Страница 20: Правила безопасности в газовом хозяйстве (54351)

Оценка состояния изоляционного покрытия газопровода в целом определяется как среднеарифметическое значение уценок, полученных для 100-метровых участков газопровода по формуле:

где а1, а2, ??, аn - оценка (в баллах) по каждому 100-метровому участку; n - число 100-метровых участков. Результат проставляется в графе 3.

2.3. На втором этапе состояние изоляционного покрытия газопроводов проверяется визуально и с помощью приборов, для чего на каждых 500 м обследуемого газопровода следует отрыть не менее одного контрольного шурфа длиной 1,5-2 м в местах наибольшего повреждения изоляции, обнаруженных при приборном обследовании.

Если при шурфовом осмотре установлено, что состояние изоляционного покрытия в целом хорошее, а имеются только отдельные мелкие повреждения (проколы, порезы), после исправления которых защитные свойства покрытия восстановятся, то оценку изоляции газопровода (а) следует повысить на один балл.

Если обнаружены такие дефекты изоляции как хрупкость, осыпаемость, отсутствие адгезии покрытия, то оценка состояния изоляционного покрытия (а) должна быть снижена на один балл.

Участки газопроводов, имеющие изоляционные покрытия с такими дефектами, подлежат переизоляции.

Оценка в баллах (А) с учетом результатов шурфовых осмотров проставляется в графе 4.

3. Оценка состояния металла трубы

3.1. Проверка состояния металла трубы должна проводиться во всех шурфах, отрываемых для устранения утечек газа и ремонта изоляционных покрытий, кроме того, в процессе эксплуатации, во всех шурфах, отрываемых при различных ремонтных работах. Если в последних не будет обнаружено повреждений изоляции, то проверку состояния металла труб не проводят. Результаты проверки должны быть зафиксированы актом.

3.2. Для проверки состояния металла трубы в открытом шурфе необходимо тщательно очистить от изоляции участок трубы длиной не менее 0,5 м. Затем тщательно осмотреть поверхность металла трубы, нижнюю часть трубы рекомендуется осматривать с помощью зеркала.

Следует иметь в виду, что язвенные поражения металла часто забиты продуктами коррозии и обнаружить их можно только при внимательном осмотре и удалении продуктов коррозии острием ножа или каким-либо острым предметом.

Для замера глубины язв следует использовать штангенциркуль или специальный микрометрический глубиномер.

При наличии сплошной коррозии поверхности трубы необходимо определить толщину стенки трубы.

3.3. Для определения толщины стенки трубы следует применять импульсные резонансные толщиномеры, позволяющие измерить толщины при одностороннем доступе. Для этой цели могут быть рекомендованы толщиномеры "Кварц-6", "Кварц-14", УИТ-Т10.

3.4. Если при осмотре на поверхности трубы, проводимом в соответствии с требованиями п. 3.2, обнаруживается сильная или очень сильная коррозия (степень коррозии следует определять по табл. 1 настоящего руководящего документа), то надо провести дополнительное обследование газопровода путем осмотра металла трубы в двух шурфах, отрываемых на каждых 500 м в местах с наибольшими повреждениями изоляции, обнаруженными приборами.

3.5. Результаты проверки сводятся в табл. 5 с проставлением оценки в баллах. Газопроводы, получившие по состоянию металла трубы оценку в один балл, независимо от общей суммы баллов, полученных по другим критериям, подлежат замене.

Таблица 5

Оценка состояния металла трубы

4. Оценка качества сварных стыков

4.1. Проверка качества сварных стыков должна производиться в соответствии с требованиями п. 2.5 РД 204 РФ 3.3-87 в следующей последовательности:

по обе стороны от каждого дефектного стыка проверяется по одному прилегающему стыку путем пробуривания над ними скважин глубиной не менее 0,7 глубины заложения газопроводов с проверкой на загазованность высокочувствительными газоиндикаторами типа ГИВ-0,5 «Вариотек» и др.;

при обнаружении загазованности в скважине эти стыки должны быть проверены гамма- и рентгенографированием;

если загазованности в указанных скважинах не обнаружено, стыки признаются годными.

Примечание. Для газопроводов, построенных до 1952 г., в случае обнаружения дефектных стыков дополнительную проверку 5 % стыков гамма- и рентгенографированием проводить не следует, все стыки признаются дефектными, и в соответствии с табл. 6 проставляется оценка в один балл (газопровод назначается на перекладку).

Таблица 6

Оценка качества сварных стыков

4.2. Если установлено, что 50 % и более проверенных стыков дефектные, то проставляется оценка в один балл (проверку по другим показателям, характеризующим техническое состояние газопровода, проводить необязательно) и газопровод назначается на перекладку.

5. Оценка коррозионной опасности

5.1. Коррозионная опасность подземных газопроводов должна определяться:

по результатам проверки состояния изоляционного покрытия;

по наличию анодных и знакопеременных зон, вызванных блуждающими токами;

по наличию защитных потенциалов на газопроводе;

по коррозионной активности грунта.

5.2. Для оценки коррозионной опасности подземных газопроводов должны быть выявлены:

участки газопроводов, находящиеся в зонах с коррозионноопасными грунтами;

участки газопроводов, имеющие анодные и знакопеременные потенциалы, вызванные блуждающими токами;

зоны влияния действующих электрозащитных установок, защищающих смежные подземные сооружения.

