ООО "Политест-Инжиниринг"

МЕТОДИКА ПО КОМПЛЕКСНОМУ ТЕХНИЧЕСКОМУ ДИАГНОСТИРОВАНИЮ ВНУТРЕННИХ ГАЗОПРОВОДОВ

Уважаемые коллеги!

Широкомасштабная газификация была проведена в 50-х -70-х годах и в настоящее время практически все внутренние газопроводы выработали свой срок службы.

Эти газопроводы подлежат либо полной замене, либо выборочному ремонту по результатам технического диагностирования.

Проведение технического диагностирование внутренних газопроводов позволяет более чем в 10 раз уменьшить стоимость ремонта.

Настоящая "Методика проведения комплексного технического диагностирования внутренних газопроводов" содержит:

•    детальное описание всего комплекса работ по техническому диагностированию внутренних газопроводов;

•    определение коррозионного состояния участков газопроводов в местах переходов через строительные конструкции (междуэтажные перекрытия)

•    Инструкцию по расчету ресурса внутренних газопроводов.

Методика разработана в развитие:

’’Правил безопасности систем газораспределения и газопотребления" (ПБ 12-529-03)    п.7.4,    7.22,    7.23    - для газопроводов тепловых

электрических станций и котельных;

"Положения о диагностировании технического состояния внутренних газопроводов жилых и общественных зданий" (МДС 42-1.2000) для систем внутреннего газоснабжения жилых зданий.

Для применения Методики предлагаем Вашему вниманию:

•    Полный или частичный комплект приборов и оборудования для технического диагностирования внутренних газопроводов;

•    Обучение Вашего персонала приемам и методам проведения технического диагностирования внутренних газопроводов.

Также возможно:

•    Проведение технического диагностирования внутренних газопроводов на Ваших объектах;

•    Создание "под ключ" на Вашем предприятии отдела (группы, лаборатории) по проведению технического диагностирования внутренних газопроводов.

Если Вас заинтересовали наши предложения просим Вас позвонить нам или направить соответствующий запрос по факсу 166-33-32    166-72-04,

электронной почте polvtest@zmail.ru.

исполнителем (лицом, курирующим работу организации, осуществляющей техническую диагностику внутренних газопроводов на данном предприятии).

5.2 Программа производства работ.

5.2.1    На основании анализа технической документации согласно п. 5.1 организация, выполняющая работы по техническому диагностированию, составляет программу производства диагностических работ.

5.2.2    Программа производства диагностических работ должна включать:

•    характеристику объекта: адрес, наименование владельца, контактные телефоны;

•    порядок и сроки производства работ по техническому диагностированию;

•    поэтажные планы здания с нанесенным маршрутом следования звеньев, выполняющих работы по техническому диагностированию;

•    количество работников, необходимых для проведения технического диагностирования данного объекта;

•    состав оборудования и материалов для производства технического диагностирования на данном объекте;

•    аксонометрическую схему газопровода с отмеченными участками, на которые необходимо обратить особое внимание при проведении технического диагностирования (См. Приложение 18 Таблица 18.2 п. 2-10);

•    требования к обеспечению безопасности при производстве работ по техническому диагностированию;

•    порядок и сроки представления результатов технического диагностирования.

5.2.3. Программа производства диагностических работ утверждается руководителями Заказчика (владельца газопровода) и организации, выполняющей эти работы.

6. Производство работ.

Техническое диагностирование проводится в 3 этапа: работы поискового уровня, работы браковочного уровня, контроль производства работ по техническому диагностированию.

6.1    Комплекс работ поискового уровня.

6.1.1    Комплекс работ поискового уровня проводится с целью:

•    выявления явных повреждений на газопроводе (см. п. 6.1.3 настоящей Методики) и определения объемов ремонта;

•    обнаружения    потенциально опасных мест на внутреннем

газопроводе и назначения "комплекса работ браковочного уровня" на этих местах;

•    определения    параметров технического состояния и условий

эксплуатации газопровода, необходимых для определения остаточного ресурса участков газопровода.

6.1.2    Комплекс работ поискового уровня проводится в следующем порядке

согласно п. 6.1.2.1-6.1.2.12.

6.1.2.1    Определение наличия загазованности помещений и мест утечек газа. Проводится в соответствии с Приложением 2.

6.1.2.2    Определение фактических геометрических параметров газопровода (протяжённости, диаметров, толщин стенок) и выявление отступлений от документации. Проводится в соответствии с Приложением 3.

