Контрольная опрессовка внутренних и наружных газопроводов: Какова норма контрольной опрессовки наружных газопроводов всех давлений?

Контрольная опрессовка (КО) — СтудИзба

Контрольная опрессовка (КО).

Информация: ПБ в ГХ п.6.25…6.31.

          Контрольная опрессовка – испытание ГП и газового оборудования низким давлением воздуха с целью обнаружения мельчайших утечек газа, т.е. проверка герметичности газового оборудования.

                                                                                                  КО проводится воздухом или инертным газом. Она проводится перед каждым пуском газа, после ремонта, с началом отопительного сезона, при первичном пуске газа в газопроводы или оборудование. Перерыва между пуском газа и КО быть не должно. Результат контрольной опрессовки записывается в НАРЯД-ДУПУСК.

                                                                                                  Наружные ГП всех давлений подлежат КО давлением 0,02 МПа:

Люди также интересуются этой лекцией: Лекция 1.

                                                                                                  0,02 МПа = 0,2 кгс/см

´(10000) = 2000 мм вд. ст.

                                                                                                  Падение давления не должно превышать 10 даПа (или 10 мм вд. ст.) за 1 час.

                                                                                                  КО внутренних газопроводов промышленных и сельскохозяйственных производств, котельных, ГРП, ГРУ должно проводиться давлением 0,01 Мпа (1000 мм вд. ст.). Падение давления не должно превышать 60 даПа (60 мм вд. ст.) за 1 час.

                                                                                                  КО внутренних газопроводов и газового оборудования общественных, жилых зданий, административных, должна проводиться давлением 500 даПа (500 мм вд. ст.). Падение давления не должно превышать 20 даПа (20 мм вд. ст.) за 1 час.

Опрессовка газопровода: правила и эксплуатационные нормы

Опрессовка газовой трубы – это один из ответственных этапов проверки трубопровода, прежде чем ввести его в эксплуатацию. Благодаря этой процедуре определяется герметичность коммуникации. Опрессовка газопровода проводится, непосредственно перед вводом его в эксплуатацию и при плановых проверках газовой системы.

Когда проводят опрессовку

Обязательность опрессовки перед началом выполнения пусконаладочного комплекса работ объясняется тем, что благодаря ей выявляются свечи сварочных швов и прочие дефекты, которые могут стать причиной разгерметизации трубы в дальнейшем. Если таковые имели место, приёмная комиссия должна выдать предписание на устранение выявленных неполадок. И лишь после всех регламентированных работ выполняется запуск газового объекта.

Опрессовка газопровода

Подготовительные работы перед опрессовкой

Действия, которые необходимо выполнить перед началом контрольной опрессовки газовой трубы, производятся согласно с инструкциями по охране труда, разработанными по типовым положениям техники безопасности при выполнении газоопасных работ.

К подготовке относится:

Схема газопровода

• сверка фактической подземной прокладки коммуникации с трассировкой, обозначенной на схемах в проектной документации;
• выбираются места для подключения необходимых заглушек, контрольно-измерительных приборов и регуляторов;
• определяется точка подключения компрессорной установки.

Все задействованные, на этом мероприятии, инженеры и рабочие, обязаны быть повторно проинструктированы по охране труда и ознакомлены с порядком выполнения работ.

Основные нормы и правила проведения газоопасных работ

Пневматическая опрессовка газопровода производиться согласно с регламентом, который предусмотрен в ГОСТ Р 54983 2012.

Контрольная опрессовка с помощью воздуха в присоединяемом участке трубы должна проводиться до того, как будет выполняться врезка его в действующий газопровод.

Правила проведения газоопасных работ

Контрольная проверка врезаемого участка трубы, как правило, совершается за счёт формирования избыточного давления воздуха, равного 100 кПа с удержанием его на протяжении 60 минут. Для контроля показателя давления должен применяться манометр с классом точности, не превышающим значения 0,6.

Показатель созданного избыточного давления в трубопроводе должен оставаться неизменным до окончания процедуры опрессовки и, сохраняться до подключения его к действующей распределительной коммуникации.

После того как были произведены работы по врезке участка трубы и оформлен акт сдачи объекта в эксплуатацию, через полгода должна проводиться повторная проверка на герметичность, согласно с требованиями свода правил СП 62.13330.2011.

Когда и для каких объектов газового хозяйства нужна контрольная опрессовка

Опрессовка воздухом или инертным газом проводится:

• для газорегуляторных пунктов (ГРП) и газорегуляторных установок (ГРУ) после того как они были смонтированы;
• для внутренних и наружных газопроводов, резервуаров, аппаратуры и оборудования перед подключением их к действующим коммуникациям;
• для труб и газового оборудования после ремонта или замены.

Схема проверки инертным газом

Когда показатель избыточного давления воздуха во врезаемом трубопроводе не ниже отметки 100 кПа, можно не выполнять контрольную опрессовку.

Контрольная проверка инертным газом или воздухом наружных коммуникаций осуществляется под давлением 20 кПа, притом что данное значение не должно упасть больше чем 0,1 кПа в течение часа. Этой процедуре должны подвергаться внутренние газовые трубы промышленных цехов, сельских предприятий, общественных зданий и котельных, а также аппаратура и оборудование ГРП и ГРУ, только под давлением 10 кПа, с допустимой потерей за час 0,6 кПа.

Контрольная проверка воздухом под давлением 30 кПа на протяжении 60 минут должна проводиться для ёмкостей со сжиженным газом. Проверка исправности считается пройденной, если показатели давления на манометрах не снизились.

Классификация газопроводов по давлению

Алгоритм выполнения работ

Осмотр и контрольная опрессовка воздухом или инертным газом является обязательными мероприятиями для всех газопроводов.

Порядок выполнения работ по пневматическому испытанию трубопровода.

Производится отключение участка газопровода, подлежащего испытаниям и проверкам:

Пневматическое испытанию трубопровода

• перекрывается вентиль высокого давления;
• закручивается кран трубопровода низкого давления;
• устанавливаются соответствующие заглушки.

Для исключения возможного разрыва фланцевого соединения, монтируются шунтирующие перемычки.

Газ выпускается посредством прорезиненного рукава либо свечи, которая может устанавливаться на стояке собирателя конденсата, в место, где при возможности можно его безопасно утилизировать на расстояние не ближе чем 10 метров от точки выпуска газовой смеси.

После продувки трубы, монтируются устройства для фиксации манометра и компрессорной станции. В случае когда участок трубы небольшой, применяется ручной насос. Производится контрольная проверка газопровода на герметичность. Необходимая величина давления воздуха обеспечивается с помощью продувочной трубы.

Результаты контрольной опрессовки газопровода

Положительный результат выполненной работы – это стабильное давление в участке газовой коммуникации. В таком случае бригада ремонтников должна снять шланги, соединяющие воздуховод с газопроводом. Во время этих действий нужно проконтролировать то, чтобы вся запорная арматура на подводе воздуха к газопроводу была перекрыта. Далее, устанавливаются заглушки на патрубках, подающих воздух в газопровод.

Снятие заглушек

В случае падения давления в коммуникации при пневматической опрессовке, результат её будет отрицательным, и запуск газопровода будет отложен на время пока не примутся соответствующие меры. Потребуется последующее обследование испытуемого участка на выявление несоответствий с дальнейшим их устранением. Затем, газопровод необходимо повторно проверить.

Результаты проведённой работы заносятся в специальный журнал и фиксируются в нарядах рабочей бригады. Перед тем как запустить систему, в ней должно оставаться воздушное давление.

Запуск газопровода и других объектов газового хозяйства разрешён только после успешного окончания необходимых испытаний и оформления актов выполненных работ.

На предприятиях с газовым обеспечением, кроме акта приёма-сдачи газовых объектов, должны быть в наличии такие документы, как:

• приказ о назначении ответственного за объекты газового хозяйства организации;
• инструкция по эксплуатации коммуникаций, оборудования и аппаратуры объектов газового хозяйства организации;
• инструкция по охране труда при эксплуатации и проведении ремонтных работ на газопроводах и газовом оборудовании.

Результаты контрольной опрессовки газопровода

В каких случаях пуск газа запрещён

Пуск газа запрещается в следующих случаях:

Запрет на пуск газа

• при визуальном осмотре были выявлены дефекты на трубах и оборудовании;
• фактическая прокладка трубопровода не соответствует, предусмотренной проектом, трассировке;
• газопровод не прошёл контрольную пневматическую опрессовку либо результаты проведённого испытания неудовлетворительные;
• нет квалифицированных специалистов и исполнителей с необходимыми допусками и разрешениями на производство газоопасных работ.

Основные положения по безопасности при пуске газа в систему

Процесс пуска газа

Процесс пуска газа нужно выполнять с небольшим расходом. Скорость подачи должна быть в пределах 15–25 м/с. Это необходимо, чтобы не допустить взрыва газовоздушной смеси от вероятного образования искр при трении металлических предметов с внутренней поверхностью газопроводов. Показатель давления в процессе заполнения не должен превышать 0,1 МПа.

Все работники, задействованные на газоопасных работах, обязаны быть одеты в защитные брезентовые костюмы, каски и резиновую диэлектрическую обувь, а также иметь при себе изолирующие противогазы, защитные очки и специальные рукавицы. К тому же у рабочей бригады должна быть аптечка, укомплектованная всеми необходимыми медикаментами для оказания первой помощи.

Место, где проводится опрессовка газопровода и другие работы по наряду должно ограждаться и оборудоваться, при необходимости, специальными постами с целью исключения нахождения посторонних людей в зоне высокого риска. Во время пуска газа в систему, запрещено курить, вести огневые работы и пользоваться открытым огнём.

Видео по теме: Опрессовка систем газоснабжения

контрольные работы по испытанию герметичности

Один из самых важных этапов в организации газификации частного дома – опрессовка газопровода, позволяющая убедиться, что система сделана правильно еще до ее подключения к основной газовой магистрали.

Контрольные испытания проводят представители газовой службы. Однако собственнику дома не помешает знать порядок и правила проведения работ, согласны? Информация поможет лучше понять особенности конструкции газопровода, своевременно выявить слабые места и возможные сбои в работе магистрали.

В статье подробно описан порядок проведения технической проверки, требования к документальному оформлению подключения газопровода и нюансы опрессовки частной газовой сети.

Содержание статьи:

Выполнение технической проверки

Контрольная опрессовка газовых сетей выполняется не только перед запуском новой ветки, но также и после ее ремонта. Плановую опрессовку выполняют перед тем, как ввести газопровод в эксплуатацию.

Эту же процедуру повторяют при плановых проверках состояния системы. В ходе ее проведения можно обнаружить дефекты, которые уже имелись в трубах и огрехи, допущенные при выполнении сварочных работ. Только после полного устранения всех недостатков допускается использование газовой системы.

