Про затвердження Порядку технічного огляду, обстеження, оцінки та паспортизації технічного стану, здійснення запобіжних заходів для безаварійного експлуатування систем газопостачання

5.3. Питомий електричний опір ґрунту визначають у польових або лабораторних умовах. У польових умовах опір ґрунту з'ясовують безпосередньо на місці по трасі газопроводу, що обстежується.

5.4. Для визначення питомого опору ґрунту в лабораторних умовах в шурфах (на трасі) проводять відбір проб ґрунту із шарів, розташованих на глибині прокладки газопроводу з інтервалом 50-200 м на відстані 0,5-0,7 м від бічної стінки труби. У лабораторії збирають чотирьохелектродну схему, ідентичну схемі для польових умов. За результатами вимірювань виконують розрахунок.

5.5. Наявність блукаючих струмів перевіряють шляхом вимірювання різниці потенціалів "трубопровід - земля" при включеній і відключеній захисній установці, в зоні дії якої знаходиться обстежуваний газопровід. За показаннями приладу роблять висновок про наявність або відсутність блукаючих струмів, а також встановлюють ступінь небезпеки блукаючих струмів.

5.6. Вимірювання виконують реєструючим або показуючим вольтметром з внутрішнім опором не менше 20 кОм на 1 В шкали. Для цієї мети використовують ампервольтметр, цифрові вимірювачі різниці потенціалів, цифрові мультиметри, електронні самописи з програмним забезпеченням, а також реєструючі мультиметри G і вимірювачі різниці потенціалів.

5.7. Якщо газопровід знаходиться в зоні небезпечного впливу блукаючих струмів, то вимірювання потрібно проводити реєструючим приладом. Як допоміжний електрод для вимірювання різниці потенціалів "газопровід - земля" використовують неполяризуючий мідносульфатний насичений електрод порівняння - Cu|CuSO4. У зимовий час використовують також електрод, виконаний для роботи в зимовий час (до - 30 град.С) з додаванням етиленгліколю. Стальним електродом порівняння користуватися заборонено через здатність металу поляризуватися у зовнішньому полі, що приводить до значних викривлень вимірювань.

6. Послідовність перевірки якості зварювальних стиків:

6.1. Перевірку якості зварювальних стиків здійснюють у таких випадках:

якщо в процесі експлуатації спостерігалося розкриття або розрив зварювальних стиків;

якщо під час останньої перевірки на герметичність було встановлено, що місцем витоку газу є неякісний зварний стик.

6.2. Роботи виконують в такому порядку:

6.2.1. По обидва боки від кожного дефектного зварювального стику перевіряють по одному прилягаючому стику методом гама- або рентгенографії.

6.2.2. Якщо під час просвічування цих стиків буде виявлений хоча б один неякісний стик, необхідно додатково провести перевірку методом гама- або рентгенографії не менше 5% зварювальних стиків газопроводу, що перевіряються. Крім того, всі стики цього газопроводу додатково перевіряють на герметичність шляхом пробурювання свердловин на відстані не менше ніж 0,5 м від стінки труби газопроводу глибиною не менше ніж 0,7 глибини закладення газопроводу з перевіркою загазованості газоіндикаторами чутливістю 0,001%. При виявленні загазованості в свердловині ці стики перевіряють методом гама- або рентгенографії. Якщо загазованість в зазначених свердловинах не виявлена, то ці стики визнають придатними.

6.2.3. Якщо в процесі експлуатації на даному газопроводі не було розривів і витоків газу, то зварювальні стики визнають якісними і перевірку їхнього стану не здійснюють.

1. Корозійне обстеження газопроводів проводять з метою визначення ступеня корозійної небезпеки. Завдяки корозійному обстеженню виявляють ділянки газопроводів, які:

знаходяться в агресивному середовищі або ґрунтах низької, середньої і високої корозійної агресивності та мають інші корозійно-небезпечні ділянки;

мають анодні або катодні зони гальванострумів, індукційних струмів;

знаходяться в зоні впливу електрозахисних установок (далі - ЕЗУ), установлених на суміжних підземних комунікаціях;

знаходяться в зоні впливу конкретно визначених джерел блукаючих струмів;

мають захисний потенціал від джерел блукаючих струмів;

не мають захисного потенціалу із-за відсутності або несправності діючих засобів захисту від корозії;

не піддаються комплексному захисту від корозії;

мають захисний потенціал і знаходяться в зоні дії ЕЗУ, установлених на газопроводі, за умови забезпечення нормованого рівня захисту за протяжністю і в часі.