6.1.2.3    Определение количества и месторасположения сварных соединений, запорных устройств, газовых приборов и другого газового оборудования. Проводится в соответствии с Приложением 4.

6.1.2.4    Определение наличия повреждений на открытых участках газопровода и определение качества окраски газопровода. Проводится в соответствии с Приложением 5.

6.1.2.5    Определение качества сварных соединений газопровода. Проводится в соответствии с Приложением 6.

6.1.2.6    Определение наличия следов протечек, степени влажности и периодичности увлажнения строительных конструкций в местах их пересечения с газопроводами. Проводится в соответствии с Приложением 7.

6.1.2.7    Определение местоположения газопровода относительно потенциальных источников увлажнения. Проводится в соответствии с Приложением 8.

6.1.2.8    Определение степени коррозионного поражения газопровода или его футляра в местах переходов газопровода через строительные конструкции. Проводится в соответствии с Приложением 9.

6.1.2.9    Определение наличия электрического контакта труба - футляр. Проводится в соответствии с Приложением 10.

6.1.2.10    Выявление дефектов в местах переходов газопровода через строительные конструкции с помощью ультразвуковой дефектоскопии. Проводится в соответствии с Приложением 11.

6.1.2.11    Определение напряженно-деформированного состояния газопровода. Проводится в соответствии с Приложением 12.

6.1.2.12    Регистрация результатов работ поискового уровня в соответствующих формах согласно Приложению 1 табл. 1.1-1.3.

6.1.3 По результатам работ поискового уровня участок газопровода назначается на замену или ремонт (в зависимости от характера и размеров дефектов) в следующих случаях:

•    на газопроводе обнаружено коррозионное повреждение с максимальной потерей толщины стенки более 20% от первоначальной;

•    толщина стенки на участке газопровода - менее 2 мм;

•    степень коррозионного поражения обследуемого    участка

газопровода или его футляра оценивается как "3^й, "3-4" или "4^м по шкале визуальной оценки степени коррозионного поражения (Приложение. 9 п. 3.4).

•    обнаружено сварное соединение (сварные соединения), имеющие недопустимые дефекты (трещины, поры, включения, отслоения , прожоги свищи, усадочные раковины, непровары, подрезы) в соответствии с «Инструкцией по визуальному и измерительному контролю» [11.7] или в

10

соответствии с «Методикой по ультразвуковому контролю стыковых кольцевых сварных соединений стальных и полиэтиленовых газопроводов».

•    обнаружена утечка газа из сварного соединения;

•    обнаружены недопустимые дефекты в результате проведения ультразвуковой дефектоскопии методом «нормальных волн» (См. Приложение 11).

6.1.4    При назначении участка газопровода на замену или ремонт, в Графу 21 Сводного формуляра в соответствующую строку следует проставить слово «Замена» или «Ремонт» (Приложение 1 Табл. 1.1).

6.1.5    Ремонт газопровода производится в соответствии с дефектной ведомостью (см. Приложение 1 табл. 1.3), которая заполняется в случае выявления дефектных участков в процессе проведения технического диагностирования внутренних газопроводов.

6.1.6    Комплекс работ браковочного уровня назначается по результатам работ поискового уровня в следующих случаях:

•    обнаружена потеря толщины стенки газопровода в пределах 5-

20%;

•    степень коррозионного поражения газопровода или его футляра оценена, как «2-3» (см. Приложение 9 п.3.5, 3.4 "Шкала визуальной оценки степени коррозионного поражения");

•    влажность строительной конструкции в месте прохождения газопровода превышает 2,5 весовых процента (см. Приложение 7).

При назначении участка газопровода на проведение комплекса работ браковочного уровня в Графу 21 Сводного формуляра в соответствующую строку следует проставить «Б» (Браковочный уровень).

6.1.7    Участок газопровода допускается к дальнейшей эксплуатации в случае отсутствия дефектов по пунктам 6.1.3, 6.1.6; при этом в Графу 21 Сводного формуляра необходимо проставить «Э» (Эксплуатация).

6.2 Комплекс работ браковочного уровня.

6.2.1    Комплекс работ браковочного уровня проводится с целью:

•    определения необходимости и объемов ремонта участков газопровода, назначенных в процессе производства комплекса работ поискового уровня к обследованию на браковочном уровне;

•    определения дополнительных параметров условий эксплуатации газопровода, необходимых для расчета остаточного ресурса газопровода (поверхностная влажность строительной конструкции в месте перехода газопровода, количество хлорид-ионов в материале строительной конструкции, поверхностный потенциал газопровода или его футляра в месте контакта со строительной конструкцией).

