Обследование газопровода во вскрытом шурфе

1. Обследование газопровода во вскрытом шурфе

ОБСЛЕДОВАНИЕ
ГАЗОПРОВОДА
ВО ВСКРЫТОМ
ШУРФЕ

2. В соответствии с требованиями нормативных документов: пунктом 8.4.1 РД 153-39.4-091-01 «Инструкция по защите городских

подземных трубопроводов от коррозии»
и пунктом 6.4.7 ГОСТ 54983-2012 «Системы газораспределительные.
Сети газораспределения природного газа. Общие требования к
эксплуатации. Эксплуатационная документация»
Состояние изоляционных покрытий стальных подземных
газопроводов и значения параметров, характеризующих его
защитные свойства, наличие коррозии металла трубы должны
определяться во всех шурфах, отрываемых в процессе
эксплуатации.

3.

• Объем и порядок работ по обследованию стальных
подземных газопроводов в шурфе определен Руководством
по безопасности «Инструкция по техническому
диагностированию подземных стальных газопроводов»,
утвержденным приказом Федеральной службы по
экологическому, технологическому и атомному надзору от
06.02.2017 № 47

4. Работы по шурфовому диагностированию газопровода производятся с целью:

РАБОТЫ ПО ШУРФОВОМУ ДИАГНОСТИРОВАНИЮ
ГАЗОПРОВОДА ПРОИЗВОДЯТСЯ С ЦЕЛЬЮ:
• анализа дефектов и повреждений металла труб и
изоляционного покрытия, выявленных при обследовании
приборным методом с поверхности земли;
• определения фактических свойств изоляционного
покрытия и металла труб газопровода во всех шурфах,
вскрытых в процессе эксплуатации для определения
технического состояния газопровода и принятия решения
о необходимости проведения ремонтных работ или
реконструкции.

5.

Обследования газопровода в шурфе выполняются
подрядной организацией, имеющей разрешение на
проведение указанных работ, по договору.
Определение эффективности работы ЭЗУ и анализ
коррозионной агрессивности грунта (за исключением
случаев когда газопровод обследуется в рамках
проведения технической диагностики для целей ЭПБ)
производят специалисты Управления по защите
газопроводов от коррозии.

6. В плановом порядке шурфы необходимо предусматривать в местах, где в результате проведения работ по приборному обследованию с

поверхности земли выявлены:
• Негерметичность газопровода;
• Сквозное повреждение изоляционного покрытия;
• Зоны электрических и индустриальных помех;

7.

• Вскрытие шурфа должно производится с соблюдением
требований безопасности и охраны труда и «Правил
проведения земляных работ, установки временных
ограждений, размещения временных объектов в
городе Москве», утвержденных постановлением
Правительства Москвы от 19.05.2015 № 299-ПП

8.

9.

10. В СОСТАВ РАБОТ ПО ОЦЕНКЕ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ГАЗОПРОВОДА ВО ВСКРЫТЫХ ШУРФАХ ВХОДЯТ:

• проверка герметичности газопровода;
• определение состояния изоляционного покрытия;
• определение состояния поверхности металла и контроль
геометрических размеров трубы;
• определение физико-механических свойств металла трубы;
• определение состояния сварных соединений (при необходимости);
• определение эффективности работы ЭХЗ;
• определение коррозионной агрессивности грунта.

11. ПРОВЕРКА ГЕРМЕТИЧНОСТИ ВО ВСКРЫТОМ ШУРФЕ ПРОИЗВОДИТСЯ В ДВА ЭТАПА.

• На первом этапе (перед началом работ для обеспечения безопасных
условий их проведения) во вскрытом шурфе определяется
загазованность с применением газоанализаторов или течеискателей
(например ФП22, СГ-1Б и др.).
• На втором этапе с помощью течеискателей или обмыливанием
производится контроль герметичности по всей поверхности
газопровода в зоне шурфа, особенно при наличии мест с дефектами
изоляции, металла трубы и сварных стыков (сквозных повреждений,
вмятин, задиров, трещин и т.п.).

