На виконання постанови Кабінету Міністрів України від 5 травня 1997 р. N 409 "Про забезпечення надійності й безпечної експлуатації будівель, споруд та інженерних мереж"

1. Затвердити Правила обстежень, оцінки технічного стану, паспортизації та проведення планово-запобіжних ремонтів газопроводів і споруд на них, що додаються.

2. ВАТ Проектного та науково-дослідного інституту по газопостачанню, теплопостачанню та благоустрою міст і селищ України (А.В.Власюк) забезпечити доведення вказаних Правил на договірних засадах до власників газових мереж та споруд, спеціалізованих організацій, що виконують роботу з обстеження та паспортизації існуючих інженерних мереж та споруд до них, а також відповідних міністерств і відомств.

3. Контроль за виконанням цього наказу покласти на заступника Голови Держбуду України Г.М.Семчука.

1.1. Вимоги цих Правил повинні виконуватися при експлуатації газопроводів (підземних і надземних) і споруд на них спеціалізованими підприємствами газових господарств (далі СПГГ) зі складу Державної холдингової компанії "Укргаз" (далі - ДАХК "Укргаз"), підприємствами і організаціями, незалежно від їх відомчої належності і форм власності, на балансі яких знаходяться газопроводи і споруди на них і які здійснюють їх експлуатацію. "Правила" містять основні вимоги до організації і проведення обстеження, а також оцінки технічного стану розподільчих газопроводів і споруд на них. В них указані особливості техніки обстеження, а також оцінки технічного стану елементів газопроводів і споруд на них, оформлення документа перевірки технічного стану газопроводів і споруд на них, порядок заповнення і ведення паспортів технічного стану газопроводів.

1.2. Технічний стан розподільчих газопроводів і споруд на них є основним показником, який характеризує безпечну і надійну їх експлуатацію, тому особливо важливим є визначення технічного стану розподільчих газопроводів, строк амортизації яких закінчився, і які включені в план капітального ремонту, а також тих, на яких були витоки газу, розриви зварних з'єднань, наскрізні корозійні пошкодження, а також тих, які експлуатуються з тривалою перервою роботи електрозахисних установок.

1.3. Планово-запобіжний ремонт газопроводів і споруд на них є сукупністю організаційно-технічних заходів з нагляду і обслуговування газопроводів і споруд на них та всіх видів ремонтів, які здійснюються за попередньо складеним планом з метою запобігання зношенню та попередження аварій, а також забезпечення безперебійного подавання газу споживачам.

1.4. Міжремонтні строки, вказані в Правилах, не розповсюджуються на газопроводи і споруди в районах з сейсмічністю 7 балів і вище та на територіях, які підпадають під уплив зсувів і осідання грунтів внаслідок гірничих робіт.

1.5. Технічне обслуговування і планові ремонти внутрішніх газопроводів проводяться згідно з Положенням про порядок технічного обслуговування внутрішньобудинкових систем газопостачання житлових будинків, громадських будівель, підприємств побутового та комунального призначення, затвердженим наказом ДАХП "Укргаз" від 30 липня 1997 р. N 35, яке зареєстровано в Міністерстві юстиції України 2 жовтня 1997 р. за N 451/2255.

1.6. Терміни та визначення

Система газопостачання

Газопроводи і споруди на них (газорегуляторні пункти, колодязі, контрольні та контрольно-вимірювальні пункти, переходи через природні та штучні перешкоди), установки електрохімічного захисту від корозії, газифіковані житлові та громадські будинки, промислові, сільськогосподарські й інші підприємства.

Розподільчі газопроводи

Зовнішні газопроводи, які забезпечують подавання газу від джерел газопостачання (газопроводи високого і середнього тиску) до населених пунктів, до ГРП населених пунктів, промислових підприємств, котелень, сільськогосподарських підприємств, комунальних об'єктів та інших споживачів газу, а також газопроводи низького тиску населених пунктів.

Надземний газопровід

Газопровід, прокладений на опорах, що окремо стоять, колонах, естакадах, етажерках, по стінах будівель.

Наземний газопровід

Газопровід, прокладений на поверхні землі - з обвалуванням або без обвалування.

Технічне обслуговування

Комплекс заходів щодо контролю за підтриманням роботоспроможного або справного стану газопроводів і споруд на них, що обумовлює огляд, догляд та періодичний ремонт.