6.2.2    Комплекс работ браковочного уровня проводится только после проведения комплекса работ поискового уровня, при этом разбивка газопровода на участки (См. Приложение 3 п. 1), выполненная на поисковом уровне, сохраняется.

6.2.3    Работы браковочного уровня по п. 6.2.4.2-6.2.4.4., проводят на

11

каждом участке газопровода, где «браковочный уровень» назначен по результатам работ «поискового уровня», а также на произвольно выбранных местах перехода газопровода через строительные конструкции. Количество участков в последнем случае - 5% от общего числа мест перехода газопровода через строительные конструкции, но не менее 1-го места на объекте.

В случае если в ходе выполнения выборочных работ обнаружены результаты согласно п. 6.2.7 настоящей Методики, работы по п. 6.2.4.2 - 6.2.4.4. следует провести на 50% мест перехода газопровода через строительные конструкции.

6.2.4 Комплекс работ браковочного уровня проводится в следующем порядке согласно п. 6.2.3.1 - 6.2.3.5.

6.2.4Л Проведение дополнительных вскрытий участков газопровода, проходящих через строительные конструкции. Проводится в соответствии с Приложением 13.

6.2.4.2    Определение поверхностной и объемной влажности строительной конструкции. Проводится в соответствии с Приложением 14.

6.2.4.3    Определение количества хлорид-ионов в материале, из которого выполнена строительная конструкция. Проводится в соответствии с Приложением 15.

6.2.4.4    Определение значения поверхностного потенциала газопровода или его футляра в месте контакта со строительной конструкцией с использованием медно-сульфатного электрода сравнения. Проводится в соответствии с Приложением 16.

6.2.4.5    Фотодокументирование участков газопровода, назначенных на замену. Проводится в соответствии с Приложением 17.

6.2.4.6    Регистрация результатов работ браковочного уровня в соответствующих формах по Приложению 1 табл. 1.2-1.4.

6.2.5    Определение щелочности жидкой фазы бетона не производится, а глубина карбонизации бетона по результатам многолетних измерений принимается равной 4 см.

6.2.6    Информация, полученная при выполнении работ браковочного уровня, заносится в Формуляр браковочного уровня - Приложение 1 табл. 1.4 настоящей Методики.

6.2.7    Участок газопровода назначается на замену или ремонт в следующих случаях:

•    в результате проведения вскрытия дополнительных участков газопровода или его футляра в месте прохождения газопровода через строительную конструкцию обнаружены повреждения, указанные в п. 6.1.3;

•    обнаружена степень коррозионного поражения «2-3» по шкале визуальной оценки степени коррозионного поражения (Приложение 9 п.3.4) и при этом поверхностный потенциал газопровода или его футляра ниже -350 мВ. (См. Приложение 16);

•    обнаружена степень коррозионного поражения «2-3» по шкале визуальной оценки степени коррозионного поражения (Приложение 9 п.3.4) и при этом

- влажность материала строительной конструкции превышает 2,5 объемных процента,    12

- в радиусе 5 м (2м для бытовых помещений ) от газопровода имеется открытый источник влаги, а количество хлорид-ионов оценивается как «3» и выше (См. Приложение 15, 14, 8).

При назначении газопровода на замену или ремонт в Графе 11 формуляра браковочного уровня (Приложение 1 табл. 1.4) следует проставить порядковый номер пункта в дефектной ведомости, соответствующий данному участку, в Графе 12 необходимо проставить «3» (Замена) или «Р» (Ремонт).

6.2.8 Участок газопровода допускается к дальнейшей эксплуатации в случае отсутствия выявленных дефектов, параметров условий эксплуатации и их сочетаний по п. 6.2.7; при этом в Графу 12 формуляра браковочного уровня необходимо проставит «Э» (Эксплуатация).

6.3 Контроль качества работ.

6.3.1 Контроль качества работ проводится с целью определения соответствия    проведенного технического диагностирования внутреннего газопровода требованиям настоящей Методики.

6.3.2 Контроль качества работ проводится методом «контрольной проверки». Метод заключается в повторном проведении технического диагностирования на участке, имеющем переход через строительную конструкцию с заполнением «контрольных формуляров».

Контроль качества работ браковочного уровня может не проводиться.