12. Определение состояния изоляционного покрытия во вскрытом шурфе, с целью установления типа и фактических свойств, а также

выявления повреждений
изоляционного покрытия, проводится
визуальным осмотром и инструментальными методами.
ВНИМАНИЕ: При производстве земляных работ по
раскопке шурфа необходимо исключить возможность
повреждения изоляционного покрытия механическим
способом.

13. ПРИ ВИЗУАЛЬНОМ ОСМОТРЕ ИЗОЛЯЦИОННОГО ПОКРЫТИЯ ИСПОЛЬЗУЮТСЯ ДАННЫЕ ПАСПОРТА ГАЗОПРОВОДА И УСТАНАВЛИВАЮТСЯ:

• тип и материал изоляции;
• внешний вид изоляционного покрытия;
• наличие на покрытии морщин, вспучиваний и
продавливаний;
• наличие и расположение сквозных повреждений.

14.

15. тип и материал изоляции

ТИП И МАТЕРИАЛ ИЗОЛЯЦИИ
В качестве основных материалов, применяемых для
защитных покрытий, используются :
• Материалы на битумно-мастичной основе (битумнобризольное покрытие) ;
• Полимерно-ленточные;
• Экструдированный полиэтилен.

16. При визуальном осмотре изоляционное покрытие может быть оценено:

ПРИ ВИЗУАЛЬНОМ ОСМОТРЕ ИЗОЛЯЦИОННОЕ
ПОКРЫТИЕ МОЖЕТ БЫТЬ ОЦЕНЕНО:
• Сплошным;
• С нарушенной сплошностью (наличие сквозных
повреждений);
• С наличием морщин, вспучиваний, продавливаний

17. ИНСТРУМЕНТАЛЬНЫМИ МЕТОДАМИ ОПРЕДЕЛЯЮТСЯ ФАКТИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ИЗОЛЯЦИОННОГО ПОКРЫТИЯ:

• толщина покрытия по периметру;
• величина электрического сопротивления;
• размеры и места расположения выявленных дефектов
и повреждений;
• адгезия изоляции к металлу;
• сплошность (с помощью искровых дефектоскопов при
необходимости).

18. Определение толщины покрытия

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТОЛЩИНЫ ПОКРЫТИЯ
Для защиты стальных подземных газопроводов
применяются покрытия усиленного типа (весьма
усиленного типа по ГОСТ 9.602-2005 до 01.06.2017).
Толщину защитных покрытий контролируют
приборным методом неразрушающего контроля с
применением толщиномеров и других измерительных
приборов.
Замеры производят в четырех точках по окружности
трубы через каждые три часа (90⁰)

19. ТРЕБОВАНИЯ К К ПОКРЫТИЯМ УСИЛЕННОГО ТИПА

В соответствии с требованиями ГОСТ 9.602-2016 установлена минимально
допустимая норма на толщину покрытия в зависимости от применяемого
материала.
Тип и материал
покрытия
Битумно-бризольное
( на основе битумных
мастик)
Толщина (мм) в зависимости от диаметра труб
До 150
150 - 250
7,5
500-800
800 и более
2,5
3,0
9,0
С применением
полимерных лент
Экструдированный
полиэтилен
250 - 500
1,8
2,0
2,2

20. ИЗМЕРЕНИЕ ВЕЛИЧИНЫ ПЕРЕХОДНОГО ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ ИЗОЛЯЦИОННОГО ПОКРЫТИЯ

Проводится с целью оценки защитной способности покрытия, согласно ГОСТ 9.602-2016 с
применением следующих средств контроля и вспомогательных устройств:
- тераомметр типов Е6-14, Е6-13А;
- дефектоскоп искровой типа Крона 1р или другой с аналогичными параметрами;
- источник постоянного тока с общим напряжением не менее 30 В;
- вольтметр высокоомный типа ЭВ-2234;
- миллиамперметр;
- резистор (реостат) любого типа;
- электрод-бандаж из оцинкованного стального листа толщиной 0,5 мм,
шириной 0,4 м;
- полотенце из хлопчатобумажной ткани размером не менее размера электрода-бандажа

21.