Технічне обстеження, технічний огляд (надалі - ТО)

Періодичний обхід (огляд) з метою нагляду за станом газопроводів, їхньою герметичністю та станом обладнання і споруд на них, електрохімічного захисту, а також усунення дрібних несправностей, які виникли в процесі експлуатації.

Поточний ремонт

Ремонт, призначений для постійного підтримання роботоздатності систем газопостачання, усунення дефектів, виявлених при технічному обслуговуванні, після виконання яких гарантується справність і безаварійність газопроводів і споруд на них на наступний строк експлуатації.

Капітальний ремонт

Роботи з заміни ділянок газопроводів, які стали непридатними, зношених деталей, вузлів, конструкцій, а також роботи з ремонту основних конструкцій будівель та споруд систем газопостачання.

Аварія

Пошкодження, вихід із ладу та руйнування, що сталися з техногенних (конструктивних, виробничих, технологічних, експлуатаційних) або природних причин.

Пошкодження

Відхилення від первісного рівня якості елементів та конструкцій, яке виникає під час експлуатації або аварії.

2.1. Всі газопроводи і споруди на них, які перебувають в експлуатації, а також які з будь-якої причини тимчасово не експлуатуються, повинні, незалежно від відомчої належності і форм власності, строку експлуатації і інших показників, підлягати обстеженню з метою оцінки їх технічного стану, прийняття обгрунтованих рішень з забезпечення надійної та безпечної подальшої їх експлуатації.

2.2. Згідно з даним нормативним документом всі газопроводи слід оцінювати за показниками:

Для сталевих і поліетиленових газопроводів

Сталеві газопроводи:

(підземні і надземні)

герметичність газопроводів;

стан металу труб і якість зварних з'єднань;

стан захисного ізоляційного покриття (далі - ізоляційне покриття, ізоляція);

технічний стан надземних газопроводів;

стан будівельних конструкцій (підпори, кріплення, компенсатори й т.ін.);

стан пофарбування та стан термоізоляції газопроводів зрідженого газу;

корозійний стан;

стан електрохімічного захисту.

Поліетиленові газопроводи:

стан ізолювального покриття сталевих вставок і з'єднань поліетиленових труб зі сталевими;

герметичність газопроводів;

механічні пошкодження труб і їх стикових з'єднань (проколи, зім'яття та ін.);

розриви зварних стиків труб;

тріщини (поперечні і повздовжні) в трубах;

нещільність в роз'ємних з'єднаннях поліетиленових труб зі сталевими.

Примітки: 1. При оцінці підземних газопроводів слід ураховувати геологічне розташування газопроводів (стан грунту, в якому знаходиться газопровід, глибина залягання), а також розташування газопроводів відносно інших інженерних мереж та споруд.

2. Оцінка стану підводних переходів проводиться:

берегової частини переходів - за тими самими показниками, як і для підземних газопроводів;

підводної частини переходів з позитивною та від'ємною плавучістю - за спеціальними показниками.

Споруди на газопроводах:

технічний стан установок електрохімічного захисту (дренажних, катодних, протекторних);

ефективність дії, спрацювань установок електрохімічного захисту;

стан конструктивних елементів газових колодязів;

технічний стан засувок, компенсаторів, гідрозатворів та інших сітьових пристроїв.

2.3. Види ТО

Обстеження поділяються на планові і позачергові, а з обсягом робіт, які виконуються - на повні (суцільні) і вибіркові. При повному обстеженні інженерній діагностиці підлягають усі елементи газопроводів і споруд на них.

За вибіркового обстеження діагностуються окремі елементи, пристрої і споруди на газопроводах.

Планові обстеження, як правило, призначаються повними.

Позачергові обстеження залежно від поставлених завдань призначаються суцільними або вибірковими.

2.4. Періодичність ТО:

2.4.1. Планові обстеження виконуються в обсягах і в терміни згідно з вимогами, які викладені в розділах 3 та 4, виконання яких має на меті забезпечити збереження газопроводів і споруд на них шляхом належного догляду за ними, своєчасного і якісного проведення їх ремонту, а також запобігання виникненню аварійних ситуацій. При цьому також ураховуються конкретні місцеві умови їх експлуатації (технічний стан, строки експлуатації, корозійні умови, наявність і ефективність засобів електрозахисту, сейсмічність, підпрацьовані території та ін. обставини).

2.4.2. Позачергові обстеження всіх або окремих газопроводів здійснюються їх власниками в таких випадках:

при виявленні ознак аварійного стану окремих ділянок газопроводів і споруд;

після виникнення надзвичайних ситуацій (стихійні лиха, аварії та ін.);

планування реконструкції системи газопостачання;

при відповідних постановах або розпорядженнях директивних органів.

Обсяг позачергових обстежень залежить від особливостей поставлених завдань і в кожному конкретному випадку визначається власником і представником організації, яка проводить обстеження.

2.5. Організація проведення обстежень

Власники газопроводів і споруд на них в випадках, вказаних в п.2.4, зобов'язані забезпечити їх обстеження.

Обстеження газопроводів і споруд на них, які експлуатуються спеціалізованими підприємствами газового господарства ДАХК "Укргаз", може виконуватися службами цих підприємств або шляхом залучення на договірних засадах спеціалізованої організації, яка має ліцензію на виконання спеціальних видів робіт з проектування, будівництва та експлуатації споруд і систем газопостачання.

Підприємства і організації, на балансі яких знаходяться газопроводи і споруди на них і які не мають спеціальних служб для виконання цих робіт, повинні залучати на договірних засадах спеціалізовані організації.

Для виконання обстеження газопроводів і споруд на них власник видає наказ (розпорядження) про створення спеціальної комісії з найбільш кваліфікованих фахівців, очолюваної технічним керівником підприємства. В наказі вказуються об'єкти, які підлягають обстеженню, види та терміни обстежень, особи, відповідальні за організацію технічного забезпечення робіт, а також забезпечення безпеки персоналу, який проводить обстеження.

2.6. Технічна документація, яка використовується при обстеженні

В процесі організації і проведення обстеження використовується технічна документація на газопровід, який обстежується, і на споруди на ньому в такому обсязі:

робочі креслення на будівництво газопроводу;

виконавча документація на закінчений будівництвом газопровід згідно з п.3 додатка 8 СНиП 3.05.02-88 "Газоснабжение", а також акт про прийняття закінченого будівництвом об'єкта (додаток 9 до СНиП 3.05.02-88);

технічна документація на цей газопровід з записами в паспорті про проведені ремонти за період його експлуатації, акти про корозійний стан, акти комплексного приладового обстеження і шурфового огляду, стану електрохімічного захисту та інші документи, які характеризують технічний стан газопроводу.

2.7. Відповідальність виконавців обстеження

Власник газопроводу при організації обстеження несе відповідальність за:

правильність призначення строків і видів обстеження;

повноту і достовірність наданої технічної документації;

своєчасне і якісне заповнення паспорта технічного стану газопроводу і споруд на ньому;

своєчасне і повне прийняття заходів з виконання висновків, які викладені в актах перевірки технічного стану газопроводу.

Спеціалізована організація, яка виконує обстеження газопроводів і споруд на них, несе відповідальність за якість і достовірність матеріалів обстеження та оцінки технічного стану обстежених газопроводів, обгрунтованість висновків і рекомендацій, викладених в актах перевірки технічного стану газопроводів.

3.1. Підготовчі роботи

3.1.1. Перед обстеженням члени комісії повинні докладно ознайомитись з чинною технічною документацією (п.2.6).

Стан газопроводу повинен визначатися використанням даних, накопичених при проведенні технічного обслуговування і нагляду за станом газопроводу в процесі експлуатації, ремонтних та аварійно-відбудовних робіт, потреба в яких виникла внаслідок механічних пошкоджень, низької первинної якості будівництва, незадовільної експлуатації, а також - використанням даних, записаних в експлуатаційних паспортах, актах профілактичних оглядів, даних служб електрозахисту про ефективність засобів електрохімзахисту та ін.

На основі аналізу вказаних даних складається план проведення обстеження газопроводу.

При складанні плану проведення обстеження слід звернути увагу на включення до нього робіт для одержання показників, які відсутні в чинній технічній документації, на підставі яких слід оцінювати технічний стан газопроводів і споруд на них.

3.2. Черговість проведення обстежень газопроводів

3.2.1. Черговість проведення обстежень газопроводів для визначення їх технічного стану, можливості подальшої експлуатації, потреби у проведенні капітального ремонту або заміни повинна установлюватися залежно від їх технічного стану, тиску газу, тривалості експлуатації, а також від конкретних місцевих умов: наявності грунтів, що здимаються, або підпрацьованих ділянок, рівня грунтових вод, наявності і ефективності засобів захисту та ін.

Першочергово повинне проводитися обстеження та оцінка технічного стану газопроводів, у яких закінчився амортизаційний строк експлуатації, аварійних газопроводів, газопроводів, які включені в план капітального ремонту.

Черговість обстеження і оцінки технічного стану: газопроводів, на яких були випадки витоків газу, розриви зварних з'єднань, наскрізні корозійні пошкодження; газопроводів, які експлуатувалися за тривалої перерви в роботі електрозахисних установок або за знижених величин потенціалів "газопровід-земля" - до значень, нижчих за номінально припустимі; газопроводів, збудованих з грубими порушеннями чинних норм (порушення відстані до будівель і споруд, невідповідність типу ізоляційного покриття, відсутність виконавчої технічної документації), проводити відповідно до додатка 1.

4.1. Основними критеріями, які визначають технічний стан сталевих газопроводів, є:

1. Стан металу труб і якість зварних з'єднань.

2. Стан і тип ізоляційного покриття.

3. Стан електрохімічного захисту (наявність на газопроводах анодних і знакозмінних зон).

4. Герметичність газопроводу.

Критеріями, які визначають технічний стан газопроводів із поліетиленових труб, є:

1. Розриви зварних стиків труб.

2. Тріщини (поперечні і повздовжні) в трубах.

3. Нещільність в роз'ємних з'єднаннях поліетиленових труб з сталевими.

4. Герметичність газопроводів.

4.2. Крім указаних вище критеріїв, при оцінюванні технічного стану газопроводів необхідно також ураховувати такі фактори:

рік побудови газопроводу;

тиск газу в газопроводі;

наявність і ефективність електрохімзахисту;

технічний стан підпор, кріплень і компенсаторів надземних газопроводів.

4.3. Технічний стан газопроводу за кожним критерієм повинен оцінюватись за бальною системою згідно з вимогами, які викладені в розділі 6.

5.1. Оцінку технічного стану газопроводів слід установлювати такими методами:

статистичним, безпосереднього обстеження газопроводів з використанням сучасних приладів, суміщеним.

5.2. За статистичного методу оцінки використовуються і аналізуються всі дані про технічний стан газопроводів, нагромаджені з початку їх експлуатації. Цей метод можна застосовувати тільки за достатньої кількості наявних даних для оцінки технічного стану газопроводів та зразкового ведення технічної документації.

Якщо даних за період експлуатації газопроводів недостатньо, то газопроводи слід додатково обстежувати за потрібними показниками згідно з вимогами, які викладені в розділі 6.

5.3. Метод безпосереднього обстеження застосовується в усіх випадках, коли дані про технічний стан газопроводів викликають сумнів або їх недостатньо.

Безпосереднє обстеження газопроводів з використанням сучасних приладів і розкриттям газопроводів повинно проводитись згідно з вимогами, які викладені в розділі 6.

5.4. За сумісного методу оцінки технічного стану газопроводів використовуються як нагромаджені в процесі експлуатації дані про технічний стан газопроводів, так і дані, отримані при безпосередньому обстеженні газопроводів.

5.5. Технічний стан поліетиленових газопроводів, їхніх з'єднань і ізоляційного покриття сталевих вставок визначається шурфовим методом огляду.

Шурфовий метод огляду газопроводів уживається в місцях з'єднання поліетиленових труб зі сталевими і сталевих вставок на поліетиленових газопроводах.

На 1 км розподільчого газопроводу перевіряється не менше одного з'єднання.

Герметичність газопроводів із поліетиленових труб перевіряється приладовим методом.

6.1. Оцінка герметичності газопроводів

6.1.1. Перевірка герметичності газопроводів повинна виконуватися згідно з Правилами безпеки систем газопостачання України, затвердженими наказом Держнаглядохоронпраці України 01.10.97 N 254, зареєстрованими Міністерством юстиції України 15.05.98 за N 318/2758.

6.1.2. Перевірку герметичності газопроводів належить здійснювати за допомогою високочутливих газоіндикаторів з чутливістю не менше 0,001% ("Універсал", "Варіотек", ГІВ-05, лазерні прилади тощо).

При можливості відключення газопроводу від мережі допускається проведення перевірки герметичності опресуванням повітрям згідно з вимогами СНиП 3.05.02-88.

6.1.3. При визначенні стану герметичності газопроводів повинні враховуватися витоки газу, пов'язані з:

корозійними пошкодженнями металу труб;

розкриттям або розривом зварних стиків (сталевих або поліетиленових газопроводів), виявленим у період експлуатації, включаючи і заключне обстеження.

При цьому не повинні враховуватися витоки газу, викликані механічними пошкодженнями газопроводу під час будівельних або ремонтних робіт, які проводилися поблизу газопроводу, та ті, які мають епізодичний характер і не пов'язані з загальним погіршенням технічного стану газопроводу та витоками газу, які сталися за час експлуатації внаслідок нещільності і пошкодження в арматурі, компенсаторах, вузлах та деталях конденсатозбірників і інших спорудах на газопроводах, а також після виникнення надзвичайних ситуацій (стихійні лиха, зсуви грунтів, аварії і ін.).

Оцінка герметичності газопроводів проводиться відповідно до таблиці 1.

Оцінка стану герметичності газопроводу, який обстежується, визначається як середнє арифметичне значень оцінок, одержаних для кожної кілометрової ділянки, методом інтерполяції - у випадку, коли ділянки газопроводу не кратні 1 км.

У випадках, коли довжина ділянки менше 1 км, оцінка (в балах) визначається шляхом приведення кількості випадків витоків до довжини, рівної 1 км.

Наприклад, довжина перевірюваного газопроводу становить 700 м, на ньому виявлено один витік, отже, кількість витоків, приведених до довжини 1000 м, становить 1х1000:700 = 1,4, тобто цій величині в табл.1 відповідає оцінка 2 бали.

6.2. Оцінка антикорозійного ізоляційного покриття підземного газопроводу

6.2.1. Основними критеріями оцінки стану антикорозійного ізоляційного покриття газопроводу є кількість, розмір та характер пошкоджень.

Дефекти, залежно від характеру пошкоджень ізоляційного покриття, слід розрізняти за двома групами:

перша - дефекти, які сталися в період будівництва від механічних пошкоджень при транспортуванні і монтажу газопроводів або неякісному улаштуванні підготовки постелі під газопровід;

друга - дефекти, які сталися в процесі експлуатації внаслідок механічного і хімічного впливу грунту, грунтових та інших вод, а також дефекти, які пов'язані з порушенням технології при приготуванні і нанесенні ізоляційного покриття (відсутність адгезії внаслідок порушення технологічних режимів або неякісного очищення поверхні труби, порушення технології приготування мастики та ін.).

Дефекти першої групи, як правило, повністю ліквідуються при ремонті покриття й істотно не впливають на технічний стан ізоляційного покриття в цілому.

Дефекти другої групи більш небезпечні і, як правило, відновлення первісних властивостей покриття з цими дефектами неможливе.

Ділянки газопроводу з дефектами другої групи вимагають повної заміни ізоляційного покриття.

6.2.2. Оцінка стану ізоляційного покриття повинна провадитися в два етапи:

перший етап полягає у визначенні кількості пошкоджень ізоляційного покриття приладовим методом без розкриття газопроводів, а також при розкритті газопроводів у шурфах, траншеях та інше.

Надтрасове визначення стану ізоляційного захисного покриття здійснюється приладами АНПІ, ІПІГ, ІМП, високочутливим трасошукачем типу ВТР, ТПК тощо.

Залежно від кількості виявлених на кожних 100 м газопроводу місць пошкоджень ізоляції провадиться оцінка в балах стану ізоляційного покриття відповідно з таблицею 2.

Оцінка в цілому стану ізоляційного покриття газопроводу повинна проводитися згідно з таблицею 3.

В графі 1 проставляються номери стометрових ділянок газопроводу.

В графі 2 проставляються оцінки, визначені за табл.2 для кожної перевіреної стометрової ділянки.

Оцінка стану ізоляційного покриття газопроводу в цілому в балах визначається як середнє арифметичне значень оцінок, одержаних для стометрових ділянок газопроводу, за формулою:

де: а1, а2, а3, ...аn - оцінка в балах по кожній обстеженій ділянці;

n - кількість стометрових ділянок.

Результат проставляється в графі 3.

6.2.3. На другому етапі на ділянках, де приладовим методом контролю виявлені місця можливих пошкоджень ізолювального захисного покриття газопроводів, а також на ділянках газопроводу, де не виявлено пошкоджень захисного покриття і відсутні дані шурфових оглядів за період експлуатації, на кожних 500 м обстежуваного газопроводу слід вирити не менше одного контрольного шурфу довжиною 1,5 - 2 м. Шурфи відриваються також у місцях найбільшого пошкодження ізоляції, виявлених під час приладового обстеження. Коли при шурфовому огляді встановлено, що стан ізоляційного покриття в цілому добрий, а є тільки окремі незначні пошкодження (проколення, порізи), після ремонту яких захисні властивості, покриття відновлюються, то оцінку ізоляції газопроводу (а) слід підвищити на один бал.

Коли виявлені дефекти ізоляції - такі, як крихкість, осипуваність і відсутність адгезії покриття, то оцінка стану ізоляційного покриття (а) повинна бути знижена на один бал.

Ділянки газопроводу, які мають ізоляційні покриття з такими дефектами, підлягають переізолюванню. Загальна оцінка стану ізоляційного покриття газопроводу в цілому, з урахуванням результатів шурфових оглядів, проставляється в графі 4.

6.2.4. При оцінці стану ізоляційного захисного покриття визначають:

стан зовнішньої поверхні ізоляції (гладкість, зморщеність, горбкуватість, наявність продавлювань з боків, згори, знизу);

наявність наскрізних пошкоджень, здирів і пропусків ізоляції, тріщин, зморщок і порожнин та інше);

тип ізоляції (бітумна, полімерна, посилена, дуже посилена та ін.);

крихкість, тріщинуватість розшарування, розсипуваність ізоляції;

адгезія або липкість ізоляції;

перехідний опір ізоляції і визначення адгезії захисного покриття проводиться відповідно з ГОСТ 9.602-89*.

6.3. Оцінка стану металу труби

6.3.1. При визначенні стану металу труб для накопичення даних, перевірка його повинна проводитися в усіх шурфах, які вириваються в процесі експлуатації з метою проведення ремонту ізоляції або усунення витоків газу, а також при обстеженні газопроводу, яке провадиться з метою призначення його на ремонт або заміну.

Результати оглядів повинні відображатися в паспорті технічного стану газопроводу.

6.3.2. В актах огляду слід відображати ступінь корозії металу труби, який визначається у відповідності з таблицею 4.

Примітка. Гніздовими уразками вважають дві або більше уразок, відстань між якими становить не менше 10 діаметрів найменшої із уразок.

6.3.3. Для перевірки стану металу труби у відкритому шурфі слід старанно очистити від ізоляції ділянку труби довжиною не менше 0,5 м і оглянути поверхню металу труби; нижню частину труби рекомендується оглядати за допомогою дзеркала.

Слід мати на увазі, що місця виразкового ураження металу часто забиті продуктами корозії і виявлення їх можливе тільки за уважного оглядання і за умови вилучення продуктів корозії гострим інструментом.

Для вимірювання глибини уразок слід використовувати штангельциркуль або спіральний мікрометричний глибиномір.

При наявності суцільної корозії поверхні труби слід визначити товщину стінки труби.

6.3.4. Для визначення товщини стінки труби слід використовувати імпульсні або резонансні товщиноміри, які дозволяють провадити виміри товщини при односторонньому доступі.

Для цього можуть бути використані також товщиноміри типу Кварц-6, Кварц-14, УІТ-Т.10 і ін.

6.3.5. Якщо на поверхні труби при огляді, який проводився згідно з вимогами п.6.3.4, виявлена сильна або дуже сильна корозія (ступінь корозії треба визначати за таблицею 4), то слід провести додаткове обстеження газопроводу шляхом оглядання металу труби в двох шурфах, які вириваються на кожних 500 м, і в місцях з найбільшими пошкодженнями ізоляційного покриття, які були виявлені приладами.

При виявленні 5 місць з сильною і дуже сильною корозією, які розташовані на 70% довжини газопроводу, який оглядають, газопровід підлягає заміні.

Коли місця з такими пошкодженнями розташовані на довжині менше 70% довжини газопроводу, який оглядається, то заміні підлягають тільки ділянки газопроводу з указаними дефектами.

6.3.6. Загальна оцінка стану зовнішньої металевої поверхні газопроводу визначається в балах відповідно з таблицею 5.

Газопроводи, які одержали за станом металу труби оцінку в один бал, незалежно від загальної суми балів, одержаних за іншими критеріями, підлягають заміні.

