Содержание
Для того чтобы обеспечить сохранность и поддержку в исправном состоянии всей системы газоснабжения, собственники должны регулярно проводить целый ряд мероприятий по эксплуатации: техническое обслуживание газовых систем, которые включают в себя проведение плановых ремонтов и аварийно-восстановительных работ.
Диагностика газопроводов производится методом визуального осмотра за состоянием наружных газопроводов и оборудования на них. Для этого производят систематические обходы трасс газопроводов. Подземные газопроводные трассы осматривают бригады слесарей, в составе которых не менее 2-х человек. У каждой бригады есть свой закрепленный участок трассы с прилегающими к ним отводами, которые разделены на составные маршруты.
Диагностика газового оборудования периодически проводится путем технического обследования с использованием специальных приборов. Техническое обследование газопроводов, выполненных из стали и расположенных под землей должно выполняться в случаях, если газопровод эксплуатируется меньше 25 лет — не реже, чем один раз в пять лет, если срок эксплуатации газопровода превышает 25 лет — не реже, чем один раз в три года. Газопроводы, которые предназначены для замены либо капитального ремонта, обследуются не реже, чем один раз в год.
Диагностика газопроводов
В случае разрыва сварных стыков либо сквозного коррозионного повреждения, либо отсутствия электрохимической защиты более полугода, производится внеочередное обследование стальных газопроводов находящихся в грунте. В процессе проведения технического обследования проверяется герметичность газопроводных путей, состояние стыковочных узлов, качество внешней изоляции и металла трубы. Для того, чтобы проверить состояние металла трубы, а также изоляционное покрытие и сварные стыки производят открытие шурфов.
Техническое обследование газопроводов
6.5.1. Техническое обследование газопроводов следует проводить приборным методом (подземных — без вскрытия грунта) в соответствии с производственными инструкциями, разработанными с учетом требований эксплуатационной документации изготовителей применяемых приборов и Приложения Б настоящего ОСТ. Для получения качественных результатов периодическое приборное обследование подземных газопроводов рекомендуется производить в теплые месяцы года, при талом грунте, в сухую погоду.
Обследование подводных переходов газопроводов следует проводить по специальным методикам, утвержденным в установленном порядке.
6.5.2. Приборное обследование состояния изоляции и проверка герметичности подземных стальных газопроводов может производиться одновременно комплексной бригадой в составе не менее трех человек: двух операторов по обследованию изоляционного покрытия и одного оператора по проверке герметичности. При этом операторы по обследованию изоляционного покрытия должны идти впереди, с тем, чтобы оператор по проверке герметичности имел данные о местах повреждения изоляции.
6.5.3. Проверка герметичности газопровода производится по всей трассе обследуемого газопровода. При этом проверяются на загазованность газовые колодцы и контрольные трубки, установленные на газопроводе, а также расположенные на расстоянии до 15 м по обе стороны от газопровода колодцы других подземных коммуникаций, коллекторы, подвалы зданий, шахты устоев мостов. Оператор должен иметь маршрутную карту трассы обследуемого газопровода. Выявленные утечки газа устраняются в аварийном порядке.
6.5.4. С целью обеспечения безопасности работ и уменьшения влияния выхлопных газов автотранспорта на качество обследования, обследование газопроводов, расположенных вдоль транспортных магистралей, рекомендуется производить в часы наименьшей интенсивности движения транспорта. На проезжей части улиц операторы работают в сигнальных жилетах.
6.5.5. В местах выявленных повреждений изоляции и на участках, где использование приборов затруднено индустриальными помехами, для технического обследования подземных газопроводов должны быть вырыты шурфы (не менее 1 на каждые 500 м распределительного газопровода и 200 м газопровода — ввода) длиной не менее 1,5 м.
6.5.6. Проверку герметичности подземного газопровода и выявление мест утечек газа допускается производить бурением скважин.
Скважины закладываются на расстоянии не менее 0,5 м от стенки трубопровода через каждые 2 м трассы.
Проверка наличия газа в скважинах производится приборами. Применение открытого огня для опробования устья скважин разрешается на расстоянии не ближе 3 м от зданий и сооружений.
6.5.7. Разрешается производить проверку герметичности газопроводов опрессовкой воздухом по нормам испытаний на герметичность вновь построенных газопроводов, регламентируемых строительными нормами и правилами.
6.5.8. До начала производства работ по опрессовке выполняются следующие подготовительные работы:
— проверяются соответствие исполнительно-технической документации фактическому расположению подземного газопровода на месте производства работ;
— определяются места установки заглушек, продувочных свечей, контрольно-измерительных приборов, подключения компрессора.
6.5.9. Для выполнения работ в каждом конкретном случае, с учетом местных условий, разрабатывается план организации и производства работ, в котором предусматриваются следующие мероприятия:
— последовательность проведения работ;
— порядок отключения потребителей от газоснабжения;
— порядок освобождения газопроводов от газа;
— порядок проведения испытаний на герметичность;
— порядок производства работ при продувке газопроводов газом после проведения испытаний;
— порядок ввода газопровода в эксплуатацию;
— потребность в механизмах, приспособлениях, приборах, материалах.
6.5.10. Специалисты и рабочие, участвующие в опрессовке, до начала работ должны быть ознакомлены с планом организации и производства работ, и пройти инструктаж по безопасным методам их проведения.
6.5.11. Оповещение населения и потребителей о сроках выполнения работ и прекращении подачи газа производится не позднее чем за трое суток до их начала.
6.5.12. Отключение установок ЭХЗ производится не позднее чем за один день до начала работ по опрессовке.
6.5.13. При опрессовке подземных газопроводов работы выполняются в следующем порядке:
— производится отключение испытываемого участка газопровода с помощью закрытия задвижек и кранов на вводах к потребителям с установкой заглушек, освобождение его от газа. В местах разъединения фланцевых соединений устанавливаются шунтирующие перемычки;
— газ выпускается через свечу, установленную на стояке конденсатосборника, и по возможности сжигается;
— после освобождения газопровода от газа, на стояке конденсатосборника вместо свечи устанавливается приспособление для подсоединения компрессора и манометра.
При закольцованной схеме газопроводов или при отсутствии отключающих устройств для проведения опрессовки вскрывается двухметровый участок подземного газопровода. После снижения давления газа до 40 даПа вырезается окно или катушка и устанавливаются заглушки в обе стороны газопровода.
При отсутствии на испытуемом участке газопровода конденсатосборников, присоединение свечи и приспособления для подсоединения компрессора и манометра производится с помощью штуцера с резьбой, который приваривается непосредственно к трубе или к одной из установленных заглушек.
6.5.14. При опрессовке подземных газопроводов СУГ от резервуарной установки работы выполняются в следующей последовательности:
— закрываются вентиль высокого давления на редукционной головке, кран на газопроводе низкого давления;
— закрываются краны на вводах к потребителям, устанавливаются заглушки;
— газ стравливается через резинотканевый рукав, подсоединенный к продувочному штуцеру, в безопасное место и по возможности сжигается;
— после освобождения газопровода от газа на продувочный штуцер устанавливается приспособление для подсоединения компрессора и манометров. При небольшой протяженности газопровода вместо компрессора разрешается использовать ручной насос.