У разі необхідності визначається також технічний стан підземної споруди (стан захисного покриття і металу труби, наявність і кількість корозійних пошкоджень, геолого-геофізичний розріз ґрунту тощо). Під час експертного обстеження можливе встановлювання тимчасової дослідної (пересувної) установки електрохімзахисту.

2. Наявність блукаючих струмів визначають за результатами зміни різниці потенціалів на діючих газопроводах відносно землі або між двома електродами, встановленими на поверхні землі, спостерігаючи за величиною (цифрою) і знаком (+, -) показників приладу.

Вплив блукаючих струмів є небезпечним, коли розмах коливань значень потенціалу газопроводу, який вимірюється приладом відносно землі, по мідносульфатному електроду порівняння перевищує 0,04 В, а також у разі наявності протягом вимірювань миттєвого позитивного зсуву потенціалу газопроводу незалежно від корозійної агресивності ґрунтів.

3. Послідовність визначення рівня захисту газопроводу:

3.1. Вздовж траси газопроводу, що обстежується, виконують вимірювання різниці потенціалів "газопровід - земля" в облаштованих КВП на газопроводах або на стояках дворових вводів. Порядок вимірювання наведено в методиках чинних нормативних документів. Тривалість періоду виміру в кожному пункті виконання вимірювань (далі - ПВ) встановлюється завданням на корозійне обстеження (може бути від десятихвилинного до добового і більше).

3.2. Вимірювання потенціалів по трасі здійснюють на таких об'єктах:

в зонах впливу електрифікованого рейкового транспорту (джерела блукаючого струму) - в ПВ, не рідше ніж через кожні 100 м (10 вимірювань на 1 км траси);

при відсутності впливу блукаючого струму - в ПВ не рідше ніж сім вимірювань на 1 км траси;

у населених пунктах сільської місцевості - в ПВ не рідше ніж п'ять вимірювань на 1 км траси;

на трасах за межами населених пунктів - в ПВ не рідше ніж два вимірювання на 1 км.

3.3. Крім цього, виконують перевірку ефективності роботи ізолюючих з'єднань (далі - ІЗ) у місцях виходу газопроводу з землі, перед ГРП та інших місцях в зоні обстеження. З цією метою здійснюють синхронні вимірювання потенціалів на газопроводі до і після ІЗ, а також падіння напруги на ІЗ.

3.4. Якщо потенціал "газопровід - земля" до і після ІЗ при одночасному вимірі синхронно змінюється, то ІЗ не працює. Якщо виміряна різниця потенціалів між трубами з обох сторін ІЗ перевищує 5 мВ, ІЗ працює ефективно.

3.5. За результатами вимірювань будують діаграму зсуву потенціалів (час вимірів - від десяти хвилин до однієї доби залежно від програми корозійного обстеження) і виконують розрахунок анодних, знакозмінних і катодних зон за певною довжиною, а також у відсотковому відношенні до загальної довжини обстежуваної траси газопроводу.

3.6. Зсув потенціалів розраховують за формулами:

3.7. Діаграму зсуву потенціалу будують у такій послідовності:

3.7.1. Трасу обстежуваного газопроводу на схемі приймають за вісь абсцис, на яку наносяться ПВ.

3.7.3. Потім усі сусідні точки найменших і окремо усі сусідні точки найбільших зсувів з'єднують лініями.

3.7.4. Простір між віссю абсцис і лінією негативних значень фарбують у синій колір, а між віссю абсцис і лінією позитивних значень - у червоний колір ( рис. 1) .

Рис. 1. Діаграма зсуву потенціалів на ділянці газопроводу.

