У висновках акта потрібно вказати необхідні заходи з безпечної експлуатації газопроводу, які слід виконувати експлуатаційній організації на період до проведення ремонту або його заміни.
Акт і схему слід додавати до паспорта технічного стану газопроводу, щоб уможливити подальше їх використання.
7.2. При визначенні можливості подальшої експлуатації газопроводів слід урахувати, що газопроводи подальшій експлуатації не підлягають і потребують заміни в таких випадках:
більше 50% оглянутих місць газопроводу мають значну і дуже значну корозію;
50% і більше перевірених зварних з'єднань (стиків) газопроводу визнані дефектними;
на кілометрових ділянках або на ділянках газопроводів, збудованих за одним проектом, з початку експлуатації помічено 3 і більше витоків газу з причини корозії і спостерігається постійна тенденція до їх збільшення;
загальна кількість балів (Sт), визначена згідно з п.6.7.1, становить менше 10.
7.3. На газопроводах, які дозволені комісією до подальшої експлуатації, слід регулярно проводити обстеження їх технічного стану згідно з вимогами розділів 2 і 3 цих Правил та з періодичністю не менш як один раз на 3 роки.
8. Порядок ведення, зберігання та використання паспорта технічного стану газопроводів
8.1. Паспорт технічного стану газопроводів є технічним документом, в якому на основі об'єктивних даних обстеження містяться періодично уточнювані висновки про придатність або непридатність газопроводів до подальшої експлуатації і ведеться за формою згідно з додатком 3.
8.2. Паспортизації підлягають розподільчі газопроводи населених пунктів з тиском газу до 1.2 Мпа (12 кгс/кв.см) усіх державних відомств і окремих підприємств незалежно від відомчої належності та форм власності.
8.3. Результатом паспортизації буде створення єдиної системи обліку та моніторингового контролю за станом газопроводів з метою своєчасного виявлення предаварійних та аварійних ситуацій, а також припинення експлуатації аварійно небезпечних газопроводів.
8.4. Паспорт, на підставі даних повного обстеження для визначення технічного стану газопроводу і споруд на ньому, заповнює власник (керівник), за участю представника організації, яка здійснювала обстеження (або представника підрозділу експлуатаційної організації, коли технічне обстеження провадиться власними силами).
8.5. Коли обстеження виконується спеціалізованою організацією на договірних умовах, фінансування цих робіт здійснюється за рахунок власника об'єкта.
8.6. Достовірність даних, занесених у паспорт, підтверджується підписом власника (керівника) об'єкта та представника спеціалізованої організації (або підрозділу підприємства), яка проводила обстеження.
8.7. Паспорт складається в двох примірниках, один з яких зберігається у власника, другий - в організації (підрозділі підприємства), що проводила паспортизацію. Якщо обстеженням виявлено, що газопровід (або його окремі ділянки) одержали загальну оцінку технічного стану 10 балів і менше, то вони підлягають капітальному ремонту чи заміні, в цьому випадку власник висилає копію паспорта організації, яка веде реєстр аварійно небезпечних об'єктів (додаток 4). Така організація повинна призначатися вищестоящою галузевою організацією, у підпорядкуванні якої знаходяться організації - власники газопроводів.
Газопроводи, які одержали загальну оцінку вище 10 балів, призначаються власником на капітальний ремонт в черговості, залежній від зростання балів.
8.8. Зміни технічного стану газопроводів і споруд на них, які були зафіксовані наступними обстеженнями, заносять до паспорта у вигляді доповнень (з указанням дати обстеження), які засвідчують підписами власника паспорта і особи, відповідальної за обстеження, в результаті якого були виявлені вказані зміни.
8.9. Власник (керівник) підприємства повинен занести до паспорта зміни не пізніше ніж за місяць після закінчення обстеження.
Доповнення до паспорта власник газопроводу повинен направити до організації, яка проводила паспортизацію, і до організації, яка призначена для ведення реєстру аварійно небезпечних об'єктів, коли газопровід одержав загальну оцінку технічного стану 10 балів і менше.
До паспорта обов'язково додаються акт перевірки технічного стану газопроводу і схема газопроводів, на якій слід нанести всі виявлені дефекти з їх прив'язками.
8.10. Періодичність наступних після паспортизації обстежень газопроводу визначена пунктом 7.3 цих Правил або потребою позапланового обстеження, якщо вона виникла в зв'язку з надзвичайною ситуацією, яка викликала зміни в технічному стані газопроводу.
8.11. Сторінки паспорта повинні бути пронумерованими, прошнурованими та скріпленими печаткою власника газопроводу.
