ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ЭКОЛОГИЧЕСКОМУ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ И АТОМНОМУ НАДЗОРУ
(РОСТЕХНАДЗОР)
ПРИКАЗ
Москва
Об утверждении Руководства по безопасности «Инструкция по техническому диагностированию подземных стальных газопроводов»
В целях содействия соблюдению требований промышленной безопасности приказываю:
1. Утвердить прилагаемое Руководство по безопасности «Инструкция по техническому диагностированию подземных стальных газопроводов».
2. Признать утратившим силу постановление Госгортехнадзора России от 9 июля 2001 г. № 28 «Об утверждении Инструкции по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов».
Утверждено приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору
от « Об » 2017 г. №
РУКОВОДСТВО ПО БЕЗОПАСНОСТИ «ИНСТРУКЦИЯ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ДИАГНОСТИРОВАНИЮ ПОДЗЕМНЫХ СТАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ»
I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1. Руководство по безопасности «Инструкция по техническому диагностированию подземных стальных газопроводов» (далее - Руководство по безопасности) утверждено в целях содействия соблюдению требований Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности», утвержденных приказом Ростехнадзора от 14 ноября 2013 г. № 538 (зарегистрирован Минюстом России 26 декабря 2013 г., регистрационный № 30855) (далее - Правила проведения экспертизы промышленной безопасности), Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности сетей газораспределения и газопотребления», утвержденных приказом Ростехнадзора от 15 ноября 2013 г. № 542 (зарегистрирован Минюстом России 31 декабря 2013 г., регистрационный № 30929), Технического регламента о безопасности сетей газораспределения и газопотребления, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 29 октября 2010 г. № 870 (далее - Технический регламент).
2. Руководство по безопасности содержит рекомендации по проведению технического диагностирования подземных стальных газопроводов (далее - газопроводы).
3. Для выполнения требований, указанных в Правилах проведения экспертизы промышленной безопасности, организации, выполняющие
10
тип ЭХЗ (катодная станция, дренажная установка, протекторная установка) с указанием проектных отметок мест установки;
дата ввода в эксплуатацию;
сведения о внесении изменений в систему ЭХЗ в течение всего срока эксплуатации газопровода;
значения защитных потенциалов, измеренные в опорных точках, между участками газопровода в земле относительно насыщенного МЭС;
режим работы установок ЭХЗ;
расположение и исправность действующих электроизолирующих соединений и шунтирующих токовых перемычек.
29. При проведении анализа технической документации учитываются сведения:
об имевших место повреждениях защитного покрытия, их количестве, динамике выявления, характере и методах ремонта с указанием расположения на схеме газопровода;
об имевших место коррозионных повреждениях газопровода, их количестве, динамике выявления, характере и методах ремонта с указанием расположения на схеме газопровода;
о ремонтах системы ЭХЗ, в том числе о перерывах в работе за последние 10 лет.
30. В результате выполнения анализа технической документации составляются:
схема диагностируемого газопровода с указанием потенциально опасных участков;
акт анализа технической документации газопровода, рекомендуемый образец которого приведен в приложении № 3 к настоящему Руководству по безопасности.
31. Схема диагностируемого газопровода выполняется с привязками к зданиям и сооружениям на основе плана газопровода, предоставляемого эксплуатационной организацией в составе исполнительной документации.
11
На схеме диагностируемого газопровода указываются: трасса газопровода со сквозным делением протяженности в метрах, начиная от начала газопровода до его конца, с привязкой всех существующих пикетов к расстоянию от начала трассы;
технические устройства и сооружения, установленные на газопроводе (например: колодцы, запорная арматура, конденсатосборники, контрольноизмерительные пункты, электроизолирующие соединения), места входов и выходов газопровода из земли, врезки в газопровод с указанием расстояния до ближайшего пикета;
места параллельной прокладки и пересечения со всеми сетями инженерно-технического обеспечения, а также с естественными
и искусственными преградами в пределах охранной зоны газопровода; места проведения ремонтов;
значения потенциалов в опорных точках газопровода, полученные во время последних замеров.