3.8. Довжина анодної, знакозмінної та катодної зон визначається по діаграмі зміщення потенціалів відповідно до масштабу. Визначення анодних, знакозмінних і катодних зон здійснюють обчисленням співвідношення довжини анодної, знакозмінних та катодної зон відповідно до загальної довжини газопроводу, що обстежується, у відсотковому відношенні.

Рівень захисту газопроводу визначають у відсотках як відношення довжини катодної зони газопроводу до загальної довжини газопроводу, що обстежується.

4. Визначення шкідливої дії джерел блукаючих струмів на газопроводи:

4.2. Підприємства - власники електрифікованого рейкового транспорту надають відомості до газового господарства про різницю потенціалів між пунктами приєднання до рейкових колій негативних ліній живлення тягових підстанцій та потенціальні діаграми рейкових колій.

Отримані результати вимірювань порівнюють з нормативними значеннями.

1. Під час обстеження опор, фундаментів надземних газопроводів потрібно виконувати контроль положення всіх елементів, їх відповідності проектній документації.

2. Опори, підвіски, фундаменти споруд та інші зовнішні конструкції під газопроводи повинні відповідати таким вимогам:

газопроводи повинні щільно прилягати до опорних конструкцій;

опори і підвіски повинні знаходитись на відстані не менше ніж 50 мм від зварних швів для труб діаметром менше 50 мм і не менше 200 мм для труб діаметром понад 50 мм;

тяги підвісок газопроводів, що не мають теплових видовжень, повинні бути встановлені прямовисно; тяги підвісок газопроводів, що мають теплові видовження, слід встановлювати з нахилом в сторону, зворотну видовженню;

фундаменти, встановлювані на дні лотків і каналів, не повинні перешкоджати вільному стоку води по дну лотка або каналу.

3. Неприпустимі дефекти опор, підвісок, фундаментів споруд та інших зовнішніх конструкцій під газопроводами і заходи щодо їх усунення:

3.1. Не допускається просідання опор, фундаментів під газопроводом. Просідання повинне бути усунено шляхом підняття газопроводу з подальшою фіксацією.

Усунення провисання газопроводів здійснюється методом установки під подушки опор металевих прокладок, приварюваних до опорних конструкцій.

Бетонне облицьовування, що просіло, ремонтують, заповнюючи порожнину гравієм (щебенем) з подальшим заповненням пошкоджених місць бетоном.

Тріщини в бетоні розчищають, промивають і закладають пластичним бетоном або цементним розчином, що має марку більш високу, ніж основний бетон фундаменту.

3.2. Не допускається деформація елементів опор, підвісок. Деформовані елементи опор повинні бути вирізані і замінені. Деформовані підвіски повинні бути замінені.

3.3. Елементи опор і підвіски з численними корозійними пошкодженнями поверхні та дефектами конструкцій повинні бути вирізані і замінені.

4. Опори, підвіски, фундаменти споруд та інші зовнішні конструкції під газопроводом повинні відповідати вимогам, викладеним в експлуатаційних документах та у проектній документації.

1. Візуальний огляд:

1.1. Візуальний огляд берегових ділянок підводного переходу виконують шляхом обходу або об'їзду з метою:

виявлення порушень експлуатації ППГ та проектної документації;

оцінки стану інформаційних знаків;

оцінки стану берегових ділянок, виявлення розвитку ярів, зсувів, розмивів дна у руслі та на берегах;

виявлення можливих пошкоджень газопроводу і витоків газу;

спостереження за цілісністю берегозахисних споруд від розмиву, станом рослинності на покритті укріплень, що призначене для захисту від руйнівної дії розмиву;

оцінки стану ізоляційного покриття і металу труби на відкритих ділянках газопроводу;

визначення планово-висотного положення газопроводу і його змін порівняно з проектними та виконавчими даними;

заглиблення газопроводу в ґрунт;

оцінки стану газопроводу (наявність чи відсутність зовнішніх корозійних пошкоджень металу труби в місцях порушення ізоляції);

виявлення і характер деформації рельєфу дна та берегових схилів.

1.2. Візуальний огляд берегових ділянок ППГ виконує власник (балансоутримувач).