9. Планування, проектування, організація і проведення робіт з поточного і капітального ремонтів газопроводів і споруд на них
З метою забезпечення надійності, безпеки і безаварійної експлуатації газопроводів і споруд на них, власник зобов'язаний за результатами обстеження (акта перевірки технічного стану газопроводу) вживати необхідних заходів з ремонту, заміни, перекладки окремих ділянок або газопроводу в цілому і споруд на ньому.
Проведення і планування робіт з поточного і капітального ремонтів, складання проектно-кошторисної документації і організація робіт з капітального ремонту повинні виконуватись відповідно до вимог, які викладені в розділах 12, 13, 14.
10. Планово-запобіжні ремонти газопроводів і споруд на них
10.1. Системою планово-запобіжного ремонту газопроводів і споруд на них передбачається виконання таких робіт:
технічне обслуговування;
планові ремонти.
10.2. До робіт з технічного обслуговування належать:
нагляд за станом зовнішніх газопроводів (підземних і надземних) і засобів електрохімзахисту, а також усунення дрібних несправностей, які виникли в процесі їх експлуатації;
періодичне обстеження газопроводів і споруд на них;
вимірювання тиску газу в газопроводах і вимірювання електропотенціалів на підземних газопроводах.
10.3. До планових ремонтів відносяться:
поточний ремонт;
капітальний ремонт.
10.4. Аварійно-відновлювальні ремонти відносяться до позапланових робіт і в цих Правилах не розглядаються.
11. Планування та проведення робіт з технічного обслуговування
11.1. Основним завданням технічного обслуговування є забезпечення безпечної експлуатації газопроводів.
11.2. Технічний стан зовнішніх газопроводів і споруд повинен контролюватися комплексом заходів (обходами, комплексним приладовим обстеженням (далі - КПО), вимір потенціалів і ін.) згідно з графіком, складеним організацією, що експлуатує газопроводи.
11.3. Періодичність обходів трас підземних газопроводів установлюється організацією, що експлуатує газопроводи диференційно - залежно від технічного стану газопроводів, безпеки корозії та ефективності роботи електрозахисних установок, тиску газу, тривалості експлуатації, типу грунтів, в яких прокладений газопровід (здимані або осідні грунти), характеру місцевості і щільності її забудови, геологічних умов, пори року, але не рідше строків, наведених в таблиці 1 Правил безпеки систем газопостачання України, затверджених наказом Держнаглядохоронпраці України 01.10.97 р. N 254, зареєстрованим Міністерством юстиції України 15.05.98 р. за N 318/2758.
11.4. Склад і періодичність робіт, які виконуються при обході трас газопроводів і споруд, повинен виконуватись згідно з вимогами додатка 5.
11.5. Встановлена на газопроводах запірна арматура і компенсатори підлягають щорічному технічному обстеженню і за потреби ремонту або заміні.
11.6. При обході трас розподільчих надземних газопроводів повинні виявлятися витоки газу, порушення кріплення, провисання труб, перевіряються стан запірної арматури, ізолювальних фланцевих з'єднань і пофарбування газопроводів.
Періодичність обходів розподільчих надземних газопроводів установлюється організацією, що експлуатує, диференційно - залежно від технічного стану газопроводу, але не рідше 1 разу на 3 місяці.
11.7. Підземні газопроводи (в т.ч. з поліетиленових труб), які знаходяться в експлуатації і підлягають технічному обстеженню, в тому числі і комплексному, приладовому обстеженню за допомогою приладів за спеціально розробленою інструкцією, а за потреби - і шурфуванню.
11.8. Основні критерії, за якими визначають технічний стан газопроводів, які експлуатуються, є:
Для сталевих газопроводів:
герметичність;
стан ізолювального покриття;
стан споруд і обладнання на газопроводах;
стан металу, труб і якість зварних з'єднань;
корозійна активність (наявність захисного потенціалу, анодних та знакоперемінних зон).
Для поліетиленових газопроводів:
герметичність;
механічні пошкодження труб та їх стикових з'єднань (проколи, розриви, зім'яття та ін.);
тріщини (поперечні і поздовжні) в трубах;
нещільність, в роз'ємних і нероз'ємних з'єднаннях поліетиленових труб зі сталевими;
стан ізолювального покриття сталевих вставок і з'єднань сталевих труб з поліетиленовими;
стан споруд і обладнання.
11.9. Технічне (приладове) обстеження стану підземних газопроводів повинно проводитися:
при тривалості експлуатації газопроводів до 25 років - не рідше 1 разу на 5 років;
при тривалості експлуатації понад 25 років і до закінчення амортизаційного строку - не рідше 1 разу на 3 роки.