Перед началом процедуры рекомендуется выполнить техническую проверку состояния газопровода. Существуют инструкции и приборы, позволяющие провести такое обследование с помощью технических средств.

Проверка осуществляется бригадой, два оператора исследуют и оценивают состояние изоляционного покрытия, еще один специалист фиксирует места возможного нарушения герметичности.

При этом необходимо обследовать не только трубы и арматуру, но также колодцы и газовые трубки, убедиться в отсутствии загазованности. Если выявлена хотя бы малейшая утечка, состояние конструкции объявляют аварийным и немедленно приступают к устранению проблемы.

Операторы, которые проводят обследование труб магистрали, должны соблюдать определенные правила безопасности:

• проверяющим следует надевать специальные жилеты, особенно при работе рядом с автомагистралями;
• плановые проверки рядом с дорогами осуществляют в периоды, когда интенсивность движения минимальная;
• если обнаружено разрушение изоляционного слоя, поврежденное место следует сразу же осмотреть, обратив внимание не только на состояние изоляции, но и на целостность газовой трубы.

Для подробного обследования может понадобиться рытье шурфа. В некоторых местах из-за наличия инфраструктуры использование исследовательской техники может быть затруднено. В такой ситуации создание шурфа понадобится обязательно, чтобы убедиться в целостности изоляционного покрытия или для выявления мест его разрушения.

Перед началом опрессовки необходимо выполнить проверку состояния газопровода и оборудования с помощью технических средств, чтобы предварительно выявить места возможных повреждений

Еще один способ исследования состояния газопровода – бурение скважины. В такое отверстие вводят приборы, которые анализируют состояние воздуха и позволяют выявить возможную утечку газа.

Во время проведения такого рода процедур следует помнить, что использование открытого огня ближе, чем на расстоянии в три метра от заполненных газом коммуникаций, недопустимо.

Подготовительные работы и мероприятия

Опрессовка участка газовой сети считается наиболее технологичным методом выявления недостатков конструкции. Перед началом этой процедуры необходимо выполнить подготовительные мероприятия. Это требуется в соответствии с требованиями техники безопасности.

Перед тем, как приступить к опрессовке газовой системы, ответственный за выполнение работ должен изучить техническую документацию и сверить ее с фактическим расположением газопровода (+)

Сначала следует подробно изучить техническую документацию, относящуюся к обследуемому объекту.

На основании этой информации определяется место расположения таких элементов, как:

• заглушка;
• набор контрольно-измерительных приборов;
• набор специальных датчиков;
• компрессор.

С сотрудниками, выполняющими работы по опрессовке, проводится обсуждение регламента предстоящих процедур, а также инструктаж по соблюдению необходимых правил безопасности. Проведение всех контрольных мероприятий перед пуском новой газопроводной системы в эксплуатацию осуществляется сотрудниками местного газового хозяйства.

Основанием для выполнения опрессовки перед пуском нового газопровода является соответствующее заявление владельца частного дома или иного газифицируемого объекта. Все остальные работы по также выполняются работниками газовой службы.

Перед началом опрессовочных работ газовую систему сначала продувают струей воздуха под давлением, чтобы удалить из труб скопившиеся загрязнения

Опрессовочные работы следует проводить в присутствии сотрудников газового хозяйства, а также представителей предприятий, выполнявших монтажные работы по обустройству наружной и внутренней газовой сети.

У специалистов при этом должен быть исполнительный чертеж конструкции. Все мероприятия выполняются в соответствии с инструкцией по эксплуатации газопровода. Перед опрессовкой необходимо продуть газопровод воздухом, чтобы очистить его от возможных загрязнений.

Разрешение на пуск новой газовой сети может быть получено только после успешной опрессовки. Всей процедурой должен руководить только один человек, на которого возлагается ответственность за безопасное проведение работ. Этот специалист должен обладать соответствующей квалификацией.

За установку и снятие газовых заглушек ответственность обычно несёт мастер газового участка, а выполняют эти операции сотрудники с соответствующим допуском и квалификацией не ниже четвёртого разряда.

Ответственный за проведение опрессовочных работ специалист сначала выполняет сверку предоставленных исполнительных чертежей и фактическое расположение элементов сети, всех устройств и . Данные должны совпадать.

Затем выполняется контрольный осмотр газового оборудования, проверяется, насколько корректно работают .

После этого следует убедиться в том, что защитные устройства работают нормально, сигнализация правильно подключена, блокировка системы выполняется в соответствии с настройками. Также проверяется состояние и функционирование ПЗК котла, горелок и т.п.

Все операции по контрольной опрессовке газопровода должны быть оформлены путем выдачи допуска-наряда, который оформляется дополнительно. Такой документ может быть выдан только квалифицированным специалистам.

Контроль герметичности газопровода

Только после получения удовлетворительного результата по описанным выше процедурам можно приступать к выполнению опрессовочных работ. Для этого систему подключают к специальному компрессору и заполняют трубы воздухом под давлением. Затем конструкция обследуется на предмет выявления недостатков.

Для выполнения опрессовочных работ в систему нагнетают воздух. Если необходимый уровень давления удерживается в течение определенного времени, результат проверки можно считать положительным

Если недостатки выявлены, их устраняют, если же система полностью герметична, её подключают к общей газовой магистрали. В процессе подготовки придётся снимать и устанавливать специальные заглушки, поворотные элементы могут быть заменены резьбовыми соединениями.

В целом порядок проведения опрессовочных работ должен состоять из следующих операций:

1. Для отключения от магистрали участка, который будет подвергнут процедуре, нужно перекрыть вентиль высокого давления и кран сети низкого давления.
2. После этого вставляются заглушки.
3. При разрыве фланца используются шунтирующие перемычки.
4. Для стравливания имеющегося внутри системы газа необходимо использовать специальный рукав из прорезиненной ткани или выполнить эту операцию через свечу, которая обычно установлена на конденсатосборнике.
5. Газ сжигается, а если нет возможности сделать это безопасно, перемещается для безопасного хранения.
6. Теперь нужно установить переходники для присоединения манометров и компрессора.
7. Для опрессовки систем повышенной протяженности рекомендуется дополнительно использовать ручные насосы.

Обычно выполнение контрольной опрессовки производят под рабочим давлением 0,2 мПа. Рекомендуемый предел давления при этом составляет 10 даПа/ч. На некоторых производствах для опрессовки внутреннего газопровода рекомендуется использовать давление 0,1 мПа, а допустимый уровень падения показателя составляет 60 даПа/ч или менее.

Опрессовку газовых труб внутри дома производят по всей протяженности системы от вентиля на входе в дом, до подключения к потребителям газа, например, к котлу

На объектах непроизводственного назначения, в том числе и при обустройстве газопроводов в жилых помещениях, контрольную опрессовку выполняют под давлением 500 даПа/ч. Допустимое снижение давления в этих случаях составляет 20 даПа за пять минут. Резервуары, предназначенные для хранения сжиженного газа, опрессовывают при 0,3 МПа/ч.

Если остается стабильным в течение контрольного времени, то результат опрессовки считается положительным. Если такая ситуация достигнута, то специалисты снимают шланги, соединяющие систему с воздуховодом.

При этом необходимо проконтролировать состояние запорных коммуникаций, установленных на участке между воздуховодом и газопровода. После этого устанавливают заглушки на штуцерах.

Если же во время опрессовки достичь стабильных показателей давления в системе не удалось, результат процедуры считают отрицательным. В этом случае выполняют техническое обследование системы, чтобы выявить недостатки и устранить их. После этого процедуру повторяют, чтобы убедиться в качестве проведённых работ.

Для опрессовки рекомендуется использовать манометры с достаточно высокой степенью точности, чтобы получить корректные результаты во время проверки газопровода на герметичность

Только после того, как в системе установится стабильное давление, опрессовку можно считать завершенной. Если проверка состояния системы оказалась неудовлетворительной, разрешение на подключение к магистрали не будет выдано.

Причиной для отказа во вводе газопровода в эксплуатацию могут стать и нарушения, допущенные в ходе проведения опрессовки.

После того, как опрессовка завершена, давление внутри конструкции снижают до уровня атмосферного. Затем устанавливают необходимую арматуру и оборудование, после чего нужно еще 10 минут продержать систему под рабочим давлением. Для проверки герметичности в местах разъемных соединений на этом этапе используют мыльную эмульсию.

Для устранения выявленных дефектов, в соответствии с правилами, нужно сначала снизить давление в системе до атмосферного. Если после неудачной опрессовки были выполнены сварочные работы, следует проверить их качество физическими методами.

После выполнения опрессовочных работ выдается соответствующий акт, на основании которого специалисты газового хозяйства выполняют подключение к магистральному газопроводу

Процедуру регистрируют в журнале с оперативной документацией. По окончании проверки и опрессовки итоги работ отражаются в акте приема. Этот документ следует хранить вместе с другой технической документацией, относящейся к газопроводу. Кроме того, результаты опрессовки заносятся в строительный паспорт.

Пример опрессовки частного газопровода

В рабочей документации указан диаметр и особенности конструкции газопровода, в соответствии с которой подбираются фитинги необходимые для врезки контрольного оборудования. Расположенную под землей часть трубы обрезают таким образом, чтобы оставался некоторый запас.

После этого к трубе подключают компрессор и сначала продувают газопровод. Мощный поток воздуха выдувает из системы частички мусора, остатки воды и другое постороннее содержимое.

После этого нужно установить на концах газовой системы заглушки. На одном конце трубы, где имеется цокольный ввод, следует поставить специальный переходник, который позволяет присоединять к пластиковой конструкции металлическое оборудование.

Опрессовочные работы дают возможность убедиться в герметичности газопроводной системы и обеспечивают ее безаварийную работу в течение долгого времени

Здесь устанавливается манометр и кран. После того, как все необходимые устройства смонтированы, в систему подается воздух таким образом, чтобы внутри давление достигло нужного предела. Теперь нужно выдержать контрольное время, чтобы удостовериться, что давление остается стабильным. Показания манометра фиксируются.

Это самый простой вариант процедуры проверки частного газопровода на герметичность. Для выполнения подобных операций на коммуникациях высокого и среднего давления требуется использовать специальное высокоточное оборудование, и приглашать специалистов с соответствующей квалификацией.

Несколько значимых моментов

Давление воздуха в газовой системе должно сохраняться постоянным до момента подключения системы к магистральном газопроводу. Для опрессовки обычно используется воздух, но провести процедуру можно также с помощью инертного газа.

Если выполняется подключение газопровода на предприятии, процедура должна быть оформлена соответствующими документами, такими как акт приемки, приказ о назначении ответственного за процедуру лица, инструкция по эксплуатации сети и оборудования, инструкция по технике безопасности и т.п.