6.3.3    Контроль качества работ осуществляет проверяющий совместно с

бригадиром    инженеров-операторов и любым инженером-оператором.

Проверяющий назначается отдельным приказом по организации из числа технических руководителей предприятия (главный инженер, заместитель главного инженера, начальник лаборатории, и т.п,).

6.3.4    На газопроводах суммарной протяженностью более 100 м контроль качества работ проводится в обязательном порядке на 10% мест переходов через строительные конструкции, но не менее чем на 1 месте перехода. На газопроводах суммарной протяженностью менее 100 м контроль качества работ проводится по усмотрению руководителя предприятия.

6.3.5    По результатам «контрольной проверки» заполняется «журнал контрольных проверок» (Табл. 1.6 Приложения 1), который подписывается проверяющим и бригадиром инженеров-операторов, выполняющих работу на объекте.

6.3.6    В случае, если результаты проведения контрольной проверки совпадут с результатами работ поискового (браковочного) уровней, в Графу 6 журнала контрольных проверок необходимо проставить "Замечаний нет".

6.3.7    В случае, если результаты проведения контрольной проверки не совпадают с результатами работ поискового (браковочного) уровня (измеренные в одних и тех же точках параметры отличаются друг от друга более чем на 10% для численных значений и на 1 единицу(балл) для оценки по баллам) назначается служебное расследование. При этом в Графу 6 журнала контрольных проверок необходимо проставить "Имеются замечания". По результатам служебного расследования лица, виновные в несоблюдении технологии производства работ,

13

должны быть направлены на обучение и аттестацию по настоящей Методике. В случае повторного нарушения технологии производства работ виновные лица должны быть отстранены от проведения технического диагностирования внутренних газопроводов. Решение о необходимости и объеме проведения повторного технического диагностирования на объекте, где были выявлены нарушения, принимается руководителем организации проводившей техническое диагностирование.

7. Анализ полученных результатов.

7.1    Для проведения анализа полученных результатов составляется сводный отчет о проведении технического диагностирования внутренних газопроводов в соответствии с табл. 1.5 Приложения 1.

7.2    Для проведения анализа результатов, полученных при проведении технического диагностирования внутреннего газопровода, необходимо наличие:

•    всех материалов по п. 5.1;

•    аксонометрической схемы газопровода с нанесенными на нее геометрическими параметрами газопровода и местами обнаружения дефектов;

•    комплекта сводных формуляров комплекса работ поискового уровня;

•    комплекта формуляров браковочного уровня;

•    дефектограмм по результатам ультразвукового контроля;

•    дефектной ведомости;

•    ведомости утечек.

7.3    В результате анализа полученных результатов необходимо установить:

•    возможные причины возникновения повреждений и динамику их развития;

•    объем необходимого ремонта, протяженность заменяемых участков газопровода;

•    возможные сроки эксплуатации до проведения замены выявленных дефектных участков газопровода;

•    необходимость и сроки устранения причин увлажнения поверхности газопровода, в том числе в местах переходов через строительные конструкции;

•    местоположение участков газопровода, имеющих неблагоприятные условия эксплуатации;

•    необходимость проведения дополнительных диагностических работ в случае, когда собранной информации недостаточно для определения причин возникновения повреждений и динамики их развития; в качестве таких работ могут применяться: определение влияния блуждающих токов на внутренний газопровод, радиографический контроль сварных соединений, вырезка образцов труб с проведением металлографических исследований.

14

7.4    Выявленные дефектные участки с указанием рекомендуемых сроков их эксплуатации до проведения замены, а также местоположение участков газопровода, имеющих неблагоприятные условия эксплуатации, следует указать на аксонометрической схеме.

7.5    На основании проведенного анализа полученных результатов выполняется прогноз (расчет) остаточного ресурса внутреннего газопровода и составляется техническое заключение (см. Приложение 18).

8. Прогноз (расчет) остаточного ресурса и определение назначенного срока

службы.

8.1    Прогноз (расчет) остаточного ресурса участков газопровода выполняется в соответствии с Приложением 18 настоящей Методики.

8.2    Для прогноза остаточного ресурса выбираются участки, для которых количество неблагоприятных факторов, отраженных в таблице 18.2 Приложения 18, максимально. Выбор участков осуществляется экспертом, выполняющим определение назначенного срока службы. Выбранные участки могут не совпадать с участками, на которые бал разбит газопровод при проведении комплекса работ "поискового уровня" (См. Приложение 3 п.1).