6.5.15. Результаты опрессовки следует считать положительными, если в период ее проведения нет падения давления в газопроводе.
6.5.16. Результаты технического обследования оформляются актами, в которых при выявлении дефектов дается заключение о необходимости проведения ремонта, перекладки (замены), реконструкции газопровода.
Приложение Б
Приложение Б
(информационное)
Техническое обследование газопроводов приборным методом
1. Подготовительные работы по приборному техническому обследованию подземных газопроводов
1.1. Операторы, проводящие приборное техническое обследование газопроводов, должны иметь маршрутные карты.
В каждой маршрутной карте должны быть указаны:
— схема трассы газопровода в плане с указанием диаметров газопроводов и всех сооружений на газопроводах (газовые колодцы, конденсатосборники, гидрозатворы, контрольные проводники, установки электрохимической защиты и др.);
— расположенные до 15 м в обе стороны от газопровода колодцы других подземных коммуникаций (канализации, теплотрассы, водопровода, телефона и др.), подвалы зданий, коллекторов, шахты устоев мостов);
— все пересечения газопровода с другими подземными коммуникациями;
— отмечены анодные и знакопеременные зоны.
1.2. Для изучения особенностей каждой трассы операторы должны произвести их предварительное обследование без приборов, уточнить и отметить на маршрутных картах места, где возможны индустриальные помехи (линии ЛЭП, радиотрансляции), повышенная загазованность (от промышленных предприятий, автобаз, гаражей транспорта).
1.3. На маршрутных картах операторам следует наметить места подключения к газопроводу генератора приборов для отыскания мест повреждений изоляции газопроводов. Выбор места подключения следует производить из расчета возможности обследования наибольшей протяженности газопровода с одного подключения. Наиболее целесообразные места подключения генератора к газопроводу — газовые вводы, контрольные проводники, конденсатосборники.
1.4. Подключение генератора к газопроводу в газовых колодцах допускается лишь в крайних случаях с соблюдением всех необходимых мер безопасности.
1.5. В месте подключения генератора установить табличку «Опасно! Напряжение!».
2. Подготовка приборов к работе
2.1. Перед выездом на объект должна быть проверена готовность приборов к работе.
2.2. У аппаратуры для определения сквозных повреждений изоляционного покрытия газопроводов проверить:
— комплектность на соответствие с паспортом завода-изготовителя;
— наличие у операторов группы допуска на производство работы с электроаппаратурой;
— внешним осмотром исправность комплектующих проводов, контура поискового, генератора, приемника, телефона;
— напряжение питания генератора и приемника.
2.3. У приборов по определению герметичности газопроводов необходимо проверить:
— комплектность в соответствии с паспортом завода-изготовителя;
— внешним осмотром отсутствие механических повреждений, чистоту входного отверстия пробозаборника.
2.4. Проверка работоспособности производится до и после обследования. Для проверки работоспособности прибора на вход газоиндикатора следует подать контрольную смесь в соответствии с паспортом и проверить чувствительность.
3. Обследование состояния изоляционного покрытия
3.1. Для обследования состояния изоляционных покрытий следует применять приборы и аппаратуру, получившие наибольшее распространение.
Аппаратура должна обеспечивать обследование состояния изоляционного покрытия газопроводов под любыми видами дорожных покрытий и грунтов без их вскрытия, а также определять местоположение и глубину заложения газопроводов (например, АНТПИ).
3.2. По прибытии на объект операторы должны выполнить следующие работы:
— определить место на газопроводе, где возможно соединение генератора с газопроводом (ввод, дрипп, смотровой колодец) и установить генератор вблизи места присоединения. (Перед выполнением присоединения в колодце необходимо провести проверку загазованности колодца);
— определить место заземления генератора и произвести погружение двух заземляющих штырей в грунт на всю длину на расстоянии 5-10 м от трассы газопровода, расстояние между штырями 1,5-2 м;
— произвести визуально проверку качества заземления генератора. При необходимости, для получения лучшего согласования малого сопротивления растекания заземлителя, необходимо место заземления полить (пропитать) подсоленной водой, по возможности использовать различные металлические сооружения, имеющие надежный контакт с землей и малое сопротивление растеканию тока (шины заземлений и др.);
— пятиметровым проводом соединить выход генератора с газопроводом с помощью магнитного контакта. Для обеспечения надежного электрического контакта поверхность трубы необходимо зачистить напильником. В соответствии с паспортом проверить согласование генератора с нагрузкой;
— установить табличку «Опасно! Напряжение!»;
— в соответствии с особенностями прокладки газопровода, по паспорту прибора выбрать метод обследования изоляции, произвести необходимые соединения, установить соответствие частот;
— при включенном генераторе запрещается подключение и отключение его внешних цепей как со стороны клемм, так и со стороны штырей заземления и магнитного контакта от газопровода.
3.3. Обследование участков газопроводов, находящихся на расстоянии менее 50 м от мест подключения к ним электрозащитных установок, следует производить только после отключения электрозащитных установок.
3.4. При обследовании изоляции аппаратура должна обслуживаться двумя операторами, которые перемещаются вдоль трассы газопровода.
Величина сигнала определяется разностью потенциалов на поверхности земли, которые образуются прохождением переменного тока по цепи (генератор — труба — изоляция — земля — заземлитель — генератор). В месте повреждения изоляции переходное сопротивление труба-земля уменьшается, и на поверхности земли потенциал будет иметь повышенное значение. Увеличение потенциала будет тем значительнее, чем больше повреждение. Оценка разности потенциалов производится без контакта с грунтом, при этом в качестве электродов используется собственная емкость операторов относительно земли.
3.5. В процессе обследования изоляции первый оператор должен перемещаться вдоль трассы газопровода со специальной изолированной потенциалосъемной пластиной, соединенной с приемником проводом длиной 4 м, при этом руки оператора должны быть прижаты к туловищу. Второй оператор перемещается вдоль трассы с приемником в руках. Второй оператор должен следить за тем, чтобы проводник, соединяющий его с приемником, был в натянутом состоянии и обеспечивать безопасность перемещения по трассе. В процессе обследования изоляции скорость перемещения операторов должна быть не более 0,5 м/с. Оператор с приемником периодически должен наблюдать за уровнем сигнала по отклонению стрелки индикаторной головки и уровню звука в телефоне и уточнять местоположение оси трассы газопровода.
В тех случаях, когда производить обследование изоляции бесконтактным методом невозможно по причине сильного влияния индустриальных помех, оценку разности потенциалов можно производить контактным способом.
Для создания контакта с грунтом следует использовать штыревые электроды. Каждый электрод погружается в грунт на глубину не менее 3 см при перемещении по трассе с интервалом измерения не более 1 м. При этом вдоль трассы газопровода перемещаются два оператора: первый с приемником и заземляющим штырем, соединенным комплектующими проводами с клеммой «Вход» приемника, второй оператор — со штырем, который соединен с клеммой «1» приемника.
При обследовании изоляции газопровода могут применяться два метода расположения электродов.