Газопровод, который подвергается опрессовке, в отдельных случаях считается целесообразным разбить на несколько участков, которые проверяют по отдельности. Для этого устанавливают специальные заглушки. Можно для этих же целей использовать линейную арматуру в сочетании с запорными устройствами.

Хотя порядок выполнения работ при опрессовке выглядит не слишком сложным, для выполнения всех необходимых процедур может понадобиться несколько дней

При этом необходимо соотнести тип выбранной арматуры и перепад давления, который для нее допустим. Если этот показатель оказался ниже, чем необходимо для испытаний, следует использовать заглушки.

Сеть в зданиях жилого фонда, а также в административных помещениях, котельных, бытовках и на других подобных объектах проверяется по всей протяженности: от запорного устройства на входе сети здание до места подключения к оборудованию, для работы которого используется газ.

Для выполнения работ по испытанию на герметичность газопроводов оптимальной считается точность манометров 0,15, хотя допускается использование устройств с точностью 0,4-0,6. Если испытание нужно проводить при давлении менее 0,01 МПа, рекомендуется использовать жидкостные устройства V-образного типа.

Часть газопровода, расположенную под землей, следует опрессовывать после того, как конструкции уложены в траншею и заспаны. Если полная засыпка считается по каким-то причинам нецелесообразной, то следует укрыть трубы слоем грунта не менее 20 см. Сварные соединения стальных коммуникаций следует тщательно заизолировать.

Опрессовку газовых труб, расположенных под землей, выполняют только после того, как траншея будет полностью засыпана, или если слой грунта составляет хотя бы 20 см

Перед началом опрессовки нужно подождать, пока воздух, находящийся внутри конструкции под испытательным давлением, приобретет такую же температуру, что и окружающий грунт.

Если необходимо проверить герметичность сети, проложенной в футлярах через преграды различного происхождения, то это нужно сделать трижды: непосредственно после сварки коммуникаций, после его укладки в футляр и полной засыпки грунтом, а также после того, как этот отрезок будет подключен к общей газопроводной системе.

Если после неудачной опрессовки газопровода выполнялась сварка металлических труб, то все места таких соединений следует проверить на герметичность с помощью мыльной эмульсии

Иногда от последнего этапа можно отказаться, если нет возражений со стороны эксплуатационного предприятия. Если же переход был выполнен с помощью наклонно-направленного бурения, или если сварные швы под переходом отсутствуют, можно проводить опрессовку этого участка уже после подключения к основному газопроводу.

Таким же образом выполняют опрессовку, если для  на участке перехода использовалось высокоточное автоматическое оборудование или система закладных нагревателей.

Дополнительные требования, особенности, способы и порядок врезки в газопровод описаны в статьях:

Выводы и полезное видео по теме

Подробная информация по проведению процедуры этого типа представлена здесь:

Опрессовка – необходимое мероприятие перед запуском газопроводной системы, а также после ее ремонта. Она должна быть выполнена в соответствии с инструкциями и требованиями, чтобы обеспечить достаточный уровень безопасности и надежности газопровода.

Есть, что дополнить, или возникли вопросы по теме опрессовки газопровода? Пожалуйста, оставляйте комментарии к публикации и участвуйте в обсуждениях. Форма для связи находится в нижнем блоке.

6. Газоопасные работы «ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ В ГАЗОВОМ ХОЗЯЙСТВЕ. ПБ 12-368-00» (утв. Постановлением Госгортехнадзора РФ от 26.05.2000 N 27)

отменен/утратил силу Редакция от

26.05.2000 Подробная информация

Наименование документ	«ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ В ГАЗОВОМ ХОЗЯЙСТВЕ. ПБ 12-368-00» (утв. Постановлением Госгортехнадзора РФ от 26.05.2000 N 27)
Вид документа	постановление, перечень, правила
Принявший орган	госгортехнадзор рф
Номер документа	27
Дата принятия	01.01.1970
Дата редакции	26.05.2000
Дата регистрации в Минюсте	01.01.1970
Статус	отменен/утратил силу
Публикация	М., Госгортехнадзор РФ, 2000
Навигатор	Примечания

6. Газоопасные работы

6.1. К газоопасным работам относятся:

6.1.1. Присоединение вновь построенных газопроводов к действующей газовой сети.

6.1.2. Пуск газа в газопроводы и другие объекты систем газоснабжения при вводе в эксплуатацию, после ремонта и их расконсервации, ввод в эксплуатацию ГНС, ГНП, АГЗС и резервуаров СУГ.

6.1.3. Техническое обслуживание и ремонт действующих внутренних и наружных газопроводов, газооборудования ГРП (ГРУ), газоиспользующих установок, оборудования насосно — компрессорных и наполнительных отделений, сливных эстакад ГНС, ГНП, АГЗС, резервуаров и цистерн СУГ.

6.1.4. Удаление закупорок, установка и снятие заглушек на действующих газопроводах, а также отсоединение от газопроводов или замена оборудования и отдельных узлов.

6.1.5. Отключение от действующей сети и продувка газопроводов, консервация и расконсервация газопроводов и оборудования сезонного действия.

6.1.6. Слив газа из железнодорожных и автомобильных цистерн, заполнение СУГ резервуаров на ГНС, ГНП, АГЗС и резервуарных установок, баллонов на ГНС, ГНП, автоцистерн, слив неиспарившихся остатков из баллонов и резервуаров или газа из переполненных баллонов.

6.1.7. Обход наружных газопроводов, ремонт, осмотр и проветривание колодцев, проверка и откачка конденсата из конденсатосборников.

6.1.8. Подготовка к техническому освидетельствованию резервуаров СУГ.

6.1.9. Раскопка грунта в местах утечек газа до их устранения.

6.1.10. Все виды ремонта, связанные с выполнением огневых и сварочных работ на действующих газопроводах, ГРП (ГРУ), ГНС, ГНП и АГЗС.

6.1.11. Заправка газобаллонных автомашин.

6.2. Газоопасные работы, перечисленные в п. 6.1 Правил, должны выполняться под руководством специалиста или руководителя, за исключением присоединения или отсоединения без применения сварки отдельных бытовых газовых приборов и аппаратов, ввода в эксплуатацию индивидуальных баллонных установок, проведения ремонтных работ без применения сварки и газовой резки на газопроводах низкого давления диаметром не более 50 мм, наполнение СУГ резервуаров и баллонов в процессе эксплуатации, обхода наружных газопроводов, ремонта, осмотра и проветривания колодцев, проверки и откачки конденсата из конденсатосборников, слива неиспарившихся остатков СУГ из резервуаров и баллонов, заправки газобаллонных автомашин, а также технического обслуживания внутренних газопроводов и газоиспользующих установок, в том числе ГНС, ГНП, АГЗС и установок СУГ.

Руководство указанными работами допускается поручать наиболее квалифицированному рабочему.

6.3. На проведение газоопасных работ выдается наряд — допуск, предусматривающий разработку и последующее осуществление комплекса мероприятий по подготовке и безопасному проведению этих работ, оформленный согласно Приложению 2.

6.4. В организации должен быть разработан и утвержден главным инженером (техническим директором) перечень газоопасных работ, в котором необходимо отметить работы, выполняемые без оформления наряда — допуска по утвержденным для каждого вида работ производственным инструкциям, обеспечивающим их безопасное проведение.

6.5. Газоопасные работы должны выполняться бригадой в составе не менее двух рабочих.

6.6. Ремонтные работы в колодцах, туннелях, траншеях и котлованах глубиной более 1 м, в коллекторах и внутри резервуаров должны производиться бригадой не менее чем из трех рабочих.

6.7. Ввод в эксплуатацию индивидуальных баллонных установок, техническое обслуживание газового оборудования (приборов и аппаратов) в административных, общественных и жилых зданиях могут выполняться одним рабочим.

6.8. Лица, имеющие право выдачи нарядов, определяются приказом по организации газового хозяйства или организации, осуществляющей эксплуатацию системы газоснабжения собственной газовой службой. Эти лица назначаются из числа руководящих работников и специалистов, сдавших экзамен в соответствии с требованиями настоящих Правил.

6.9. Периодически повторяющиеся газоопасные работы, выполняемые в аналогичных условиях, как правило, постоянным составом работающих, могут производиться без оформления наряда — допуска по утвержденным для каждого вида работ производственным инструкциям, обеспечивающим их безопасное проведение.

К таким работам относятся обход наружных газопроводов, ремонт, осмотр и проветривание колодцев; проверка и откачка конденсата из конденсатосборников; заправка газобаллонных автомашин, а также техническое обслуживание газопроводов и газового оборудования без отключения газа, техническое обслуживание запорной арматуры и компенсаторов, расположенных вне колодцев, повторный слив из железнодорожных и автомобильных цистерн, повторное наполнение сжиженными газами резервуаров; работы на промышленных печах и установках, являющиеся неотъемлемой частью технологического процесса.

Указанные работы должны регистрироваться в журнале учета работ.

6.10. Пуск газа в газовые сети городов и населенных пунктов, в газопроводы высокого давления; работы по присоединению газопроводов высокого и среднего давлений; ремонтные работы в ГРП (ГРУ), в производственной зоне ГНС, ГНП, АГЗС с применением сварки и газовой резки; ремонтные работы на газопроводах среднего и высокого давлений «под газом» с применением сварки и газовой резки; снижение и восстановление давления газа в газопроводах среднего и высокого давлений, связанные с отключением потребителей; отключение и последующее включение подачи газа в целом на производство; первичное заполнение резервуаров сжиженным газом на ГНС, АГЗС, ГНП; слив газа в резервуарные установки после перерыва в подаче газа производятся по специальному плану, утвержденному главным инженером эксплуатационной организации.

6.11. В плане указываются: последовательность проведения операций; расстановка людей; потребность в механизмах и приспособлениях; мероприятия, обеспечивающие максимальную безопасность; лица, ответственные за проведение каждой газоопасной работы и за общее руководство и координацию действий.

6.12. Каждому ответственному лицу выдается отдельный наряд — допуск на проведение газоопасной работы в соответствии с планом.

6.13. К плану и наряду — допуску прилагается исполнительный чертеж или выкопировка из него с указанием места и характера производимой работы. Перед началом газоопасных работ лицо, ответственное за их проведение, должно проверить соответствие исполнительного чертежа или выкопировки фактическому расположению объекта на месте.

6.14. Работы по локализации и ликвидации аварийных ситуаций производятся без наряда — допуска до устранения прямой угрозы жизни людей и повреждения материальных ценностей. После устранения угрозы работы по приведению газопроводов и газооборудования в технически исправное состояние должны производиться по наряду — допуску.

В случае, когда аварийная ситуация от начала до конца ликвидируется аварийной службой, составление наряда — допуска не требуется.