Періодичність приладового обстеження газопроводів, які включені в план капітального ремонту або заміни, а також газопроводів, які мають захисне ізоляційне покриття нижче "дуже посиленого типу", і газопроводів, технічний стан яких визнаний недостатньо надійним до їх ремонту або перекладання - не рідше 1 разу на рік.
На газопроводи, які мають захисне ізоляційне покриття нижче типу "дуже посиленого" в доповнення до приладового обстеження повинні проводитись контрольні шурфування для визначення стану металу труб і якості зварних стиків.
11.10. Позачергове технічне обстеження газопроводів слід проводити, якщо в процесі експлуатації виявлені нещільності або розриви зварних стиків, наскрізні корозійні пошкодження, а також при перерві в роботі електрозахисних установок, або зниження величини потенціалу "газопровід-земля" до значень, нижчих від мінімально допустимого, більше 1 місяця - в зонах впливу блукаючих струмів, більше 6 місяців - в інших випадках, передбачених ГОСТ 9.602-89*.
11.11. Огляд підземних сталевих газопроводів з метою виявлення стану їх захисного покриття там, де використання приладів утруднене індустріальними перешкодами, виконується шляхом вириття на газопроводах контрольних шурфів довжиною не менше 1,5 м. Місця вириття контрольних шурфів, їх кількість у зонах індустріальних перешкод визначаються СПГГ або підприємством, яке експлуатує газове господарство.
Для візуального обстеження вибираються ділянки, які піддані найбільшій корозійній небезпеці, місця перетинів газопроводів з іншими підземними комунікаціями. При цьому слід виривати не менше одного шурфу на кожен 1 км розподільчого газопроводу і на кожні 200 м дворового або внутрішньоквартального газопроводу, але не менше одного шурфу на проїзд, квартал або двір.
11.12. Перевірка герметичності і виявлення місць витоків газу з підземних газопроводів у період промерзання грунту, а також на ділянках, розташованих під удосконаленими покриттями доріг, слід проводити шляхом буріння (або шпилькуванням) з наступним відбором з них проб повітря приладом.
На розподільчих газопроводах і вводах свердловини буряться біля стиків.
При відсутності схеми розташування стиків свердловини буряться через кожні 2 м, глибина буріння свердловин в зимовий період повинна бути не меншою за глибину промерзання грунтів, в інші пори року - на глибину прокладки газопроводу.
Буріння свердловин здійснюється на відстані не менше 0,5 м від стінки труби газопроводу.
При використанні високочутливих газошукачів для виявлення газу допускається зменшення глибини свердловини і виконання їх за віссю газопроводу, за умови, що відстань між верхом труби і дном свердловини буде не меншою як 40 см.
11.13. Технічний стан поліетиленових труб, їх з'єднання і ізоляція сталевих вставок визначається шурфовим оглядом.
Шурфовий огляд труб поліетиленових газопроводів проводиться тільки в місцях установлення стальних вставок.
На 1 км розподільчих газопроводів і на кожній квартальній розводці перевіряється не менше 1 вставки. Для можливості огляду стиків з'єднань поліетиленового газопроводу зі сталевою вставкою довжина шурфа повинна становити 1,5 - 2 м.
Вириття шурфів може виконуватись механізмами або вручну.
При механізованному виритті шурфів останній шар грунту над газопроводом товщиною не менше 300 мм повинен вилучатися вручну, з додержанням запобіжних заходів неушкодження газопроводів.
Перевірку стану протикорозійного покриття сталевих вставок необхідно проводити не рідше одного разу за 5 років.
11.14. Перевірка герметичності підземних сталевих і поліетиленових газопроводів здійснюється приладами.
При можливості відключення газопроводу від мережі допускається перевірка герметичності опресуванням повітрям згідно з вимогами СНиП 3-05.02-88.
11.15. Періодичне приладове обстеження газопроводів повинно проводитися згідно з щорічними графіками, затвердженими керівником СПГГ або підприємства, яке експлуатує газопроводи.
В графіках повинні бути вказані адреса і довжина газопроводу, тиск газу в газопроводі, дата введення в експлуатацію, дата проведення попереднього обстеження, строки проведення обстеження і відповідальні виконавці.
11.16. Експлуатація, огляд і технічне обслуговування установок ЕХЗ газопроводів повинні виконуватися згідно з вимогами ГОСТ 9.602-89* та інструкції з електрохімічного захисту підземних газопроводів і резервуарів зрідженого газу 320.033.29031.008-97.
11.17. Організації, що експлуатують газопроводи, силами своїх спеціалізованих служб, повинні здійснювати періодичний технічний огляд і обслуговування установок ЕХЗ, перевірку ефективності їх роботи, а також контрольні вимірювання потенціалів на газопроводах, що захищаються.