Табл. 1

Общая протяженность газопровода на объекте в метрах Количество участков для расчета остаточного ресурса До 10 1 10-50 2 50-100 3 100-300 4 Более 300 7

8.3    Количество участков для расчета остаточного ресурса определяется из Табл. 1. в зависимости от протяженности газопровода. Если все участки газопровода имеют одинаковый набор факторов по таблице 18.2 Приложения 18, расчет остаточного ресурса допускается проводить по одному из выбранных участков.

8.4    Назначенный срок службы всего внутреннего газопровода устанавливается равным минимальному из рассчитанных остаточных ресурсов отдельных участков этого газопровода.

8.5    Назначенный срок службы внутреннего газопровода принимается вновь установленным нормативным сроком службы этого газопровода до проведения следующего технического диагностирования.

15

9. Оформление технического заключения.

9.1    По результатам проведения технического диагностирования внутренних газопроводов составляется техническое заключение.

9.2    Техническое заключение должно содержать:

•    акт о техническом состоянии и условиях эксплуатации внутреннего газопровода;

•    Выводы и Рекомендации по результатам проведения технического диагностирования внутренних газопроводов.

9.3    К заключению прикладываются:

•    дефектная ведомость со схемой дефектного участка;

•    ведомость утечек;

•    расчеты остаточного ресурса участков газопроводов (См. п.8.2).

9.4    Акт о техническом состоянии и условиях эксплуатации внутреннего газопровода составляется в соответствии с Формой 1.7 Приложения 1.

Акт о техническом состоянии и условиях эксплуатации внутреннего газопровода подписывается всеми работниками, проводившими техническое диагностирование на объекте.

9.5    Выводы и Рекомендации по результатам проведения технического диагностирования внутренних газопроводов должны содержать следующие разделы:

9.5.1    Выводы по оценке условий эксплуатации внутреннего газопровода.

В данном разделе отмечаются участки газопровода, где были выявлены

неблагоприятные условия эксплуатации в соответствии с Актом (Форма 1.7 Приложения 1. настоящей Методики). Для каждого участка необходимо кратко описать выявленные неблагоприятные условия эксплуатации.

9.5.2    Выводы по оценке технического состояния внутреннего газопровода.

В данном разделе отмечаются дефектные участки газопровода в соответствии с Актом (Форма 1.7 Приложения 1. п. 6 настоящей Методики).

9.5.3    Общий вывод заключения.

Данный раздел содержит:

•    указание на необходимость реконструкции газопровода либо возможность дальнейшей эксплуатации;

•    рекомендуемые сроки замены, объемы ремонта поврежденных участков (при их наличии) и условия при которых газопровод может эксплуатироваться до проведения ремонта;

•    назначенный срок службы внутреннего газопровода (См. п. 8.3, 8.4 настоящей Методики);

•    рекомендации по улучшению условий эксплуатации внутреннего газопровода;

•    рекомендации по проведению дополнительных диагностических работ на данном газопроводе (См. п. 7.3 настоящей Методики.)

9.6    Назначенный срок службы действителен при условии соблюдения действующих нормативных документов, устранения выявленных повреждений и

16

соблюдения рекомендации по улучшению условий эксплуатации внутреннего газопровода.

9.7 Выводы и рекомендации подписываются экспертом, выполнившим техническое заключение, и утверждаются руководителем предприятия.

9.8. При проведении технического диагностирования по предписанию Госгортехнадзора РФ копию технического заключения необходимо представить в соответствующий территориальный орган Госгортехнадзора РФ (управления округов, управления, инспекции) в течении календарного месяца после проведения технического диагностирования, а в случае необходимости проведения ремонтных работ - в течении двух недель.

9.9 Техническое заключение и все рабочие материалы хранятся в архиве организации, проводившей техническое диагностирование внутреннего газопровода, до проведения следующего технического диагностирования.

После проведения повторного технического диагностирования к заключению прикладывается копия предыдущего заключения по техническому диагностированию данного газопровода.

10. Требования безопасности.

10.1    При проведении работ по техническому диагностированию внутренних газопроводов необходимо руководствоваться:

•    «Правилами техники безопасности при работе с горючими газами»

•    «Правилами техники безопасности при работе на высоте»

•    «Правилами техники безопасности при работе с колющими и режущими предметами»

10.2    При вскрытии участков газопровода в местах переходов через строительные конструкции работы следует производить в защитных очках.