6.15. Наряды — допуски на газоопасные работы должны выдаваться заблаговременно для необходимой подготовки к работе. В наряде — допуске указываются срок его действия, время начала и окончания работы. При невозможности окончить ее в установленный срок наряд — допуск на газоопасные работы подлежит продлению лицом, выдавшим его.

Наряды — допуски должны регистрироваться в специальном журнале по форме согласно Приложению 3.

Ответственное лицо за проведение газоопасных работ, получая наряд — допуск и возвращая его по окончании работы, обязано расписываться в журнале.

6.16. Наряды — допуски должны храниться не менее одного года. Наряды — допуски, выдаваемые на первичный пуск газа, врезку в действующий газопровод, хранятся постоянно в исполнительно — технической документации на данный объект.

6.17. Если газоопасные работы, выполняемые по наряду — допуску, производятся в течение более одного дня, ответственный за их выполнение обязан ежедневно докладывать о положении дел лицу, выдавшему наряд — допуск.

6.18. Командированному персоналу наряды — допуски выдаются на весь срок командировки. Производство работ контролируется лицом, назначенным организацией, производящей работы.

6.19. Перед началом газоопасной работы ответственный за ее проведение обязан проинструктировать всех рабочих о необходимых мерах безопасности. После этого каждый рабочий, получивший инструктаж, должен расписаться в наряде — допуске.

6.20. В процессе проведения газоопасной работы все распоряжения должны даваться лицом, ответственным за работу. Другие должностные лица и руководители, присутствующие при проведении работы, могут давать указания рабочим только через ответственного за проведение данной работы.

6.21. Газоопасные работы должны выполняться, как правило, в дневное время. Работы по локализации и ликвидации аварийных ситуаций выполняются в любое время в присутствии и под непосредственным руководством специалиста или руководителя.

В городах северной климатической зоны газоопасные работы могут производиться независимо от времени суток.

6.22. Присоединение к действующим вновь построенных газопроводов и газопотребляющих объектов, не принятых приемочной комиссией, запрещается.

6.23. Перед пуском газа на объектах, принятых комиссией, но не введенных в эксплуатацию в течение 6 мес. со дня последнего испытания, должны быть проведены повторные испытания на герметичность газопроводов, проверена работа установок электрохимической защиты, состояние дымоотводящих и вентиляционных систем, комплектность и исправность газового оборудования, арматуры, средств измерений и автоматики.

6.24. Присоединение к действующим газопроводам вновь построенных газопроводов и объектов должно производиться только перед пуском газа в эти газопроводы или объекты.

6.25. Все газопроводы и газооборудование перед их присоединением к действующим газопроводам, а также после ремонта должны подвергаться внешнему осмотру и контрольной опрессовке бригадой, производящей пуск газа.

6.26. Контрольная опрессовка выполняется воздухом или инертными газами.

6.27. Наружные газопроводы всех давлений подлежат контрольной опрессовке давлением 0,02 МПа. Падение давления не должно превышать 10 даПа за 1 ч.

Если участки наружных газопроводов низкого давления отключены гидрозатворами, то контрольная опрессовка таких газопроводов может производиться давлением 400 даПа. Падение давления не должно превышать 5 даПа за 10 мин.

6.28. Контрольная опрессовка внутренних газопроводов промышленных и сельскохозяйственных производств, котельных, газопроводов к оборудованию производственного характера в общественных зданиях, а также оборудования и газопроводов ГРП (ГРУ), ГНС, ГНП и АГЗС должна производиться давлением 0,01 МПа. Падение давления не должно превышать 60 даПа за 1 ч.

6.29. Контрольная опрессовка внутренних газопроводов и газового оборудования административных, общественных и жилых зданий должна производиться давлением 500 даПа. Падение давления не должно превышать 20 даПа за 5 мин.

6.30. Резервуары СУГ, газопроводы обвязки резервуарных и групповых баллонных установок должны испытываться давлением 0,3 МПа в течение 1 ч. Результаты контрольной опрессовки считаются положительными при отсутствии видимого падения давления по образцовому манометру и утечек, определяемых с помощью мыльной эмульсии.

6.31. Результаты контрольной опрессовки должны записываться в нарядах — допусках на выполнение газоопасных работ.

6.32. Давление воздуха в присоединяемых газопроводах должно сохраняться до начала работ по их присоединению или пуску газа.

6.33. Если осмотренные и подвергшиеся контрольной опрессовке газопроводы не были заполнены газом, то при возобновлении работ по пуску газа они должны быть повторно осмотрены и опрессованы.

6.34. При ремонтных работах в загазованной среде должны применяться инструменты из цветного металла, исключающего возможность искрообразования. Рабочая часть инструментов из черного металла должна обильно смазываться солидолом или другой смазкой.

Применение в загазованной среде электрических инструментов, дающих искрение, запрещается.

6.35. Рабочие и специалисты, выполняющие газоопасную работу в колодце, резервуаре, в помещениях ГРП, ГНС, ГНП и АГЗС, должны быть в обуви без стальных подковок и гвоздей.

6.36. При выполнении газоопасных работ должны применяться переносные светильники во взрывозащищенном исполнении.

6.37. В колодцах, имеющих перекрытия, туннелях, коллекторах, технических подпольях, ГРП и на территории ГНС, АГЗС, ГНП не допускается проведение сварки и газовой резки на действующих газопроводах без отключения и продувки их воздухом или инертным газом. При отключении газопроводов после запорных устройств должны устанавливаться заглушки.

6.38. В газовых колодцах сварка и резка, а также замена арматуры компенсаторов и изолирующих фланцев допускается только после полного снятия перекрытий.

6.39. Перед началом сварки или газовой резки в колодцах, котлованах и коллекторах должна проводиться проверка воздуха на загазованность. Объемная доля газа в воздухе не должна превышать 20% от нижнего предела воспламеняемости. Пробы должны отбираться в наиболее плохо вентилируемых местах.

В течение всего времени проведения сварочных работ на газопроводах СУГ колодцы и котлованы должны вентилироваться путем нагнетания воздуха вентилятором или компрессором.

6.40. Газовая резка и сварка на действующих газопроводах допускается при давлении газа 40 — 200 даПа. Во время выполнения работы должен осуществляться постоянный контроль за давлением. При снижении давления ниже 40 даПа и повышении его свыше 200 даПа резку или сварку следует прекратить.

При использовании специального оборудования, обеспечивающего безопасность и качество работ, допускается производить присоединение газопроводов без снижения давления.

Для контроля за давлением в месте проведения работ должен устанавливаться манометр или использоваться манометр, размещенный на расстоянии не более 100 м от места проведения работ.

6.41. При производстве работ по установке дополнительного оборудования на действующих внутренних газопроводах сварку и резку следует производить на отключенных участках, которые должны быть продуты воздухом или инертным газом.

6.42. Снижение давления газа в действующем газопроводе при выполнении работ по присоединению к нему новых газопроводов должно производиться при помощи отключающих устройств или регуляторов давления. Во избежание повышения давления газа на этом участке газопровода следует использовать имеющиеся конденсатосборники, гидрозатворы, а при необходимости (до начала работ по присоединению) устанавливать сбросной трубопровод с отключающим устройством для сброса газа, который должен, по возможности, сжигаться.

6.43. Способ присоединения вновь построенного газопровода к действующему должен определяться эксплуатационной организацией газового хозяйства или организацией, выполняющей ее функции.

6.44. Проверка герметичности газопроводов, арматуры и приборов огнем запрещается.

6.45. Врезку газопроводов «под газом» без снижения следует производить по специальной инструкции, разрабатываемой эксплуатационной организацией газового хозяйства с учетом инструкции изготовителя оборудования для врезки и согласованной с территориальным органом Госгортехнадзора России.

6.46. Пребывание посторонних лиц, а также курение в местах проведения газоопасных работ и применение открытого огня запрещаются.

Котлованы и колодцы при проведении в них работ должны ограждаться. Котлованы должны иметь размеры, удобные для проведения работ и размещения необходимого инструмента, материалов и оборудования. Вблизи мест работ должны вывешиваться или выставляться предупредительные знаки.

6.47. При газовой резке или сварочных работах на действующих газопроводах во избежание большого пламени места выхода газа должны замазываться шамотной глиной с асбестовой крошкой.

6.48. Снятие заглушек, установленных на ответвлениях к потребителям, а также на вводах в отдельные здания, производится по указанию лица, руководящего работами по пуску газа, после визуального осмотра и опрессовки газопровода.

6.49. Пуск газа в газопроводы и газовое оборудование жилых домов — новостроек может производиться до заселения жильцов дома.

Газовые приборы и аппараты после окончания пусковых работ должны сдаваться на сохранность представителю жилищной эксплуатационной организации или владельцу. Квартиры с действующим газовым оборудованием должны заселяться после прохождения квартиросъемщиками инструктажа по безопасному пользованию газом.

6.50. Газопроводы при пуске газа должны продуваться газом до вытеснения всего воздуха. Окончание продувки определяется путем анализа или сжигания отбираемых проб.

Объемная доля кислорода в пробе газа не должна превышать 1% по объему, а сгорание газа должно происходить спокойно, без хлопков.

Газопроводы при освобождении от газа должны продуваться воздухом или инертным газом до полного вытеснения газа. Окончание продувки определяется анализом. Остаточная объемная доля газа в продувочном воздухе не должна превышать 20% от нижнего предела воспламеняемости.

При продувке газопроводов запрещается выпускать газовоздушную смесь в помещения, лестничные клетки, а также в вентиляционные и дымоотводящие системы.

Газовоздушная смесь при продувках газопроводов должна выпускаться в местах, где исключена возможность попадания ее в здания, а также воспламенения от источника огня.

6.51. Отключаемые при сносе зданий, демонтаже газового оборудования участки газопроводов должны отрезаться, освобождаться от газа и завариваться наглухо.

6.52. В загазованных колодцах, коллекторах и помещениях, а также вне помещений в загазованной атмосфере ремонтные работы с применением открытого огня (сварка, газовая резка) производить запрещено.

6.53. При внутреннем осмотре и ремонте котлы или другие газифицированные агрегаты должны отключаться от газопровода с помощью заглушек. Работа в топке котла или агрегата разрешается только после проветривания и проверки на загазованность.

6.54. Для спуска рабочих в колодцы, не имеющие скоб, котлованы, а также в резервуары должны применяться металлические лестницы с приспособлениями для их закрепления у края колодца, люка резервуара, а также резиновые «башмаки» (в случаях, если лестница опирается на основание) для предотвращения скольжения и искрения.