V. РАЗРАБОТКА И УТВЕРЖДЕНИЕ ПРОГРАММЫ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ГАЗОПРОВОДА
32. Выполнение работ по техническому диагностированию газопровода проводится по программе технического диагностирования газопровода, разработанной в соответствии с требованиями документов в области промышленной безопасности, технического регулирования и стандартизации в части порядка выполнения отдельных видов работ (выполняемых при техническом диагностировании газопровода).
33. Программа технического диагностирования газопровода разрабатывается организацией, выполняющей техническое диагностирование газопровода, утверждается эксплуатационной организацией и собственником газопровода.
12
34. Типовая программа проведения технического диагностирования газопровода приведена в приложении № 4 к настоящему Руководству по безопасности.
VI. ТЕХНИЧЕСКОЕ ДИАГНОСТИРОВАНИЕ ГАЗОПРОВОДА БЕЗ ВСКРЫТИЯ ГРУНТА (БЕСШУРФОВОЕ)
35. Проведение работ по техническому диагностированию газопровода без вскрытия грунта (бесшурфовому) осуществляется с целью:
сбора и анализа данных о техническом состоянии газопровода;
поиска мест дефеетов и повреждений защитного покрытия и металла трубы;
определения необходимости шурфового диагностирования и мест производства шурфов.
36. При техническом диагностировании газопровода без вскрытия грунта (бесшурфовом) выполняются:
проверка соответствия трассы газопровода исполнительной
документации;
проверка газопровода на герметичность;
оценка защитного покрытия на наличие дефектов и повреждений;
оценка коррозионной агрессивности грунта;
определение опасного влияния блуждающего постоянного
и переменного токов;
проверка эффективности работы ЭХЗ;
проверка состояния технических устройств, установленных на газопроводе;
выявление участков газопровода с аномалиями металла труб.
37. При проверке соответствия фактического местоположения газопровода и данных, содержащихся в исполнительной документации,
выявляются:
13
места застройки и приближения к зданиям (сооружениям) на расстояния меньше нормативных;
наличие деревьев и кустарников в пределах охранной зоны газопровода; смежные сети инженерно-технического обеспечения, построенные с нарушениями требований действующей нормативно-технической документации.
Случаи смещения газопровода от своей оси вследствие воздействия на него механических нагрузок различной природы выявляются: приборным методом с использованием трассоискателей; визуальным методом (при наличии смещения грунта в зоне укладки газопровода).
38. Проверка газопровода на герметичность производится с целью обнаружения и установления мест утечек газа по трассе газопровода. Герметичность газопровода проверяется газоиндикаторами с принудительным пробоотбором с порогом чувствительности не менее 0,001 процента (по объемной доле СН»).
39. Оценка защитного покрытия газопровода без вскрытия грунта проводится для определения мест расположения дефектов и повреждений защитного покрытия газопровода.
Дефекты и повреждения защитного слоя выявляются электрометрическим методом по наличию контакта металла трубопровода с грунтом. В зонах с наличием индустриальных помех применяются приборы, исключающие их влияние.
40. Оценка коррозионной агрессивности грунта по отношению к металлу (включая биокоррозионную агрессивность грунтов) при техническом диагностировании газопровода без вскрытия грунта (бесшурфовом) проводится в соответствии с ГОСТ 9.602-2005 «Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии» (далее-ГОСТ 9.602).
14
Коррозионная агрессивность грунта по отношению к углеродистой и низколегированной стали оценивается качественно (низкая, средняя, высокая) по величинам:
удельного электрического сопротивления грунта, измеренного в полевых и лабораторных условиях;
средней плотности катодного тока, необходимого для смещения потенциала стали в грунте на 100 милливольт отрицательнее стационарного потенциала (потенциала коррозии).
