры локальных утонений стенок труб газопроводов определяются по табл.З.1, размеры участка зачистки 2а, 2b в соответствии с рис.З.2.

Таблица З.1

Размер трубы, мм	Максимально допустимая глубина  дефекта , мм	Размеры осей эллипса зачистки, мм	Радиус выборки при зачистке, мм
Наружный диаметр D	Толщина стенки		2а	2b	в осевом направлении	в окружном направлении
57	4,5	1,8	25	45	50	150
114	5,0	2,0	55	90	200	510
159	6,0	2,4	55	140	160	1030
168	6,0	2,4	55	150	160	1180
219	7,0	2,8	75	170	260	1300
325	8,0	3,2	100	240	400	2260
426	8,0	3,2	135	340	720	4520
530	9,0	3,6	135	400	640	5560

Примечание. Радиус выборки контролируется специально изготовленным шаблоном.

Рис.З.2. Схема зачистки на трубопроводе

З.6. Проведение ремонта методом абразивной зачистки

Оборудованием для ремонта дефектов служат абразивные и другие металлорежущие инструменты: шлифмашинки, напильники и т.п., обеспечивающие шероховатость не ниже Rz=40. Скорость резания не должна оказывать влияние на структуру металла (исключить перегрев).

Зачищенные участки должны иметь форму эллипса (рис.З.2), одна из осей которого по направлению совпадает с образующей трубы. Края зачищаемого участка плавно выводятся на поверхность трубы.

Не допускается производить зачистку продольных и кольцевых швов, а также околошовной зоны сварного соединения.

После ремонта наиболее глубокое место зачистки с помощью ультразвукового толщиномера подвергается контролю по определению остаточной толщины. Результаты замеров заносятся в протокол (форма 7).     

Форма 7  

Протокол измерений степени коррозионного износа поверхности металла труб подземного газопровода

Место прокладки газопровода
Дата обследования
Номер шурфа	Расположение по карте-схеме
Наружный диаметр трубы
Толщина стенки трубы по проекту

Фактическая толщина стенки, мм
0°	90°	180°	270°	Среднее значение
Дефект
Вид	Глубина,мм	Размер, мм	Пространственная ориентация	Толщина стенки вне зоны дефекта	Остаточная толщина стенки после ремонта
1
2
3

Измерения провел специалист
	(наименование предприятия)		(должность, Ф.И.О., подпись)
	(наименование предприятия)		(должность, Ф.И.О., подпись)

Ремонт провел специалист
	(наименование предприятия)		(должность, Ф.И.О., подпись)
	(наименование предприятия)		(должность, Ф.И.О., подпись)

Приложение И

 Определение напряженно-деформированного состояния и вязкостных свойств металла трубопровода магнитно-шумовым методом

И.1. Общие положения

И.1.1. Данное приложение содержит основные положения по определению магнитно-шумовым методом неразрушающего контроля напряженно-деформированного состояния (НДС) и вязкостных свойств (ударной вязкости KCU) металла трубопровода.

И.2. Оборудование для определения НДС и ударной вязкости (KCU) металла трубопровода

И.2.1. Для определения НДС и KCU металла трубопровода в качестве основных приборов используются магнитно-шумовые приборы «Уралец» или «ПИОН-01». Возможно использование магнитно-шумового прибора «Stresscan-50». В настоящей методике описываются работы по диагностированию с использованием прибора «ПИОН-01».

И.2.2. Магнитно-шумовой прибор «ПИОН-01», представленный на рис.И.1, предназначен для неразрушающего контроля НДС и вязкостных свойств металла KCU трубопровода.

Рис.И.1. Магнитно-шумовой прибор «ПИОН-01»:

1 — накладной датчик (преобразователь-измеритель); 2 — соединительный кабель; 3 — прибор; 4 — кабель питания; 5 — кнопка включения питания прибора «Д»; 6 — кнопки установки коэффициента усиления; 7- цифровой индикатор коэффициента усиления; 8 — кнопка фиксации максимального сигнала; 9 — индикаторная лампа; 10, 11 — кнопки обнуления показаний датчика; 12 — цифровое табло «Е»; 13 — переключатель выбора марки стали; 14 — переключатель выбора режима работы

И.2.3. Технические характеристики магнитно-шумового прибора «ПИОН-01»:

минимальная фиксируемая величина напряжений, МПа (кгс/мм )	10
продолжительность одного замера, с	не более 10
диапазон рабочих температур, °С	от 50 до -20
индексация рабочего сигнала	цифровая
питание прибора	переменный ток 220 В
габаритные размеры, мм	270х260х110
масса, кг	6,5

И.2.4. Работа с прибором «ПИОН-01» возможна при температуре стенки газопровода не ниже -10 °С, а температура окружающей среды не ниже -20 °С.

И.2.5. Для каждого прибора «ПИОН-01» создаются тарировочные таблицы по определению НДС (форма и графики по определению KCU металла по маркам стали (рис.И.2, И.3). Графики и таблицы являются индивидуальными для конкретного прибора и для другого экземпляра «ПИОН-01» не пригодны. Тарировка осуществляется специализированными центрами.