10.3    Ультразвуковые дефектоскопы являются переносными электро приборам и, поэтому при их эксплуатации должны выполняться требования безопасности и производственной санитарии в соответствии с «Правилами технической безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей».

10.4    Перед допуском к проведению технического диагностирования все лица, участвующие в его выполнении, должны пройти соответствующий инструктаж по технике безопасности с регистрацией в специальном журнале. Инструктаж следует проводить периодически в сроки, установленные приказом по организации.

10.5    Техническое диагностирование должно выполняться, как правило, звеном не менее чем из двух человек.

10.6    Во всех случаях к производству работ на территории предприятия (организации) допускаются только лица, прошедшие инструктаж по технике безопасности на этом предприятии, в том числе, и в случае выполнения работ на высоте.

10.7    Лица, участвующие в выполнении технического диагностирования, должны знать и выполнять общие правила техники безопасности, установленные для работников цехов и участков, в которых проводят работы.

10.8    Мероприятия но пожарной безопасности осуществляются в соответствии с требованиями правил пожарной безопасности для промышленных предприятий.

10.9    Инженеры-операторы должны быть обеспечены спецодеждой и защитными средствами в соответствии с условиями выполнения работ и с учетом требований безопасности и охраны труда.

10.10    При отсутствии на рабочем месте розеток подключение дефектоскопа к электрической сети и отключение от нее должны производить дежурные электрики или лица, выполняющие их функции.

10.11    Перед включением приборов или электроинструментов в электрическую сеть их необходимо заземлить в соответствии с инструкцией по эксплуатации соответствующего прибора или электроинструмента.

11. Нормативные ссылки.

11.1    ГОСТ 27002-89 Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения.

11.2    Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления ПБ-12-529-03.

11.3    Положение по проведению экспертизы промышленной безопасности на объектах газоснабжения" РД 12-608-03.

11.4    Положение о порядке подготовки и аттестации работников организаций, осуществляющих деятельность в области промышленной безопасности опасных производственных объектов, подконтрольных Госгортехнадзору России РД 03-444-02.

11.5    Правилами аттестации персонала в области неразрушающего контроля ПБ 03-440-02.

11.6    Правилами аттестации экспертов Системы экспертизы промышленной безопасности.

11.7    Инструкция по визуальному и измерительному контролю РД 03-606-

03.

18

СОГЛАСОВАНО Отдел газового надзора Госгортехнадзора России. от 21.05.2004 г. № 14-03/230

УТВЕРЖДЕНО Исполнительный директор ООО "Политест - Инжиниринг' Соколинский Б.В. 20.05.2004 г.

---

МЕТОДИКА

ПО КОМПЛЕКСНОМУ ТЕХНИЧЕСКОМУ ДИАГНОСТИРОВАНИЮ ВНУТРЕННИХ ГАЗОПРОВОДОВ

Москва

2004

/-j,

Приложение 1 Формы документов, оформляемых по результатам технического диагностирования внутренних газопроводов Табл. 1.1
Выводы: Браковочный уровень, ремонт, эксплуатация (N Напряженно деформированное состояние О <N Участки переходов через строительные конструкции Результаты УЗК On Контакт "труба-футляр" ОС Источники Влаги Расстояние до газопровода Наименование VC Влажность £ Протечки Труба СО Футляр гч Местоположение - Стыки Состояние о Количество ON Открытые участки 00 Г еометричес кие параметры Толщина стенки, мм г- Протяженность, м VD Диаметр, мм уг\ Утечки Магистраль Отвод Магистраль Отвод Г азопровод Участок О» -	е
19

м

5

У

£

О

У

у

6

93

6В Я

I -

|9

© О U £ О У * £ О s

g 5 я PS. о с

ё

о л а

Ч£

у

Ч

е

Е

§

а

к

a

г

а

о

-8-

>я

2

х

§

И

U

Содержание:

1.    Область применения...........................................................4

2.    Термины и определения.......................................................4

3.    Общие положения..............................................................7

4.    Квалификация персонала.....................................................8

5.    Подготовительные работы....................................................8

6.    Производство работ............................................................9

7.    Анализ полученных результатов..........................................14

8.    Прогноз (расчет) остаточного ресурса и определение назначенного

срока службы........... 15

9.    Оформление заключения.....................................................16

10.    Требования безопасности..................................................17

11.    Нормативные ссылки........................................................18

Приложения........................................................................19

3

1. Область применения.