1.3. Витоки газу на берегових ділянках виявляються приладами або візуально за такими ознаками:

шум та запах газу;

зміна кольору або поява посохлої рослинності;

поява бульбашок газу на поверхні води;

потемнення снігу;

рух ґрунту або снігу в місцях витоку.

1.4. Під час візуального огляду берегових ділянок ППГ необхідно звертати увагу на стан споруд для відводу поверхневих вод вздовж осі газопроводу, а також запобігати поширенню ярів і промоїн, що виникають в охоронній зоні.

1.5. Об'єми робіт визначаються в завданні на технічне обстеження ППГ з урахуванням результатів попередніх обстежень та оглядів.

1.6. Під час технічного обстеження стану ППГ застосовують такі методи:

огляд технічного коридору переходу (з застосуванням фото або відеозйомки за вимогою СПГГ);

приладове обстеження газопроводу (з донної поверхні);

водолазне або приладово-водолазне обстеження дна річки та газопроводу.

1.7. Регулярні спостереження за берегоукріплювальними спорудами повинні передбачати:

встановлення фактичного профілю споруди та зіставлення його з проектним;

проміри глибин перед підошвою укосів укріплення берегів;

перевірку стану привантаження, обдернування та інших елементів укріплення;

спостереження за станом рослинності на покритті укріплення, що призначене для захисту від руйнівної дії розмивів.

1.8. Якщо берегозахисні споруди надбережжя складаються з глинистих ґрунтів, необхідно проводити регулярні спостереження з метою прогнозування та запобігання утворенню зсувів.

1.9. У разі виявлення активних зсувних процесів у берегових зонах переходу рекомендується скоротити інтервал між оглядами.

1.10. Деформація нахильних берегоукріплювальних споруд з розвитком тріщин на поверхні стає провісником виникнення зсуву. В таких випадках належить вжити невідкладних заходів з підсилення або реконструкції берегоукріплення.

1.11. Цілісність інформаційних знаків ППГ встановлюється шляхом зіставлення їх місцезнаходження з наявним планом переходу, перевіркою текстів інформування, міцності кріплення, якості фарбування, видимості на фоні оточуючого ландшафту.

1.12. Результати огляду ППГ потрібно занести до експлуатаційного паспорта газопроводу.

2. Приладове обстеження:

2.1. Приладове обстеження ППГ виконують з метою:

визначення просторового положення газопроводу, заглиблення газопроводу у ґрунті, виявлення відкритих і провисаючих ділянок;

оцінки антикорозійного захисту і стану ізоляційного покриття;

виявлення витоків газу;

визначення рельєфу берегових ділянок, встановлення загрози розмиву газопроводу внаслідок зміщення руслових форм або берегових схилів (для річок, що динамічно змінюють своє русло).

3. Водолазне обстеження:

3.1. Водолазне обстеження виконують з метою:

виявлення витоків газу;

визначення величини заглиблення газопроводу в ґрунті, виявлення довжини відкритих і глибини провислих ділянок;

визначення напружено-деформованого стану трубопроводу;

визначення рельєфу дна та берегових ділянок, встановлення загрози розмиву трубопроводу внаслідок зміщення руслових форм або берегових схилів;

візуальної оцінки стану захисного та ізоляційного покриття, привантажень на відкритих та провислих ділянках;

визначення розмірів і стану корозійних дефектів на відкритих ділянках газопроводу;

обстеження дна, стану донних ґрунтів, підводної частини споруд захисту берегів від розмиву;

пошуку та ідентифікації поблизу газопроводу предметів, що несуть потенційну небезпеку його пошкодження.

3.2. Обстеження водолазами дна повинно проводитися за промірними маршрутами, що прив'язуються до плану, для чого визначають координати обох або однієї з крайніх точок, довжину та напрям маршруту.

Під час обстеження дна водолази повинні виявити перешкоди, у разі необхідності визначити склад донних відкладень (наносів), встановити ознаки, що характеризують напрям та інтенсивність процесів розмивання газопроводу і на прилеглих ділянках.

3.3. Вивчення особливостей залягання наносів виконують для виявлення умов їх формування, оцінки рухомості і впливу потоку води нижче та вище ППГ за течією річки.