5.3. Коррозионная активность грунтов, грунтовых и других вод должна определяться по ГОСТ 9.602-89.

5.4. Для выявления условий распространения блуждающих токов необходимо получить данные о потенциале рельсов и отсасывающих пунктов относительно земли, о разности потенциалов между отрицательными шинами тяговых подстанций.

5.5. Наличие блуждающих токов на действующих газопроводах следует определять по результатам измерений разности потенциалов между газопроводом и землей.

Изменение разности потенциалов по величине и знаку или только по величине на наличие в земле блуждающих токов.

5.6. При измерении электропотенциалов на газопроводах через контрольно-измерительные пункты, оборудованные стальными электродами сравнения, во избежание ошибок необходимо проводить выборочный контроль за измерениями с помощью переносных медносульфатных электродов сравнения.

При получении значительных расхождений в результатах измерений указанными электродами, электропотенциалы следует измерять только с помощью медносульфатных электродов, которые должны устанавливаться в грунт рядом с контрольными проводниками.

5.7. Измерение разности потенциалов между газопроводом и землей, а также величины и направления токов в газопроводе и обработку результатов измерений следует производить по ГОСТ 9.602-89.

5.8. Наличие на газопроводах при влиянии внешней поляризации анодных или знакопеременных зон является в коррозийном отношении опасным независимо от величины разности потенциалов «труба - земля» и коррозионной активности грунта.

5.9. Опасными в коррозионном отношении являются зоны на подземных стальных газопроводах, где под влиянием стекающего тока электрифицированного транспорта, работающего на переменном токе, наблюдается смещение разности потенциалов между трубой и медносульфатным электродом сравнения в отрицательную сторону более чем на 10 мВ по сравнению со стационарным потенциалом газопровода.

5.10. При наличии на газопроводах опасных в электрокоррозионном отношении зон следует уточнить:

зоны действия электрозащитных установок, защищающих указанные газопроводы (в том числе и изменение режимов работы электрозащитных установок);

пути утечек защитного тока.

Особое внимание следует обратить на наличие электроизолирующих фланцев на объектах газоснабжения, имеющих непосредственный контакт с заземленным оборудованием и другими сооружениями (газорегуляторные пункты, котельные, жилые и общественные здания, оборудованные проточными газовыми водонагревателями, и др.).

5.11. Для ориентировочного подсчета потерь защитного тока при отсутствии электроизолирующих фланцев на указанных выше объектах рекомендуется пользоваться данными в соответствии с табл. 7.

Таблица 7

Средние потерн защитного тока на объектах газоснабжения, имеющих непосредственный контакт через оборудование и смежные коммуникации с землей, при отсутствии электроизолирующих фланцев

Если при ориентировочном подсчете будут получены значительные потери защитного тока, то необходимо проверить потери защитного тока непосредственными измерениями на указанных выше объектах.

5.12. Перед окончательной оценкой коррозионной опасности проверяемого газопровода необходимо получить сведения о намечаемых мероприятиях (и их сроках) по ограничению величины блуждающих токов, а также сведения о возможных изменениях режима работы сооружений источников блуждающих токов, способных привести к увеличению опасности коррозии газопровода, находящегося в зоне блуждающих токов этих источников.

5.13. В зависимости от факторов, указанных в п. 5.1, определяется объем ремонтных работ и назначается вид ремонта. Особое внимание должно быть обращено на возможность сокращения потерь защитного тока с помощью применения электроизолирующих фланцев, перерывов в работе электрозащитных установок, целесообразность размещения дополнительных электрозащитных установок или изменения режимов их работы с целью полного использования мощностей установок.

5.14. Общую оценку коррозионной опасности для газопроводов следует проводить по наличию на газопроводах анодных и знакопеременных зон в соответствии с табл. 8.

Таблица 8

Оценка коррозионной опасности при наличии анодных и знакопеременных зон

6. Общая оценка технического состояния газопровода

6.1. Общая оценка технического состояния газопроводов проводится по балльной системе суммированием оценок по каждому показателю, выведенному в соответствии с таблицами 3, 4, 5, 6, 8.

6.2. Газопроводы, получившие общую оценку 10 баллов и менее, подлежат замене.

Газопроводы, получившие общую оценку свыше 10 баллов, назначаются на ремонт в порядке возрастания баллов.

Приложение 37

ПЕРЕЧЕНЬ ПЕРВИЧНЫХ СРЕДСТВ ПОЖАРОТУШЕНИЯ ДЛЯ ОСНОВНОГО ПОМЕЩЕНИЯ ГАЗОРЕГУЛЯТОРНОГО ПУНКТА (ГРП)

Примечание. Огнетушители следует размещать у дверного проема внутри помещения ГРП.

Вместо углекислотных огнетушителей могут применяться порошковые.

Приложение 38 (Обязательное)

ПЕРЕЧЕНЬ ПЕРВИЧНЫХ СРЕДСТВ ПОЖАРОТУШЕНИЯ ДЛЯ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ПОМЕЩЕНИЙ И ТЕРРИТОРИЙ ГНС, ГНП И АГЗС