Технічний огляд установок ЕХЗ повинен проводитися згідно з вимогами додатка 5.
11.18. При технічному огляді провадяться:
зовнішній огляд всіх елементів установок;
очищення шаф від пилу, води, бруду;
перевірка цілісності, монтажу і відсутності механічних пошкоджень окремих елементів, справність запобіжника, стан контактів, справність захисного заземлення і занулення;
перевірка робочих параметрів установок, включаючи вимірювання:
на установках дренажного і катодного захисту - випрямлену напругу, струм в ланцюгу дренажу і потенціал у точці дренування;
на контрольних протекторних установках - потенціал відносно землі за відключеного протектора, потенціал відносно землі та струм у протекторній установці за включеного протектора.
11.19. При технічному обслуговуванні установок ЕХЗ крім робіт, вказаних в п.11.18, також виконуються:
перевірка опору анодів і захисного заземлення 1 раз на рік, а також під час проведення ремонтних робіт;
випробування кабельних ліній електроживлення - 1 раз на рік;
перевірка ізоляції апаратури і кабельних ліній електроживлення, а також опору розтікання струму захисного заземлення - не рідше 1 разу на рік;
перевірка справності електроізолювальних фланцевих з'єднань - 1 раз на 2 роки;
контроль стану захисного покриття - 1 раз на 5 років.
Порушення в роботі установок повинні усуватися в термін не більше 1 місяця.
11.20. Вимірювання потенціалів на газопроводах з побудовою діаграми потенціалів, з метою виявлення анодних зон і перевірки ефективності захисних установок слід проводити в зонах дії блукаючих струмів не рідше 1 разу на 3 місяці, а також після кожної зміни корозійних умов в зв'язку зі зміною режиму роботи установок електропостачання електрифікованого транспорту, розвитком мережі джерел блукаючих струмів, газопроводів і інших металевих інженерних мереж.
В інших випадках - не рідше 2 разів на рік.
11.21. Робота пристроїв ЕХЗ вважається ефективною, якщо радіус їх дії та величина захисного потенціалу газопроводів відносно землі відповідають проекту.
11.22. За результатами вимірювання на газопроводах складаються зведені відомості, результати вимірів потенціалів на контактних устроях захисних установок заносяться в спеціальні журнали.
11.23. При виявленні корозійно небезпечних зон слід уживати негайних заходів з захисту газопроводів і ліквідації таких зон (перевірка цілісності ізоляційного покриття приладами з подальшим ремонтом або заміною пошкоджених ділянок, позачергові шурфові огляди, виявлення і усунення джерел блукаючих струмів, посилення дії наявного електрозахисту).
Терміни виконання робіт визначаються з умов експлуатації, але не більше 3 місяців.
До усунення анодних і знакозмінних зон організація, що експлуатує, повинна розробити і здійснити заходи, які б забезпечили безпечну експлуатацію газопроводів.
11.24. Результати приладового обстеження повинні оформлюватися актом технічного стану установленої форми і зберігатися в експлуатаційному паспорті на газопровід.
11.25. За результатами технічного обстеження сталевих і поліетиленових газопроводів повинні складатися акти, в яких з урахуванням виявлених дефектів і оцінки технічного стану слід дати висновок про можливість подальшої експлуатації газопроводу, потребу і терміни проведення його ремонту або заміни.
Акт технічного обстеження повинен затверджуватися керівником СПГГ або підприємства.
Висновки, одержані в результаті обстеження, заносяться до паспорта газопроводу.
12. Планування та проведення робіт з поточного і капітального ремонтів
12.1. Ремонт газопроводів і споруд на них є основним заходом, спрямованим на підтримку або на відновлення первісних експлуатаційних якостей - як газопроводів і споруд на них, так і окремих їхніх конструкцій і деталей, а також забезпечення надійної і безаварійної подальшої експлуатації газопроводів і споруд на них.
12.2. Підставою для проведення поточного або капітального ремонту газопроводів, а також можливості їх подальшої експлуатації є акт, складений за результатами технічного обстеження з оцінкою їх технічного стану і висновками про потребу та строки проведення ремонту, затверджено керівником СПГГ або підприємства, яке експлуатує газопроводи.
12.3. Проведення планово-запобіжних ремонтів здійснюється під керівництвом відповідальних спеціалістів СПГГ або підприємств, які експлуатують газопроводи; склад спеціалістів затверджується наказом керівника підприємства.