41. Определение опасного влияния блуждающего постоянного и переменного токов и оформление результатов при техническом диагностировании газопровода без вскрытия грунта (бесшурфовом) проводится в соответствии с ГОСТ 9.602.
42. Оценка эффективности работы ЭХЗ газопровода проводится с целью
оценки обеспеченности последнего катодной поляризацией в соответствии с ГОСТ Р 54983-2012 «Системы газораспределительные. Сети
газораспределения природного газа. Общие требования к эксплуатации. Эксплуатационная документация».
Оценка эффективности катодной поляризации газопровода проводится в соответствии с нормативными требованиями путем:
сопоставления значений измеренных поляризационных (или суммарных) потенциалов с их допустимыми защитными значениями; контроля параметров установок ЭХЗ.
Для оценки технического состояния установок ЭХЗ определяются: период неработоспособности установки за последние 10 лет; запас номинальных параметров по току и мощности.
Результаты проверки эффективности ЭХЗ газопровода оформляются протоколом, рекомендуемый образец которого приведен в приложении № 5 к настоящему Руководству по безопасности.
15
43. При проведении работ по техническому диагностированию газопровода без вскрытия грунта проверяется состояние установленных на газопроводе технических устройств:
запорной и регулирующей и запорно-регулирующей арматуры на подземных (установленной в колодцах, в грунте под ковер) и надземных участках газопровода; гидрозатворов.
При проверке технического состояния трубопроводной арматуры проводятся:
внешний осмотр арматуры для выявления перекосов, раковин, трещин, коррозии, загрязнений и других дефектов;
проверка герметичности сварных, резьбовых, фланцевых соединений и сальниковых уплотнений прибором или пенообразующим раствором;
проверка работоспособности затвора частичным перемещением запирающего элемента;
проверка состояния крепежных элементов фланцевых соединений; проверка работоспособности привода в соответствии с документацией изготовителя;
проверка состояния окраски.
Для арматуры, установленной в газовых колодцах, дополнительно проверяются:
состояние крышки газового колодца; загазованность газового колодца; наличие воды и мусора в газовом колодце; наличие и исправность шунтирующих электроперемычек; состояния уплотнения футляров газопроводов, состояния конструкции колодцев, стен, скоб, лестниц, гидроизоляции колодцев;
состояния компенсаторов (герметичность, наличие коррозии и дефектов). Для шаровых кранов, установленных в грунте под ковер, проверяются: состояние и исправность крышки ковера и отмостки ковера;
2
техническое диагностирование газопроводов, помимо способов (методов), рекомендованных в Руководстве по безопасности, могут использовать иные способы (методы) при их соответствующем обосновании.
4. В Руководстве по безопасности применяются термины и определения, а также список используемых сокращений, приведенные в приложениях № 1 и 2 к настоящему Руководству по безопасности.
5. Действие Руководства по безопасности распространяется на газопроводы, по которым транспортируются:
а) природный газ по ГОСТ 5542-2014 «Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия» с избыточным давлением, определенным в Техническом регламенте;
б) сжиженные углеводородные газы по ГОСТ 20448-90 «Газы
углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления. Технические условия» с избыточным давлением, не
превышающим 1,6 мегапаскаля.
6. Техническое диагностирование газопроводов проводится с целью: оценки фактического технического состояния газопровода; установления остаточного срока службы (предельного срока
эксплуатации) газопровода;
разработки рекомендаций по обеспечению безопасной эксплуатации газопровода, до прогнозируемого перехода его в предельное состояние.
7. В зависимости от условий, продолжительности эксплуатации и технического состояния газопровода проводятся плановое и внеплановое техническое диагностирование.
Периодичность проведения планового технического диагностирования газопровода устанавливается:
по результатам проведения оценки технического состояния газопровода; по достижении срока эксплуатации, установленного в проектной
документации.