3.4. Під час обстеження дна акваторії річки безпосередньо у берегоукріплень, відсипів або розмивів газопроводу необхідно виявляти ознаки дефектів, що пов'язані з порушенням поздовжньої або поперечної стійкості газопроводу.

При наявності кам'яно-щебенистих відсипок, що виконані для захисту ППГ, водолази оцінюють їх якість, наявність місцевих зсувів чи вимоїн.

3.5. Під час огляду мішків з піщано-цементною сумішшю, що укладені над газопроводом, вимірюють їх просадку для підрахунку обсягу додаткової підбивки мішками.

3.6. Під час виконання водолазних робіт використовують підводну фото або відеозйомку для оцінки якості виконаних робіт.

3.7. Усі засоби вимірювання, що застосовуються для контролю технічного стану ППГ, повинні бути метрологічно забезпечені.

3.8. Організація, що виконувала водолазні роботи, надає власнику ППГ звіт за результатами обстеження ППГ з рекомендаціями стосовно подальшої експлуатації об'єкта.

1. Візуальний контроль:

1.1. Візуальний контроль слід здійснювати відповідно вимог інструкцій, чинних в СПГГ.

1.2. Під час проведення візуального контролю необхідно звернути увагу на:

місця, що мають пошкодження або дефекти;

сліди пропусків робочого середовища на основному металі, зварних швах і в з'єднаннях ущільнювачів;

наявність тріщин, відшаровувань, видимих порушень геометричної форми, слідів корозії;

наявність корозійного розтріскування в місцях концентрації напруг і в біляшовних зонах;

1.3. Особливу увагу під час візуального контролю слід приділяти місцям можливого попадання на поверхню арматури вологи та можливого утворення в цих місцях корозійних пошкоджень.

1.4. У разі потреби для підвищення достовірності під час проведення візуального контролю арматури проводять зачистку окремих ділянок її поверхні інструментом, що забезпечує збереження дефекту (руйнування), для подальшого його дослідження.

2. Порядок випробування арматури на працездатність:

2.1. Випробуванням на працездатність підлягають всі обстежувані вироби.

Випробування на працездатність складаються з:

випробування виробу на витоки газу;

перевірки працездатності приводу (штурвалу, редуктора та штока);

перевірки цілісності штока (геометрична форма, цілісність різьби);

перевірки відсутності механічних ушкоджень (тріщин, сколів тощо) та геометричної форми грандбукси;

перевірки справності деталей кріплення грандбукси та правильності встановлення болтів;

перевірки деталей кріплення та матеріалу ущільнень фланцевих з'єднань та кріплення кришки.

2.2. Випробування проводять, як правило, без демонтажу арматури, безпосередньо на місці її установки.

2.3. Випробування проводять в порядку і згідно з параметрами, зазначеними в технічних умовах і технічному описі арматури, що випробується.

1.1. Дефекти поліетиленових розподільних газопроводів поділяють на:

дефекти суцільності матеріалу (поверхня труб і з'єднувальних деталей, відсутність сторонніх включень, розшарування);

дефекти зварних з'єднань.

1.2. Наявність дефектів визначають візуально під час технічного обстеження поліетиленових газопроводів методом шурфування.

2.1. Зовнішній вигляд поверхні труб і з'єднувальних деталей визначається візуально, без застосування збільшувальних приладів. Труби повинні мати гладку зовнішню поверхню. Допускаються поздовжні смуги та хвилястість, що не виводять товщину стінки труби за межі допустимих відхилень. На зовнішній поверхні не допускаються міхури, тріщини, раковини, сторонні включення, розшарування, свищі. Не допускається наявність дефектів форми труби, а саме: згину (зміна геометричних розмірів), забоїв, вм'ятин.

Колір труб - жовтий або чорний з поздовжніми маркувальними смугами в кількості не менше трьох, рівномірно розподіленими по колу труби. Характерний колір газової труби або маркувальних смуг на ній: з ПЕ 80 - лимонно-жовтий; з ПЕ 100 - жовтий, жовтогарячий.