При измерении переходного электрического сопротивления покрытия на
действующих подземных газопроводах в местах шурфования , на
поверхность покрытия трубопровода, очищенную от грунта не менее чем на
0,8 м по его длине, по периметру накладывают тканевое полотенце,
смоченное 3%-ным раствором сернокислого натрия, на полотенце
накладывают металлический электрод-бандаж шириной не менее 0,4 м и
плотно стягивают его болтами или резиновыми лентами. Для исключения
влияния поверхностной утечки тока через загрязненную или увлажненную
поверхность изоляционного покрытия дополнительно по обе стороны
накладывают два экранирующих электрода-бандажа шириной не менее 0,05
м, так чтобы они не контактировали с грунтом. Далее подключают приборы
по схеме.

22. Схема измерения переходного электрического сопротивления изоляционного покрытия методом "мокрого контакта»

СХЕМА ИЗМЕРЕНИЯ ПЕРЕХОДНОГО ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ
ИЗОЛЯЦИОННОГО ПОКРЫТИЯ МЕТОДОМ "МОКРОГО КОНТАКТА»
1 - контакт с трубой; 2 - экранирующие кольцевые электроды-бандажи; 3 - кольцевой электрод-бандаж;
4 - тканевое полотенце; 5 - изоляционное покрытие трубы; 6 - стенка трубы; Е - источник постоянного
тока; R - потенциометр; V - высокоомный вольтметр; mА - миллиамперметр

23.

24. РЕЗУЛЬТАТ ИСПЫТАНИЯ

Предельно допустимое значение переходного
электрического сопротивления покрытия на
подземных трубопроводах, эксплуатируемых
длительное время, должно составлять не менее
400 Ом·м².

25. Определение размеров выявленных повреждений изоляционного покрытия

ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАЗМЕРОВ ВЫЯВЛЕННЫХ ПОВРЕЖДЕНИЙ
ИЗОЛЯЦИОННОГО ПОКРЫТИЯ
Определяется количество и площадь сквозных
повреждений изоляционного покрытия.

26.

27. Адгезия различных типов изоляционных покрытий к металлу трубы определяется способами, приведёнными в ГОСТ 9.602-2016, где

ИЗМЕРЕНИЕ ВЕЛИЧИНЫ АДГЕЗИИ
АДГЕЗИЯ – ЭТО СИЛА СЦЕПЛЕНИЯ (ПРИЛИПАНИЯ) ИЗОЛЯЦИОННОГО ПОКРЫТИЯ
К ПОВЕРХНОСТИ ГАЗОПРОВОДА.
Адгезия различных типов изоляционных покрытий к металлу трубы
определяется способами, приведёнными в ГОСТ 9.602-2016, где указаны
применяемые средства контроля, методики проведения и обработки
результатов измерений.
Адгезия определяется с помощью специальных приборов адгезиметров
и динамометров

28. Для измерения величины адгезии битумно-мастичных покрытий, на участке изоляции делаются надрезы в виде квадрата размером 10х10

мм, вокруг надреза снимают
изоляционное покрытие площадью примерно 30х35 мм для измерения усилия сдвига с
помощью адгезиметра .
1 – испытуемое защитное покрытие;
2 – расчищенная от изоляции площадка
3 – образец покрытия для здвига

29.

30. Существуют другие методы определения адгезии, описанные в приложении «К» ГОСТ 9.602-2016 За величину адгезии изоляционного

Существуют другие методы определения адгезии, описанные в
приложении «К» ГОСТ 9.602-2016
За величину адгезии изоляционного покрытия принимают среднее
арифметическое не менее трех измерений, выполненных на
расстоянии 0,5 м друг от друга.
Адгезию для каждого участка трубы оценивают как
удовлетворительную, если среднее значение адгезии больше или равно
нормируемому значению.