Первый метод — параллельное расположение электродов при движении вдоль газопровода. Операторы должны передвигаться по оси газопровода, впереди оператор с проводником, соединяющим его с входом приемника (клемма «Вход»), за ним, на расстоянии 4 м, оператор с приемником и поисковым контуром. Место повреждения изоляции следует определять по изменению уровня звука в телефоне и изменению показаний головки индикаторной приемника. С приближением второго оператора к месту повреждения изоляции сигнал в приемнике увеличивается, затем, достигнув максимального значения, когда первый оператор находится над повреждением, сигнал начинает уменьшаться и достигает минимального значения в тот момент, когда операторы находятся на одинаковом расстоянии от места повреждения. При дальнейшем движении вдоль газопровода сигнал опять увеличивается и достигает максимального значения, когда оператор с приемником будет находиться над повреждением. Место повреждения определяется в тот момент, когда фиксируется в телефоне минимальный уровень звука, а на приемнике наблюдается минимальное отклонение стрелки индикаторной головки. На поверхности земли место повреждения отмечается по средней точке расстояния между операторами. Указанное место повреждения уточняется путем повторного обследования на этом участке при расстоянии между операторами, уменьшенном в два раза.
Второй метод — перпендикулярное расположение электродов и операторы при движении вдоль газопровода должны располагаться на линии, перпендикулярной к оси трассы газопровода. Расстояние между операторами должно быть не более 4 м. При движении вдоль газопровода оператор с приемником должен перемещаться над газопроводом. С приближением операторов к месту повреждения изоляции сигнал, фиксируемый приемником, увеличивается и имеет максимальное значение над местом повреждения. Место повреждения изоляции соответствует положению операторов, при котором наблюдается максимальный уровень звука в телефоне и наибольшее отклонение стрелки индикаторной головки.
При наличии близко расположенных дефектов, отстоящих друг от друга менее чем на 4 м, параллельным методом обследования изоляции можно установить только факт присутствия и границы поврежденного участка по изменению сигнала. В этом случае расположение электродов нужно изменить на перпендикулярное и точно определить места повреждений.
Движение операторов вдоль трассы газопровода должно проходить по оси трассы газопровода, смещение с оси допускается на один метр.
В месте предполагаемого повреждения изоляции должна определяться глубина заложения газопровода.
Привязку предполагаемого места повреждения изоляции производить к ближайшим капитальным сооружениям.
В процессе работы необходимо производить контроль напряжения питания генератора и приемника. При его снижении до предельного значения произвести замену батарей питания в приемнике, зарядку аккумуляторной батареи в генераторе.
4. Определение оси трассы и глубины заложения газопровода и других металлических трубопроводов спутника полиэтиленового газопровода при подключении генератора к газопроводу гальванически
4.1. Ось трассы газопровода определяется оператором по максимальному звуку в телефоне или по максимальному отклонению стрелки индикаторной головки (1 способ).
Для этого катушку поискового контура следует установить в горизонтальной плоскости и уточнить направление трассы путем вращения поисковой катушки в горизонтальной плоскости по минимальному сигналу. Минимальный сигнал соответствует моменту, когда катушка будет сориентирована параллельно газопроводу. При определении трассы поисковый контур необходимо держать в горизонтальной плоскости перпендикулярно направлению трассы. Максимальный сигнал соответствует моменту, когда катушка будет находиться над осью газопровода.
4.2. Ось трассы газопровода определяется по минимальному звуку в телефоне или минимальному отклонению стрелки индикаторной головки (2 способ).
Для этого катушку поисковую следует установить вертикально и перемещать ее по линии, перпендикулярной направлению трассы (минимальный звук в телефоне и минимум отклонения стрелки на индикаторной головке соответствует положению штанги над осью газопровода).
4.3. Ось ответвления от газопровода или ось газопровода после поворота определяется по максимальному звуку или максимальному отклонению стрелки индикаторной головки.
Для этого следует сместиться с оси газопровода в сторону ответвления или поворота на 1-2 м; сориентировать катушку параллельно газопроводу и перемещаться вдоль газопровода, сохраняя ориентацию катушки, до появления максимума звука в телефоне и максимума отклонения стрелки индикатора.
4.4. При определении оси трассы металлического газопровода и др. металлических трубопроводов при индуктивной связи генератора с газопроводами и др. коммуникациями на частоте 8-10 кГц работа выполняется в следующем порядке:
— подготовить аппаратуру к работе и включить генератор и приемник;
— сориентировать плоскость катушки индуктивной связи с направлением газопровода;
— поисковую катушку установить вертикально. Сместиться от генератора по направлению газопровода на 10-15 м.
При определении оси трассы катушку поисковую, располагая вертикально, следует перемещать по линии, перпендикулярной направлению трассы, до минимума звука в телефоне и минимуму отклонения стрелки на индикаторной головке (минимум звука и отклонения стрелки соответствует положению катушки над осью газопровода). Для определения оси трассы и направления необходимо определить две, три точки и провести через них линию трассы.
4.5. Местоположение спутника полиэтиленового газопровода определяется так же, как и ось трассы газопровода.
4.6. Для определения местоположения силового электрического кабеля под нагрузкой используется только приемник и контур поисковый. Поиск электрического кабеля под нагрузкой производится по методике, аналогичной методике определения оси трассы газопровода.
Местоположение электрического кабеля, отключенного от сети, определяется так же, как газопровода.
4.7. Определение глубины заложения газопровода производится следующим образом:
— на поверхности грунта, над газопроводом, с возможной точностью провести черту, определяющую ось найденной трассы;
— установить катушку поисковую под углом 45 градусов относительно горизонтальной плоскости, затем установить катушку поисковую в плоскости, перпендикулярной оси трассы. Наблюдая за отклонением стрелки индикатора и звуком в телефоне, катушку поисковую переместить в сторону от проведенной черты, сохраняя ориентацию катушки. При этом сигнал (звук и отклонение стрелки) будет уменьшаться до некоторой величины, а затем несколько увеличится.
В месте минимального сигнала провести черту параллельно оси трассы газопровода. Расстояние между этими двумя чертами будет равно глубине заложения газопровода.
5. Обследование изоляции участков газопроводов (переходов через реки, автомобильные дороги, ЛЭП) индуктивным методом
Аппаратура для оценки изоляции участков газопроводов индуктивным методом должна иметь генератор со стабилизацией тока в нагрузке, приемник с линейным выходом детектора усилителя низкой частоты, возможность оценки создаваемого генератором тока в относительных единицах с учетом глубины заложения (например, АНТПИ(У)).
Для оценки изоляции участка газопровода последовательно произвести оценку тока через каждые 10 м в намеченных точках до «перехода» . Определить среднее значение коэффициента затухания тока . Произвести сравнительную оценку тока в относительных единицах в начале ( ) и конце ( ) проверяемого участка. Определить значение тока в конце участка расчетным путем по формуле:
, (1)
где — расчетное значение тока в конце участка;
— значение тока в начале участка;
— значение тока в конце участка;
— коэффициент затухания тока;
— длина участка.
Произвести оценку изоляции: при — повреждений изоляции нет; при — на проверяемом участке имеется повреждение изоляции.