12.4. До обов'язків осіб, відповідальних за проведення ремонтів, входить:
складання графіків огляду з виявлення потреби в роботах з поточного і капітального ремонтів;
складання планів поточних і капітальних ремонтів (до проведення оглядів і складання планів залучаються майстри і спеціалісти СПГГ або підприємств, які експлуатують газопроводи);
організація технічного інструктажу робітників, зайнятих на ремонтних роботах;
складання заявок на матеріали, запасні частини і устаткування (на основі дефектних відомостей та ін. матеріалів);
перевірка забезпеченості передбачених ремонтних робіт робочою силою, матеріалами, деталями, інструментом і механізмами;
організація підготовки проектно-кошторисної і іншої потрібної технічної документації;
проведення заходів з техніки безпеки і охорони праці під час ремонтних робіт, які виконуються господарським способом;
підготовка до своєчасної здачі в експлуатацію відремонтованих об'єктів.
12.5. Всі роботи з поточного ремонту належить поділяти на дві групи:
1 група - профілактичний ремонт, який виконується в процесі експлуатації (в тому числі і на основі накопиченого досвіду) і заздалегідь запланований за об'ємом і часом виконання;
2 група - непередбачений ремонт, який виконується в терміновому порядку.
12.6. Поточний профілактичний планово-запобіжний ремонт (далі - ПЗР) газопроводів і споруд на них планується в грошових і натуральних показниках і проводиться згідно з річним планом-графіком, затвердженим керівником підприємства, який повинен бути розроблений не пізніше ніж за 3 місяці до початку року.
12.7. План поточного ПЗР складається на основі опису потрібних робіт, який складений при обході трас і періодичних оглядах.
12.8. Річним планом ПЗР повинні бути визначені об'єми і вартість ремонтно-профілактичних робіт, потреби в трудозатратах і тривалість ремонтів об'єктів.
12.9. З метою розвитку і уточнення річного плану ПЗР не пізніше ніж за 15 днів до початку кварталу повинні бути складені і затверджені квартальні графіки ПЗР.
12.10. На відміну від профілактичного поточного ремонту, який проводиться в плановому порядку, непередбачений поточний ремонт полягає в терміновому полагодженні пошкоджень, які не могли бути заздалегідь виявлені і усунені при профілактичному ремонті чи виникли після його виконання, а затримка з усуненням цих недоліків може призвести до серйозних аварій або значного погіршення умов експлуатації.
12.11. Поточний ремонт призначається для постійної підтримки роботоздатності газопроводів і споруд на них.
Поточний ремонт спрямований на забезпечення газопроводів і споруд від передчасного зношення і на запобігання аваріям.
12.12. Роботи з поточного ремонту полягають в усуненні несправностей і поломок, які виникли в процесі експлуатації, а також ревізії окремих вузлів і деталей.
12.13. Поточний ремонт провадиться за рахунок експлуатаційних витрат і включається в план підприємства.
12.14. На цілі планово-профілактичного ремонту (ПЗР) виділяються 75-80% асигнувань, що відпускаються на поточний ремонт.
12.15. На виконання термінових непередбачених робіт резервуються 20-25% асигнувань, які виділені на проведення поточного ремонту.
12.16. Поточний ремонт здійснюється підрозділами ремонтних служб.
12.17. Перелік, склад та періодичність виконання основних видів робіт з поточного ремонту поданий в додатку 6.
12.18. До капітального ремонту відносяться роботи, в процесі яких провадиться заміна зношених конструкцій, вузлів і деталей або заміна їх на більш досконалі або економічні, а також роботи з ремонту базових (основних) конструкцій і споруд.
Добір об'єктів для капітального ремонту повинен проводитися на підставі дефектних відомостей, які складені в результаті оглядів в натурі, записів в експлуатаційних паспортах, а також актів технічного обстеження.
12.19. Всі об'єкти, які намічені для капітального ремонту, повинні мати докладні описи ремонтних робіт з визначенням їхніх об'ємів і на них повинна бути складена проектно-кошторисна документація.
Капітальний ремонт газопроводів і споруд на них, який проводиться без зміни діаметрів і трасування, може проводитися за ескізами.
12.20. При складанні плану капітального ремонту газопроводів і споруд на них слід керуватися переліком, складом та періодичністю виконання основних видів робіт по капітальному ремонту газопроводів і споруд на них згідно з вимогами додатка 7.
12.21. Згідно з затвердженими організаційними планами капітального ремонту СПГГ (підприємства) на основі проектів і кошторисів складають перелік об'єктів, які підлягають капітальному ремонту в заплановому році.
12.22. Капітальний ремонт проводиться за рахунок амортизаційних відшкодувань, які призначені для цих робіт.
13. Проектно-кошторисна документація
13.1. Проекти і кошториси на капітальний ремонт складаються згідно з вимогами нормативних документів і чинних одиничних розцінок.
