Приказ 723. Об утверждении Правил обследований, оценки технического состояния, паспортизации и проведений планово-предупредительных ремонтов газопроводов и сооружений на них


ДЕРЖАВНИЙ КОМІТЕТ БУДІВНИЦТВА,<br> АРХІТЕКТУРИ ТА ЖИТЛОВОЇ ПОЛІТИКИ УКРАЇНИ<br> <br> Н А К А З<br> <br> N 124 від 09.06.98 Зареєстровано в Міністерстві<br> м.Київ юстиції України<br> 13 листопада 1998 р.<br> за N 723/3163<br> <br> <br> Про затвердження Правил обстежень, оцінки технічного стану,<br> паспортизації та проведення планово-запобіжних ремонтів<br> газопроводів і споруд на них<br> <br> <br> <br> На виконання постанови Кабінету Міністрів України від<br>5 травня 1997 р. N 409 ( <A HREF="32186">409-97-п</A> ) "Про забезпечення надійності й<br>безпечної експлуатації будівель, споруд та інженерних мереж"<br>Н А К А З У Ю:<br> <br> 1. Затвердити Правила обстежень, оцінки технічного стану,<br>паспортизації та проведення планово-запобіжних ремонтів<br>газопроводів і споруд на них, що додаються.<br> 2. ВАТ Проектного та науково-дослідного інституту по<br>газопостачанню, теплопостачанню та благоустрою міст і селищ<br>України (А.В.Власюк) забезпечити доведення вказаних Правил на<br>договірних засадах до власників газових мереж та споруд,<br>спеціалізованих організацій, що виконують роботу з обстеження та<br>паспортизації існуючих інженерних мереж та споруд до них, а також<br>відповідних міністерств і відомств.<br> 3. Контроль за виконанням цього наказу покласти на заступника<br>Голови Держбуду України Г.М.Семчука.<br> <br> Голова Комітету В.М.Гусаков<br> <br> Затверджено<br> Наказ Державного комітету будівництва,<br> архітектури та житлової політики<br> України 09.06.98 N 124<br> <br> Правила обстежень, оцінки технічного стану, паспортизації<br> та проведення планово-запобіжних ремонтів газопроводів і<br> споруд на них<br> <br> 1. Загальні положення<br> <br> 1.1. Вимоги цих Правил повинні виконуватися при експлуатації<br>газопроводів (підземних і надземних) і споруд на них<br>спеціалізованими підприємствами газових господарств (далі СПГГ) зі<br>складу Державної холдингової компанії "Укргаз" (далі - ДАХК<br>"Укргаз"), підприємствами і організаціями, незалежно від їх<br>відомчої належності і форм власності, на балансі яких знаходяться<br>газопроводи і споруди на них і які здійснюють їх експлуатацію.<br>"Правила" містять основні вимоги до організації і проведення<br>обстеження, а також оцінки технічного стану розподільчих<br>газопроводів і споруд на них. В них указані особливості техніки<br>обстеження, а також оцінки технічного стану елементів газопроводів<br>і споруд на них, оформлення документа перевірки технічного стану<br>газопроводів і споруд на них, порядок заповнення і ведення<br>паспортів технічного стану газопроводів.<br> 1.2. Технічний стан розподільчих газопроводів і споруд на них<br>є основним показником, який характеризує безпечну і надійну їх<br>експлуатацію, тому особливо важливим є визначення технічного стану<br>розподільчих газопроводів, строк амортизації яких закінчився, і<br>які включені в план капітального ремонту, а також тих, на яких<br>були витоки газу, розриви зварних з'єднань, наскрізні корозійні<br>пошкодження, а також тих, які експлуатуються з тривалою перервою<br>роботи електрозахисних установок.<br> 1.3. Планово-запобіжний ремонт газопроводів і споруд на них є<br>сукупністю організаційно-технічних заходів з нагляду і<br>обслуговування газопроводів і споруд на них та всіх видів<br>ремонтів, які здійснюються за попередньо складеним планом з метою<br>запобігання зношенню та попередження аварій, а також забезпечення<br>безперебійного подавання газу споживачам.<br> 1.4. Міжремонтні строки, вказані в Правилах, не<br>розповсюджуються на газопроводи і споруди в районах з сейсмічністю<br>7 балів і вище та на територіях, які підпадають під уплив зсувів і<br>осідання грунтів внаслідок гірничих робіт.<br> 1.5. Технічне обслуговування і планові ремонти внутрішніх<br>газопроводів проводяться згідно з Положенням про порядок<br>технічного обслуговування внутрішньобудинкових систем<br>газопостачання житлових будинків, громадських будівель,<br>підприємств побутового та комунального призначення, затвердженим<br>наказом ДАХП "Укргаз" від 30 липня 1997 р. N 35 ( <A HREF="36622">z0451-97</A> ), яке<br>зареєстровано в Міністерстві юстиції України 2 жовтня 1997 р. за<br>N 451/2255.<br> <br> 1.6. Терміни та визначення<br> <br> Система газопостачання<br> <br> Газопроводи і споруди на них (газорегуляторні пункти,<br>колодязі, контрольні та контрольно-вимірювальні пункти, переходи<br>через природні та штучні перешкоди), установки електрохімічного<br>захисту від корозії, газифіковані житлові та громадські будинки,<br>промислові, сільськогосподарські й інші підприємства.<br> <br> Розподільчі газопроводи<br> <br> Зовнішні газопроводи, які забезпечують подавання газу від<br>джерел газопостачання (газопроводи високого і середнього тиску) до<br>населених пунктів, до ГРП населених пунктів, промислових<br>підприємств, котелень, сільськогосподарських підприємств,<br>комунальних об'єктів та інших споживачів газу, а також газопроводи<br>низького тиску населених пунктів.<br> <br> Надземний газопровід<br> <br> Газопровід, прокладений на опорах, що окремо стоять, колонах,<br>естакадах, етажерках, по стінах будівель.<br> <br> Наземний газопровід <br> <br> Газопровід, прокладений на поверхні землі - з обвалуванням<br>або без обвалування.<br> <br> Технічне обслуговування<br> <br> Комплекс заходів щодо контролю за підтриманням<br>роботоспроможного або справного стану газопроводів і споруд на<br>них, що обумовлює огляд, догляд та періодичний ремонт.<br> <br> Технічне обстеження, технічний огляд (надалі - ТО)<br> <br> Періодичний обхід (огляд) з метою нагляду за станом<br>газопроводів, їхньою герметичністю та станом обладнання і споруд<br>на них, електрохімічного захисту, а також усунення дрібних<br>несправностей, які виникли в процесі експлуатації.<br> <br> Поточний ремонт <br> <br> Ремонт, призначений для постійного підтримання<br>роботоздатності систем газопостачання, усунення дефектів,<br>виявлених при технічному обслуговуванні, після виконання яких<br>гарантується справність і безаварійність газопроводів і споруд на<br>них на наступний строк експлуатації.<br> <br> Капітальний ремонт<br> <br> Роботи з заміни ділянок газопроводів, які стали непридатними,<br>зношених деталей, вузлів, конструкцій, а також роботи з ремонту<br>основних конструкцій будівель та споруд систем газопостачання.<br> <br> Аварія <br> <br> Пошкодження, вихід із ладу та руйнування, що сталися з<br>техногенних (конструктивних, виробничих, технологічних,<br>експлуатаційних) або природних причин.<br> <br> Пошкодження<br> <br> Відхилення від первісного рівня якості елементів та<br>конструкцій, яке виникає під час експлуатації або аварії.