6. Проверка герметичности подземных газопроводов
Проверка герметичности подземных газопроводов производится газоиндикаторами чувствительностью не ниже 10-3 %* по объему с принудительным пробоотбором (например, ГИВ-М, Вариотек и др.)
* Текст соответствует оригиналу. — Примечание «КОДЕКС».
Пробы должны отбираться с учетом газопроницаемости грунта:
— при отсутствии усовершенствованных дорожных покрытий — непосредственно над газопроводом с допущением смещений от оси газопровода на 30 см;
— при наличии дорожных покрытий — над газопроводом в местах, где наиболее вероятен выход газа на поверхность земли (трещины и выбоины в покрытии, вдоль бордюрного камня, газоны, колодцы, вводы в здания, подвалы).
Утечка газа устанавливается по отклонению стрелки индикаторной головки и включению звуковой индикации.
Все обнаруженные места утечек газа на подземных газопроводах должны быть устранены в аварийном порядке. При этом должно быть тщательно проверено состояние изоляционного покрытия и металла трубы, проведены измерения электропотенциалов.
7. Проверка герметичности надземных газопроводов
Обследование надземных газопроводов должно производиться газоиндикатором с чувствительностью не ниже 10-3 %* по объему.
* Текст соответствует оригиналу. — Примечание «КОДЕКС».
При обследовании надземных газопроводов оператор должен перемещать пробозаборник вдоль газопровода. Сварные и резьбовые соединения, запорную арматуру необходимо проверить более тщательно.
Наличие утечки газа определяется по отклонению стрелки индикаторной головки. При отклонении стрелки индикаторной головки более 2/3 шкалы и появлении звука необходимо уменьшить чувствительность газоиндикатора.
После окончания работ текущего дня необходимо произвести оценку работоспособности газоиндикаторов и в случае необходимости зарядить аккумуляторы.
8. Применение современных приборов для локализации аварий
При аварийных вызовах «Запах газа» аварийная бригада должна выполнять следующие работы с применением приборной техники:
— контроль фоновой концентрации углеводородных газов с целью обнаружения зон с опасной концентрацией 0,5% по объему. Для контроля фоновой концентрации применяются сигнализаторы взрывозащищенного исполнения с диапазоном измерения от 0 до 3% по объему и предупредительной сигнализацией на 1% по объему. Сигнализаторы должны сохранять работоспособность в диапазоне температур от минус 45 °С до 45 °С;
— определение мест утечек газа в замкнутом пространстве из газопроводов и газоиспользующего оборудования. Для этой цели применяются приборы взрывозащищенного исполнения с диапазоном измерения от 0,01 до 2,5% по объему с предупредительной сигнализацией 1,0% по объему;
— выявление утечки газа из подземного газопровода. Для нахождения утечки применяются высокочувствительные газоиндикаторы с принудительным пробоотбором и максимальной чувствительностью не ниже 0,001% по объему с сохранением работоспособности в диапазоне температур от минус 20 °С до 45 °С;
— определение мест утечек газа из подземных газопроводов методом зондового бурения. Для замера концентрации газа в каждой бурке применяются приборы с диапазоном измерения 0-100% по объему. Бурка, где накапливается наибольшая концентрация газа за заданное время, находится ближе к месту повреждения газопровода;
— определение мест отключения газопровода (крышек колодцев, коверов, скрытых под слоем грунта, снега, асфальта). Для этой цели применяются: аппаратура для определения трассы и глубины заложения газопровода; металлоискатель. Приборы должны сохранять работоспособность в интервале температур от минус 20 °С до 45 °С;
— определение природы метана. Для этой цели применяется переносной хроматограф, определяющий в пробах с концентрацией метана до 0,5% по объему наличие тяжелых углеводородов.
Контроль трубопровода / Обследование трасс продуктопроводов и кабелей
НИС «Николаев» производит работы в области обследования (мониторинга) подводных трубопроводов, кабелей и прочих объектов на дне акваторий шельфовой зоны и континентального склона морей и океанов.
При обследовании подводных трубопроводов и кабелей, а также прилегающих к ним береговых участков трасс могут быть выполнены следующие работы:
- Планово-высотная съемка береговых участков
- Гидрографическая съемка (промеры глубин)
- Определение планово-высотного положения трубопроводов и кабелей
- Определение мест нарушения гидроизоляция
- Определение целостности труб и обнаружение проблемных участков
- Поиск и обследования всех объектов, находящихся на дне акватории прохода трубы
- Полный объем инженерно-геодезических, инженерно-гидрологических и инженерно-гидрографических изысканий
- Выполнение расчета срока гарантийной эксплуатации (при наличии необходимой исходной информации)
- Сравнение текущего состояния участка с данными предыдущих лет, анализ и прогноз изменений, в том числе на основе замере толщины стенок трубы
По результатам выполнения данных работ предоставляется следующая информация:
- План обследованного участка (масштабы 1500, 1:1000 и тд.)
- Продольные профили трубопроводов (кабелей) с нанесением данных предыдущих обследований (если они имеются)
- Поперечные профили по любому количеству сечений
- Трехмерная визуализация обследованного участка морского дна.
- Сравнение и анализ профилей различных вариантов обследований одного объекта.
Контроль трубопровода повсеместно применяется как плановое средство для поддержания работоспособности нефтяных и газотрубопроводов. Своевременное обнаружение повреждений трубопроводов поможет избежать утечек на линии, предупредить аварии и сократить ваши расходы. Если утечка всё же произошла, контроль трубопровода поможет максимально быстро найти аварийное место и начать работы по локализации утечки, минимизируя потери времени, которое особенно ценно, если утечка транспортируемого вещества грозит экологической катастрофой для морской флоры и фауны.
Водолазные работы по обслуживанию трубопроводов и других подводных коммуникаций предполагают комплекс действий по:
Теоретические особенности комплекса исследований
Необходимой составной частью приборного комплекса для определения положения трубопроводов (кабелей) является система позиционирования, с помощью которой определяются координаты датчика трассоискателя в процессе измерений. Плавсредства, на котором установлен приборный комплекс, перемещается по акватории подводного перехода галсами, перпендикулярными обследуемым
трубопроводам. Координаты датчиков в процессе съемки определяются с использованием ССП. В результате выполнения съемки получается цифровая модель поля, создаваемого трубопроводами. На основании этих данных программа постобработки результатов рассчитывает плановое и высотное положение всех трубопроводов, находящихся в обследованной акватории.
В итоге выполненной съемки получается цифровая модель поля, создаваемого трубопроводами. На основании этих данных программа постобработки результатов рассчитывает плановое и высотное положение всех трубопроводов, находящихся в обследованной акватории.
Программное обеспечение ориентирована именно на подводные переходы трубопроводов, что позволяет при минимальной ручной работе вводить и обрабатывать данные береговой съемки, съемки уреза воды, батиметрической съемки и съемки с трассоискателями. По результатам выполненной обработки в автоматическом режиме строится план акватории и береговой зоны перехода
Особенностью программного обеспечения является реализация функций, связанных с построением продольных, поперечных и произвольно ориентированных профилей трубопроводов и грунта с учетом данных предыдущих обследований, автоматический расчет и выделение на плане и профилях участков оголений и провисаний трубопроводов. Итогом работы является создание полного комплекта отчетных материалов в печатном виде и формирование набора данных для модуля трехмерной визуализации данных.