13.2. Кошториси на капітальний ремонт складаються окремо на кожний об'єкт на підставі описів робіт. До описів робіт слід долучити коротку пояснювальну записку, матеріал технічного обстеження і акти приладового обстеження газопроводів.
13.3. Крім прямих витрат на капітальний ремонт, в кошторисах також передбачаються накладні витрати, нарахування на прямі витрати - в розмірах, які передбачені нормативними документами і вказівками, а при підрядному способі - і планові накопичення. При виконанні капітального ремонту господарським способом планові накопичення не нараховуються.
13.4. Кошториси на капітальний ремонт газопроводів і споруд на них затверджуються керівником СПГТ або підприємства, яке експлуатує газопроводи.
14. Організація робіт з капітального ремонту
14.1. Провадження капітального ремонту повинно здійснюватися з максимальним застосуванням механізмів і пристроїв, з максимальною централізацією виготовлення трубних заготовок, вузлів і деталей. Для об'єктів зі складною технологією ремонтних робіт слід складати проекти виробництва робіт.
14.2. В проектах виробництва робіт капітального ремонту газопроводів і споруд на них повинні визначатися методи і терміни виконання, потреби в робочій силі, матеріалах, арматурі, деталях, будівельних матеріалах, а також розміщення на території, прилеглій до об'єкта, який ремонтується, матеріалів, тимчасових споруд, пристосувань і механізмів.
14.3. До виконання робіт з капітального ремонту газопроводів і споруд на них дозволяється приступати при наявності таких умов:
включення робіт до плану капітального ремонту;
наявності затвердженої технічної документації і фінансування капітального ремонту;
наявності у виконавця робіт ордера і відповідного дозволу на виконання земляних робіт;
улаштування огорож місць робіт та наявність інших охоронних заходів згідно з вимогами нормативів з охорони праці.
14.4. Виконання ремонтних робіт може здійснюватися як підрядним, так і господарським способом.
14.5. Контроль за виконанням ремонтних робіт згідно з затвердженими проектами, технічною документацією, Правилами безпеки систем газопостачання України і подальше приймання виконаних робіт здійснюється:
при підрядному способі виконання робіт - представником СПГГ або підприємства, яке експлуатує газопроводи;
при господарському способі виконання робіт - спеціалістами газових господарств, які експлуатують газопроводи.
14.6. Об'єкти, капітальний ремонт яких закінчено, приймаються комісією, призначеною керівником СПГГ або підприємства, яке експлуатує газопроводи.
Складається акт приймання відремонтованого об'єкта, в якому слід вказати об'єми виконаних робіт (в натуральному і грошовому вираженні), якість і результати випробувань за встановленою формою з доданням виконавчо-технічної документації в повному обсязі.
14.7. При прокладанні ділянок газопроводів з заміною їх проектного трасування на цих ділянках складається проектна і виконавчо-технічна документація згідно з вимогами, які пред'являються при новому будівництві на відповідність до СНиП 3.05.02-88.
Додаток 1
до пункту 3.2 Правил обстежень, оцінки
технічного стану, паспортизації та
проведення планово-запобіжних ремонтів
газопроводів і споруд на них
Черговість обстеження газопроводів
А. Газопроводи, збудовані до 1952 року, без перевірки якості зварювання фізичними методами контролю, а також газопроводи, збудовані до 1962 року, з бітумним ізоляційним покриттям, яке армовано органічними матеріалами (марля, мішковина, міткаль) з фланцевими та різьбовими з'єднаннями, призначаються на обстеження:
В першу чергу В другу чергу
Газопроводи, на яких було зафіксовано:
1. Два або більше випадків розривів, 1. Один випадок розриву
тріщин зварних стиків за останні 5 зварного стика за час
років експлуатації газопроводу експлуатації газопроводу
2. Два і більше випадків наскрізних 2. Один випадок наскрізного
корозійних пошкоджень труб, які корозійного пошкодження
розподілені за довжиною газопроводу, газопроводу, виявлений за
виявлених за останні 5 років час його експлуатації
експлуатації
3. Три і більше випадків наскрізних 3. За час експлуатації
корозійних пошкоджень труб, газопроводу трапилися
виявлених з початку експлуатації витоки газу на трубах і
газопроводу за наявності на ньому спорудах, а також виникали
позитивних або знакоперемінних на ньому позитивні або
електропотенціалів знакоперемінні
електропотенціали
4. Виявлені пошкодження ізоляційного 4. Газопроводи, на які
покриття, яке не підлягає ремонту відсутня виконавчо-технічна
документація
Б. Газопроводи з дуже посиленим ізоляційним покриттям, яке
армовано бризолом або скловолокном, призначаються на обстеження
В першу чергу В другу чергу
Газопроводи, на яких було зафіксовано:
1. Два або більше випадків розривів 1. Один випадок наскрізного
зварних стиків за останні три роки корозійного пошкодження за
експлуатації останні три роки
експлуатації за наявності
позитивних або
знакоперемінних
електропотенціалів
2. Два або більше випадків 2. Газопроводи, які мають
наскрізних пошкоджень труб, які відхилення від вимог чинних
розподілені по довжині нормативних документів і
газопроводу, за останній рік Правил безпеки в газовому
експлуатації, наявність на господарстві
газопроводі позитивних
електропотенціалів та пошкоджень,
ізоляційного покриття, яке не
підлягає ремонту
3. Корозійні пошкодження,
які виявлені в шурфах при
проведенні планового
шурфового огляду
Додаток 2
до пункту 7.1 Правил обстежень, оцінки
технічного стану, паспортизації та
проведення планово-запобіжних ремонтів
газопроводів і споруд на них
Затверджую
_____________________________
(посада, прізвище, ім'я,
по батькові)
"___" ___________ 199_ р.