<br> <br> 2. Організація технічного обстеження<br> <br> 2.1. Всі газопроводи і споруди на них, які перебувають в<br>експлуатації, а також які з будь-якої причини тимчасово не<br>експлуатуються, повинні, незалежно від відомчої належності і форм<br>власності, строку експлуатації і інших показників, підлягати<br>обстеженню з метою оцінки їх технічного стану, прийняття<br>обгрунтованих рішень з забезпечення надійної та безпечної<br>подальшої їх експлуатації.<br> 2.2. Згідно з даним нормативним документом всі газопроводи<br>слід оцінювати за показниками:<br> Для сталевих і поліетиленових газопроводів<br> Сталеві газопроводи:<br> (підземні і надземні)<br> герметичність газопроводів;<br> стан металу труб і якість зварних з'єднань;<br> стан захисного ізоляційного покриття (далі - ізоляційне<br>покриття, ізоляція);<br> технічний стан надземних газопроводів;<br> стан будівельних конструкцій (підпори, кріплення,<br>компенсатори й т.ін.);<br> стан пофарбування та стан термоізоляції газопроводів<br>зрідженого газу;<br> корозійний стан;<br> стан електрохімічного захисту.<br> Поліетиленові газопроводи:<br> стан ізолювального покриття сталевих вставок і з'єднань<br>поліетиленових труб зі сталевими;<br> герметичність газопроводів;<br> механічні пошкодження труб і їх стикових з'єднань (проколи,<br>зім'яття та ін.);<br> розриви зварних стиків труб;<br> тріщини (поперечні і повздовжні) в трубах;<br> нещільність в роз'ємних з'єднаннях поліетиленових труб зі<br>сталевими.<br> <br>Примітки: 1. При оцінці підземних газопроводів слід ураховувати<br> геологічне розташування газопроводів (стан грунту, в<br> якому знаходиться газопровід, глибина залягання), а<br> також розташування газопроводів відносно інших<br> інженерних мереж та споруд.<br> 2. Оцінка стану підводних переходів проводиться:<br> берегової частини переходів - за тими самими<br> показниками, як і для підземних газопроводів;<br> підводної частини переходів з позитивною та від'ємною<br> плавучістю - за спеціальними показниками.<br> <br> Споруди на газопроводах:<br> технічний стан установок електрохімічного захисту (дренажних,<br>катодних, протекторних);<br> ефективність дії, спрацювань установок електрохімічного<br>захисту;<br> стан конструктивних елементів газових колодязів;<br> технічний стан засувок, компенсаторів, гідрозатворів та інших<br>сітьових пристроїв.<br> <br> 2.3. Види ТО<br> Обстеження поділяються на планові і позачергові, а з обсягом<br>робіт, які виконуються - на повні (суцільні) і вибіркові. При<br>повному обстеженні інженерній діагностиці підлягають усі елементи<br>газопроводів і споруд на них.<br> За вибіркового обстеження діагностуються окремі елементи,<br>пристрої і споруди на газопроводах.<br> Планові обстеження, як правило, призначаються повними.<br> Позачергові обстеження залежно від поставлених завдань<br>призначаються суцільними або вибірковими.<br> <br> 2.4. Періодичність ТО:<br> 2.4.1. Планові обстеження виконуються в обсягах і в терміни<br>згідно з вимогами, які викладені в розділах 3 та 4, виконання яких<br>має на меті забезпечити збереження газопроводів і споруд на них<br>шляхом належного догляду за ними, своєчасного і якісного<br>проведення їх ремонту, а також запобігання виникненню аварійних<br>ситуацій. При цьому також ураховуються конкретні місцеві умови їх<br>експлуатації (технічний стан, строки експлуатації, корозійні<br>умови, наявність і ефективність засобів електрозахисту,<br>сейсмічність, підпрацьовані території та ін. обставини).<br> 2.4.2. Позачергові обстеження всіх або окремих газопроводів<br>здійснюються їх власниками в таких випадках:<br> при виявленні ознак аварійного стану окремих ділянок<br>газопроводів і споруд;<br> після виникнення надзвичайних ситуацій (стихійні лиха, аварії<br>та ін.);<br> планування реконструкції системи газопостачання;<br> при відповідних постановах або розпорядженнях директивних<br>органів.<br> Обсяг позачергових обстежень залежить від особливостей<br>поставлених завдань і в кожному конкретному випадку визначається<br>власником і представником організації, яка проводить обстеження.<br> <br> 2.5. Організація проведення обстежень<br> Власники газопроводів і споруд на них в випадках, вказаних в<br>п.2.4, зобов'язані забезпечити їх обстеження.<br> Обстеження газопроводів і споруд на них, які експлуатуються<br>спеціалізованими підприємствами газового господарства ДАХК<br>"Укргаз", може виконуватися службами цих підприємств або шляхом<br>залучення на договірних засадах спеціалізованої організації, яка<br>має ліцензію на виконання спеціальних видів робіт з проектування,<br>будівництва та експлуатації споруд і систем газопостачання.<br> Підприємства і організації, на балансі яких знаходяться<br>газопроводи і споруди на них і які не мають спеціальних служб для<br>виконання цих робіт, повинні залучати на договірних засадах<br>спеціалізовані організації.<br> Для виконання обстеження газопроводів і споруд на них власник<br>видає наказ (розпорядження) про створення спеціальної комісії з<br>найбільш кваліфікованих фахівців, очолюваної технічним керівником<br>підприємства. В наказі вказуються об'єкти, які підлягають<br>обстеженню, види та терміни обстежень, особи, відповідальні за<br>організацію технічного забезпечення робіт, а також забезпечення<br>безпеки персоналу, який проводить обстеження.<br> <br> 2.6. Технічна документація, яка використовується при<br>обстеженні<br> В процесі організації і проведення обстеження<br>використовується технічна документація на газопровід, який<br>обстежується, і на споруди на ньому в такому обсязі:<br> робочі креслення на будівництво газопроводу;<br> виконавча документація на закінчений будівництвом газопровід<br>згідно з п.3 додатка 8 СНиП 3.05.02-88 "Газоснабжение", а також<br>акт про прийняття закінченого будівництвом об'єкта (додаток 9 до<br>СНиП 3.05.02-88);<br> технічна документація на цей газопровід з записами в паспорті<br>про проведені ремонти за період його експлуатації, акти про<br>корозійний стан, акти комплексного приладового обстеження і<br>шурфового огляду, стану електрохімічного захисту та інші<br>документи, які характеризують технічний стан газопроводу.<br> <br> 2.7. Відповідальність виконавців обстеження<br> Власник газопроводу при організації обстеження несе<br>відповідальність за:<br> правильність призначення строків і видів обстеження;<br> повноту і достовірність наданої технічної документації;<br> своєчасне і якісне заповнення паспорта технічного стану<br>газопроводу і споруд на ньому;<br> своєчасне і повне прийняття заходів з виконання висновків,<br>які викладені в актах перевірки технічного стану газопроводу.<br> Спеціалізована організація, яка виконує обстеження<br>газопроводів і споруд на них, несе відповідальність за якість і<br>достовірність матеріалів обстеження та оцінки технічного стану<br>обстежених газопроводів, обгрунтованість висновків і рекомендацій,<br>викладених в актах перевірки технічного стану газопроводів.<br> <br> 3. Проведення ТО<br> <br> 3.1. Підготовчі роботи<br> <br> 3.1.1. Перед обстеженням члени комісії повинні докладно<br>ознайомитись з чинною технічною документацією (п.2.6).