Постановление Госгортехнадзора РФ от 9 июля 2001 г. N 28: "Об утверждении Инструкции по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов"

Постановление Госгортехнадзора РФ от 9 июля 2001 г. N 28
"Об утверждении Инструкции по диагностированию технического состояния
подземных стальных газопроводов"

По заключению Минюста РФ от 19 июля 2001 г. N 07/7289-ЮД настоящее постановление не нуждается в государственной регистрации

1. Утвердить Инструкцию по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов.

2. Направить Инструкцию по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов в Минюст России для решения вопроса о государственной регистрации.

3. Контроль за выполнением настоящего постановления возложить на Отдел газового надзора (Сорокин А.А.)

Статс-секретарь - первый заместитель

Инструкция по диагностированию технического состояния
подземных стальных газопроводов
РД 12-411-01
(утв. постановлением Госгортехнадзора РФ от 9 июля 2001 г. N 28)

Вводится в действие с 15 сентября 2001 г.

постановлением Госгортехнадзора РФ от 24 июля 2001 г. N 33

1. Область применения

2. Используемые понятия

3. Общие положения

4. Диагностирование

5. Определение технического состояния газопровода и рекомендации по

поддержанию его в работоспособном состоянии

6. Расчет остаточного срока службы газопровода

7. Анализ результатов диагностирования газопровода

8. Оформление результатов диагностирования газопровода

9. Перечень рекомендуемого приборного оснащения для диагностирования

подземных газопроводов

10. Нормативные ссылки

Приложение А. Технический эксплуатационный паспорт подземного

газопровода (примерная форма)

Приложение Б. Анализ технической (проектной, исполнительной и

эксплуатационной) документации стальных подземных

газопроводов

Приложение В. Бесконтактная магнитометрическая диагностика подземных

трубопроводов с использованием индикатора дефектов и

напряжений (ИДН)

Приложение Г. Акт диагностирования технического состояния подземного

газопровода без вскрытия грунта

Приложение Д. Акт результатов шурфового контроля при диагности-

ровании технического состояния подземного газопро-

вода

Приложение Е. Примеры расчета остаточного срока службы

Приложение Ж. Определение переходного сопротивления изоляционного

покрытия

Приложение И. Определение глубины дефектов металла труб и их ремонт

методом абразивной зачистки

Приложение К. Определение напряженно-деформированного состояния и

вязкостных свойств металла трубопровода магнитно-шумовым

методом

Приложение Л. Определение механических свойств основного металла

газопровода с помощью переносного твердомера

Разработано и внесено Отделом газового надзора

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 нормативной срока службы и в других случаях.

Инструкция устанавливает требования по проведению технического диагностирования подземных стальных газопроводов, по которым природный газ по ГОСТ 5542 транспортируется с избыточным давлением не более 1,2 МПа и сжиженный углеводородный газ по ГОСТ 20448 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. Используемые понятия

Для целей настоящей Инструкции используются следующие основные понятия:

Газопровод - часть газораспределительной системы, состоящий 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, методы защиты от коррозии, срок укладки в грунт и ввод в эксплуатацию 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 определение 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 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 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

3.1. Определение технического состояния газопроводов с рабочим давлением газа =< 0,6 Мпа и участков этих газопроводов при достижении нормативного срока службы, должно осуществляться в соответствии с требованиями ПБ 12-368-00, за исключением газопроводов:

- 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).

Остаточный срок службы таких газопроводов устанавливается эксплуатационной организацией. При наличии выявленных участков коррозии, срок службы определяется поверочным расчетом остаточной толщины стенки газопровода.

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

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

Нумерация пунктов приводится в соответствии с источником

3.3. 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;

- воздействия неблагоприятных внешних факторов, которые приводят к деформации грунта, выводящей газопровод за пределы нормативного радиуса упругого изгиба (если R<500 D, где D - наружный диаметр газопровода);

- после землетрясения силой свыше 6 баллов.

Нумерация пунктов приводится в соответствии с источником

3.5. Для получения информации о динамике изменения характеристик свойств металла и изоляционного покрытия, необходимых 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 пунктом 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;

- при проведении планового или внеочередного диагностирования для действующих газопроводов - в предусмотренном при сооружении месте для шурфа (шурфов), 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.

- при проведении планового или внеочередного диагностирования для действующих газопроводов, и при отсутствия# предусмотренного при сооружении базового шурфа, - в любом вскрытом при техническом обследовании месте - в количестве одного на диагностируемый участок 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;

- наличия грунтов с высокой агрессивностью, блуждающих токов и анодных зон;

- пересечений с инженерными коммуникациями канальной прокладки;

- поворотов газопроводов и выхода их из земли;

- наличия отказов, зафиксированных при предшествующих проверках, обследованиях и авариях.

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

- наличия 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 и техническом эксплуатационном паспортах 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 1 год.

3.9. В случае, когда в результате обследования нельзя однозначно сделать вывод о возможности дальнейшей эксплуатации или необходимости замены газопровода, для дополнительного обследования может привлекаться экспертная организация, имеющая соответствующую лицензию.

4. Диагностирование

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

Анализ результатов диагностирования, проводимый ГРО, осуществляется комиссией с оформлением актов (приложение 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 г. N 64, зарегистрированы в Минюсте России 08.12.98 г. рег. N 1656).

См. также Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления, утвержденные постановлением Госгортехнадзора РФ от 18 марта 2003 г. N 9

Диагностирование газопровода проводится в последовательности, представленной на рисунке 1, а именно:

- 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 прослеживается 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).