Внутрішні й зовнішні поверхні з'єднувальних деталей не повинні мати слідів усадки, тріщин, здутин та інших ушкоджень, що погіршують їхні експлуатаційні властивості. Допускаються незначні сліди від формувального інструмента, механічної обробки й холодних стиків. Колір деталей з'єднувальних: чорний, жовтий, жовтогарячий.

2.2. Ділянка розподільного поліетиленового газопроводу та з'єднувальні деталі, на поверхні яких виявлено дефекти згідно з переліком, наведеним у пункті 2.1 цього додатка, підлягають заміні.

3.1. Контролювання зовнішнього вигляду:

3.1.1. Зовнішній вигляд зварних з'єднань, виконаних зварюванням нагрітим інструментом в стик, має відповідати таким вимогам:

валики зварного шва повинні бути симетрично й рівномірно розподілені по окружності зварених труб;

колір валиків повинен бути одного кольору із трубою і не мати тріщин, пор, сторонніх включень;

симетричність шва (відношення ширини зовнішніх валиків ґрата до загальної ширини ґрата) повинна бути в межах 0,3-0,7 у будь-якій точці шва. При зварюванні труб зі з'єднувальними деталями це відношення допускається в межах 0,2-0,8;

зсув зовнішніх кромок елементів, що зварюються, не повинен перевищувати 10% товщини стінки труби (деталі);

западина між валиками ґрата (лінія сплавки зовнішніх поверхонь валиків ґрата) не повинна перебувати нижче зовнішньої поверхні труб (деталей).

Критерії оцінки зовнішнього вигляду з'єднань, виконаних нагрітим інструментом в стик, наведені в таблиці 1 цього додатка.

3.1.2. Результати візуального контролю зовнішнього вигляду й перевірки розмірів зварювального ґрата з'єднань, виконаних зварюванням нагрітим інструментом в стик, вважають позитивними, якщо вони відповідають вимогам підпункту 3.1.1 пункту 3.1 розділу III цього додатка і критеріям оцінки дефектів, наведеним у таблиці 1 цього додатка.

3.1.3. Окремі зовнішні ушкодження валиків зварного шва (зрізи, відколи, здавленості від таврування стику), довжина яких становить не більше 1% від зовнішнього периметру зварювального ґрата і які не зачіпають основного матеріалу труби, дефектом не вважаються.

Методику визначення розмірів зварного стикового з'єднання наведено у пункті 3.2 розділу III цього додатка.

3.1.4. Зовнішній вигляд зварних з'єднань, виконаних за допомогою деталей із закладними нагрівальними елементами, має відповідати таким вимогам:

труби за межами з'єднувальної деталі повинні мати сліди механічної обробки (зачищення);

індикатори зварювання деталей повинні перебувати у висунутому положенні;

кут зламу зварених труб або труби та з'єднувальної деталі не повинен перевищувати 5 град.;

поверхня деталей не повинна мати слідів температурної деформації або згорілого поліетилену;

по периметру деталі не повинно бути слідів розплаву поліетилену, що виник у процесі зварювання.

3.1.5. Критерії оцінки зовнішнього вигляду з'єднань, виконаних за допомогою сідельних відводів із закладними нагрівальними елементами, наведено у таблиці 2 цього додатка.

Критерії оцінки зовнішнього вигляду з'єднань, виконаних за допомогою муфт, трійників, відводів і переходів із закладними нагрівальними елементами, наведені у таблиці 3 цього додатка.

Результати контролювання зовнішнього вигляду зварних з'єднань, виконаних за допомогою деталей із закладними нагрівальними елементами, вважають позитивними, якщо вони відповідають вимогам підпункту 3.1.4 пункту 3.1 розділу III цього додатка і критеріям оцінки дефектів, наведеним у розділі IV цього додатка.

3.1.6. Зварні з'єднання, забраковані при візуальному огляді і вимірах, виправленню не підлягають і повинні бути замінені на якісні.

3.2. Методика визначення зовнішнього вигляду й розмірів зварних з'єднань

3.2.1. Зовнішній вигляд зварних з'єднань визначають візуально без застосування збільшувальних приладів шляхом порівняння оцінюваного з'єднання з контрольним зразком, а також шляхом виміру зовнішнього зварювального ґрата з точністю (+- 0,1) мм.