Акт перевірки технічного стану газопроводу
Міністерство ________________________________________________
(відомство)
Підприємство ________________________________________________
(організація)
"___" _______________ 199_ р.
1. Адреса газопроводу __________________________________________
2. Характеристика газопроводу:
1) тиск: високий, середній, низький (підкреслити);
2) довжина, діаметр, товщина стінки (цифрами)_________________
___________________________________________________________;
3) стандарт (Т.У) на труби і матеріали труб____________________
___________________________________________________________;
4) рік спорудження (цифрами)___________________________________
___________________________________________________________;
5) максимальна і мінімальна глибина закладання (від верху труби
до поверхні землі) (цифрами)__________________________
___________________________________________________________;
6) тип ізоляційного покриття - нормальне, посилене, дуже
посилене (підкреслити); армоване марлею, мішковиною,
бризолом, гідроізолом, склотканиною (підкреслити)___________
___________________________________________________________;
7) відхилення від чинних на цей час норм і правил, які виникли
за період експлуатації або допущені при будівництві
____________________________________________________________
___________________________________________________________;
8) наявність засобів електрозахисту газопроводу (вказати тип
електрозахисних установок і рік їх уведення в експлуатацію,
захисні потенціали - від і до) _____________________________
___________________________________________________________.
3. Перевірка герметичності:
1) кількість виявлених витоків газу з початку експлуатації
газопроводу, які зв'язані з якістю зварних з'єднань або
наскрізними корозійними пошкодженнями (враховуючи дані
обстеження, яке виконується), всього
___________________________________________________________;
2) оцінка герметичності газопроводу в балах, здійснена
відповідно до табл.1 цих Правил_____________________________
___________________________________________________________.
4. Перевірка стану ізоляційного покриття:
1) кількість місць пошкодження ізоляції, виявлених при
приладовому обстеженні_____________________________________;
2) оцінка стану ізоляційного покриття залежно від кількості
пошкоджень, здійснена відповідно до табл.2 цих Правил
____________________________________________________________
___________________________________________________________;
3) кількість шурфів, в яких візуально перевірявся стан
ізоляційного покриття_______________________________________
___________________________________________________________;
4) результат перевірки ізоляційного покриття, здійсненого
шурфовим оглядом:
товщина ізоляції____________________________________________
стан армованої обгортки_____________________________________
поверхня ізоляції: гладка, зморщена, горбиста; продавлена з
боків, знизу (підкреслити);
5) характер пошкодження: проколи, порізи, наскрізна
продавленість грунтом, крихкість, розшарування, осипуваність
при ударі, інші механічні пошкодження, які сталися за час
експлуатації
___________________________________________________________;
6) остаточна оцінка стану ізоляційного покриття з
урахуванням шурфових оглядів відповідно до табл.3 цих Правил
значення А______балів.
5. Перевірка стану металу труби:
1) кількість шурфів, в яких проведено огляд стану металу
труби _____________________________________________________;
в тому числі - шурфів, в яких виявлено корозію:
сильну ______________________________________________;
дуже сильну ______________________________________________;
незначну ______________________________________________.
Примітка. Стан корозії визначається відповідно до табл.4 цих
Правил
2) імовірні причини, які могли викликати корозію
_________________________________________________________
________________________________________________________;
3) оцінка стану металу труби, здійснена відповідно до
табл.5 цих Правил________________________________________
________________________________________________________;
6. Перевірка якості зварних стиків:
1) виявлено витоків, які пов'язані з якістю зварних
з'єднань, з початку експлуатації, всього____________________
___________________________________________________________;
2) кількість додатково перевірених зварних стиків (згідно з
вимогами п.6.4.2 цих Правил)_______________________________
___________________________________________________________;
з них визнані дефектними____________________________________
___________________________________________________________;
3) оцінка якості зварних стиків газопроводу в балах,
здійснена відповідно до табл. 6 цих Правил__________________
___________________________________________________________.
Примітка. Зварні стики слід перевіряти у випадку, коли в процесі
експлуатації спостерігалися витоки газу через зварні
стики.