В колодцах и котлованах одновременно должно находиться не более двух человек, в спасательных поясах и противогазах. При этом на поверхности земли с наветренной стороны котлована (люка колодца, резервуара) должны быть два человека, которые обязаны держать концы веревок от спасательных поясов рабочих, находящихся внутри котлована, колодца или резервуара, и вести непрерывное наблюдение за ними и воздухозаборными патрубками шланговых противогазов, а также не допускать к месту работы посторонних лиц.

Работа в котловане в случаях возможного выхода газа должна производиться с применением шланговых противогазов.

6.55. Вскрытие и замена установленного на наружных и внутренних газопроводах оборудования (арматуры, фильтров, счетчиков и т.п.) должны производиться на отключенном участке газопровода.

На отключающих устройствах должны устанавливаться заглушки.

6.56. Заглушки, устанавливаемые на газопроводах, должны соответствовать максимальному давлению газа в газопроводе, иметь хвостовики, выступающие за пределы фланцев, и клеймо с указанием давления газа и диаметра газопровода.

6.57. Набивка сальников запорной арматуры, разборка резьбовых соединений конденсатосборников на наружных газопроводах среднего и высокого давлений допускается при давлении газа не более 0,1 МПа.

6.58. Замена прокладок фланцевых соединений на наружных газопроводах допускается при давлении газа в газопроводе 40 — 200 даПа.

6.59. Разборка фланцевых, резьбовых соединений и арматуры на внутренних газопроводах любого давления должна производиться на отключенном и заглушенном участке газопровода.

6.60. Смазка кранов внутридомового газового оборудования на газопроводах диаметром не более 50 мм при соблюдении мер безопасности в соответствии с требованиями «Положения о техническом обслуживании газового оборудования в жилых домах и общественных зданиях» допускается при давлении газа не более 300 даПа.

6.61. При ремонтных работах на газопроводах и оборудовании в загазованных помещениях должно обеспечиваться наблюдение за работающими и предотвращение внесения источников огня.

6.62. Перед началом ремонтных работ на подземных газопроводах, связанных с разъединением газопровода (замена задвижек, снятие и установка заглушек, прокладок и т.п.), необходимо отключить имеющуюся защиту от электрохимической коррозии и установить на разъединяемых участках газопровода перемычку (если нет стационарно установленных перемычек) с целью предотвращения искрообразования.

6.63. Устранение в газопроводах ледяных, смоляных, нафталиновых и других закупорок путем шуровки (металлическими шомполами), заливки растворителей или подачи пара разрешается при давлении газа в газопроводе не более 500 даПа.

Применение открытого огня для отогрева наружных полиэтиленовых, стальных санированных и внутренних газопроводов запрещается.

6.64. При устранении закупорок в газопроводах должны приниматься меры, максимально уменьшающие выход газа из газопровода. Работы должны проводиться в шланговых или кислородно — изолирующих противогазах. Выпуск газа в помещение запрещается.

6.65. При прочистке газопроводов потребители должны быть предупреждены о необходимости отключения газовых приборов до окончания работ.

6.66. Резьбовые и фланцевые соединения, которые разбирались для устранения закупорок в газопроводе, после сборки должны проверяться на герметичность мыльной эмульсией или с помощью высокочувствительных газоанализаторов (течеискателей).

6.67. Ответственным за наличие у рабочих средств индивидуальной защиты, их исправность и применение является руководитель работ, а при выполнении работ без технического руководства — лицо, выдавшее задание.

Наличие и исправность необходимых средств индивидуальной защиты определяются при выдаче наряда — допуска на газоопасные работы.

При организации работ руководитель обязан предусмотреть возможность быстрого вывода рабочих из опасной зоны.

6.68. Каждый, участвующий в газоопасных работах, должен иметь подготовленный к работе шланговый или кислородно — изолирующий противогаз.

Применение фильтрующих противогазов не допускается.

6.69. Разрешение на включение кислородно — изолирующих противогазов дает руководитель работ.

6.70. При работе в кислородно — изолирующем противогазе необходимо следить за остаточным давлением кислорода в баллоне противогаза, обеспечивающем возвращение работающего в незагазованную зону.

6.71. Продолжительность работы в противогазе без перерыва не должна превышать 30 мин.

Время работы в кислородно — изолирующем противогазе следует записывать в паспорт противогаза.

6.72. Воздухозаборные патрубки шланговых противогазов должны располагаться с наветренной стороны и закрепляться. При отсутствии принудительной подачи воздуха вентилятором длина шланга не должна превышать 15 м.

Шланг не должен иметь перегибов и защемлений.

6.73. Противогазы проверяют на герметичность перед выполнением работ.

Если в противогазе с зажатым концом гофрированной трубки дышать невозможно — противогаз исправен.

6.74. Спасательные пояса с кольцами для карабинов испытываются застегнутыми на обе пряжки с грузом массой 200 кг, в подвешенном состоянии в течение 5 мин. После снятия груза на поясе не должно быть следов повреждений.

6.75. Карабины испытываются нагрузкой массой 200 кг с открытым затвором в течение 5 мин. После снятия груза освобожденный затвор карабина должен встать на свое место.

6.76. Спасательные пояса должны иметь наплечные ремни с кольцом для крепления веревки на уровне лопаток (спины).

Применение поясов без наплечных ремней запрещается.

6.77. Спасательные веревки испытываются массой 200 кг в течение 15 мин. После снятия нагрузки на веревке в целом и на отдельных нитях не должно быть повреждений.

6.78. Испытания спасательных поясов с веревками и карабинов должны проводиться не реже 1 раза в 6 мес.

Результаты испытаний оформляются актом или записью в специальном журнале.

Перед выдачей поясов, карабинов и веревок должен производиться их наружный осмотр.

Каждый пояс и веревка должны иметь инвентарный номер.

Правила безопасности в газовом хозяйстве (54351)

---

6.14. Если газоопасные работы, выполняемые по наряду-допуску, проводятся в течение более одного дня, ответственный за их выполнение обязан ежедневно докладывать о ходе работ лицу, видавшему наряд-допуск на эту работу.

6.15. Командированному персоналу наряды-допуски на газоопасные работы выдаются на весь срок командировки. Производство работ контролируется лицом, назначенным организацией, проводящей работы.

6.16. Перед началом газоопасной работы ответственный за ее проведение обязан проинструктировать всех рабочих о необходимых мерах безопасности. После этого каждый рабочий, получивший инструктаж, должен расписаться в наряде-допуске.

6.17. В процессе проведения газоопасной работы все распоряжения должны выдаваться лицом, ответственным за работу. Другие должностные лица и руководители, присутствующие при проведении работы, могут давать указания рабочим только через ответственного за проведение данной работы.

6.18. Газоопасные работы должны выполняться, как правило, в дневное время. Работы по локализации и ликвидации аварий выполняются в любое время в присутствии и под непосредственным руководством специалиста или руководителя.

Примечание. В городах северной климатической зоны газоопасные работы могут проводиться в ночное время.

6.19. Присоединение к действующим вновь построенных газопроводов и газопотребляющих объектов, не принятых приемочной комиссией, запрещается.

6.20. Перед пуском газа на объектах, принятых комиссией, но не введенных в эксплуатацию в течение 6 месяцев со дня последних испытаний, должны быть проведены повторные испытания на герметичность газопроводов, проверена работа установок электрохимической защиты, состояние дымоотводящих и вентиляционных систем, комплектность и исправность газового оборудования, арматуры, средств измерений и автоматизации.

6.21. Присоединение к действующим газопроводам вновь построенных газопроводов и объектов должно производиться только при пуске газа в эти газопроводы или объекты.

6.22. Все газопроводы и газооборудование перед их присоединением к действующим газопроводам, а также после ремонта должны подвергаться внешнему осмотру и контрольной опрессовке бригадой, производящей пуск газа.

6.23. Контрольная опрессовка выполняется воздухом или инертными газами.

6.24. Наружные газопроводы всех давлений подлежат контрольной опрессовке давлением 0,02 МПа (2000 мм вод. ст.). Падение давления не должно превышать 10 даПа (10 мм вод. ст.) за 1 ч.

Примечание. Если участки наружных газопроводов низкого давления отключены гидрозатворами, то контрольная опрессовка таких газопроводов может проводиться давлением 400 даПа (400 мм вод. ст.). Падение давления не должно превышать 5 даПа (5 мм вод. ст.) за 10 мин.

6.25. Контрольная опрессовка внутренних газопроводов промышленных и сельскохозяйственных предприятий, котельных, предприятий бытового обслуживания населения производственного характера, а также оборудования и газопроводов ГРП (ГРУ), ГНС, ГНП и АГЗС должна производиться давлением 0,01 МПа (1000 мм вод. ст.). Падение давления не должно превышать 60 даПа (60 мм вод. ст.) за 1 ч.

6.26. Контрольная опрессовка внутренних газопроводов и газового оборудования предприятий бытового обслуживания населения непроизводственного характера, жилых домов и общественных зданий должна производиться давлением 500 даПа (500 мм вод. ст.). Падение давления не должно превышать 20 даПа (20 мм вод. ст.) за 5 мин.

6.27. Резервуары СУГ, газопроводы обвязки резервуарных и групповых баллонных установок должны испытываться давлением 0,3 МПа (3 кгс/см2) в течение 1 часа. Результаты контрольной опрессовки считаются положительными при отсутствии видимого падения давления по манометру и утечек, определяемых с помощью мыльной эмульсии.

6.28. Результаты контрольной опрессовки должны записываться в нарядах-допусках на выполнение газоопасных работ.

6.29. Давление воздуха в присоединяемых газопроводах должно сохраняться до начала работ по их присоединению или пуску газа.

6.30. Если осмотренные и подвергшиеся контрольной опрессовке газопроводы не были наполнены газом, то при возобновлении работ по пуску газа они должны быть повторно осмотрены и спрессованы.

6.31. При ремонтных работах в загазованной среде должны применяться инструменты из цветного металла, исключающего возможность искрообразования. Рабочая часть инструментов из черного металла должна обильно смазываться солидолом или другой смазкой.

Применение в загазованной среде электрических инструментов, дающих искрение, запрещается.

6.32. Рабочие и специалисты, выполняющие газоопасную работу в колодце, резервуаре, в помещениях ГРП, ГНС, ГНП и АГЗС, должны быть в обуви без стальных подковок и гвоздей.

6.33. При выполнении газоопасных работ должны применяться переносные светильники во взрывозащищенном исполнении.

6.34. В колодцах, имеющих перекрытия, туннелях, коллекторах, технических подпольях, ГРП и на территории ГНС, АГ3С и ГНП не допускается проведение сварки и газовой резки на действующих газопроводах без отключения и продувки их воздухом или инертным газом. При отключении газопроводов после запорных устройств должны устанавливаться заглушки.

6.35. В газовых колодцах сварка и резка, а также замена арматуры, компенсаторов и изолирующих фланцев допускаются только после полного снятия перекрытий.