3
Для газопроводов, на которых ранее проводилось техническое диагностирование, срок его планового проведения, определяемый по результатам оценки технического состояния, принимается не более установленного в заключении экспертизы промышленной безопасности.
Внеплановое техническое диагностирование газопровода проводится: при изменении категории газопровода по давлению газа; после аварии, не связанной с механическим разрушением газопровода; после воздействия на газопровод грунта в результате его деформации (например: просадки, оползневых явлений, размывов, пучений); после землетрясения силой свыше 6 баллов; по решению владельца газопровода;
по предписанию Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору.
8. Объектом технического диагностирования является газопровод, построенный по одному проекту, имеющий одну исполнительную документацию и один строительный паспорт, транспортирующий газ одного давления согласно проектной документации.
Допускается включать в состав диагностируемого объекта (независимо от даты ввода в эксплуатацию) распределительные газопроводы и газопроводы-вводы, технологически присоединенные к действующей сети газораспределения или другому источнику газа.
9. Организация работ по техническому диагностированию газопроводов осуществляется организацией, выполняющей техническую эксплуатацию газопроводов (далее - эксплуатационная организация).
10. Проведение работ по техническому диагностированию газопроводов осуществляется организациями, имеющими в своем составе квалифицированный персонал и аттестованную лабораторию неразрушающего контроля, владеющими необходимым оборудованием для проведения указанных работ.
4
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.
12. Техническое диагностирование газопровода выполняется в присутствии (при необходимости - с участием) работника (ов) эксплуатационной организации, назначаемого (ых) техническим руководителем эксплуатационной организации для выполнения данного вида работ.
13. Источниками исходных данных для оценки технического состояния газопроводов являются проектная, исполнительная документация и эксплуатационный паспорт газопровода (далее - паспорт газопровода).
14. Оценка технического состояния газопроводов осуществляется в соответствии с положениями настоящего Руководства по безопасности, документов на применяемые методы неразрушающего контроля, эксплуатационных документов на газопроводы и технические устройства, входящие в состав газопроводов.
15. Результаты технического диагностирования газопроводов используются для оценки их фактического состояния при проведении экспертизы промышленной безопасности газопроводов.
16. При проведении технического диагностирования газопровода выявляются имеющиеся дефекты и повреждения:
металла труб, в том числе сварных соединений;
защитного покрытия газопровода;
технических устройств, установленных на газопроводе.
17. К дефектам и повреждениям металла трубы газопровода относятся: коррозионные повреждения: сквозные, локальные (язвенные или точечные) и общие (сплошные);
механические и прочие повреждения (например: вмятины, задиры, трещины);
5
заводские повреждения, включая дефекты заводских продольных и спиральных швов сварных соединений;
дефекты монтажных сварных соединений (например: трещины всех видов и направлений, прожоги, незаваренные кратеры, выходящие на поверхность поры, подрезы глубиной более 5 процентов толщины стенки труб или более 0,5 миллиметров и длиной более 1/3 периметра стыка или более 150 миллиметров).
18. К дефектам и повреждениям защитного покрытия газопровода относятся:
повреждение или отсутствие покрытия; отсутствие грунтовочного подслоя (праймера); неравномерность, вздутие; наличие пазух;
отсутствие армирующего слоя;
деструкция (потеря механической прочности клеящего подслоя); отсутствие адгезии защитного покрытия к металлу трубы газопровода; несоответствие типа покрытия документации, действующей на момент ввода объекта в эксплуатацию.
19. Документация, оформленная по результатам проведения технического диагностирования газопровода, прикладывается к комплекту эксплуатационной документации на газопровод.
И. ОСНОВАНИЯ И СРОКИ ПРОВЕДЕНИЯ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ГАЗОПРОВОДОВ
20. Основанием проведения технического диагностирования газопроводов являются положения нормативных правовых актов Российской Федерации в области технического регулирования и промышленной безопасности, устанавливающих требования по проведению технического диагностирования и к объекту технического диагностирования.