1.1    Настоящая Методика устанавливает порядок подготовки и технологию проведения технического диагностирования внутренних газопроводов при их эксплуатации на объектах, подконтрольных Госгортехнадзору России в соответствии с п. 1.1.4. "Правил безопасности систем газораспределения и газопотребления" ПБ 12-529-03.

1.2    Настоящая Методика разработана с учетом требований:

•    Федерального закона "О промышленной безопасности опасных производственных объектов";

•    "Правил безопасности систем газораспределения и газопотребления" ПБ 12-529-03 (далее Правила);

•    "Положения по проведению экспертизы промышленной безопасности на объектах газоснабжения" РД 12-608-03.

•    "Правил безопасности для объектов, использующих сжиженные углеводородные газы" ПБ 12-609-03.

1.3    В случае, если перечисленные выше документы или другие нормативы, на которые содержится ссылка в настоящей Методике, будут изменены или отменены, положения настоящей Методики сохраняют свое действие в части, не противоречащей пересмотренным и вновь введенным нормативным документам.

2. Термины и определения.

2.1 Настоящая Методика базируется на терминах и определениях, приведенных в Правилах, а также использует следующие термины и определения:

Термин	Определение
Бригада инженеров операторов	Два и более звеньев инженеров операторов, выполняющих работы на одном объекте
Бригадир инженеров операторов	Руководитель работ на объекте
Внутренний газопровод	Газопровод, проложенный внутри здания от вводного газопровода
Глубина карбонизации бетона	Расстояние от поверхности бетонной строительной конструкции до границы перехода pH бетона с кислого на щелочной
Заключение экспертизы промышленной безопасности	Документ, содержащий обоснованные выводы о соответствии или несоответствии объекта требованиям промышленной безопасности

Закрытый источник влаги	Источник влаги, утечка из которого может произойти только в результате нарушения его герметичности (трубопроводы горячей или холодной воды, канализация и.т.п.)
Звено инженеров-операторов	Звено из двух или более инженеров-операторов, выполняющих работы совместно
Инженер-оператор	Работник, выполняющий техническое диагностирование на объекте
Контрольный формуляр	Формуляр, который заполняется в процессе проведения контрольных проверок.
Место перехода газопровода через строительную конструкцию	Участок газопровода (включая футляр), расположенный внутри строительной конструкции
Назначенный срок службы	Календарная продолжительность эксплуатации, при достижении 'которой эксплуатация объекта должна быть прекращена независимо от его технического состояния [11.1].
Нормативный срок службы газопровода	Календарная продолжительность эксплуатации от начала эксплуатации объекта до проведения технического диагностирования, установленная нормативными документами [11.1]
Объект	Г азопровод, проложенный внутри здания
Остаточный ресурс	Суммарная наработка объекта от момента контроля его технического состояния до перехода в предельное состояние [11.1]
Отказ	Событие, заключающееся в нарушении работоспособного состояния объекта [11.1]
Открытый источник влаги	Источник влаги, утечка из которого возможна без нарушения его герметичности (ванна, душевая, раковина и т.п.)
Повреждение	Событие, заключающееся в нарушении исправного состояния объекта при сохранении работоспособного состояния [11.1]
Предельное состояние	Состояние объекта, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна, либо восстановление его работоспособного состояния невозможно или нецелесообразно [11.1]

Привязка Описание месторасположения участка газопровода, дефекта и.т.п. с точностью до 1см Работоспособное состояние (работоспособность) Состояние объекта, при котором значения всех параметров, характеризующих способность выполнять заданные функции, соответствуют требованиям нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации [11.1] Техническое диагностирование Комплекс работ по определению параметров гехнического состояния и условий эксплуатации объекта, проводимый с целью разработки мероприятий, обеспечивающих безаварийную эксплуатацию объекта на установленный срок -назначенный срок службы Техническое состояние Совокупность значений технических параметров, от которых зависит безопасность и работоспособность объекта Условия эксплуатации Параметры внешней среды, оказывающие влияние на техническое состояние объекта Участок газопровода ■ Часть газопровода, имеющая строго определенные границы. Границы участка должны быть либо определены в описании участка (См. Приложение Б Габл.1Б Графа 2), либо отмечены на схеме газопровода. Границы участка, назначенного на ремонт или замену, должны быть определены в дефектной ведомости; границы участка выбранного для расчета остаточного ресурса определяются работником, выполняющим расчет. Щелочность жидкой фазы бетона Характеристика влаги, содержащейся в порах бетона: "кислая" либо "щелочная" в зависимости от величины pH (водородный показатель) Эксплуатационная организация. Специализированная организация, осуществляющая эксплуатацию газораспределительной сети и оказывающая услуги, связанные с подачей газа потребителям и их обслуживанием. Эксплуатационная организация может быть организация-собственник этой сети либо организация, заключившая с организацией - собственником сети договор на ее эксплуатацию

6

2.2 Термины и определения, не вошедшие в данный перечень, следует понимать в соответствии с нормативно-технической документацией, действующей на момент согласования настоящей Методики с Госгортехнадзором России.