6.36. Перед началом сварки или газовой резки в колодцах, котлованах и коллекторах должна проводиться проверка воздуха на загазованность. Объемная доля газа в воздухе не должна превышать 20 % нижнего предела воспламеняемости. Пробы должны отбираться в наиболее плохо вентилируемых местах.

В течение всего времени проведения сварочных работ на газопроводах СУГ колодцы и котлованы должны вентилироваться путем нагнетания воздуха вентилятором или компрессором.

6.37. Сварка или газовая резка на действующих газопроводах при присоединении к ним газопроводов и ремонте должны проводиться при давлении газа 40-200 даПа (40 — 200 мм вод. ст). Наличие указанного давления должно проверяться и течение всего времени выполнения работы. При снижении давления ниже 40 даПа (40 мм вод ст.) и повышения его свыше 200 даПа (200 мм вод. ст.) резку и сварку следует прекратить.

При использовании специальных приспособлений, обеспечивающих безопасность и качество выполнения работ, допускается производить присоединение газопроводов без снижения давления.

Для контроля за давлением в месте проведении работ должен устанавливаться манометр или использоваться манометр, размещенный на расстоянии не более 100 м от места проведения работ.

6.38. При производстве работ по установке дополнительного оборудования на действующих внутренних газопроводах сварку и резку следует производить на отключенных участках, которые должны быть продуты воздухом или инертным газом.

6.39. Снижение давления газа в действующем газопроводе при выполнении работ по присоединению к нему новых газопроводов должно производиться при помощи отключающих устройств или регуляторов давления.

Во избежание повышения давления газа на этом участке газопровода следует использовать имеющиеся конденсатосборники, гидрозатворы, а при необходимости (до начала работ по присоединению) устанавливать сбросной трубопровод с отключающим устройством для сброса газа, который должен, по возможности, сжигаться.

6.40. Способ присоединения газопровода к действующему газопроводу должен определяться предприятием газового хозяйства или организацией, выполняющей его функции.

6.41. Врезку газопроводов «под газом» следует производить по специальным инструкциям, разрабатываемым предприятиями газового хозяйства в соответствии с типовыми инструкциями.

6.42. Проверка герметичности газопроводов, арматуры и приборов огнем запрещается.

6.43. Пребывание посторонних лиц, а также курение в местах проведения газоопасных работ и применение источников открытого огня запрещаются.

Котлованы и колодцы при проведении в них работ должны ограждаться. Котлованы должны иметь размеры, удобные для проведения работ и размещения необходимого инструмента, материалов и оборудования. Вблизи места работ должны вывешиваться или выставляться предупредительные знаки.

6.44. При газовой резке или сварочных работах на действующих газопроводах, а также при выплавке свинца из раструбов чугунных газопроводов во избежание образования большого пламени места выхода газа должны замазываться шамотной глиной с асбестовой крошкой.

6.45. Удаление заглушек, установленных на ответвлениях к потребителям, а также на вводах в отдельные здания, производится по указанию лица, руководящего работами по пуску газа, после осмотра и опрессовки газопровода в соответствии с пп. 6.23-6.28 настоящих Правил.

6.46. Пуск газа в газопровод, если не проверены путем осмотра его целостность, исправность газового оборудования и не проведена контрольная опрессовка, запрещается.

6.47. Пуск газа в газопроводы и газовое оборудование жилых домов-новостроек в городах может производиться до заселения жильцов в дома.

Порядок пуска газа, принятие организационных и технических мер по обеспечению безопасности устанавливаются инструкцией предприятия газового хозяйства, согласованной с главой исполнительной власти на местах.

Газовые приборы и аппараты после окончания пусковых работ должны сдаваться на сохранность представителю жилищно-эксплуатационной организации.

Квартиры с действующим газовым оборудованием должны заселяться после прохождения квартиросъемщиками инструктажа в соответствии с п. 3.8.2 настоящих Правил.

6.48. Газопроводы при пуске газа должны продуваться газом до вытеснения всего воздуха. Окончание продувки определяется путем анализа или сжигания отбираемых проб.

Объемная доля кислорода в пробе газа не должна превышать 1 %, а сгорание газа должно происходить спокойно, без хлопков.

Газопроводы при освобождении от газа должны продуваться воздухом или инертным газом до полного вытеснения газа. Окончание продувки определяется анализом. Остаточная объемная доля газа в продувочном воздухе не должна превышать 20 % нижнего предела воспламеняемости газа.

При продувке газопроводов запрещается выпускать газовоздушную смесь в помещения, лестничные клетки, а также в дымоходы, вентиляционные каналы и т.п. Помещения, в которых ведется продувка газопроводов, должны проветриваться.

Газовоздушная смесь при продувках газопроводов должна выпускаться в местах, где исключена возможность попадания ее в здания, а также воспламенения от какого-либо источника огня.

6.49. Отключаемые при сносе зданий, демонтаже газового оборудования участки газопроводов должны отрезаться, освобождаться от газа и завариваться наглухо.

6.50. В загазованных колодцах, коллекторах и помещениях, а также вне помещений в загазованной атмосфере ремонтные работы должны производиться без применения открытого огня (сварка, газовая резка).

6.51. При внутреннем осмотре и ремонте котлы или другие газифицированные агрегаты должны отключаться от газопровода с помощью заглушек.

Работа в топке котла или агрегата разрешается только после ее проветривания и проверки на загазованность.

6.52. Для спуска рабочих в колодцы, не имеющие скоб, котлованы, а также в резервуары должны применяться металлические лестницы с приспособлением для их закрепления у края колодца, котлована, люка резервуара.

6.53. В колодцах и котлованах с неотключенным газопроводом разрешается одновременное нахождение не более двух человек, при этом работы должны выполняться ими в спасательных поясах, а в случае возможного выхода газа — в противогазах.

На поверхности земли с наветренной стороны, а также у люка резервуара должны быть два человека, которые обязаны держать концы веревок от спасательных поясов рабочих, находящихся внутри перечисленных сооружений, вести непрерывное наблюдение за ними и воздухозаборными патрубками шланговых противогазов, не допускать к месту работы посторонних лиц.

6.54. Вскрытие и замена установленного на наружных и внутренних газопроводах оборудования (арматуры, фильтров, счетчиков и т.д.) должны производиться на отключенном участке газопровода. На отключающих устройствах должны устанавливать заглушки.

6.55. Заглушки, устанавливаемые на газопроводах, должны соответствовать максимальному давлению газа в газопроводе. Они должны иметь хвостовики, выступающие за пределы фланцев. На хвостовиках заглушек должно быть выбито клеймо с указанием давления газа и диаметра газопровода.

6.56. Набивка сальников запорной арматуры, разборка резьбовых соединений конденсатосборников на наружных газопроводах среднего и высокого давлений допускаются при давлении газа не более 0,1 МПа (1 кгс/см2).

6.57. Замена прокладок фланцевых соединений на наружных газопроводах допускается при давлении газа в газопроводе 40-150 даПа (40-150 мм вод. ст.).

6.58. Разборка фланцевых резьбовых соединений и арматуры на внутренних газопроводах любого давления должна производиться на отключенном и заглушенном участке газопровода.

6.59. Смазка кранов внутридомового газового оборудования на газопроводах диаметром до 50 мм при соблюдении необходимых мер предосторожности допускается при давлении газа не более 300 даПа (300 мм вод. ст.)

6.60. При ремонтных работах на газопроводах и оборудовании в загазованных помещениях снаружи должен находиться человек, наблюдающий за работающими в помещении, который обязан также следить за тем, чтобы вблизи не было источников огня. Наружные двери загазованного помещения должны быть постоянно открыты.

6.61. Перед началом ремонтных работ на подземных газопроводах, связанных с разъединением газопровода (замена задвижек, снятие и установка заглушек, прокладок и т.п.), необходимо отключить имеющуюся электрозащиту и установить на разъединяемых участках газопровода перемычку (если нет стационарно установленных перемычек) с целью предотвращения искрообразования.

6.62. Устранение в газопроводах ледяных, смоляных нафталиновых и других закупорок путем шуровки (металлическими шомполами), заливки растворителей или подачи пара разрешается при давлении газа в газопроводе не более 500 даПа (500 мм вод. ст.). Применение открытого огня для отогрева газопроводов в помещениях запрещается.

Контрольная опрессовка, ее назначение, испытательное давление наружных газопроводов.

Все газопроводы и газовое оборудование перед их присоединением к действующим газопроводам, а также после ремонта должны подвергаться внешнему осмотру и контрольной опрессовке бригадой, производящей пуст газа.

Контрольная опрессовка выполняется воздухом или инертным газом.

Наружные газопроводы всех давлений подлежат контрольной опрессовке давлением 0,1

( 1 кгс/см) МПа. Падение давления не должно наблюдаться в течение 10 минут.

Контрольная опрессовка внутренних газопроводов промышленных и сельскохозяйственных предприятий, котельных, предприятий коммунально-бытового обслуживания населения производственного характера, а также оборудования газопроводов ГРП (ГРУ), ГНС, ГНП, АГЗС должна производиться двлением 0, 01 МПа (1000 мм.вод.ст.) Падение давления не должно превышать 10 даПа (10 мм вод. ст.) за 1 час.

Контрольная опрессовка внутренних газопроводов и газового оборудования жилых и общественных зданий должна производиться давлением 0, 005 МПа (500 мм. вод.ст.). Падение давления не должно превышать 20 мм.вод.ст. за 5 минут.

 

Классификация стальных труб, применяемых для строительства газопроводов.

Для строительства систем газоснабжения применяются стальные: прямошовные, спиральношовные и бесшовные трубы, изготовленные из хорошо сваривающейся стали, содержащей не более 0,25 % углерода, 0,056 % серы и 0,046 % фосфора.

Толщина стенок труб определяется расчетом.. При этом для подземных и наземных газопроводов минимальную толщину стенки труб следует принимать не менее 3 мм, а для наружных надземных и наземных газопроводов и внутри зданий (в т.ч. жилых) — не менее 2 мм.
Для подземных распределительных газопроводов применяются трубы условным диаметром не менее 32 мм, а для вводов — условным диаметром не менее 16 мм.

Стальные трубы для строительства наружных и внутренних газопроводов следует предусматривать, изготовленные из спокойной малоуглеродистой стали марок Ст2, СтЗ, а также Ст4 при содержании в ней углерода не более 0,25 %; стали марок 08, 10, 15, 20 по ГОСТ 1050; из стали повышенной прочности марок, не ниже шестой категории, и легированной конструкционной .
           Для строительства наружных подземных и надземных газопроводов допускается применять трубы, изготовленные из полуспокойной стали диаметром не более 325 мм и толщиной стенки до 5 мм включительно, а также трубы,
изготовленные из полуспокойной и кипящей стали, диаметром не более 114 мм с толщиной стенки до 4,5 мм включительно.