Ниже приведены некоторые наиболее характерные примеры результатов работ
Контроль трубопровода
Контроль трубопровода / Обследование трасс продуктопроводов и кабелей НИС «Николаев» производит работы в области обследования (мониторинга) подводных трубопроводов, кабелей и прочих объектов на
Техническое освидетельствование трубопровода | Проведение
Техническое освидетельствование трубопровода — проведение визуального и измерительного контроля с внутренней (при доступности) и наружной поверхностей трубопровода с целью установления технического состояния, максимальных разрешенных параметров эксплуатации и дальнейшего обслуживания оборудования.
Срок проведения: от 1 дня
В соответствии с ФНиП «Правила промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением»: «Организация, индивидуальный предприниматель, осуществляющие эксплуатацию трубопроводов, должны обеспечить своевременное проведение технического освидетельствования и его содержание в исправном состоянии».
УТОЧНЕНИЕ: Ростехнадзор разъяснил, что специалистам, осуществляющим деятельность, связанную только с эксплуатацией оборудования, работающего под избыточным давлением, достаточно аттестации только по областям, связанным с эксплуатацией соответствующего оборудования. Смотреть <Письмо> Ростехнадзора от 07.07.2016 N 09-00-12/4480 «Об аттестации персонала и специалистов в области промышленной безопасности».
Кем проводится техническое освидетельствование
Техническое освидетельствование трубопровода проводится обязательно и одновременно:
1) специализированной организацией;
«Первичное, периодическое и внеочередное техническое освидетельствование трубопроводов пара и горячей воды, подлежащих учету в территориальных органах Ростехнадзора, проводит уполномоченная специализированная организация (пункт 398).»
«Техническое освидетельствование трубопроводов, не подлежащих учету в органах Ростехнадзора, проводит лицо, ответственное за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопроводов (пункт 400).»
2) специалистом, ответственным за осуществление производственного контроля.
3) специалистом, ответственным за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопровода.
Какие трубопроводы подлежат техническому освидетельствованию
В отношении трубопроводов, подлежащих учету в Ростехнадзоре.
| Требуется ТО | Не требуется ТО |
|---|---|
| Характеристика | |
| В трубопроводе присутствует давление более 0,07 МПа, а также: 1. пар, газ (в газообразном, сжиженном состоянии); 2. вода при температуре более 115 градусов Цельсия (°C); 3. иные жидкости при температуре, превышающей температуру их кипения при избыточном давлении 0,07 МПа. |
|
| Тип трубопровода и предназначение | |
| 1. трубопровод пара и горячей воды; 2. трубопровод технологических для транспортирования газообразных, парообразных и жидких сред; |
1. трубопроводы, работающие под вакуумом; 2. сосуды, устанавливаемые на самолетах и других летательных аппаратах; 3. оборудование под давлением, входящее в состав вооружения и военной техники, за исключением оборудования общепромышленного назначения; 4. трубопроводы атомных энергетических установок и атомных электростанций; 5. приборы парового и водяного отопления; 6. сосуды, состоящие из труб внутренним диаметром не более 150 мм без коллекторов, а также с коллекторами, выполненными из труб внутренним диаметром не более 150 мм; 7. трубопроводы пара и горячей воды, устанавливаемые на подвижном составе железнодорожного, автомобильного транспорта; 8. трубопроводы пара и горячей воды наружным диаметром менее 76 мм, у которых параметры рабочей среды не превышают температуру 450°С и давление 8 МПа; 9. трубопроводы пара и горячей воды наружным диаметром менее 51 мм, у которых температура рабочей среды не превышает 450°С при давлении рабочей среды более 8,0 МПа, а также у которых температура рабочей среды превышает 450°С без ограничения давления рабочей среды; 10. сливные, продувочные и выхлопные трубопроводы котлов, трубопроводов, сосудов, редукционно-охладительных и других устройств, соединенные с атмосферой; 11. магистральные трубопроводы, внутрипромысловые и местные распределительные трубопроводы, предназначенные для транспортирования газа, нефти и других продуктов; 12. трубопроводы пара и горячей воды, сосуды, устанавливаемые на морских и речных судах и других плавучих средствах (кроме драг и плавучих буровых установок) и объектах подводного применения 13. трубопроводы сетей газораспределения и сетей газопотребления; 14. сосуды вместимостью не более 0,025 м независимо от давления, используемые для научно-экспериментальных целей |
Примечание: В случае с трубопроводами сетей газораспределения и сетей газопотребления: а) техническое освидетельствование не требуется; б) обслуживание, ремонт и осмотр регламентируются ФНиП «Правила безопасности сетей газораспределения и газопотребления».
В отношении трубопроводов, не подлежащих учету в Ростехнадзоре.
Эксплуатация трубопроводов, на которые распространяются настоящие ФНиП и не подлежащие учету в Ростехнадзоре, осуществляется в в соответствии с требованиями проектной и технологической документации, руководства (инструкции) по эксплуатации.
Когда проводится ТО трубопроводов
Трубопроводы подвергаются техническому освидетельствованию в следующих случаях:
1) до ввода в эксплуатацию после монтажа (первичное техническое освидетельствование);
2) периодически в процессе эксплуатации (периодическое техническое освидетельствование; не реже одного раза в три года, если иные сроки не установлены в инструкции по эксплуатации);
3) до наступления срока периодического технического освидетельствования (внеочередное техническое освидетельствование):
- Внеочередное ТО трубопровода проводят в случае, когда оборудование не эксплуатировалось более 24 месяцев.
- Трубопровод был демонтировано и установлен на новое место.
- Были произведены ремонтные работы с применением сварки, наплавки и термической обработки элементов, работающих под давлением (кроме работ, после проведения которых требуется экспертиза промышленной безопасности технического устройства).
В эксплуатирующей трубопроводы организации должны вести ремонтный журнал, в который за подписью лица, ответственного за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопроводов, должны вносить сведения о выполненных ремонтных работах, не вызывающих необходимости внеочередного технического освидетельствования.
Сведения о ремонтных работах, вызывающих необходимость проведения внеочередного освидетельствования трубопровода, о материалах, использованных при ремонте, а также сведения о качестве сварки должны быть занесены в паспорт трубопровода.
Результаты технического освидетельствования
Результаты ТО в обязательном порядке вносятся в паспорт трубопровода с указанием максимальных разрешенных параметров эксплуатации (давление, температура) и сроков проведения следующего освидетельствования. Срок следующего периодического ТО не должен превышать срока службы оборудования, установленного изготовителем или заключением экспертизы промышленной безопасности, оформленным по результатам технического диагностирования при продлении срока службы оборудования.
А также если при ТО были выявлены дефекты, то для установления их характера и размеров должно быть проведено техническое диагностирование с применением методов неразрушающего контроля (НРК).
Возникли вопросы? Требуется провести техническое освидетельствование трубопровода пара и горячей воды? Звоните или напишите нам info@gk-rps.ru.
