82. Приборное техническое обслуживание подземных газопроводов. Периодичность проверок

Приборное техническое обследование действующих подземных газопроводов должно производиться не реже одного раза в пять лет.

Газопроводы, требующие капитального ремонта или включенные в план на замену (перекладку), должны подвергаться приборному техническому обслуживанию не реже одного раза в год.

Внеочередные приборные технические обследования стальных газопроводов должны проводиться при обнаружении неплотности или разрыва сварных стыков, сквозных коррозийных повреждений, а также при перерывах в работе электрозащитных установок в течение года; более одного месяца — в зонах опасного действия блуждающих токов; более шести месяцев — в остальных случаях, если защита газопровода не обеспечена другими установками.

Коррозионное состояние металла и изоляционного покрытия трубы должно определяться во всех шурфах, отрываемых в процессе эксплуатация газопровода или смежных сооружений.

Качество сварных стыков на вскрытых участках газопроводов проверяется, если ранее на газопроводе были обнаружены поврежденные сварные соединения.

При приборном техническом обследовании подземных стальных газопроводов должны выявляться места повреждения изоляционных покрытий и утечки газа.

В местах выявленных повреждений изоляционного покрытия, а также на участках, где использование приборов затруднено индустриальными помехами, должны быть отрыты контрольные шурфы длиной не менее 1,5 м для визуального обследования. Количество шурфов в зонах индустриальных помех должно составлять не менее 1 на каждые 500 м распределительных газопроводов и на каждые 200 м газопроводов -вводов.

С целью проверки герметичности подземного газопровода и для обнаружения мест утечек газа допускается производить бурение скважин.

Скважины закладываются на расстоянии не менее 0.5 м от стенки газопровода через каждые 2м глубиной не менее глубины промерзания грунта в зимнее время, в остальное время — на глубину укладки трубы.

Применение открытого огня для опробования устья скважин разрешается не ближе 3 м от зданий и сооружений.

Если газ в скважине не воспламеняется, проверка его наличия должна проводиться приборами.

При использовании высокочувствительных приборов для определения наличия газа глубина скважин может быть уменьшена с целью их закладки вдоль оси газопровода.

Допускается производить проверку плотности газопроводов опрессовкой по нормам испытаний вновь построенных газопроводов на герметичность.

Газопроводы давлением до 0,005 МПа проверяются на герметичность давлением 0,3 МПа в течение одного часа. Видимое падение давления по образцовому манометру не допускается.

Утечки газа на газопроводах, обнаруженные при приборном техническом обследовании, устраняются в аварийном порядке.

Дефекты изоляционных покрытий, выявленные на газопроводах, расположенных в зонах опасного влияния блуждающих токов и на расстоянии менее 15 м от административных и жилых зданий, должны устранятся в течение одного месяца, в остальных случаях не позднее чем через три месяца после их обнаружения.

По результатам приборного технического обследования должен составляться акт, в котором с учетом выявленных дефектов и оценки технического состояния дается заключение о возможности дальнейшей эксплуатации газопровода, необходимости и сроках проведения его ремонта или перекладки (замены).

Внеочередные технические обследования (диагностика технического состояния) газопроводов должны проводиться по истечении расчетного ресурса работы, принимаемого для стальных газопроводов 40 лет и для полиэтиленовых — 50 лет.

Диагностика с целью определения необходимости замены или остаточного ресурса с разработкой мероприятий, обеспечивающих безопасную эксплуатацию газопровода на весь срок продления жизненного цикла, должна проводиться и соответствии с методиками, утверждаемыми Госгортехнадзором России.