Вимірювання проводять як мінімум у двох протилежних зонах по периметру ґрата.

3.2.2. Контроль ширини і висоти зовнішнього ґрата здійснюють штангенциркулем згідно з ГОСТ 166-89 "Штангенциркули. Технические условия". Допускається використання шаблонів із прохідним і непрохідним розмірами.

3.2.3. Для контролю симетричності валиків зовнішнього ґрата по ширині вимірюють за допомогою вимірювальної лупи. Потім розраховують відношення заміряних розмірів з округленням до цілого значення відсотка. Розрахунок симетричності валиків зовнішнього ґрата по висоті роблять аналогічно.

3.2.4. Для вимірювання зсуву кромок може використовуватися спеціальний шаблон. Схема вимірювання зсуву кромок і порядок розрахунку відношення (у відсотках) обмірюваного абсолютного значення зсуву кромок до номінальної товщини стінки труби виконують згідно з вимогами додатка Д ДБН В.2.5-41-2009 "Газопроводи з поліетиленових труб. Частина I. Проектування. Частина II. Будівництво".

1. Технічний стан розподільного сталевого наземного газопроводу (далі - наземний газопровід) оцінюють за критеріями, перелік яких наведено у розділі VII цього Порядку.

2. Оцінку герметичності наземного газопроводу виконують згідно з пунктом 6.1 глави 6 та таблицею 1 глави 6 Правил обстежень, оцінки технічного стану, паспортизації та проведення планово-запобіжних ремонтів газопроводів і споруд на них, затверджених наказом Державного комітету будівництва, архітектури та житлової політики України від 09.06.98 N 124, зареєстрованих в Міністерстві юстиції України 13.11.98 за N 723/3163 (далі - Правила обстежень).

3. Оцінку стану ізоляційного покриття наземного газопроводу виконують:

у разі наявності обвалування - згідно з пунктом 6.2 глави 6 та таблицями 2, 3 глави 6 Правил обстежень;

у разі відсутності обвалування - згідно з таблицею 1 цього додатка.

4. Оцінку стану металу труби наземного газопроводу виконують згідно з пунктом 6.3 глави 6 та таблицями 4, 5 глави 6 Правил обстежень.

5. Оцінку якості зварних стиків потрібно виконувати згідно з пунктом 6.4 глави 6 та таблицею 6 глави 6 Правил обстеження.

6. Оцінку корозійної небезпеки наземного газопроводу потрібно виконувати тільки у разі наявності обвалування згідно з пунктом 6.5 глави 6 та таблицею 8 глави 6 Правил обстеження.

7. Загальну оцінку (в балах) технічного стану наземного газопроводу визначають шляхом підсумовування оцінок, одержаних за такими показниками, як герметичність, стан ізоляційного покриття, стан металу труби, якість зварних швів, стан корозійної небезпеки відповідно до:

у разі наявності обвалування - таблиць 1, 3, 5, 6 та 8 глави 6 Правил обстежень;

у разі відсутності обвалування - таблиць 1, 5, 6 глави 6 Правил обстежень та таблиці 1 цього додатка.

1. Технічний стан розподільного сталевого надземного газопроводу (далі - надземний газопровід) оцінюють за критеріями, перелік яких наведено у розділі VII до цього Порядку.

2. Оцінку герметичності надземного газопроводу виконують згідно з пунктом 6.1 глави 6 та таблицею 1 глави 6 Правил обстежень, оцінки технічного стану, паспортизації та проведення планово-запобіжних ремонтів газопроводів і споруд на них, затверджених наказом Державного комітету будівництва, архітектури та житлової політики України від 09.06.98 N 124, зареєстрованих в Міністерстві юстиції України 13.11.98 за N 723/3163 (далі - Правила обстежень).

3. Оцінку стану захисного покриття (алюмінієвого, цинкового, лакофарбового, склоемалевого тощо) надземного газопроводу потрібно проводити згідно з таблицею 1 цього додатка.

4. Оцінку стану ізоляційного покриття надземного газопроводу в місцях виходу газопроводу із ґрунту потрібно виконувати згідно з таблицею 2 цього додатка (для кожного виходу із ґрунту).