7. Оцінка корозійної небезпеки:
1) корозійна активність грунту згідно з актом служби захисту
____________________________________________________________
вид грунту_________________________________________________;
рівень грунтової води______________________________________;
грунтові забруднення________________________________________
___________________________________________________________;
2) результати вимірів блукаючих струмів, величина
електропотенціалів:
максимальна_________________________________________________
мінімальна_________________________________________________;
3) довжина (м) анодних та знакоперемінних зон у відсотках до
загальної довжини газопроводу_______________________________
___________________________________________________________;
4) оцінка корозійної небезпеки згідно з табл.8 цих Правил.
8. Загальна оцінка (в балах) технічного стану газопроводу
визначена шляхом підсумовування оцінок, одержаних за кожним
показником: герметичності, стану ізоляційного покриття, металу
труби, якості зварних швів, корозійної безпеки відповідно до
таблиць 1, 3, 5, 6, 8 ________________________________________
______________________________________________________________
9. Додаткові дані________________________________________________
______________________________________________________________
10. Висновок_____________________________________________________
______________________________________________________________
Підписи:
Додаток 3
до пункту 8.1 Правил обстежень, оцінки
технічного стану, паспортизації та
проведення планово-запобіжних ремонтів
газопроводів і споруд на них
Паспорт технічного стану газопроводу
1. Дані про підприємство
------------------------------------------------------------------
|Міністерство | |
|---------------------------------------+------------------------|
|Назва |повністю | |
|підприємства | | |
| |-------------------+------------------------|
| |скорочено | |
|---------------------------------------+------------------------|
|Поштова адреса |індекс | |
|---------------------------------------+------------------------|
|Ідентифікаційний код | |
|---------------------------------------+------------------------|
|Форма власності | |
|----------------------------------------------------------------|
|Власник (керівник) підприємства |
| |
|----------------------------------------------------------------|
|Прізвище, ім'я, по батькові | |
|---------------------------------------+------------------------|
|Телефон, факс | |
|---------------------------------------+------------------------|
|Дата складання паспорта | |
------------------------------------------------------------------
2. Загальні відомості про газопровід
------------------------------------------------------------------
|N об'єкта | |
|---------------------------------------------------+------------|
|Назва, адреса газопроводу | |
|---------------------------------------------------+------------|
|Призначення | |
|---------------------------------------------------+------------|
|Характеристика газопроводу: | |
|---------------------------------------------------+------------|
|1 |Тиск (високий, середній, низький) | |
|----------+----------------------------------------+------------|
|2 |Довжина, діаметр, товщина стінки | |
| |труби | |
|----------+----------------------------------------+------------|
|3 |Стандарт або ТУ на труби і матеріал | |
| |труби | |
|----------+----------------------------------------+------------|
|4 |Рік побудови | |
|----------+----------------------------------------+------------|
|5 |Максимальна і мінімальна глибина (від | |
| |верху труби до поверхні землі) | |
|----------+----------------------------------------+------------|
|6 |Перелік споруд на газопроводі | |
|----------+----------------------------------------+------------|
|7 |Тип ізоляції (нормальна, посилена, | |
| |дуже посилена, армована марлею, | |
| |мішковиною, бризолом, гідроізолом, | |
| |скловолокном) | |
|----------+----------------------------------------+------------|
|8 |Відхилення від чинних на цей час норм | |
| |і правил, які виникли за період | |
| |експлуатації або пропущені при | |
| |будівництві | |
|----------+----------------------------------------+------------|
|9 |Наявність засобів електрозахисту | |
| |газопроводу (вказати тип | |
| |електрозахисних установок, рік їх | |
| |уведення до експлуатації, захисні | |
| |потенціали (від і до) | |
|----------+----------------------------------------+------------|
|10 |Відомості про технічний стан | |
| |газопроводу, накопичені за час його | |
| |експлуатації при планових обстеженнях, | |
| |аваріях, ремонтах та ін. | |
|----------+----------------------------------------+------------|
|11 |Балансова вартість, тис. грн. | |
------------------------------------------------------------------
3. Організація, що провела обстеження для паспортизації
------------------------------------------------------------------
|Назва | |
|----------------------------+-----------------------------------|