<br> Стан газопроводу повинен визначатися використанням даних,<br>накопичених при проведенні технічного обслуговування і нагляду за<br>станом газопроводу в процесі експлуатації, ремонтних та<br>аварійно-відбудовних робіт, потреба в яких виникла внаслідок<br>механічних пошкоджень, низької первинної якості будівництва,<br>незадовільної експлуатації, а також - використанням даних,<br>записаних в експлуатаційних паспортах, актах профілактичних<br>оглядів, даних служб електрозахисту про ефективність засобів<br>електрохімзахисту та ін.<br> На основі аналізу вказаних даних складається план проведення<br>обстеження газопроводу.<br> При складанні плану проведення обстеження слід звернути увагу<br>на включення до нього робіт для одержання показників, які відсутні<br>в чинній технічній документації, на підставі яких слід оцінювати<br>технічний стан газопроводів і споруд на них.<br> <br> 3.2. Черговість проведення обстежень газопроводів<br> <br> 3.2.1. Черговість проведення обстежень газопроводів для<br>визначення їх технічного стану, можливості подальшої експлуатації,<br>потреби у проведенні капітального ремонту або заміни повинна<br>установлюватися залежно від їх технічного стану, тиску газу,<br>тривалості експлуатації, а також від конкретних місцевих умов:<br>наявності грунтів, що здимаються, або підпрацьованих ділянок,<br>рівня грунтових вод, наявності і ефективності засобів захисту та<br>ін.<br> Першочергово повинне проводитися обстеження та оцінка<br>технічного стану газопроводів, у яких закінчився амортизаційний<br>строк експлуатації, аварійних газопроводів, газопроводів, які<br>включені в план капітального ремонту.<br> Черговість обстеження і оцінки технічного стану:<br>газопроводів, на яких були випадки витоків газу, розриви зварних<br>з'єднань, наскрізні корозійні пошкодження; газопроводів, які<br>експлуатувалися за тривалої перерви в роботі електрозахисних<br>установок або за знижених величин потенціалів "газопровід-земля" -<br>до значень, нижчих за номінально припустимі; газопроводів,<br>збудованих з грубими порушеннями чинних норм (порушення відстані<br>до будівель і споруд, невідповідність типу ізоляційного покриття,<br>відсутність виконавчої технічної документації), проводити<br>відповідно до додатка 1.<br> <br> 4. Критерії оцінки технічного стану газопроводів<br> <br> 4.1. Основними критеріями, які визначають технічний стан<br>сталевих газопроводів, є:<br> 1. Стан металу труб і якість зварних з'єднань.<br> 2. Стан і тип ізоляційного покриття.<br> 3. Стан електрохімічного захисту (наявність на газопроводах<br>анодних і знакозмінних зон).<br> 4. Герметичність газопроводу.<br> Критеріями, які визначають технічний стан газопроводів із<br>поліетиленових труб, є:<br> 1. Розриви зварних стиків труб.<br> 2. Тріщини (поперечні і повздовжні) в трубах.<br> 3. Нещільність в роз'ємних з'єднаннях поліетиленових труб з<br>сталевими.<br> 4. Герметичність газопроводів.<br> 4.2. Крім указаних вище критеріїв, при оцінюванні технічного<br>стану газопроводів необхідно також ураховувати такі фактори:<br> рік побудови газопроводу;<br> тиск газу в газопроводі;<br> наявність і ефективність електрохімзахисту;<br> технічний стан підпор, кріплень і компенсаторів надземних<br>газопроводів.<br> 4.3. Технічний стан газопроводу за кожним критерієм повинен<br>оцінюватись за бальною системою згідно з вимогами, які викладені в<br>розділі 6.<br> <br> 5. Методи оцінки технічного стану газопроводів<br> <br> 5.1. Оцінку технічного стану газопроводів слід установлювати<br>такими методами:<br> статистичним, безпосереднього обстеження газопроводів з<br>використанням сучасних приладів, суміщеним.<br> 5.2. За статистичного методу оцінки використовуються і<br>аналізуються всі дані про технічний стан газопроводів,<br>нагромаджені з початку їх експлуатації. Цей метод можна<br>застосовувати тільки за достатньої кількості наявних даних для<br>оцінки технічного стану газопроводів та зразкового ведення<br>технічної документації.<br> Якщо даних за період експлуатації газопроводів недостатньо,<br>то газопроводи слід додатково обстежувати за потрібними<br>показниками згідно з вимогами, які викладені в розділі 6.<br> 5.3. Метод безпосереднього обстеження застосовується в усіх<br>випадках, коли дані про технічний стан газопроводів викликають<br>сумнів або їх недостатньо.<br> Безпосереднє обстеження газопроводів з використанням сучасних<br>приладів і розкриттям газопроводів повинно проводитись згідно з<br>вимогами, які викладені в розділі 6.<br> 5.4. За сумісного методу оцінки технічного стану газопроводів<br>використовуються як нагромаджені в процесі експлуатації дані про<br>технічний стан газопроводів, так і дані, отримані при<br>безпосередньому обстеженні газопроводів.<br> 5.5. Технічний стан поліетиленових газопроводів, їхніх<br>з'єднань і ізоляційного покриття сталевих вставок визначається<br>шурфовим методом огляду.<br> Шурфовий метод огляду газопроводів уживається в місцях<br>з'єднання поліетиленових труб зі сталевими і сталевих вставок на<br>поліетиленових газопроводах.<br> На 1 км розподільчого газопроводу перевіряється не менше<br>одного з'єднання.<br> Герметичність газопроводів із поліетиленових труб<br>перевіряється приладовим методом.<br> <br> 6. Оцінка технічного стану газопроводів<br> <br> 6.1. Оцінка герметичності газопроводів<br> <br> 6.1.1. Перевірка герметичності газопроводів повинна<br>виконуватися згідно з Правилами безпеки систем газопостачання<br>України, затвердженими наказом Держнаглядохоронпраці України<br>01.10.97 N 254 ( <A HREF="34791">z0318-98</A> ), зареєстрованими Міністерством юстиції<br>України 15.05.98 за N 318/2758.<br> 6.1.2. Перевірку герметичності газопроводів належить<br>здійснювати за допомогою високочутливих газоіндикаторів з<br>чутливістю не менше 0,001% ("Універсал", "Варіотек", ГІВ-05,<br>лазерні прилади тощо).<br> При можливості відключення газопроводу від мережі<br>допускається проведення перевірки герметичності опресуванням<br>повітрям згідно з вимогами СНиП 3.05.02-88.<br> 6.1.3. При визначенні стану герметичності газопроводів<br>повинні враховуватися витоки газу, пов'язані з:<br> корозійними пошкодженнями металу труб;<br> розкриттям або розривом зварних стиків (сталевих або<br>поліетиленових газопроводів), виявленим у період експлуатації,<br>включаючи і заключне обстеження.<br> При цьому не повинні враховуватися витоки газу, викликані<br>механічними пошкодженнями газопроводу під час будівельних або<br>ремонтних робіт, які проводилися поблизу газопроводу, та ті, які<br>мають епізодичний характер і не пов'язані з загальним погіршенням<br>технічного стану газопроводу та витоками газу, які сталися за час<br>експлуатації внаслідок нещільності і пошкодження в арматурі,<br>компенсаторах, вузлах та деталях конденсатозбірників і інших<br>спорудах на газопроводах, а також після виникнення надзвичайних<br>ситуацій (стихійні лиха, зсуви грунтів, аварії і ін.).<br> Оцінка герметичності газопроводів проводиться відповідно до<br>таблиці 1.