6
21. Техническое диагностирование газопроводов проводится в случаях: истечения срока службы (продолжительности эксплуатации)
газопроводов, установленного в проектной документации;
отсутствия проектной документации, либо отсутствии в проектной документации данных о сроке эксплуатации газопроводов;
после аварии, в результате которой был поврежден газопровод; по истечении сроков безопасной эксплуатации, установленных заключениями экспертизы промышленной безопасности; по решению эксплуатационной организации.
III. ЭТАПЫ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ
22. Техническое диагностирование газопровода состоит из следующих основных этапов:
анализ технической документации;
разработка и утверждение программы технического диагностирования газопровода;
техническое диагностирование газопровода без вскрытия грунта (бесшурфовое);
шурфовое техническое диагностирование газопровода; оценка фактического технического состояния газопровода; определение остаточного ресурса газопровода; оформление результатов технического диагностирования газопровода.
23. Перечень и объем работ по техническому диагностированию газопровода определяется индивидуально для каждого конкретного объекта. Оценка фактического технического состояния газопровода осуществляется на основании одного или нескольких методов, с учетом конкретных условий, ответственности диагностируемого объекта и требуемой надежности контроля.
7
IV. АНАЛИЗ ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ
24. При техническом диагностировании газопроводов анализируется техническая документация на газопроводы, в том числе эксплуатационная документация на технические устройства, входящие в состав газопроводов.
25. Целью анализа технической документации является сбор, обобщение и анализ данных, характеризующих динамику изменений технического состояния газопровода при его эксплуатации.
При рассмотрении технической документации анализируются выявленные при эксплуатации (в результате проведения технических обследований, оценок технического состояния газопровода, ремонтов): динамика изменения свойств защитного покрытия; динамика изменения режимов работы средств ЭХЗ; характер выявленных дефектов и повреждений газопровода.
26. При проведении технического диагностирования газопровода анализируется документация, относящаяся ко всем этапам жизненного цикла газопровода:
проектная документация на газопровод, в том числе материалы изысканий, исследования грунтов, сертификаты на материалы и оборудование; исполнительная документация; результаты приемо-сдаточных испытаний; эксплуатационный паспорт газопровода;
документация с результатами проведения регламентных работ по мониторингу технического состояния газопровода в процессе его эксплуатации;
акты о проведении ремонтов и аварийно-восстановительных работ, включая ремонт сварных соединений;
документация, содержащая информацию о проведении работ по капитальному ремонту и реконструкции газопровода (или его участков); рабочий проект и эксплуатационный паспорт системы ЭХЗ.
8
27. В случае отсутствия или неполной комплектности технической документации, допускается проведение технического диагностирования с последующим занесением в эксплуатационный паспорт характеристик газопровода, установленных по результатам технического диагностирования.
28. По результатам анализа технической документации устанавливаются 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 (например: реки, овраги, ручьи) и искусственными (мосты, тоннели, железнодорожные и трамвайные пути, автомобильные дороги) преградами;
места пересечения газопровода с сетями инженерно-технического обеспечения (например: тепловыми сетями, электрическими кабелями);
участки приближения сетей инженерно-технического обеспечения с указанием протяженности участков, проложенных смежно с газопроводом; врезки в газопровод с указанием диаметра и даты врезки; глубина заложения газопровода проектная и фактическая, полученная во время последних замеров (если глубина заложения не является постоянной, указывается ее минимальное и максимальное значение с привязкой к конкретным участкам трассы);
9
наличие колодцев, футляров, конденсатосборников, контрольноизмерительных пунктов, электроизолирующих соединений и 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 элеюрическое сопротивление покрытия (на момент строительства и данные последующих замеров, произведенных в случае ремонта);
механические свойства покрытия (например: величина адгезии,
сопротивление сдвигу);
е) системы ЭХЗ:
