Перелік робіт, що виконують під час технічного обстеження підземного газопроводу методом шурфування, та вимоги до їх виконання

1. Перед початком виконання технічного обстеження поверхню труби в шурфі очищають від землі і піску по всьому периметру труби (відстань між нижньою кромкою труби та ґрунтом повинна бути достатньою для можливості обстеження).

2. У шурфі перевіряють:

стан ізоляційного покриття газопроводу;

стан поверхні металу труби;

корозійний стан;

якість зварювальних стиків.

3. Послідовність перевірки ізоляційного покриття:

3.1. Перевірку типу та стану ізоляційного покриття здійснюють за такими показниками: тип покриття, товщина покриття, адгезія (прилипання ізоляції до труби), діелектрична суцільність (безперервність ізоляції). В окремих випадках вимірюють перехідний опір ізоляції.

Якщо стан ізоляційного покриття з полімерних стрічок, екструдованого поліетилену та інших полімерів задовільний, а саме: відсутні пошкодження поверхні - подряпини, проколи, забоїни, розшарування, що можуть спричинити корозію металу труби, відсутні пустоти (визначаються під час легкого постукування по поверхні ізоляційного покриття газопроводу твердим предметом, у разі наявності пустот між ізоляційним покриттям та трубою відчувається глухий звук), перевірку адгезії ізоляційного покриття до металу труби не проводять.

3.2. Послідовність перевірки ізоляційного покриття:

Візуально визначають:

матеріал ізоляційного покриття (бітум, поліетилен тощо);

стан зовнішньої поверхні ізоляції (гладка, зморшкувата, горбиста, обпливна, має продавленість зверху, знизу, з боків тощо);

наявність наскрізних пошкоджень ізоляційних покриттів (тріщин, пустот, проколів, порізів, пропусків ізоляції тощо).

3.3. Суцільність ізоляції і наявність сторонніх вкраплень (корені дерев, шматки цеглин, будівельне або побутове сміття тощо) визначають прощупувуванням (руками) і прослуховуванням (простукування ізоляційного покриття дерев'яною рукояткою молотка) по периметру і вздовж труби в шурфі.

3.4. Товщину захисного покриття газопроводу визначають методом неруйнівного контролю із застосуванням товщиномірів відповідно до вимог пункту 7.3 глави 7 ДСТУ Б В.2.5-29:2006.

3.5. Приладовим методом за допомогою адгезиметрів перевіряють ступінь адгезії. Для визначення адгезії бітумної ізоляції та плівкових полімерних матеріалів застосовують адгезиметри відповідних типів.

Дозволяється визначення адгезії бітумної ізоляції методом вирізання трикутника (рис. 1) під кутом 45° у двох напрямках. У місці надрізу ізоляцію піднімають ножем, щоб відокремити її від труби. Адгезія вважається задовільною, якщо вирізаний трикутник не відділяється, а при відриві на металевій поверхні труби залишаються сліди ізоляції.

Рис. 1. Перевірка ізоляції методом трикутника

3.6. За розшаруванням зразка, який обстежується, та його товщиною визначають тип ізоляції (нормальна, посилена, дуже посилена).

3.7. Перехідний опір ізоляційного покриття на діючих газопроводах у шурфах вимірюється за методом "мокрого контакту" ("мокрого рушника") або комірок з порожнистих циліндрів згідно з вимогами ДСТУ Б В.2.5-29:2006 (пункт 7.3 розділу 7 та додаток Н).

3.8. Після закінчення робіт з перевірки корозійного стану, стану ізоляції і металу труби в шурфі пошкоджена під час обстеження ділянка ізоляції повинна бути відновлена за відповідною технологією ремонту ізоляції.

4. Послідовність перевірки стану поверхні металу газопроводу:

4.1. Стан поверхні металу газопроводу перевіряють в шурфі на зачищеній ділянці газопроводу довжиною не менше ніж 0,5 м візуально по колу, нижню частину труби оглядають за допомогою дзеркала.

4.2. У разі наявності корозійних пошкоджень встановлюють ступінь корозії металу залежно від кількості каверн на одиницю поверхні та їх глибини. Глибину каверн вимірюють штангенциркулем або мікрометричним глибиноміром. Товщину стінки труби визначають з однієї сторони за допомогою ультразвукового товщиноміру.

5. Послідовність перевірки корозійного стану газопроводу:

5.1. Корозійний стан газопроводу потрібно визначати за корозійною агресивністю ґрунту, в якому прокладений газопровід, і за результатами небезпечної дії блукаючих струмів.

5.2. Корозійну агресивність ґрунту по відношенню до сталевих підземних газопроводів визначають за двома показниками:

питомим електричним опором ґрунту;

середньою щільністю катодного струму при зсуві потенціалу на 100 мВ в негативний бік відносно потенціалу корозії. Показники корозійної агресивності ґрунту відповідно до сталі наведено в таблиці 1 цього додатка.

Таблиця 1. Корозійна агресивність ґрунту щодо сталі

Корозійна агресивність ґрунту щодо сталі	Питомий електричний опір ґрунту, Ом•м	Середня щільність катодного струму, А/м2
Низька	більше 50	до 0,05
Середня	від 20 до 50	від 0,05 до 0,2
Висока	до 20	більше 0,2

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° C) 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.

 

Додаток 4 до Порядку технічного огляду, обстеження, оцінки та паспортизації технічного стану, здійснення запобіжних заходів для безаварійного експлуатування систем газопостачання