<br> <br> Таблиця 1<br> <br> Оцінки герметичності газопроводів<br>------------------------------------------------------------------<br>| Випадки витоків газу, пов'язані з корозійними | Оцінка в |<br>| пошкодженнями або пошкодженнями зварних стиків,| балах |<br>| які виникли з початку експлуатації на кожному | |<br>| кілометрі обстежуваного газопроводу (з | |<br>| урахуванням виявлених під час обстеження) | |<br>|------------------------------------------------+---------------|<br>|більше 2 | 1 |<br>|------------------------------------------------+---------------|<br>|від 1 до 2 включно | 2 |<br>|------------------------------------------------+---------------|<br>|1 | 3 |<br>|------------------------------------------------+---------------|<br>|0 | 4 |<br>------------------------------------------------------------------<br> <br> Оцінка стану герметичності газопроводу, який обстежується,<br>визначається як середнє арифметичне значень оцінок, одержаних для<br>кожної кілометрової ділянки, методом інтерполяції - у випадку,<br>коли ділянки газопроводу не кратні 1 км.<br> У випадках, коли довжина ділянки менше 1 км, оцінка (в балах)<br>визначається шляхом приведення кількості випадків витоків до<br>довжини, рівної 1 км.<br> Наприклад, довжина перевірюваного газопроводу становить<br>700 м, на ньому виявлено один витік, отже, кількість витоків,<br>приведених до довжини 1000 м, становить 1х1000:700 = 1,4, тобто<br>цій величині в табл.1 відповідає оцінка 2 бали.<br> <br> 6.2. Оцінка антикорозійного ізоляційного покриття підземного<br>газопроводу<br> <br> 6.2.1. Основними критеріями оцінки стану антикорозійного<br>ізоляційного покриття газопроводу є кількість, розмір та характер<br>пошкоджень.<br> Дефекти, залежно від характеру пошкоджень ізоляційного<br>покриття, слід розрізняти за двома групами:<br> перша - дефекти, які сталися в період будівництва від<br>механічних пошкоджень при транспортуванні і монтажу газопроводів<br>або неякісному улаштуванні підготовки постелі під газопровід;<br> друга - дефекти, які сталися в процесі експлуатації внаслідок<br>механічного і хімічного впливу грунту, грунтових та інших вод, а<br>також дефекти, які пов'язані з порушенням технології при<br>приготуванні і нанесенні ізоляційного покриття (відсутність<br>адгезії внаслідок порушення технологічних режимів або неякісного<br>очищення поверхні труби, порушення технології приготування мастики<br>та ін.).<br> Дефекти першої групи, як правило, повністю ліквідуються при<br>ремонті покриття й істотно не впливають на технічний стан<br>ізоляційного покриття в цілому.<br> Дефекти другої групи більш небезпечні і, як правило,<br>відновлення первісних властивостей покриття з цими дефектами<br>неможливе.<br> Ділянки газопроводу з дефектами другої групи вимагають повної<br>заміни ізоляційного покриття.<br> 6.2.2. Оцінка стану ізоляційного покриття повинна провадитися<br>в два етапи:<br> перший етап полягає у визначенні кількості пошкоджень<br>ізоляційного покриття приладовим методом без розкриття<br>газопроводів, а також при розкритті газопроводів у шурфах,<br>траншеях та інше.<br> Надтрасове визначення стану ізоляційного захисного покриття<br>здійснюється приладами АНПІ, ІПІГ, ІМП, високочутливим<br>трасошукачем типу ВТР, ТПК тощо.<br> Залежно від кількості виявлених на кожних 100 м газопроводу<br>місць пошкоджень ізоляції провадиться оцінка в балах стану<br>ізоляційного покриття відповідно з таблицею 2.<br> <br> Таблиця 2<br> <br> Оцінка стану антикорозійного ізоляційного<br> покриття залежно від кількості виявлених<br> приладами пошкоджень на стометрових<br> ділянках газопроводу, в балах<br>------------------------------------------------------------------<br>| Кількість місць пошкоджень ізоляції, | Оцінка на кожній |<br>| виявлених приладами при перевірці | стометровій ділянці |<br>|газопроводу без розкриття грунту на кожній| |<br>| стометровій ділянці | |<br>|------------------------------------------+---------------------|<br>| 0-1 | 4 |<br>|------------------------------------------+---------------------|<br>| 2-3 | 3 |<br>|------------------------------------------+---------------------|<br>| 4-8 | 2 |<br>|------------------------------------------+---------------------|<br>| більше 8 | 1 |<br>------------------------------------------------------------------<br> <br> Оцінка в цілому стану ізоляційного покриття газопроводу<br>повинна проводитися згідно з таблицею 3.<br> <br> Таблиця 3<br> <br> Оцінка стану антикорозійного ізоляційного покриття<br> газопроводу в цілому<br>------------------------------------------------------------------<br>| Номер | Оцінка стану ізоляційного покриття, бали |<br>| стометрової|---------------------------------------------------|<br>| ділянки | на стометровій |в цілому за|загальна оцінка з|<br>|газопроводу | ділянці за |результатом| урахуванням |<br>| (N пікету) |результатом перевірки|перевірки | результатів |<br>| | приладовим методом |приладовим |шурфових оглядів |<br>| | | методом | |<br>|------------+---------------------+-----------+-----------------|<br>| 1 | 2 | 3 | 4 |<br>|------------+---------------------+-----------+-----------------|<br>| 1 | а1 | | |<br>|------------+---------------------+-----------+-----------------|<br>| 2 | а2 | | |<br>|------------+---------------------+-----------+-----------------|<br>| 3 | а3 | а | А |<br>|------------+---------------------+-----------+-----------------|<br>| 4 | а4 | | |<br>|------------+---------------------+-----------+-----------------|<br>| 5 | а5 | | |<br>|------------+---------------------+-----------+-----------------|<br>| ... | ... | | |<br>|------------+---------------------+-----------+-----------------|<br>| ... | ... | | |<br>|------------+---------------------+-----------+-----------------|<br>| n | аn | | |<br>------------------------------------------------------------------<br> <br> В графі 1 проставляються номери стометрових ділянок<br>газопроводу.<br> В графі 2 проставляються оцінки, визначені за табл.2 для<br>кожної перевіреної стометрової ділянки.<br> Оцінка стану ізоляційного покриття газопроводу в цілому в<br>балах визначається як середнє арифметичне значень оцінок,<br>одержаних для стометрових ділянок газопроводу, за формулою:<br> <br> а1 + а2 + а3 + ... + аn<br> а = --------------------------------------,<br> n<br> <br> де: а1, а2, а3, ...аn - оцінка в балах по кожній обстеженій<br>ділянці;<br> n - кількість стометрових ділянок.<br> <br> Результат проставляється в графі 3.<br> 6.2.3. На другому етапі на ділянках, де приладовим методом<br>контролю виявлені місця можливих пошкоджень ізолювального<br>захисного покриття газопроводів, а також на ділянках газопроводу,<br>де не виявлено пошкоджень захисного покриття і відсутні дані<br>шурфових оглядів за період експлуатації, на кожних 500 м<br>обстежуваного газопроводу слід вирити не менше одного контрольного<br>шурфу довжиною 1,5 - 2 м. Шурфи відриваються також у місцях<br>найбільшого пошкодження ізоляції, виявлених під час приладового<br>обстеження. Коли при шурфовому огляді встановлено, що стан<br>ізоляційного покриття в цілому добрий, а є тільки окремі незначні<br>пошкодження (проколення, порізи), після ремонту яких захисні<br>властивості, покриття відновлюються, то оцінку ізоляції<br>газопроводу (а) слід підвищити на один бал.<br> Коли виявлені дефекти ізоляції - такі, як крихкість,<br>осипуваність і відсутність адгезії покриття, то оцінка стану<br>ізоляційного покриття (а) повинна бути знижена на один бал.<br> Ділянки газопроводу, які мають ізоляційні покриття з такими<br>дефектами, підлягають переізолюванню. Загальна оцінка стану<br>ізоляційного покриття газопроводу в цілому, з урахуванням<br>результатів шурфових оглядів, проставляється в графі 4.<br> 6.2.4. При оцінці стану ізоляційного захисного покриття<br>визначають:<br> стан зовнішньої поверхні ізоляції (гладкість, зморщеність,<br>горбкуватість, наявність продавлювань з боків, згори, знизу);<br> наявність наскрізних пошкоджень, здирів і пропусків ізоляції,<br>тріщин, зморщок і порожнин та інше);<br> тип ізоляції (бітумна, полімерна, посилена, дуже посилена та<br>ін.);<br> крихкість, тріщинуватість розшарування, розсипуваність<br>ізоляції;<br> адгезія або липкість ізоляції;<br> перехідний опір ізоляції і визначення адгезії захисного<br>покриття проводиться відповідно з ГОСТ 9.602-89*.<br> <br> 6.3. Оцінка стану металу труби<br> <br> 6.3.1. При визначенні стану металу труб для накопичення<br>даних, перевірка його повинна проводитися в усіх шурфах, які<br>вириваються в процесі експлуатації з метою проведення ремонту<br>ізоляції або усунення витоків газу, а також при обстеженні<br>газопроводу, яке провадиться з метою призначення його на ремонт<br>або заміну.<br> Результати оглядів повинні відображатися в паспорті<br>технічного стану газопроводу.<br> 6.3.2. В актах огляду слід відображати ступінь корозії металу<br>труби, який визначається у відповідності з таблицею 4.<br> <br> Таблиця 4<br> <br> Ступінь корозії металу<br>------------------------------------------------------------------<br>| Ступінь корозії | Характеристика пошкоджень стінки труби |<br>|-------------------+--------------------------------------------|<br>|Незначна |Метал на поверхні має іржаві плями і |<br>| |поодинокі виразки глибиною до 0,6 мм |<br>|-------------------+--------------------------------------------|<br>|Сильна |Поверхнева корозія труби з поодинокими |<br>| |гніздовими виразками глибиною до 30% |<br>| |товщини стінки труби |<br>|-------------------+--------------------------------------------|<br>|Дуже сильна |Корозія стінки труби з одиночними і |<br>| |гніздовими виразками більше 30 % товщини |<br>| |стінок труби і до наскрізних корозійних |<br>| |ушкоджень |<br>------------------------------------------------------------------<br> <br>Примітка. Гніздовими уразками вважають дві або більше уразок,<br> відстань між якими становить не менше 10 діаметрів<br> найменшої із уразок.<br> <br> 6.3.3. Для перевірки стану металу труби у відкритому шурфі<br>слід старанно очистити від ізоляції ділянку труби довжиною не<br>менше 0,5 м і оглянути поверхню металу труби; нижню частину труби<br>рекомендується оглядати за допомогою дзеркала.<br> Слід мати на увазі, що місця виразкового ураження металу<br>часто забиті продуктами корозії і виявлення їх можливе тільки за<br>уважного оглядання і за умови вилучення продуктів корозії гострим<br>інструментом.<br> Для вимірювання глибини уразок слід використовувати<br>штангельциркуль або спіральний мікрометричний глибиномір.<br> При наявності суцільної корозії поверхні труби слід визначити<br>товщину стінки труби.<br> 6.3.4. Для визначення товщини стінки труби слід<br>використовувати імпульсні або резонансні товщиноміри, які<br>дозволяють провадити виміри товщини при односторонньому доступі.<br> Для цього можуть бути використані також товщиноміри типу<br>Кварц-6, Кварц-14, УІТ-Т.10 і ін.<br> 6.3.5. Якщо на поверхні труби при огляді, який проводився<br>згідно з вимогами п.6.3.4, виявлена сильна або дуже сильна корозія<br>(ступінь корозії треба визначати за таблицею 4), то слід провести<br>додаткове обстеження газопроводу шляхом оглядання металу труби в<br>двох шурфах, які вириваються на кожних 500 м, і в місцях з<br>найбільшими пошкодженнями ізоляційного покриття, які були виявлені<br>приладами.<br> При виявленні 5 місць з сильною і дуже сильною корозією, які<br>розташовані на 70% довжини газопроводу, який оглядають, газопровід<br>підлягає заміні.<br> Коли місця з такими пошкодженнями розташовані на довжині<br>менше 70% довжини газопроводу, який оглядається, то заміні<br>підлягають тільки ділянки газопроводу з указаними дефектами.<br> 6.3.6. Загальна оцінка стану зовнішньої металевої поверхні<br>газопроводу визначається в балах відповідно з таблицею 5.<br> Газопроводи, які одержали за станом металу труби оцінку в<br>один бал, незалежно від загальної суми балів, одержаних за іншими<br>критеріями, підлягають заміні.<br> <br> Таблиця 5<br> <br> Оцінка стану металу труби<br>------------------------------------------------------------------<br>| Стан металу труби | Оцінка в балах |<br>|--------------------------------------+-------------------------|<br>|Більше 50% оглянутих місць мають | |<br>|сильну і дуже сильну корозію труби | 1 |<br>|--------------------------------------+-------------------------|<br>|До 50% оглянутих місць мають сильну | |<br>|і дуже сильну корозію труби | 2 |<br>|--------------------------------------+-------------------------|<br>|Незначна корозія | 3 |<br>|--------------------------------------+-------------------------|<br>|Корозія відсутня | 4 |<br>------------------------------------------------------------------<br> <br> 6.4. Оцінка якості зварних стиків<br> <br> 6.4.1. Якість зварних стиків газопроводів визначається згідно<br>з вимогами СНиП 3.05.02-88 "Газоснабжение" з урахуванням зміни 1,<br>затвердженої наказом Держкоммістобудування України від 01.08.94 р.<br>N 6.<br> Контроль якості зварних стиків на діючих газопроводах<br>проводиться в випадках, якщо:<br> у процесі експлуатації на даному газопроводі спостерігалися<br>випадки розкриття або розриву зварних стиків;<br> при останній перевірці газопроводу на герметичність<br>установлено, що місцем витоку газу є неякісний зварний стик.<br> Якщо в процесі експлуатації на даному газопроводі розривів<br>зварних стиків не відзначалося і не було зафіксовано витоків газу<br>через них, то зварні стики визнаються придатними і перевірка їх не<br>проводиться.<br> 6.4.2. Перевірка якості зварних стиків повинна проводитись в<br>суворо визначенній послідовності:<br> по обидва боки від кожного дефектного зварного стику<br>перевіряється на одному суміжному зварному стику гама- або<br>рентгенографією відповідно з вимогами СНиП 3.05.02-88;<br> якщо при просвічуванні цих зварних стиків був виявлений хоча<br>б один неякісний стик, то необхідно додатково провести перевірку<br>гама- або рентгенографією не менш як 5% всіх зварних стиків<br>перевірюваного газопроводу; крім того, всі зварні стики цього<br>газопроводу слід додатково перевірити на герметичність шляхом<br>пробурення над кожним стиком свердловини глибиною не менше 0,7<br>глибини закладення газопроводу з перевіркою загазованості<br>свердловини високочутливими газоіндикаторами ГІВ-0,5, "Варіотек" і<br>іншими, чутливістю щонайбільше 0,001%.