31. Минимально допустимые значения величины адгезии защитного покрытия

МИНИМАЛЬНО ДОПУСТИМЫЕ ЗНАЧЕНИЯ ВЕЛИЧИНЫ
АДГЕЗИИ ЗАЩИТНОГО ПОКРЫТИЯ
Тип и материал покрытия
Битумно-бризольное (на основе битумных мастик)
С применением полимерных лент
Экструдированный полиэтилен
Адгезия к стальной поверхности
трубы, не менее (кгс/см2)
5,0
1,5 – 2,0
3,5

32. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СОСТОЯНИЯ ПОВЕРХНОСТИ МЕТАЛЛА И КОНТРОЛЬ ГЕОМЕТРИЧЕСКИХ РАЗМЕРОВ ТРУБЫ ВО ВСКРЫТОМ ШУРФЕ ПРОИЗВОДИТСЯ ВИЗУАЛЬНО И

ПУТЁМ ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ.

33. ВизуальнЫЙ КОНТРОЛЬ СОСТОЯНИЯ МЕТАЛЛА ТРУБЫ

ВИЗУАЛЬНЫЙ КОНТРОЛЬ СОСТОЯНИЯ МЕТАЛЛА ТРУБЫ
Визуальный контроль проводится с целью:
• выявления коррозионных и механических
повреждений металла подземных газопроводов и
установленного на нем оборудования;
• определения места расположения обнаруженных
повреждений, их количество, наличие и вид коррозии.

34.

ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЙ КОНТРОЛЬ
В процессе измерительного контроля металла трубы в шурфе
выполняются следующие работы:
• измерение геометрических параметров трубы (наружный диаметр);
• определение фактической толщины стенки трубы;
• установление вида, расположения, площади и глубины
коррозионных и механических повреждений трубы;
• определение физико-механические свойств металла трубы;
• измерение геометрических параметров сварных соединений,
обнаружение дефектов сварных швов (при наличии);

35. Определение геометрических параметров трубы

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГЕОМЕТРИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ТРУБЫ
В результате измерений определяется наружный диаметр трубы;
Определяется овальность в %.
Предельно допустимое значение овальности трубы согласно
ГОСТ 8732-78 «Трубы стальные бесшовные горячедеформированные.
Сортамент», ГОСТ 10704-91 «Трубы стальные электросварные
прямошовные. Сортамент», ГОСТ 8696-74 «Трубы стальные
электросварные со спиральным швом общего назначения.
Технические условия» составляет 2%.

36.

37. Определение толщины стенки трубы

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТОЛЩИНЫ СТЕНКИ ТРУБЫ
Измерение толщины стенки трубы подземных газопроводов проводится
с целью определения фактической толщины трубы и количественных
характеристик утонения.
Для измерения толщины стенки трубы следует применять толщиномеры,
позволяющие производить измерения с точностью измерений 0,1 мм.
Измерение толщины стенки проводится в 4 точках, равномерно
распределенных по каждому кольцевому сечению трубы.

38. Схема проведения измерения толщины стенки

СХЕМА ПРОВЕДЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЯ ТОЛЩИНЫ СТЕНКИ

39.

40.

41. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВЕННЫХ ХАРАКТЕРИСТИК УТОНЕНИЯ СТЕНКИ ТРУБЫ

• По результату измерений толщины по каждому
сечению определяется минимальное значение
толщины стенки трубы.
• Путем расчета определяется процент утонения стенки
трубы по отношению к номинальному значению.
• Предельно допустимое значение утонения стенки
трубы - не более 15 %

42. ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЙ КОНТРОЛЬ обнаруженных КОРРОЗИОННЫХ И МЕХАНИЧЕСКИХ повреждений.

ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЙ КОНТРОЛЬ ОБНАРУЖЕННЫХ
КОРРОЗИОННЫХ И МЕХАНИЧЕСКИХ ПОВРЕЖДЕНИЙ.
При обнаружении, в результате визуального осмотра,
коррозионных и механических повреждений
определяется вид, место их расположения, размер по
верхней кромке и глубина

43.

44.

45.

46. ОСНОВНЫЕ Виды коррозиОННЫХ ПОВРЕЖДЕНИЙ

ОСНОВНЫЕ ВИДЫ КОРРОЗИОННЫХ ПОВРЕЖДЕНИЙ
• Сплошная или общая коррозия (поверхностная,
пятнистая, язвенная)
• Локальная коррозия ( поверхностная, язвенная,
точечная (питтинговая ), сквозная)

47. При обнаружении коррозионных повреждений глубиной 30% и более от исходной толщины стенки трубы зона обследования должна

охватывать весь повреждённый участок.
При выявлении коррозионных повреждений в обязательном
порядке производится ремонт газопровода.
При глубине коррозионного повреждения менее 30%,
проводится абразивная зачистка (до металлического блеска)
При глубине коррозионного повреждения более 30%,
производится вырезка поврежденного участка и врезка катушки.

48. Определение физико-механических свойств металла трубы в шурфе проводится с целью оценки их деградации (потери прочности),

ФИЗИКО-МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА МЕТАЛЛА ТРУБЫ
Определение физико-механических свойств металла трубы в шурфе
проводится с целью оценки их деградации (потери прочности), происходящей
при длительной эксплуатации.
Определение физико-механических свойств металла проводится путем
замеров значений твердости по Бринеллю переносным твердомером в
районе верхней образующей трубы. В каждой точке должно быть выполнено
по 5 измерений, для определения среднего значения твердости и расчета по
формулам предела прочности и предела текучести.
Полученные данные сравниваются со значениями твердости , предела
прочности и предела текучести, предусмотренными ГОСТ на трубы для сталей
марок Ст3, Ст20, 09Г2С в зависимости от сортамента.

49.

50.

51. Определение зон концентрации механических напряжений и ультразвуковой контроль зкн

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗОН КОНЦЕНТРАЦИИ МЕХАНИЧЕСКИХ
НАПРЯЖЕНИЙ И УЛЬТРАЗВУКОВОЙ КОНТРОЛЬ ЗКН
• Диагностика методом магнитной памяти металла (ММПМ) подземных газопроводов в
шурфе проводится с целью выявления мест коррозионных и деформационных
повреждений, а также мест повышенных напряжений.
• Диагностика ММПМ подземных газопроводов проводится путем измерения их
магнитных параметров перемещением блока датчиков по верхней образующей трубы
вдоль контролируемой поверхности газопровода или сварного шва.
• По ходу обследования выявляются зоны с изменениями магнитных параметров –
зоны концентрации напряжений (ЗКН).
• Участки подземных газопроводов с выявленными зонами концентрации напряжений
необходимо дополнительно обследовать ультразвуковым контролем с целью
выявления внутренних дефектов, определения их вида и размеров.

52.

53.

ПРОВЕРКА СОСТОЯНИЯ СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ ,
ОБНАРУЖЕННЫХ В ЗОНЕ ВСКРЫТОГО
Сварные соединения подлежат проверке:
• на герметичность (прибором или обмыливанием), под
рабочим давлением;
• методом ультразвукового контроля.
По результату обследования и выявления дефектов сварных
соединений, производится ремонт в соответствии с
требованиями нормативной документации

54.

Определение опасного влияния блуждающих токов,
эффективности работы ЭХЗ подземных газопроводов и
проведение анализа коррозионной агрессивности грунта по
отношению к металлу газопровода производится силами
Управления по защите газопроводов от коррозии.
Проводятся с целью оценки обеспеченности газопроводов
катодной поляризацией и оценки опасности возникновения и
развития коррозии.