Рис.И.2. Зависимость ударной вязкости (KCU) от магнитно-шумового сигнала. Прибор «ПИОН-01» зав. N 12. Сталь 10

Рис.И.3. Зависимость ударной вязкости (KCU) от магнитно-шумового сигнала. Прибор «ПИОН-01» зав. N 12. Ст 3, 4

И.2.6. К работе с магнитно-шумовыми приборами допускаются лица, предварительно обученные работе с ними и прошедшие инструктаж по технике безопасности при работе с электроизмерительными приборами.

И.2.7. В процессе работы корпус прибора должен быть заземлен.

И.3. Подготовка объекта для диагностирования

И.3.1. Для проведения замеров магнитно-шумовых сигналов с трубопровода удаляют наружную изоляцию по всему периметру (ширина кольца должна быть не менее 200 мм), а поверхность замера в форме круга диаметром не менее 50 мм согласно схеме, приведенной на рис.И.4, зачищают шлифовальной шкуркой.

Зачищаемая поверхность стенки трубы для установки накладного датчика не должна иметь глубоких рисок от наждачной бумаги.

И.3.2. Места замера должны иметь привязку к проектным отметкам на схеме трубопровода.

И.4. Подготовка прибора «ПИОН-01» для диагностирования

И.4.1. Накладной датчик 1 на рис.И.1 с помощью соединительного кабеля 2 через соответствующие разъемы подсоединяется к прибору 3.

С помощью кабеля питания 4 прибор подключается к источнику питания. При нажатии кнопки 5 загораются контрольная лампа и индикаторные лампы на всех цифровых табло. Для выхода прибора на рабочий режим прибор прогревается в течение 10-15 мин.

И.4.2. Измерения на реальном объекте осуществляются после проверки и настройки магнитно-шумового прибора «ПИОН-01» на эталонном образце, изготовленном из соответствующей марки стали.

И.4.3. Проверка и настройка прибора осуществляются в такой последовательности.

Рис.И.4. Схема расположения мест замера

Переключатель выбора марки стали 13 (рис.И.1), расположенный на боковой стенке прибора, устанавливается в положение, соответствующее марке стали, указанной на эталонном образце (рис.И.5). Кнопками 6 устанавливается коэффициент усиления, указанный на эталонном образце, и фиксируемый на цифровом индикаторном табло 7.

Рис.И.5. Эскиз эталонного образца для настройки прибора «ПИОН-01»

Если полученные значения магнитно-шумовых сигналов на эталонном образце в направлении осей t и Z не отличаются от указанных на эталонном образце более чем на семь единиц магнитно-шумового сигнала, прибор готов к выполнению работ по диагностированию объекта обследования. При отклонении показаний за пределы данных диапазонов прибор отправляют на переаттестацию.

И.5. Проведение замеров и обработка результатов

И.5.1. Перед проведением замеров прибором «ПИОН-01» в целях выявления дефектов (утонения, расслоения) стенки трубопровода с помощью толщиномера УТ-93П или другого прибора проводятся контрольные измерения толщины стенки в подготовленных зонах.

И.5.2. Определение НДС.

Переключателями выбора марки стали 13 и выбора режима 14 и кнопкой установки коэффициента усиления 6 (рис.И.1) по таблице соответствия магнитно-шумового сигнала и НДС в стенке трубы, приведенной в форме 8, устанавливается режим замера НДС.

И.5.3. Измерение НДС в трубопроводе прибором «ПИОН-01» осуществляется в каждой точке замера (рис.И.4), при этом выполняются следующие операции:

накладной датчик 1 (рис.И.1) своей наибольшей осью устанавливается на подготовленную поверхность контролируемой зоны трубопровода в кольцевом, затем в осевом направлении, как это показано на рис.И.6;

кнопкой 11 на передней панели прибора или 10 на накладном датчике следует обнулить показания прибора;

кнопкой 8 установить автоматический режим;

слегка покачивая датчик, снять показания значений максимального сигнала на цифровом табло 12 прибора при горящей индикаторной лампе 9 на передней панели прибора;

отвести накладной датчик 1 от поверхности трубы;

операции повторяются не менее трех раз по каждой оси замера;

И.5.4. Определение ударной вязкости (KCU).

Переключателем выбора режима 14 и кнопкой установки коэффициента усиления 6 в соответствии с графиками зависимости ударной вязкости металла трубы от магнитно-шумового сигнала (рис.И.2, И.3) устанавливается режим замеров для той марки стали, из которой изготовлен обследуемый трубопровод.

И.5.5. Измерение значений KCU в трубопроводе осуществляется в каждой точке замера (рис.И.4) в последовательности, приведенной в п.6.3, но только в одном кольцевом направлении, как показано на рис.И.6.

И.5.6. Полученные фактические значения замеров магнитно-шумовых сигналов и ударной вязкости заносятся в протоколы N 1, 2 (формы 9, 10).