<br> При виявленні загазованості в свердловинах ці стики повинні<br>бути перевірені гама- або рентгенографією. Якщо загазованості в<br>зазначених свердловинах не виявлено, то стики визнаються<br>придатними.<br> Оцінка якості зварних стиків визначається в балах відповідно<br>до таблиці 6.<br> <br> Таблиця 6<br> <br> Оцінка якості зварних стиків<br>------------------------------------------------------------------<br>| Якість зварних стиків | Оцінка в балах |<br>|---------------------------------------------+------------------|<br>|50% і більше стиків, перевірених гама- або | |<br>|рентгенографією, визнані непридатними | 1 |<br>|---------------------------------------------+------------------|<br>|Те саме менше 50% | 2 |<br>|---------------------------------------------+------------------|<br>|Стики придатні | 3 |<br>------------------------------------------------------------------<br> <br> 6.4.3. Якщо встановлено, що 50% і більше перевірених зварних<br>стиків є дефектними, то проставляється оцінка в один бал (подальшу<br>перевірку за іншими показниками, які характеризують технічний стан<br>газопроводу, проводити не обов'язково, бо газопровід призначається<br>на перекладування).<br> <br> 6.5. Оцінка корозійного стану газопроводів<br> <br> 6.5.1. Корозійний стан підземних газопроводів повинен<br>визначатися:<br> за результатами перевірки стану ізоляційного покриття;<br> за наявністю анодних і знакозмінних зон, які викликані<br>блукаючими струмами;<br> за наявністю захисних потенціалів на газопроводі;<br> за корозійною активністю грунту.<br> 6.5.2. Для оцінки корозійної небезпеки газопроводів слід<br>виявити:<br> ділянки газопроводів, які перебувають у зонах з<br>корозійно-небезпечними грунтами;<br> ділянки газопроводів, які мають анодні і знакоперемінні<br>потенціали, викликані блукаючими струмами;<br> зони впливу діючих електрозахисних установок, які захищають<br>суміжні підземні споруди.<br> 6.5.3. Корозійна активність грунтів, грунтових та інших вод<br>повинна визначатися за ГОСТ 9.602-89*.<br> 6.5.4. Для виявлення умов розповсюдження блукаючих струмів<br>потрібно одержати дані про потенціали рейок і відсмоктувальних<br>пунктів відносно землі, про різницю потенціалів між негативними<br>шинами тягових підстанцій.<br> 6.5.5. Визначення наявності блукаючих струмів на діючих<br>газопроводах слід проводити за результатами вимірів, різниці<br>потенціалів між газопроводом і землею.<br> Зміна різниці потенціалів за величиною і знаком або тільки за<br>величиною вказує на наявність блукаючих струмів.<br> 6.5.6. При вимірах електропотенціалів на газопроводах через<br>контрольно-вимірювальні пункти, які обладнані сталевими<br>електродами зрівнювання, необхідно, щоб уникнути помилок,<br>проводити вибірковий контроль за вимірами з допомогою переносних<br>мідносульфатних електродів порівняння.<br> При одержанні значних розбіжностей між результатами вимірів<br>указаними електродами виміри електропотенціалів слід проводити<br>тільки за допомогою мідносульфатних електродів, які повинні<br>установлюватися в грунті поряд з контрольними провідниками.<br> 6.5.7. Вимірювання різниці потенціалів між газопроводом і<br>землею, а також величини і напрямків струмів у газопроводі і<br>оброблення результатів вимірювання належить проводити згідно з<br>ГОСТ 9.602-89*.<br> 6.5.8. Наявність на газопроводах, за впливу на них зовнішньої<br>поляризації анодних або знакоперемінних зон вказує, що в<br>корозійному відношенні газопроводи небезпечні незалежно від<br>величини різниці потенціалів "труба-земля" і корозійної активності<br>грунтів.<br> 6.5.9. Небезпечними щодо корозії є зони на газопроводах, де<br>під упливом стікаючого струму електротранспорту, який працює на<br>перемінному струмі, спостерігається зміщення різниці потенціалів<br>між трубою та мідносульфатним електродом зрівняння в бік зменшення<br>більше ніж 10 мВ в порівнянні зі стаціонарним потенціалом<br>газопроводу.<br> 6.5.10. При наявності на газопроводах електрокорозійно<br>небезпечних зон слід уточнити:<br> зони дії електрозахисних установок, які захищають ці<br>газопроводи (в тому числі і режими роботи електрозахисних<br>установок);<br> шляхи витікання захисного струму.<br> Особливу увагу слід звернути на наявність електроізолювальних<br>фланців на газопроводах тих об'єктів газопостачання, які мають<br>безпосередній контакт із заземленим обладнанням та іншими<br>спорудами (газорегуляторні пункти, котельні, житлові і громадські<br>будівлі, які обладнані проточними газовими водонагрівачами і ін.).<br> 6.5.11. Для орієнтовного підрахунку втрат захисного струму<br>при відсутності електроізолювальних фланців на перелічених в<br>п.6.5.10 об'єктах слід користуватися показниками з таблиці 7.<br> <br> Таблиця 7<br> <br> Середні втрати захисного струму на об'єктах газопостачання,<br> які мають безпосередній контакт через обладнання і суміжні<br> комунікації з землею за відсутності електроізолювальних<br> фланців на газопроводі<br>------------------------------------------------------------------<br>| Об'єкти | Втрати захисного |<br>| | струму, А |<br>|----------------------------------------+-----------------------|<br>|Газорегуляторні пункти | 2-4 |<br>|----------------------------------------+-----------------------|<br>|Котельні | <A HREF="102934">12-15</A> |<br>|----------------------------------------+-----------------------|<br>|Житлові і громадські будівлі, які| |<br>|обладнані газовими | до 5 |<br>|водонагрівачами | |<br>------------------------------------------------------------------<br> <br> Якщо при орієнтовному підрахунку будуть одержані значні<br>величини втрати електрозахисного струму, то необхідно перевірити<br>втрати захисного струму безпосередніми вимірюваннями на вказаних в<br>п.6.5.10 об'єктах.<br> 6.5.12. Залежно від факторів, указаних в п.6.5.1,<br>визначається обсяг ремонтних робіт і призначається вид ремонту.<br>Особливу увагу слід звернути на можливість зменшення втрат<br>захисного струму за рахунок електроізолювальних фланців,<br>можливість переривання роботи електрозахисних установок,<br>доцільність розташування додаткових електрозахисних установок або<br>змін режимів їхньої роботи з метою повного використання потужності<br>установок.<br> 6.5.13. Загальну оцінку корозійної небезпеки для газопроводів<br>треба проводити згідно з таблицею 8 за наявності на газопроводах<br>анодних і знакоперемінних зон.<br> <br> Таблиця 8<br> <br> Оцінка корозійної небезпеки при наявності анодних і<br> знакоперемінних зон<br>------------------------------------------------------------------<br>|Наявність анодних і знакоперемінних зон | Оцінка в балах |<br>|-----------------------------------------+----------------------|<br>|Більше 50% довжини газопроводу | 1 |<br>|-----------------------------------------+----------------------|<br>|До 50% довжини газопроводу | 2 |<br>|-----------------------------------------+----------------------|<br>|Відсутні | 3 |<br>------------------------------------------------------------------<br> <br> 6.6. Визначення стану електрохімічного захисту газопроводів<br> <br> 6.6.1. Наявність або відсутність електрохімічного захисту<br>(надалі - ЕХЗ) газопроводів визначається комплексно згідно з<br>даними організації, яка експлуатує газопроводи, і результатами<br>безпосереднього огляду газопроводу, який обстежується.<br> 6.6.2. Якщо на газопроводі, який обстежується,<br>електрохімічний захист відсутній, то оцінка А6 (п.6.7.1)<br>приймається мінус один бал, а за наявності електрохімічного<br>захисту оцінка А6 приймається як один бал.<br> <br> 6.7. Загальна оцінка технічного стану газопроводів<br> <br> 6.7.1. Загальна оцінка технічного стану газопроводу<br>визначається за бальною системою шляхом підсумовування оцінок за<br>кожним показником основних критеріїв згідно з пунктом 4.1:<br> <br> Sт = А1 + А2 + А3 + А4 + А5 + А6,<br> <br> де: Sт - загальна оцінка в балах;<br> А1 - кількість балів, які характеризують герметичність<br> газопроводу (табл. 1);<br> А3 - кількість балів, які характеризують стан металу<br> труби (табл. 5);<br> А4 - кількість балів, які характеризують якість зварних<br> стиків (табл. 6);<br> А5 - кількість балів, які характеризують корозійну<br> небезпеку;<br> А6 - кількість балів, при визначенні яких<br> характеризується наявність або відсутність<br> електрохімічного захисту (пп.6.6.2 і 6.6.3).<br> <br> 6.7.2. Газопроводи, які одержали загальну оцінку 10 балів і<br>менше, підлягають заміні.<br> 6.7.3. Газопроводи, які одержали загальну оцінку більше<br>10 балів, підлягають ремонту в черговості, яка залежить від<br>кількості балів, у міру їх зростання.<br> <br> 7. Визначення загального технічного стану газопроводів,<br>висновки і пропозиції щодо їх подальшої експлуатації<br> <br> 7.1. Комісією за результатами обстеження і за даними про<br>технічний стан газопроводів, які перебувають у експлуатації,<br>повинні бути складені акти перевірки технічного стану газопроводів<br>згідно з вимогами додатка 2 (надалі - акт), який затверджується<br>керівником (власником) підприємства, і схема газопроводів з<br>нанесенням на ній усіх виявлених дефектів з прив'язками.<br> В акті необхідно зафіксувати виявлені дефекти і дати висновок<br>про можливість подальшої експлуатації газопроводів, необхідність<br>проведення капітального ремонту, заміни газопроводів або окремих<br>їхніх ділянок і термінів їх виконання.<br> У висновках акта потрібно вказати необхідні заходи з<br>безпечної експлуатації газопроводу, які слід виконувати<br>експлуатаційній організації на період до проведення ремонту або<br>його заміни.<br> Акт і схему слід додавати до паспорта технічного стану<br>газопроводу, щоб уможливити подальше їх використання.<br> 7.2. При визначенні можливості подальшої експлуатації<br>газопроводів слід урахувати, що газопроводи подальшій експлуатації<br>не підлягають і потребують заміни в таких випадках:<br> більше 50% оглянутих місць газопроводу мають значну і дуже<br>значну корозію;<br> 50% і більше перевірених зварних з'єднань (стиків)<br>газопроводу визнані дефектними;<br> на кілометрових ділянках або на ділянках газопроводів,<br>збудованих за одним проектом, з початку експлуатації помічено 3 і<br>більше витоків газу з причини корозії і спостерігається постійна<br>тенденція до їх збільшення;<br> загальна кількість балів (Sт), визначена згідно з п.6.7.1,<br>становить менше 10.<br> 7.3. На газопроводах, які дозволені комісією до подальшої<br>експлуатації, слід регулярно проводити обстеження їх технічного<br>стану згідно з вимогами розділів 2 і 3 цих Правил та з<br>періодичністю не менш як один раз на 3 роки.<br> <br> 8. Порядок ведення, зберігання та використання паспорта<br>технічного стану газопроводів<br> <br> 8.1. Паспорт технічного стану газопроводів є технічним<br>документом, в якому на основі об'єктивних даних обстеження<br>містяться періодично уточнювані висновки про придатність або<br>непридатність газопроводів до подальшої експлуатації і ведеться за<br>формою згідно з додатком 3.<br> 8.2. Паспортизації підлягають розподільчі газопроводи<br>населених пунктів з тиском газу до 1.2 Мпа (12 кгс/кв.см) усіх<br>державних відомств і окремих підприємств незалежно від відомчої<br>належності та форм власності.<br> 8.3. Результатом паспортизації буде створення єдиної системи<br>обліку та моніторингового контролю за станом газопроводів з метою<br>своєчасного виявлення предаварійних та аварійних ситуацій, а також<br>припинення експлуатації аварійно небезпечних газопроводів.<br> 8.4. Паспорт, на підставі даних повного обстеження для<br>визначення технічного стану газопроводу і споруд на ньому,<br>заповнює власник (керівник), за участю представника організації,<br>яка здійснювала обстеження (або представника підрозділу<br>експлуатаційної організації, коли технічне обстеження провадиться<br>власними силами).<br> 8.5. Коли обстеження виконується спеціалізованою організацією<br>на договірних умовах, фінансування цих робіт здійснюється за<br>рахунок власника об'єкта.<br> 8.6. Достовірність даних, занесених у паспорт,<br>підтверджується підписом власника (керівника) об'єкта та<br>представника спеціалізованої організації (або підрозділу<br>підприємства), яка проводила обстеження.<br> 8.7. Паспорт складається в двох примірниках, один з яких<br>зберігається у власника, другий - в організації (підрозділі<br>підприємства), що проводила паспортизацію. Якщо обстеженням<br>виявлено, що газопровід (або його окремі ділянки) одержали<br>загальну оцінку технічного стану 10 балів і менше, то вони<br>підлягають капітальному ремонту чи заміні, в цьому випадку власник<br>висилає копію паспорта організації, яка веде реєстр аварійно<br>небезпечних об'єктів (додаток 4). Така організація повинна<br>призначатися вищестоящою галузевою організацією, у підпорядкуванні<br>якої знаходяться організації - власники газопроводів.<br> Газопроводи, які одержали загальну оцінку вище 10 балів,<br>призначаються власником на капітальний ремонт в черговості,<br>залежній від зростання балів.<br> 8.8. Зміни технічного стану газопроводів і споруд на них, які<br>були зафіксовані наступними обстеженнями, заносять до паспорта у<br>вигляді доповнень (з указанням дати обстеження), які засвідчують<br>підписами власника паспорта і особи, відповідальної за обстеження,<br>в результаті якого були виявлені вказані зміни.<br> 8.9. Власник (керівник) підприємства повинен занести до<br>паспорта зміни не пізніше ніж за місяць після закінчення<br>обстеження.<br> Доповнення до паспорта власник газопроводу повинен направити<br>до організації, яка проводила паспортизацію, і до організації,<br>яка призначена для ведення реєстру аварійно небезпечних об'єктів,<br>коли газопровід одержав загальну оцінку технічного стану 10 балів<br>і менше.