3. Общие положения.

3.1    Техническое диагностирование внутренних газопроводов проводят с целью определения:

•    Технического состояния внутреннего газопровода;

•    Потребности в ремонте и объема ремонта    внутреннего

газопровода;

•    Остаточного ресурса внутреннего газопровода.

3.2    Настоящая Методика исходит из установленного нормативного срока службы стальных внутренних газопроводов в 30 лет от даты приёмки их в эксплуатацию.

3.3    Техническое диагностирование внутренних газопроводов проводят:

•    по истечении нормативного    срока службы    внутренних

газопроводов (См.п.3.2);

•    по истечении назначенного    срока службы    внутреннего

газопровода, установленного по результатам проведения предыдущего технического диагностирования;

•    по предписанию контролирующей организации.

3.4    Техническое диагностирование внутренних газопроводов проводят

специализированные    организации.    Организация, проводящая техническое

диагностирование, должна иметь:

•    лабораторию неразрушающего    контроля, аттестованную в

установленном порядке;

•    экспертов — аттестованных в    соответствии с    "Правилами

аттестации    экспертов    Системы экспертизы промышленной

безопасности".

•    лицензию на проведение экспертизы промышленной безопасности на объектах газоснабжения.

3.5    Работы по техническому диагностированию внутренних газопроводов должны выполнятся в соответствии с требованиями «Правил безопасности систем газораспределения и газопотребления» ПБ 12-529-03, и "Инструкции по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов" в части общих требований.

3.6    Проводить техническое диагностирование внутренних газопроводов в объеме меньшем, чем предусмотрено настоящей инструкцией, не допускается.

7

4. Квалификация персонала.

4.1    Все специалисты, выполняющие работы по техническому

диагностированию внутренних газопроводов, должны быть аттестованы в соответствии с «Положением о порядке подготовки и аттестации работников организаций,    осуществляющих деятельность в области промышленной

безопасности    опасных производственных    объектов, подконтрольных

Госгортехнадзору России» РД 03-444-02 и другими нормативными документами.

4.2    Специалисты, выполняющие работы по неразрушающему контролю при проведении технического диагностирования внутренних газопроводов, должны быть аттестованы в соответствии с «Правилами аттестации персонала в области неразрушающего контроля» ПБ 03-440-02

4.3    Анализ информации, полученной при выполнении технического диагностирования, составление заключения, и определение назначенного срока службы должны выполнять эксперты, аттестованные в соответствии с «Правилами аттестации экспертов Системы экспертизы промышленной безопасности».

5. Подготовительные работы.

5.1    Анализ технической документации.

5.1.1    Владелец внутреннего газопровода на основании договора на проведение диагностических работ предоставляет организации, выполняющей техническое диагностирование, техническую документацию (проектную, исполнительную, эксплуатационную) на объект.

5.1.2    В технической документации должна содержаться следующая информация:

•    срок службы внутреннего газопровода в соответствии с актом приемки внутреннего газопровода в эксплуатацию;

•    геометрические параметры газопровода (протяжённость, диаметр и толщина стенки трубопроводов);

•    местоположение газового ввода (вводов) и запорных устройств;

•    места пересечения газопровода со строительными конструкциями;

•    местоположение    газопровода    относительно других инженерных

коммуникаций и возможных источников увлажнения;

•    количество стыковых сварных соединений и количество ответвлений;

•    характеристики примененных при строительстве материалов;

•    местоположение, количество и параметры применяемого газового оборудования;

•    перечень отказов и местоположение проведенных ремонтов.

5.1.3    Для выполнения работ по техническому диагностированию внутреннего газопровода эксплуатирующая организация должна представить организации, которая будет осуществлять техническое диагностирование, аксонометрическую схему внутреннего газопровода, утвержденную руководителем эксплуатирующей организации и подписанную техническим

8