 Трубы, предусматриваемые для систем газоснабжения, должны быть испытаны гидравлическим давлением.

Для подземных газопроводов применяют трубы из полиэтилена. Разъемные соединения полиэтиленовых труб со стальными трубами, компенсаторами и запорной арма-турой предусматривают на втулках под фланец.

 

Сборка при помощи фланцевых соединений.

Фланец — плоская деталь квадратной, круглой, или иной формы с отверстиями для болтов и шпилек, служащая для прочного и герметичного разъемного соединения труб, трубопроводной арматуры, присоединением труб друг к другу, к машинам, аппаратам и ёмкостям.

Сборка фланцевых соединений, а также исправление перекоса фланцев при их сборке путем натяга болтов или шпилек, а также устранение зазоров установкой клиновых прокладок не допускается. Такой натяг вызывает одностороннее сжатие прокладки и недопустимую вытяжку болтов или шпилек, в результате чего соединение становится неплотным. Перетянутые болты или шпильки в процессе эксплуатации могут разорваться.

Гайки фланцевых соединений с паронитовыми прокладками затягивают по способу крестообразного обхода. Сначала затягивают одну пару противоположно лежащих болтов, затем вторую пару, находящуюся под углом 90° к первой. Постепенно поперечным завертыванием гаек затягиваются все болты. При такой последовательности затяжки гаек не образуется перекосов во фланцевых соединениях.

Гайки с металлическими прокладками затягивают по способу кругового обхода, т. е. при трех- или четырехкратном круговом обходе равномерно затягивают все гайки. Гайки фланцевого соединения затягивают ручными и механизированными гаечными ключами с трещотками. К механизированным инструментам относятся ключи-гайковерты с электрическим или пневматическим приводом. Равномерность затяжки и величину холодного натяга шпилек фланцевого соединения и крышек арматуры на трубопроводах высокого давления контролируют динамометрическими ключами- путем измерения удлинения шпильки при затяжке. Допускаемый размер холодного натяга шпилек находится в пределах от 0,03 до 0,15 мм на каждые 100 мм длины шпильки.

При разборке и ремонте фланцевых соединений для раздвижки применяют приспособления с клином. После разборки фланцев обязательно меняют прокладку. Старую прокладку ставить нельзя даже в том случае, если состояние ее вполне удовлетворительное.

 

Норма контрольной опрессовки наружных газопроводов всех давлений:

Ответы Ростехнадзора по промышленной безопасности на экзаменационные вопросы, для подготовки руководителей и специалистов организаций, работающих на опасных производственных объектах, поднадзорных Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору, к аттестации на Едином портале тестирования по блоку — Б.7.1. Эксплуатация систем газораспределения и газопотребления. Правильные ответы на аттестационные вопросы 2020 года, на сайте Олимпокс ПРО, сопровождаются пояснением из нормативной документации по которым составлены тесты Ростехнадзора и Олимпокс.

Правильный ответ выделен зеленым цветом.

---

Норма контрольной опрессовки наружных газопроводов всех давлений:

 

• Величина давления воздуха (инертного газа) при опрессовке 0,01 МПа. падение давления не должно превышать 0,0006 МПа за 1 час

• Величина давления воздуха (инертного газа) при опрессовке 0,02 МПа. падение давления не должно превышать 0,0001 МПа за 1 час

• Величина давления воздуха (инертного газа) при опрессовке 0,02 МПа. падение давления не должно превышать 0,0006 МПа за 1 час

• Величина давления воздуха (инертного газа) при опрессовке 0,01 МПа. падение давления не должно превышать 0,0001 МПа за 1 час

---

Выдержка из нормативной документации:

Приказ Ростехнадзора от 15.11.2013 N 542 «Об утверждении федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности сетей газораспределения и газопотребления»

159. Наружные газопроводы всех давлений подлежат контрольной опрессовке давлением 0,02 мегапаскаля. Падение давления не должно превышать 0,0001 мегапаскаля за один час.

Наружные газопроводы с давлением природного газа до 0,005 мегапаскаля включительно с гидрозатворами подлежат контрольной опрессовке давлением 0,004 мегапаскаля. Падение давления не должно превышать 0,00005 мегапаскаля за десять минут.

Внутренние газопроводы промышленных, сельскохозяйственных и других производств, котельных, а также оборудование и газопроводы ГРП (ГРПБ), ШРП и ГРУ подлежат контрольной опрессовке давлением 0,01 мегапаскаля. Падение давления не должно превышать 0,0006 мегапаскаля за один час.

Результаты контрольной опрессовки должны записываться в нарядах-допусках на выполнение газоопасных работ.

---

Пройти онлайн тестирование и подготовку к аттестации в Ростехнадзоре для руководителей и специалистов ОПО по блоку Б7. Требования промышленной безопасности на объектах газораспределения и газопотребления, можно на сайтах Тест 24.ру и специализированном сайте для специалистов Промбез 24. Для прохождения тестирования не требуется регистрация, все тесты с изменениями 2020 год по курсам  — Б 7.1, Б 7.2, Б 7.6, Б 7.8, Б 7.9, доступны бесплатно.

PHMSA: Связь с заинтересованными сторонами — газ для прямой оценки

Краткие факты:

• Прямая оценка определена в Правиле управления целостностью газопровода как один из трех допустимых методов оценки целостности участка трубопровода.
• Прямая оценка может использоваться как основной или дополнительный метод, реализованный в сочетании с одним из других методов первичной оценки, т. Е.встроенный контроль (ILI) или испытание гидростатическим давлением.
• Прямая оценка — также известная как DA — ограничивается оценкой рисков трех зависящих от времени угроз целостности сегмента трубопровода: внешней коррозии, внутренней коррозии и коррозионного растрескивания под напряжением.
• Правило управления целостностью газопровода, также известное как «правило газового IM», содержащееся в подразделе O 49 CFR, часть 192, предусматривает особые и отдельные требования для применения DA для защиты от внешней коррозии (ECDA) (§192.925), внутренняя коррозия (ICDA) (§192.927) и коррозионное растрескивание под напряжением (SCCDA) (§192.929).
• Если на участке трубопровода запланирована полная повторная оценка целостности с интервалом более 7 лет, подтверждающая прямая оценка (CDA) (§192.931) может использоваться в течение седьмого года после базовой оценки для проверки или «подтверждения» целостности трубопровода только от внешних и внутренних угроз коррозии.
• Правило управления целостностью газопровода содержит более строгие требования для операторов, впервые применяющих DA на участке трубопровода.
• Если прямая оценка внешней коррозии (ECDA) обнаруживает повреждение покрытия трубопровода, оператор должен объединить данные из ECDA с информацией об одном вызове и информацией о полосе отвода, чтобы оценить сегмент на предмет угрозы повреждения третьей стороной.

Почему операторы трубопроводов используют прямую оценку для оценки целостности трубопровода?

DA необходим как метод оценки целостности для участков трубопровода:

• Если невозможно провести испытания методом ILI или гидростатическим давлением,
• Во избежание непрактичной и дорогостоящей модернизации трубопровода,
• Во избежание прерывания подачи газа в населенный пункт, питаемый одним трубопроводом, и,
• Обеспечить альтернативу там, где источников воды для испытаний гидростатическим давлением мало, и где водоотведение может создать проблемы.
• DA может предоставить более эффективную, эквивалентную альтернативу ILI и испытаниям гидростатическим давлением для оценки целостности трубопровода.

Как проводится прямая оценка?

Правило газового IM определяет четырехэтапный подход к оценке угроз коррозии с использованием DA. Для прямой оценки внешней коррозии (ECDA) правило газового IM требует:

Шаг первый: предварительная оценка — для сбора и интеграции данных для определения возможности использования ECDA для сегмента, идентификации регионов ECDA и определения двух инструментов косвенной проверки, которые будут использоваться в регионе ECDA.

Шаг второй: непрямое обследование — для оценки сегмента трубы и выявления признаков потенциальной внешней коррозии, для классификации серьезности этих признаков и определения срочности их выемки и прямого осмотра.

Шаг третий: Непосредственный осмотр — для изучения состояния трубы и ее окружающей среды, для определения действий, которые необходимо предпринять в случае обнаружения дефектов коррозии, а также для выявления и устранения коренных причин.

Шаг четвертый: Оценка после завершения работы — для определения оставшегося срока службы сегмента, интервала его переоценки и эффективности использования ECDA в качестве метода оценки.

Для прямой оценки внутренней коррозии (ICDA) правило газового IM также определяет четырехэтапный процесс, основанный на принципе, что жидкости собираются на дне трубы, когда «критический угол наклона» превышается для определенного потока газа. скорость. (§192.927):

Шаг первый: предварительная оценка — для сбора и интеграции данных и информации, чтобы определить, выполнимо ли ICDA для сегмента, для поддержки использования модели для определения мест, где могут скапливаться жидкости, и для определения мест, где жидкости могут поступать в трубопровод.

Шаг второй: идентификация региона CDA — для применения конкретной модели для определения условий возвышения и другой арматуры трубопровода, где могут скапливаться жидкости.

Шаг третий: прямой осмотр — выкапывать и исследовать места труб, которые в процессе определены как наиболее вероятные для внутренней коррозии, а также оценивать серьезность дефектов и устранять их в соответствии с требованиями кодекса.

Шаг четвертый: Последующая оценка и мониторинг — для оценки эффективности процесса ICDA, для мониторинга сегментов, в которых была выявлена ​​внутренняя коррозия, и для определения интервалов повторной оценки.

Для прямой оценки коррозионного растрескивания под напряжением (SCCDA) требуется план, который предусматривает:

1. Сбор и интеграция данных — для определения наличия условий для коррозионного растрескивания под напряжением, требующих оценки SCC; определить приоритетность сегментов трубопровода для оценки; а также для сбора и оценки данных, относящихся к коррозионному растрескиванию под напряжением, на всех земельных участках оператора. Когда присутствуют все следующие условия для SCC с высоким pH — рабочая нагрузка превышает 60% SMYS; рабочая температура выше 100 ° F; в пределах 20 миль от компрессорной станции; возраст старше 10 лет; и покрытия труб, отличные от эпоксидной смолы, склеенной плавлением — должен применяться метод оценки.
2. Методика оценки — для оценки участков на наличие коррозионного растрескивания под напряжением; определить его степень тяжести и распространенность; отремонтировать, снять или провести гидростатические испытания секции клапана; и определить любые дальнейшие требования к смягчению последствий.

Если в сегменте присутствуют условия для SCC, сегмент должен быть оценен и устранен, как указано в Приложении A3 ASME B31.8S, с применением:

• Метод обследования и оценки раструба, или
• Метод испытания гидростатическим давлением для SCC.