И.5.7. Результаты, полученные по протоколам N 1 и 2, учитываются при расчете остаточного ресурса трубопровода согласно настоящей Инструкции.

И.6. Пример расчета

Так, например, при замерах получены значения:

Тогда из ячейки на пересечении «графа — строка» формы 8 получаем:

Отсутствие знака перед цифрой в ячейке означает «+» — напряжение растяжения, а знак «-» — напряжение сжатия.

Рис.И.6. Расположение датчика при замерах НДС и ударной вязкости (KCU) металла:

Форма 8  

Зависимость напряжения от величины магнитно-шумового сигнала

Прибор «ПИОН-01»

Зав. N 12

, МПа	напряжение в осевом направлении	Режим работы прибора
		=1
, МПа	напряжение в кольцевом направлении	=5
		Коэффициент усиления
		=80

Примечания: 1. В таблице на пересечении значений магнитно-шумового сигнала в осевом и кольцевом направлениях указан уровень осевых и кольцевых напряжений в трубе объекта.

2. Если на пересечении значений магнитно-шумового сигнала в осевом и кольцевом направлениях значения напряжений не указаны, то уровень напряжений в трубе превышает нормативный предел текучести.

3. Знак «-» перед значением означает напряжение сжатия.     

Форма 9

Протокол N 1 замеров и расчета напряженно-деформированного состояния

Наименование объекта
Дата обследования
Номер шурфа
Проектная отметка места шурфования
Магнитно-шумовой прибор: марка		зав. N
Диаметр трубы		Марка стали трубы

Результаты замеров

Фактическая толщина стенки в точке замера, мм	1	2	3	4

Положение клавиш настройки при замере напряженно-деформированного состояния	Силы тока	Частоты магнитного поля	Коэффициента усиления

Результаты замеров магнитно-шумового сигнала при определении НДС	Точка замера
	1	2	3	4
в продольном направлении	1-й замер
	2-й замер
	3-й замер
	Среднее значение
в кольцевом направлении	1-й замер
	2-й замер
	3-й замер
	Среднее значение

Результаты определения НДС (средние значения)

Точка замера	Напряжение в стенке трубы, МПа
	в продольном направлении,	в кольцевом направлении,
1
2
3
4

Подпись лица,

проводившего замеры _____________/_____________________________ /

                                                                                       (Фамилия И.О.)

Подпись лица,

проводившего расчет _____________/______________________________ /

                                                                                      (Фамилия И.О.)

Форма 10  

Протокол N 2 замеров и расчета ударной вязкости (KCU) металла труб

Наименование объекта
Дата обследования	Номер шурфа
Проектная отметка места шурфования
Магнитно-шумовой прибор: марка		зав. N
Диаметр трубы		Марка стали трубы

Результаты замеров

Положение клавиш настройки при замере KCU	Режим работы (KCU)	Марка стали	Коэффициент усиления

Результаты замеров магнитно-шумового сигнала при определении KCU	Точка замера
	1	2	3	4
В кольцевом направлении	1-й замер
	2-й замер
	3-й замер
	Среднее значение
Результаты расчета KCU по графикам рис.И.2, И.3, Дж/см

Подпись лица,

проводившего замеры _____________________ /___________________________ /

                                                                                                              (Фамилия И.О.)

Подпись лица,

проводившего расчет _____________________ /____________________________ /

                                                                                                             (Фамилия И.О.)

Приложение К

 Определение механических свойств основного металла газопровода с помощью переносного твердомера

К.2. Для замера твердости используются переносные твердомеры ИТ50, ДИТ-02, Темп-2 и EQVOTIP швейцарской фирмы «Процек». Технические характеристики, рекомендации по проверке и обслуживанию приборов для замера твердости приведены в инструкциях на них. Использование переносных твердомеров других конструкций разрешается при условии проведения предварительной тарировки прибора и корректировки расчетных зависимостей по определению механических свойств.

К.3. Поверхность трубы очищается от изоляции, масла, грязи и окалины для снижения возможности ошибочных измерений. Глубина зачистки поверхности не должна превышать 1-2% толщины стенки. Зачистку поверхности можно производить шлифовальным кругом, напильником, шкуркой. При этом необходимо принять меры против возможного нагрева поверхности, чтобы не изменилась твердость замеряемой зоны.

Чистота обработки поверхности должна быть не более Ra=2 мкм, не допускаются на поверхности риски от воздействия инструмента.

К.4. Измерение твердости производится по периметру трубы газопровода или в локальных зонах по ее длине. Количество замеров твердости в локальной зоне должно быть не менее трех. Измерение твердости не производится дважды в одной точке. Если разброс показаний прибора превышает ±15 единиц твердости, проверяется правильность подготовки поверхности и установки датчика.

К.7. Результаты замеров твердости и расчетов по определению механических свойств материала трубопровода заносятся в протокол замеров (форма 5 приложения Д настоящей Инструкции).