6.4. Оцінка якості зварних стиків

6.4.1. Якість зварних стиків газопроводів визначається згідно з вимогами СНиП 3.05.02-88 "Газоснабжение" з урахуванням зміни 1, затвердженої наказом Держкоммістобудування України від 01.08.94 р. N 6.

Контроль якості зварних стиків на діючих газопроводах проводиться в випадках, якщо:

у процесі експлуатації на даному газопроводі спостерігалися випадки розкриття або розриву зварних стиків;

при останній перевірці газопроводу на герметичність установлено, що місцем витоку газу є неякісний зварний стик.

Якщо в процесі експлуатації на даному газопроводі розривів зварних стиків не відзначалося і не було зафіксовано витоків газу через них, то зварні стики визнаються придатними і перевірка їх не проводиться.

6.4.2. Перевірка якості зварних стиків повинна проводитись в суворо визначенній послідовності:

по обидва боки від кожного дефектного зварного стику перевіряється на одному суміжному зварному стику гама- або рентгенографією відповідно з вимогами СНиП 3.05.02-88;

якщо при просвічуванні цих зварних стиків був виявлений хоча б один неякісний стик, то необхідно додатково провести перевірку гама- або рентгенографією не менш як 5% всіх зварних стиків перевірюваного газопроводу; крім того, всі зварні стики цього газопроводу слід додатково перевірити на герметичність шляхом пробурення над кожним стиком свердловини глибиною не менше 0,7 глибини закладення газопроводу з перевіркою загазованості свердловини високочутливими газоіндикаторами ГІВ-0,5, "Варіотек" і іншими, чутливістю щонайбільше 0,001%.

При виявленні загазованості в свердловинах ці стики повинні бути перевірені гама- або рентгенографією. Якщо загазованості в зазначених свердловинах не виявлено, то стики визнаються придатними.

Оцінка якості зварних стиків визначається в балах відповідно до таблиці 6.

6.4.3. Якщо встановлено, що 50% і більше перевірених зварних стиків є дефектними, то проставляється оцінка в один бал (подальшу перевірку за іншими показниками, які характеризують технічний стан газопроводу, проводити не обов'язково, бо газопровід призначається на перекладування).

6.5. Оцінка корозійного стану газопроводів

6.5.1. Корозійний стан підземних газопроводів повинен визначатися:

за результатами перевірки стану ізоляційного покриття;

за наявністю анодних і знакозмінних зон, які викликані блукаючими струмами;

за наявністю захисних потенціалів на газопроводі;

за корозійною активністю грунту.

6.5.2. Для оцінки корозійної небезпеки газопроводів слід виявити:

ділянки газопроводів, які перебувають у зонах з корозійно-небезпечними грунтами;

ділянки газопроводів, які мають анодні і знакоперемінні потенціали, викликані блукаючими струмами;

зони впливу діючих електрозахисних установок, які захищають суміжні підземні споруди.

6.5.3. Корозійна активність грунтів, грунтових та інших вод повинна визначатися за ГОСТ 9.602-89*.

6.5.4. Для виявлення умов розповсюдження блукаючих струмів потрібно одержати дані про потенціали рейок і відсмоктувальних пунктів відносно землі, про різницю потенціалів між негативними шинами тягових підстанцій.

6.5.5. Визначення наявності блукаючих струмів на діючих газопроводах слід проводити за результатами вимірів, різниці потенціалів між газопроводом і землею.

Зміна різниці потенціалів за величиною і знаком або тільки за величиною вказує на наявність блукаючих струмів.

6.5.6. При вимірах електропотенціалів на газопроводах через контрольно-вимірювальні пункти, які обладнані сталевими електродами зрівнювання, необхідно, щоб уникнути помилок, проводити вибірковий контроль за вимірами з допомогою переносних мідносульфатних електродів порівняння.

При одержанні значних розбіжностей між результатами вимірів указаними електродами виміри електропотенціалів слід проводити тільки за допомогою мідносульфатних електродів, які повинні установлюватися в грунті поряд з контрольними провідниками.

6.5.7. Вимірювання різниці потенціалів між газопроводом і землею, а також величини і напрямків струмів у газопроводі і оброблення результатів вимірювання належить проводити згідно з ГОСТ 9.602-89*.

6.5.8. Наявність на газопроводах, за впливу на них зовнішньої поляризації анодних або знакоперемінних зон вказує, що в корозійному відношенні газопроводи небезпечні незалежно від величини різниці потенціалів "труба-земля" і корозійної активності грунтів.

6.5.9. Небезпечними щодо корозії є зони на газопроводах, де під упливом стікаючого струму електротранспорту, який працює на перемінному струмі, спостерігається зміщення різниці потенціалів між трубою та мідносульфатним електродом зрівняння в бік зменшення більше ніж 10 мВ в порівнянні зі стаціонарним потенціалом газопроводу.

6.5.10. При наявності на газопроводах електрокорозійно небезпечних зон слід уточнити:

зони дії електрозахисних установок, які захищають ці газопроводи (в тому числі і режими роботи електрозахисних установок);

шляхи витікання захисного струму.

Особливу увагу слід звернути на наявність електроізолювальних фланців на газопроводах тих об'єктів газопостачання, які мають безпосередній контакт із заземленим обладнанням та іншими спорудами (газорегуляторні пункти, котельні, житлові і громадські будівлі, які обладнані проточними газовими водонагрівачами і ін.).

6.5.11. Для орієнтовного підрахунку втрат захисного струму при відсутності електроізолювальних фланців на перелічених в п.6.5.10 об'єктах слід користуватися показниками з таблиці 7.

Якщо при орієнтовному підрахунку будуть одержані значні величини втрати електрозахисного струму, то необхідно перевірити втрати захисного струму безпосередніми вимірюваннями на вказаних в п.6.5.10 об'єктах.

6.5.12. Залежно від факторів, указаних в п.6.5.1, визначається обсяг ремонтних робіт і призначається вид ремонту. Особливу увагу слід звернути на можливість зменшення втрат захисного струму за рахунок електроізолювальних фланців, можливість переривання роботи електрозахисних установок, доцільність розташування додаткових електрозахисних установок або змін режимів їхньої роботи з метою повного використання потужності установок.

6.5.13. Загальну оцінку корозійної небезпеки для газопроводів треба проводити згідно з таблицею 8 за наявності на газопроводах анодних і знакоперемінних зон.

6.6. Визначення стану електрохімічного захисту газопроводів

6.6.1. Наявність або відсутність електрохімічного захисту (надалі - ЕХЗ) газопроводів визначається комплексно згідно з даними організації, яка експлуатує газопроводи, і результатами безпосереднього огляду газопроводу, який обстежується.

6.6.2. Якщо на газопроводі, який обстежується, електрохімічний захист відсутній, то оцінка А6 (п.6.7.1) приймається мінус один бал, а за наявності електрохімічного захисту оцінка А6 приймається як один бал.

6.7. Загальна оцінка технічного стану газопроводів

6.7.1. Загальна оцінка технічного стану газопроводу визначається за бальною системою шляхом підсумовування оцінок за кожним показником основних критеріїв згідно з пунктом 4.1:

де: Sт - загальна оцінка в балах;

А1 - кількість балів, які характеризують герметичність газопроводу (табл. 1);

А3 - кількість балів, які характеризують стан металу труби (табл. 5);

А4 - кількість балів, які характеризують якість зварних стиків (табл. 6);

А5 - кількість балів, які характеризують корозійну небезпеку;

А6 - кількість балів, при визначенні яких характеризується наявність або відсутність електрохімічного захисту (пп.6.6.2 і 6.6.3).

6.7.2. Газопроводи, які одержали загальну оцінку 10 балів і менше, підлягають заміні.

6.7.3. Газопроводи, які одержали загальну оцінку більше 10 балів, підлягають ремонту в черговості, яка залежить від кількості балів, у міру їх зростання.

7.1. Комісією за результатами обстеження і за даними про технічний стан газопроводів, які перебувають у експлуатації, повинні бути складені акти перевірки технічного стану газопроводів згідно з вимогами додатка 2 (надалі - акт), який затверджується керівником (власником) підприємства, і схема газопроводів з нанесенням на ній усіх виявлених дефектів з прив'язками.

В акті необхідно зафіксувати виявлені дефекти і дати висновок про можливість подальшої експлуатації газопроводів, необхідність проведення капітального ремонту, заміни газопроводів або окремих їхніх ділянок і термінів їх виконання.

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.

8.1. 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.

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.

10.1. 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.

11.1. 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.

12.1. 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.

13.1. 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.

14.1. 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.

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:

Б. Газопроводи з дуже посиленим ізоляційним покриттям, яке армовано бризолом або скловолокном, призначаються на обстеження