55. Виды работ

ВИДЫ РАБОТ
• Определение опасного влияния блуждающих постоянного и
переменного токов и проверка эффективности ЭХЗ подземных
газопроводов путем проведения замеров потенциалов на
контрольных пунктах (КП), контактных устройствах (КУ),
перемычках трубопроводов (ПТ), газовом оборудовании
вводах в здания и других элементах трубопровода, доступных
для производства измерений при обходе трасс.
• Определение коррозионной агрессивности грунта вдоль
трассы газопроводов путем замеров удельного
электрического сопротивления грунта, измеренного в полевых
и лабораторных условиях.

56. Оформление результатов обследования газопровода в шурфе

ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ОБСЛЕДОВАНИЯ
ГАЗОПРОВОДА В ШУРФЕ
По результату проведенного технического обследования подземного
газопровода в шурфе, подрядная организация оформляет «Протокол
контроля технического состояния подземного газопровода в шурфе по
установленной форме (приложение на следующем слайде) и совместно
с представителями эксплуатационного Управления оформляется акт
обследования.

57. протокол

ПРОТОКОЛ

58. Оформление актов

ОФОРМЛЕНИЕ АКТОВ
• При проведении обследования линейной части газопроводов со сроком эксплуатации
до 40 лет оформляется Акт технического обследования газопровода по форме ЭГ- 4/1 ;
в случае обследования технического состояния на сооружениях и цокольных вводах
оформляется Акт технического обследования газопровода по форме ЭГ- 4/2 ;
• в случае проведения работ по обследованию линейной части подземных газопроводов,
со сроком эксплуатации более 40 лет, не попадающих в график проведения экспертизы
(технической диагностики), в том числе и подземной части газопроводов-вводов
(цокольных вводов) оформляется Акт проверки технического состояния газопровода
(диагностики в шурфе) по форме ЭГ- 4/3;
• в случае обнаружения сквозных коррозионных повреждений линейной части
газопровода оформляется Акт расследования коррозионного повреждения подземного
газопровода по форме ЭГ- 4/4.

59.

• В актах должны быть заполнены все предусмотренные формой пункты;
• Параметры, характеризующие состояние изоляционного покрытия и металла трубы,
указанные в акте должны соответствовать данным протокола контроля технического
состояния подземного газопровода;
• Акт проверки технического состояния газопровода по форме ЭГ- 4/3 оформляется
в 2 экземплярах и направляется в УЭГХ в установленные производственной
инструкцией № 22 «О порядке проведения обследования газопровода во вскрытом
шурфе» сроки. К одному экземпляру ( УЭГХ) прикладываются: протокол контроля
технического состояния подземного газопровода и эскиз с описанием выполненных
работ, где указываются: причина вскрытия шурфа, перечень выполненных
обследований, перечень работ по ремонту газопровода, ответственные лица и
исполнители.

60.

• ВНИМАНИЕ:
• ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ОБСЛЕДОВАНИЯ ВО ВСКРЫТОМ ШУРФЕ
(строительные шурфы, для обрезки и врезки, замена участка,
вырезка
гидрозатвора
и
т.д.)
НА
ГАЗОПРОВОДЕ,
ПОПАДАЮЩЕМ В ПЛАН ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ
ТЕКУЩЕГО И СЛЕДУЮЩИХ МЕСЯЦЕВ, НЕОБХОДИМО ВЫЗЫВАТЬ
СПЕЦИАЛИСТОВ ПОДРЯДНОЙ ОРГАНИЗАЦИИ, ВЫПОЛНЯЮЩИХ
РАБОТЫ ПО ЭКСПЕРТИЗЕ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ
СОГЛАСНО ДОГОВОРА, С ЦЕЛЬЮ ВКЛЮЧЕНИЯ ПОЛУЧЕННЫХ
ДАННЫХ О ТЕХНИЧЕСКОМ СОСТОЯНИИ ГАЗОПРОВОДА В
ЗАКЛЮЧЕНИЕ ЭПБ