Мониторинг технического состояния газопроводов
В процессе эксплуатации сети газораспределения должны выполняться следующие регламентные работы по мониторингу технического состояния газопроводов:
— проверка состояния охранных зон газопроводов;
— технический осмотр (осмотр технического состояния) подземных и надземных газопроводов;
— техническое обследование подземных газопроводов;
— оценка технического состояния подземных и надземных газопроводов;
— техническое диагностирование подземных газопроводов.
Проверка состояния охранных зон газопроводов должна проводиться путем визуального осмотра относящихся к ним земельных участков с целью выявления:
— утечек газа из газопроводов по внешним признакам: пожелтению растительности на трассе, появлению пузырей на поверхности воды, запаху одоранта, шипению газа, появлению бурых пятен на снегу и др.;
— нарушения ограничений, установленных;
— нарушения условий выполнения сторонними организациями земляных и строительных работ, установленных выданными эксплуатационной организацией разрешениями на производство работ или несанкционированного выполнения этих работ;
— нарушения состояния грунта на трассе подземного газопровода вследствие его просадки, обрушения, эрозии, размыва паводковыми или дождевыми водами.
При выявлении несанкционированного производства сторонними организациями земляных и строительных работ в охранной зоне подземного газопровода должны быть приняты оперативные меры:
— по прекращению работ до получения разрешения на их проведение от эксплуатационной организации сети газораспределения;
— привлечению к ответственности виновных в производстве работ, при проведении которых произошло повреждение газопровода;
— проверке герметичности газопровода и состояния изоляции в месте производства работ.
Проверку состояния охранных зон газопроводов допускается проводить одним рабочим.
Периодичность проведения проверок состояния охранных зон газопроводов должна устанавливаться эксплуатационной организацией самостоятельно с учетом плотности застройки территории, гидрогеологических условий эксплуатации и прокладки газопроводов, но не реже сроков проведения технического осмотра газопроводов.
Проверка состояния охранных зон газопроводов, проложенных в просадочных грунтах, должна проводиться не реже одного раза в 10 дней.
При выполнении работ в охранных зонах газопроводов, а также в период паводка, проверка состояния охранных зон в местах переходов через водные преграды и овраги должна проводиться ежедневно.
Технический осмотр подземных газопроводов проводится двумя рабочими, при этом руководство поручается наиболее квалифицированному рабочему. Технический осмотр трасс надземных газопроводов может проводиться одним рабочим.
Маршрутные карты газопроводов должны составляться в двух экземплярах, один из которых с личными подписями рабочих, закрепленных за данным маршрутом, об ознакомлении с ним хранится у мастера. Маршрутные карты должны корректироваться ежегодно, а также по факту изменений на трассе газопровода, выявленных при техническом осмотре. Маршрутные карты должны содержать информацию о дате корректировок и подпись мастера, вносившего изменения в карту. Маршрутные карты разрабатываются с учетом объемов работ и периодичности их выполнения, удаленности трасс и протяженности газопроводов, числа объектов, подлежащих проверке на загазованность, интенсивности движения транспорта на маршруте и других факторов, влияющих на трудоемкость работ.
В маршрутной карте должны указываться:
— номер маршрута;
— схема трассы газопровода с привязками характерных точек газопровода (углов поворота, сооружений) к постоянным ориентирам;
— объекты, подлежащие проверке на загазованность в соответствии с приложением П;
— средства ЭХЗ;
— общая протяженность газопроводов;
— число обслуживаемых сооружений по данному маршруту.
При техническом осмотре подземных газопроводов должны выполняться следующие виды работ:
— выявление утечек газа;
— проверка внешним осмотром состояния сооружений и технических устройств надземной установки (защитных футляров газовых вводов, средств ЭХЗ, запорной арматуры, коверов, контрольных трубок и др.), настенных знаков привязок газопровода, крышек газовых колодцев;
— очистка крышек газовых колодцев и коверов от снега, льда и загрязнений;
— выявление пученений, просадок, оползней, обрушений грунта.
При техническом осмотре надземных газопроводов должны выполняться проверки внешним осмотром:
— состояния газопроводов (с выявлением их перемещений за пределы опор, вибраций и деформаций, необходимости окраски), его опор и креплений;
— состояния защитных футляров газопроводов в местах входа и выхода из земли;
— состояния запорной арматуры, компенсаторов, электроизолирующих соединений, средств защиты от падения электропроводов, габаритных знаков в местах проезда автотранспорта.
Выявление утечек газа при техническом осмотре подземных газопроводов должно осуществляться по внешним признакам и с помощью приборов (газоиндикаторов, газоанализаторов) путем проверки:
— герметичности разъемных соединений запорной арматуры (при ее надземной установке);
— герметичности резьбовых соединений сифонных трубок конденсатосборников;
— наличия газа в контрольных трубках защитных футляров подземных газопроводов;
— загазованности газовых колодцев;
— загазованности подвалов зданий, не оборудованных средствами контроля загазованности помещений, колодцев инженерных коммуникаций, шахт, коллекторов, подземных переходов, расположенных по обе стороны от газопровода на расстояниях, указанных в приложение П, а также ближайших колодцев коммуникаций, пересекающих трассу газопровода:
для без колодезных коммуникаций – в радиусе 50 м от газопровода;
для канальных коммуникаций – до ближайшего колодца независимо от расстояния.
При выявлении внешних признаков утечек газа из подземных газопроводов или загазованности подвалов зданий, газовых колодцев и других сооружений должна быть сделана аварийная заявка в АДС. При выявлении загазованности подвала здания свыше 1 % по объему до приезда аварийной бригады должны быть приняты меры по эвакуации людей из загазованного помещения, организации его проветривания и предупреждению людей о недопустимости курения, пользования открытым огнем и электроприборами.
При необходимости определения природы метана должен проводиться лабораторный анализ пробы газа, отобранной из загазованного помещения или сооружения.
Технический осмотр подземных и надземных газопроводов должен проводиться в сроки, обеспечивающие безопасность их эксплуатации, но не реже приведенных в таблице 1.