<br> До паспорта обов'язково додаються акт перевірки технічного<br>стану газопроводу і схема газопроводів, на якій слід нанести всі<br>виявлені дефекти з їх прив'язками.<br> 8.10. Періодичність наступних після паспортизації обстежень<br>газопроводу визначена пунктом 7.3 цих Правил або потребою<br>позапланового обстеження, якщо вона виникла в зв'язку з<br>надзвичайною ситуацією, яка викликала зміни в технічному стані<br>газопроводу.<br> 8.11. Сторінки паспорта повинні бути пронумерованими,<br>прошнурованими та скріпленими печаткою власника газопроводу.<br> <br> 9. Планування, проектування, організація і проведення робіт з<br>поточного і капітального ремонтів газопроводів і споруд на них<br> <br> З метою забезпечення надійності, безпеки і безаварійної<br>експлуатації газопроводів і споруд на них, власник зобов'язаний за<br>результатами обстеження (акта перевірки технічного стану<br>газопроводу) вживати необхідних заходів з ремонту, заміни,<br>перекладки окремих ділянок або газопроводу в цілому і споруд на<br>ньому.<br> Проведення і планування робіт з поточного і капітального<br>ремонтів, складання проектно-кошторисної документації і<br>організація робіт з капітального ремонту повинні виконуватись<br>відповідно до вимог, які викладені в розділах 12, 13, 14.<br> <br> 10. Планово-запобіжні ремонти газопроводів і споруд на них<br> <br> 10.1. Системою планово-запобіжного ремонту газопроводів і<br>споруд на них передбачається виконання таких робіт:<br> технічне обслуговування;<br> планові ремонти.<br> 10.2. До робіт з технічного обслуговування належать:<br> нагляд за станом зовнішніх газопроводів (підземних і<br>надземних) і засобів електрохімзахисту, а також усунення дрібних<br>несправностей, які виникли в процесі їх експлуатації;<br> періодичне обстеження газопроводів і споруд на них;<br> вимірювання тиску газу в газопроводах і вимірювання<br>електропотенціалів на підземних газопроводах.<br> 10.3. До планових ремонтів відносяться:<br> поточний ремонт;<br> капітальний ремонт.<br> 10.4. Аварійно-відновлювальні ремонти відносяться до<br>позапланових робіт і в цих Правилах не розглядаються.<br> <br> 11. Планування та проведення робіт з технічного<br>обслуговування<br> <br> 11.1. Основним завданням технічного обслуговування є<br>забезпечення безпечної експлуатації газопроводів.<br> 11.2. Технічний стан зовнішніх газопроводів і споруд повинен<br>контролюватися комплексом заходів (обходами, комплексним<br>приладовим обстеженням (далі - КПО), вимір потенціалів і ін.)<br>згідно з графіком, складеним організацією, що експлуатує<br>газопроводи.<br> 11.3. Періодичність обходів трас підземних газопроводів<br>установлюється організацією, що експлуатує газопроводи<br>диференційно - залежно від технічного стану газопроводів, безпеки<br>корозії та ефективності роботи електрозахисних установок, тиску<br>газу, тривалості експлуатації, типу грунтів, в яких прокладений<br>газопровід (здимані або осідні грунти), характеру місцевості і<br>щільності її забудови, геологічних умов, пори року, але не рідше<br>строків, наведених в таблиці 1 Правил безпеки систем<br>газопостачання України, затверджених наказом Держнаглядохоронпраці<br>України 01.10.97 р. N 254 ( <A HREF="34791">z0318-98</A> ), зареєстрованим<br>Міністерством юстиції України 15.05.98 р. за N 318/2758.<br> 11.4. Склад і періодичність робіт, які виконуються при обході<br>трас газопроводів і споруд, повинен виконуватись згідно з вимогами<br>додатка 5.<br> 11.5. Встановлена на газопроводах запірна арматура і<br>компенсатори підлягають щорічному технічному обстеженню і за<br>потреби ремонту або заміні.<br> 11.6. При обході трас розподільчих надземних газопроводів<br>повинні виявлятися витоки газу, порушення кріплення, провисання<br>труб, перевіряються стан запірної арматури, ізолювальних фланцевих<br>з'єднань і пофарбування газопроводів.<br> Періодичність обходів розподільчих надземних газопроводів<br>установлюється організацією, що експлуатує, диференційно - залежно<br>від технічного стану газопроводу, але не рідше 1 разу на 3 місяці.<br> 11.7. Підземні газопроводи (в т.ч. з поліетиленових труб),<br>які знаходяться в експлуатації і підлягають технічному обстеженню,<br>в тому числі і комплексному, приладовому обстеженню за допомогою<br>приладів за спеціально розробленою інструкцією, а за потреби - і<br>шурфуванню.<br> 11.8. Основні критерії, за якими визначають технічний стан<br>газопроводів, які експлуатуються, є:<br> Для сталевих газопроводів:<br> герметичність;<br> стан ізолювального покриття;<br> стан споруд і обладнання на газопроводах;<br> стан металу, труб і якість зварних з'єднань;<br> корозійна активність (наявність захисного потенціалу, анодних<br>та знакоперемінних зон).<br> Для поліетиленових газопроводів:<br> герметичність;<br> механічні пошкодження труб та їх стикових з'єднань (проколи,<br>розриви, зім'яття та ін.);<br> тріщини (поперечні і поздовжні) в трубах;<br> нещільність, в роз'ємних і нероз'ємних з'єднаннях<br>поліетиленових труб зі сталевими;<br> стан ізолювального покриття сталевих вставок і з'єднань<br>сталевих труб з поліетиленовими;<br> стан споруд і обладнання.<br> 11.9. Технічне (приладове) обстеження стану підземних<br>газопроводів повинно проводитися:<br> при тривалості експлуатації газопроводів до 25 років - не<br>рідше 1 разу на 5 років;<br> при тривалості експлуатації понад 25 років і до закінчення<br>амортизаційного строку - не рідше 1 разу на 3 роки.<br> Періодичність приладового обстеження газопроводів, які<br>включені в план капітального ремонту або заміни, а також<br>газопроводів, які мають захисне ізоляційне покриття нижче "дуже<br>посиленого типу", і газопроводів, технічний стан яких визнаний<br>недостатньо надійним до їх ремонту або перекладання - не рідше 1<br>разу на рік.<br> На газопроводи, які мають захисне ізоляційне покриття нижче<br>типу "дуже посиленого" в доповнення до приладового обстеження<br>повинні проводитись контрольні шурфування для визначення стану<br>металу труб і якості зварних стиків.<br> 11.10. Позачергове технічне обстеження газопроводів слід<br>проводити, якщо в процесі експлуатації виявлені нещільності або<br>розриви зварних стиків, наскрізні корозійні пошкодження, а також<br>при перерві в роботі електрозахисних установок, або зниження<br>величини потенціалу "газопровід-земля" до значень, нижчих від<br>мінімально допустимого, більше 1 місяця - в зонах впливу блукаючих<br>струмів, більше 6 місяців - в інших випадках, передбачених<br>ГОСТ 9.602-89*.<br> 11.11. Огляд підземних сталевих газопроводів з метою<br>виявлення стану їх захисного покриття там, де використання<br>приладів утруднене індустріальними перешкодами, виконується шляхом<br>вириття на газопроводах контрольних шурфів довжиною не менше<br>1,5 м. Місця вириття контрольних шурфів, їх кількість у зонах<br>індустріальних перешкод визначаються СПГГ або підприємством, яке<br>е