Таблица 1 – Сроки проведения технических осмотров газопроводов
| Газопроводы | Сроки проведения технических осмотров | ||
| на застроенной территории поселений, с давлением газа, МПа | на незастроенной территории и вне поселений | ||
| до 0,005 включ. | св. 0,005 до 1,2 включ. | ||
| 1 Стальные подземные со сроком службы свыше 15 лет | 1 раз в 2 мес | 1 раз в мес | 1 раз в 6 мес |
| 2 Надземные со сроком службы свыше 15 лет | 1 раз в 6 мес | 1 раз в год | |
| 3 Полиэтиленовые со сроком службы свыше 15 лет | 1 раз в 6 мес | 1 раз в год |
Окончание Таблицы 1
| Газопроводы | Сроки проведения технических осмотров | ||
| на застроенной территории поселений, с давлением газа, МПа | на незастроенной территории и вне поселений | ||
| до 0,005 включ. | св. 0,005 до 1,2 включ. | ||
| 4 Стальные подземные, эксплуатируемые в зоне действия источников блуждающих токов и/или в грунтах высокой коррозионной агрессивности, необеспеченные минимальным защитным потенциалом, а также с не устраненными дефектами защитных покрытий | 1 раз в неделю | 2 раза в неделю | 2 раза в месяц |
| 5 Стальные подземные при наличии анодных и знакопеременных зон | Ежедневно | Ежедневно | 2 раза в неделю |
| 6 Стальные подземные и полиэтиленовые, подлежащие капитальному ремонту и реконструкции | 1 раз в неделю | 2 раза в неделю | 2 раза в месяц |
| 7 Стальные надземные, подлежащие капитальному ремонту и реконструкции | 1 раз в неделю | 2 раза в неделю | 1 раз в месяц |
|
Примечания 1 Сроки проведения технического осмотра газопроводов, указанных в графах 1 и 2, распространяются на газопроводы, срок службы которых продлен на основании результатов экспертизы промышленной безопасности. 2 Сроки проведения технического осмотра газопроводов, указанных в графе 3, распространяется на газопроводы, восстановленные с применением полиэтиленовых технологий или синтетических тканевых рукавов. 3 Сроки проведения технического осмотра газопроводов, указанных в графах 1–3, при сроке службы газопроводов менее 15 лет, устанавливаются эксплуатационной организацией самостоятельно с учетом их технического состояния, но не реже 1 раза в 6 мес – для стальных подземных газопроводов и 1 раза в год – для полиэтиленовых газопроводов. 4 Технический осмотр стальных подземных газопроводов может быть заменен техническим обследованием (в части контроля герметичности) с использованием приборов с чувствительностью не менее 0,001 % по объему газа, обеспечивающих возможность выявления мест утечек газа без вскрытия грунта и дорожных покрытий. Техническое обследование должно проводиться: — ежегодно на газопроводах, находящихся в эксплуатации менее 15 лет; — 2 раза в год на газопроводах, находящихся в эксплуатации более 15 лет. При применении метода технического обследования с использованием приборов с чувствительностью не менее 0,001 % по объему газа, в период максимального промерзания и последующего оттаивания грунта, должен быть обеспечен дополнительный контроль герметичности. Проверке подлежат участки газопроводов в местах неравномерного промерзания грунта (переходы через железные и автомобильные дороги, места резкого изменения снежного покрова и глубины заложения газопровода). Периодичность и сроки таких проверок устанавливаются эксплуатационной организацией самостоятельно с учетом гидрогеологических и климатических условий региона. |
При техническом обследовании подземных газопроводов должны выполняться следующие виды работ:
— выявление мест повреждений изоляционных покрытий стальных газопроводов;
— выявление мест утечек газа из труб и соединений стальных и полиэтиленовых газопроводов;
— электрометрическое обследование участков стальных газопроводов, проложенных под автомобильными и железными дорогами, с целью определения наличия (отсутствия) контактов «труба-футляр».
Техническое обследование подземных газопроводов должно проводиться с использованием приборной техники с чувствительностью не менее 0,001 % по объему газа, обеспечивающей возможность выявления мест повреждений изоляционных покрытий и утечек газа без вскрытия грунта и дорожных покрытий.
На участках трасс газопроводов, где использование приборов для выявления мест повреждений изоляционного покрытия без вскрытия грунта технически затруднено, должно быть проведено обследование газопроводов в шурфах (не менее одного на каждые 500 м распределительного газопровода и 200 м газопровода-ввода) длиной не менее 1,5 м.
Первое плановое техническое обследование полиэтиленовых и стальных газопроводов должно проводиться через 15 лет после ввода их в эксплуатацию.
Последующие плановые технические обследования полиэтиленовых газопроводов должны проводиться не реже одного раза в 10 лет, стальных газопроводов — не реже одного раза в пять лет.
Техническое обследование участков стальных газопроводов, необеспеченных минимальным защитным потенциалом, при их эксплуатации в зонах опасного действия источников блуждающих токов или в грунтах с высокой коррозионной агрессивностью, включая биокоррозионную агрессивность, должно проводиться не реже одного раза в год.
Внеплановое техническое обследование отдельных участков стальных газопроводов должно проводиться:
— при обнаружении сквозных коррозионных повреждений;
— при суммарных перерывах в работе электрозащитных установок (если защита газопровода не была обеспечена другими средствами ЭХЗ) в течение календарного года более одного месяца – в зонах опасного действия блуждающих токов, более шести месяцев – в остальных случаях.
Плановое техническое обследование стальных газопроводов на участках подводных переходов через судоходные водные преграды должно производиться не реже одного раза в три года, через несудоходные водные преграды — не реже одного раза в пять лет.
Периодичность проведения технического обследования газопроводов, проложенных методом наклонно-направленного бурения, должна устанавливаться эксплуатационной организацией самостоятельно. Техническое обследование газопроводов на участках подводных переходов через судоходные водные преграды должно выполняться специализированными организациями.
При проведении технического обследования должны определяться:
— глубина, рельеф дна водоема в месте прокладки газопровода;
— оголенные и провисающие участки газопровода;
— соответствие фактического положения газопровода проектной документации;
— состояние балластировки газопровода;
— наличие посторонних предметов на дне водной преграды в месте прокладки газопровода.
Результаты технического обследования газопроводов должны оформляться актами по форме, приведенной в приложении Р.
Выявленные утечки газа устраняются в аварийном порядке.
При выявлении повреждений изоляционных покрытий газопроводов должно осуществляться планирование проведения работ по их устранению.
Оценка технического состояния стальных и полиэтиленовых газопроводов должна производиться в соответствии с методикой, утвержденной в установленном порядке и содержать оценку технического состояния с расчетом величины риска и принятием решения о его допустимости.
Периодичность проведения оценки технического состояния газопроводов должна устанавливаться эксплуатационной организацией самостоятельно, но не реже одного раза в пять лет – для стальных подземных газопроводов, не реже одного раза в 10 лет – для полиэтиленовых и стальных надземных газопроводов. Первая плановая оценка технического состояния стальных подземных газопроводов должна проводиться через 30 лет, полиэтиленовых и стальных надземных газопроводов – через 40 лет после ввода их в эксплуатацию.
Результаты проведения оценки технического состояния газопроводов должны оформляться документацией по формам, установленным методикой проведения работ, и использоваться для определения приоритетов при назначении газопровода на капитальный ремонт или реконструкцию, а также для определения необходимости проведения технического диагностирования подземных газопроводов с целью установления предельного срока эксплуатации (перехода объекта в предельное состояние). Решение о проведении работ по диагностированию принимается владельцем сети газораспределения. По истечении установленного по результатам технического диагностирования предельного срока, эксплуатация объекта должна быть прекращена.
Техническое диагностирование подземных газопроводов должно проводиться в соответствии с методикой, утвержденной уполномоченным федеральным органом исполнительной власти в области промышленной безопасности. При проведении технического диагностирования могут быть использованы данные технического обследования газопровода, проведенного не позднее, чем год назад.
Плановое техническое диагностирование подземных газопроводов должно проводиться:
— по результатам проведения оценки технического состояния газопроводов;
— по достижению срока эксплуатации, установленного в проектной документации, эксплуатационной документации изготовителя технических устройств.
Внеплановое техническое диагностирование газопроводов должно проводиться в следующих случаях:
— при изменении категории газопроводов по давлению газа (при переводе на более высокое давление);
— после аварий, не связанных с механическими разрушениями газопроводов;
— после воздействия на газопроводы деформаций грунта (просадок, оползневых явлений, размывов);
— после землетрясения силой свыше 6 баллов;
— по решению владельца сети газораспределения.
Результаты проведения технического диагностирования газопроводов должны оформляться документацией по формам, установленным методикой проведения работ.
Результаты проверки охранных зон и технического осмотра газопроводов должны оформляться записями в эксплуатационных журналах газопроводов по форме, приведенной в приложении И.
Результаты технического обследования, оценки технического состояния и технического диагностирования газопроводов должны оформляться записями в эксплуатационном паспорте газопровода по форме, приведенной в приложении Г.
При выявлении в процессе мониторинга технического состояния газопроводов утечек газа, дефектов, неисправностей и других нарушений условий безопасной эксплуатации газопроводов, должны быть приняты меры по их устранению.
Утечки газа из труб и неразъемных соединений газопроводов должны устраняться в аварийном порядке.
1 Основные положения
1.1 К производственной инструкции должна прикладываться маршрутная карта на газопровод, подлежащий обследованию. 1.2 При буровом осмотре проводится единовременная массовая проверка стыков газопровода на возможность возникновения утечек газа с помощью специально выполненных временных буровых скважин. 1.3 Перед началом буровых работ необходимо пригласить представителей организаций, имеющих вблизи газопровода подземные сооружения, для уточнения места их расположения и принятия мер по безопасному выполнению работ. 1.4 Техническое обследование подземных газопроводов для выявления мест утечек газа и их локализации с бурением скважин проводится бригадой рабочих в количестве не менее двух человек под руководством специалиста.
2 Порядок производства работ
2.1 Периодичность проведения буровых работ должна определяться с учетом величины давления транспортируемого газа (на высоком и среднем давлениях чаще, чем на низком), коррозионных свойств грунта (в грунтах с повышенной коррозийностъю чаще, чем в грунтах с нормальной коррозийностъю), характера уличной застройки (на улицах с густой застройкой чаще, чем на незастроенных проездах), состояния сетей газораспределения. 2.2 Участок газопровода, на котором будет проводиться буровой осмотр, определяет технический руководитель ГРО. 2.3 Бурение скважин для обнаружения утечек газа должно проводиться на расстоянии не менее 0,5 м от стенки газопровода через каждые 2 м, глубиной — не менее глубины промерзания грунта в зимнее время, в остальное время — на глубину укладки трубы. В летних условиях глубину скважин можно уменьшить. Скважины закладываются на расстоянии не менее 0,5 м от стенки трубопровода через каждые 2 м трассы. При использовании газоиндикаторов с чувствительностью не ниже 0,001 % по объему для определения наличия газа глубина скважин может быть ограничена толщиной дорожного покрытия С целью их закладки вдоль оси газопровода. 2.4 Бурение скважин производят специальными пневматическими бурами, электровибраторами, электробурами, перфораторами, а также вручную. 2.5 При ручном способе бурения скважин применяют клинья, которые забиваются кувалдами в грунт и извлекают воротом. 2.6 Наличие газа в скважинах определяется с помощью приборов (газоиндикаторов или газоанализаторов), а также применением открытого огня. 2.7 Применение открытого огня для определения наличия газа в скважинах допускается не ближе 5 м от зданий и сооружений (колодцев) вдоль трасс газопроводов давлением до 0,3 МПа. Если газ в скважине не воспламеняется, проверка его наличия проводится приборами. 2.8 При применении открытого огня для определения наличия газа в скважине огонь следует поднести на расстояние вытянутой руки и только после этого опустить в скважину. 2.9 Место повреждения газопроводов находится обычно в непосредственной близости от скважин с наибольшей высотой пламени. На участках скважин с наибольшей концентрацией газа приступают к раскопке шурфа. 2.10 При обнаружении на каком-либо из проверяемых участков утечки газа уточнение положения места этой утечки будет достигаться увеличением числа скважин, чтобы по интенсивности выделения газа было возможно установить место рытья шурфа для про ведения ремонтных работ. 2.11 Все колодцы и коллекторы подземных сооружений, расположенные вдоль трассы, где будут вестись работы, должны быть тщательно проверены и проветрены.
3 Контроль качества работ
Утечки газа на газопроводах, обнаруженные при буровом осмотре, устраняются в аварийном порядке.
4 Оформление результатов работы
Результаты технического обследования оформляются актами, в которых при выявлении дефектов дается заключение о необходимости проведения ремонта, перекладки (замены), реконструкции газопровода.
5 Специальные требования
5.1 На выполнение работы по техническому обследованию подземных газопроводов для выявления мест утечек газа и их локализации с бурением скважин вьщается наряд-допуск на выполнение газоопасных работ по форме , предусматривающий разработку и последующее осуществление комплекса мероприятий по подготовке и безопасному проведению работ. 5.2 К работе допускаются специалисты и рабочие, прошедшие аттестацию по промышленной безопасности в объеме, соответствующем должностным обязанностям и профилю выполняемых работ, и получившие допуск к выполнению газоопасных работ. 5.3 Перед выполнением работы по техническому обследованию подземных газопроводов для выявления мест утечек газа и их локализации с бурением скважин руководитель работ обязан проинструктировать рабочих о технологической последовательности операций и необходимых мерах безопасности и зафиксировать прохождение инструктажа подписями работников — членов бригады в наряде-допуске на выполнение газоопасных работ. 5.4 После получения задания работники — члены бригады обязаны подготовить: — необходимые средства индивидуальной защиты (защитные очки, рукавицы, спецодежда, аптечка, спасательные пояса и веревки) и проверить их исправность; — инструмент, оборудование и техническую оснастку, необходимые при выполнении работы, проверить их исправность и соответствие требованиям безопасности. 5.5 Наличие и исправность средств индивидуальной защиты определяются при выдаче наряда-допуска на выполнение работы. 5.6 Ответственным за наличие у рабочих средств индивидуальной защиты, их исправность и навыки применения является руководитель работ. 5.7 Для установления мест утечек и их локализации необходимо ознакомиться с исполнительной документацией и оценить обстановку на месте. 5.8 При бурении скважин в дорожном покрытии необходимо проявлять осторожность, так как резкое изменение сопротивления грунта может привести к отдаче электробура и нанести травму работающему. 5.9 При выполнении работ на проезжей части дорог необходимо: — выставить со стороны движения транспорта на расстоянии 5 м от места работы предупредительные знаки; — одному из работников бригады следить за движением транспорта и не допускать к месту проведения работ посторонних лиц; — на рабочих и специалистах, производящих работу, должны быть надеты жилеты сигнального цвета. 5.10 Чтобы избежать ожогов рук при применении открытого огня, огонь следует сначала поднести на расстояние вытянутой руки и только после этого опустить в скважину. 5.11 Все работники бригады должны уметь оказывать первую медицинскую помощь при ожогах, ушибах, удушье, отравлении газом и поражении электрическим током.