Применение CDA требует плана, в котором указывается, что CDA может использоваться только при угрозах внутренней и внешней коррозии (§192.931).

1. Для внешней коррозии (ЕС) план должен соответствовать §192.925, однако:

• Можно использовать только один инструмент непрямого обследования и исследовать одно указание высокого риска в каждом регионе ECDA; и
• Все непосредственные признаки должны быть раскопаны в каждом регионе ECDA.

В отношении внутренней коррозии (IC) план оператора должен соответствовать §192.927, однако: только одно место с высокой степенью риска должно быть раскопано в каждом регионе ICDA.

При применении ICDA или ECDA, если обнаружены дефекты, требующие устранения до следующей запланированной оценки, оператор должен применить формулу в § 6.2 и 6.3 Рекомендуемой практики 0502 Национальной ассоциации инженеров по коррозии (NACE), чтобы запланировать следующую оценка.

Разрабатываются ли стандарты для ICDA и SCCDA?

В декабре 2004 года КДЕС приняла Рекомендуемую практику 0204 для прямой оценки коррозионного растрескивания под напряжением (SCCDA) и сейчас находится в процессе принятия предлагаемой рекомендуемой практики для прямой оценки внутренней коррозии.Они предоставят операторам дополнительные инструкции по устранению угроз.

Существуют ли ссылочные стандарты, которые должны соблюдаться при применении DA?

• Для ECDA: NACE RP 0502-2002 и ASME B31.8S §6.4.
• Для ICDA и SCCDA: ASME B31.8S § 6.4, Приложения A2, B2 и A3.
• Для ICDA: Институт газовой технологии, GRI-02-0057, «Прямая оценка внутренней коррозии газопроводов — методология».

Дата редакции: 02262018

Как определить и понять потенциальное влияние на целостность трубопровода «Kiefner & Associates

Кара Макрори-Далтон, ЧП
Старший инженер II
Kiefner and Associates, Inc.

Введение

Испытания под давлением трубопроводов для опасных жидкостей и природного газа проводятся по разным причинам, некоторые из которых предусмотрены правилами трубопроводов США или отраслевыми стандартами, а другие — факультативными. Испытания под давлением являются одним из требований для установления максимального рабочего давления (MOP) или максимально допустимого рабочего давления (MAOP). Испытание под давлением может устранить несколько угроз целостности, в том числе:

• зависящие от времени угрозы, такие как внутренняя коррозия, внешняя коррозия, усталостные трещины и продольно ориентированный SCC,
• не зависящий от времени (т.е. случайные) угрозы, такие как механическое повреждение и повреждение внешней силы,
• производственных дефектов, таких как дефекты и расслоение продольных швов, и
• некоторые строительные дефекты.

Испытания давлением особенно эффективны при устранении продольно ориентированных дефектов и демонстрации немедленной пригодности трубопровода к эксплуатации.

Учитывая, что потенциальным, а иногда и вероятным результатом испытания под давлением является отказ трубопровода, лучше, если испытательный разрыв или утечка произойдет с наименьшим воздействием на общественную безопасность и окружающую среду.Поэтому, как правило, испытания под давлением проводятся с использованием воды (гидростатические испытания) в качестве средства для определения пригодности трубопровода к эксплуатации контролируемым и безопасным образом. Неисправности при испытаниях более вероятны, когда существующий трубопровод испытывается на уровень кольцевых напряжений, превышающий те, которые использовались в предыдущих испытаниях трубопровода или при испытании производителем труб под давлением на трубном заводе. Основная причина таких отказов — дефекты изготовления швов. Трубопроводные материалы более старого образца [1] могут представлять или не представлять угрозу целостности трубопровода, но вероятность того, что они будут содержать больше производственных дефектов, чем материалы труб, произведенных с 1970 года, и иметь свойства хуже, чем у более современных материалов труб, является значительной.Таким образом, при повторных испытаниях существующего трубопровода, содержащего более старые материалы, могут возникнуть сбои в испытаниях в сочетании с дефектами материала. Кроме того, в случае множественных отказов, вызванных трещинами в продольном сварном шве, может произойти реверс давления.

Изменение давления

Дефект, который выходит из строя при уровне давления ниже самого высокого давления, которому он ранее подвергался во время гидростатического испытания, означает возникновение реверсирования давления.Обратное давление может быть вызвано ростом во время нагнетания и последующим повреждением дефекта при разгерметизации из-за пластической деформации. Величину реверсирования давления ( P _r ) можно выразить в процентах:

где

P _t — это наивысший уровень давления, достигнутый на испытательной площадке при любом предыдущем повышении давления в течение текущего испытательного цикла (фунт / кв. Дюйм)

P _f — давление отказа на испытательной площадке (фунт / кв. Дюйм)

Если при испытании начинают происходить сбои и испытания продолжают, возникает вероятность возникновения реверсирования давления.Если происходит несколько реверсий давления, можно оценить вероятность реверсирования давления заданного размера. Исследования реальных гидростатических испытаний показали, что существует обратная зависимость между величиной реверсирования давления и вероятностью возникновения реверсирования, и риск отказа при рабочем давлении из-за реверсирования давления обычно незначителен [2].

Соображения относительно того, когда имеет место или ожидается разворот давления

Перед любой программой испытаний под давлением следует изучить прошлые отказы, чтобы определить, происходили ли ранее изменения давления, и следует разработать планы испытаний на случай непредвиденных обстоятельств [3].Во время продолжающегося испытания под давлением следует изучать информацию об отказах по мере их возникновения для подтверждения реверсирования давления и сравнения их размеров с запасом прочности между испытательным давлением и рабочим давлением. Испытание, завершившееся разрывом, не следует рассматривать как окончательное испытание. Это обстоятельство может привести к изменению давления при возврате трубопровода в эксплуатацию.

Кифнер имеет обширный опыт в оценке вероятности возникновения реверсирования давления заданного размера, а также в поддержке и предоставлении рекомендаций операторам трубопроводов по испытаниям под давлением, множественным отказам при испытаниях и безопасному рабочему давлению.

[1] Труба более старого образца обычно рассматривается как линейная труба, произведенная в то время, когда мало или вообще не предпринималось попыток повысить пластическую вязкость, когда качество и свойства продольных швов часто были хуже, чем у исходного материала трубы, и к производителю не предъявлялось требований по неразрушающему контролю ни швов, ни тела трубы. В частности, трубные материалы, изготовленные с использованием процессов изготовления швов, таких как одинарная дуговая сварка под флюсом, низкочастотная сварка методом ВПВ, сварка внахлест в печи или стыковая сварка в печи, считаются с большей вероятностью вызвать отказы при гидростатических испытаниях, чем современные материалы. .

[2] Кифнер, Дж. Ф., Колович, К. М., Кариявасам, С. Исследование гидростатических испытаний, в которых имели место множественные отказы. Материалы 8-й Международной конференции по трубопроводам, IPC2010. 27 сентября — 1 октября 2010 г.

[3] План на случай непредвиденных обстоятельств — это любая заранее определенная альтернатива первоначальному плану испытаний под давлением, которая реализуется после выполнения некоторых критериев во время выполнения первоначального плана испытаний. Корректировка плана испытаний может включать изменение целевого испытательного давления, сегментации испытания или предполагаемого рабочего давления.

28 марта 2018 г. / Статья / Комментарии к теме «Изменение давления: как определить и понять потенциальные последствия для целостности трубопровода» отключены

Отклонения температуры окружающей среды при испытаниях труб из ПНД под давлением

17 февраля 2016

Испытания газового коллектора диаметром 18 дюймов, работающего под вакуумом.

Опрессовка труб из ПНД проводится практически на всех объектах системы футеровки полигонов и строительства систем сбора свалочного газа. Необходимо проверить трубы, чтобы убедиться, что сварные швы не повреждены и не протекают. Когда инженеры определяют испытание под давлением, они определяют необходимое испытательное давление, продолжительность испытания и допустимое падение давления по завершении испытания. Испытательное давление может варьироваться от одного трубопровода к другому. Например, указанное испытательное давление может достигать 1.5–2-кратное максимальное рабочее давление в трубе для основных труб с усилием фильтрата; тогда как для труб, используемых в системах сбора свалочного газа, где трубы находятся под вакуумом, указанное испытательное давление может быть меньше. Продолжительность испытания может варьироваться от одного часа до нескольких часов, а допустимое падение давления может варьироваться от нуля до процента от начального давления.

Показание манометра 150 фунтов на квадратный дюйм — это испытательное давление для 2-дюймовых линий сжатого воздуха, идущих к воздушным насосам внутри отстойников для конденсата.

Чего часто не хватает в спецификациях на испытания под давлением, так это влияния изменения температуры окружающей среды на изменения давления в трубе во время испытания.Если для испытания под давлением используется несжимаемая жидкость (например, вода), изменения давления из-за колебаний температуры окружающей среды менее значительны, чем при использовании сжимаемой жидкости (например, воздуха).

Для несжимаемых жидкостей SCS разработала математическую модель, которая позволяет инженеру или подрядчику рассчитывать изменения давления из-за колебаний температуры окружающей среды во время испытания. Рассчитанное изменение давления следует учитывать при оценке того, являются ли результаты испытаний успешными или нет.Повышение температуры окружающей среды во время испытания может вызвать расширение трубы, а расширение вызывает дополнительный перепад давления, который не вызван какой-либо утечкой в ​​сварных швах. С другой стороны, снижение температуры окружающей среды может вызвать сжатие трубы, что приведет к увеличению давления в трубе. В этом случае падение давления из-за утечки в сварном шве может не быть обнаружено из-за более высокого давления, создаваемого внутри трубы из-за сжатия трубы. Рекомендуется, чтобы инженеры или подрядчики использовали математическую модель для расчета модифицированного допустимого падения давления с учетом расчетного изменения давления (положительного для расширения трубы или отрицательного для сжатия трубы) до проведения оценки соответствия / несоответствия.

Показания манометра 70 фунтов на квадратный дюйм — это испытательное давление для 4-дюймовой магистрали конденсата.

Недавно во время полевых испытаний произошло падение давления, которое немного превысило указанное допустимое падение давления. Полевой персонал сообщил об изменении температуры окружающей среды во время двухчасового испытания. Когда измененное допустимое падение давления было рассчитано с использованием модели SCS для учета изменения температуры окружающей среды, испытание закончилось успешно. Обратите внимание, что полевая документация чрезвычайно важна для оценки результатов «годен / не годен».Это становится еще более важным, когда указанная продолжительность испытания составляет несколько часов и колебания температуры окружающей среды значительны.

Вопросы? Свяжитесь с Али Хатами, PhD, PE, LEP, CGC, является директором проекта и вице-президентом инженеров SCS. Он также является нашим национальным экспертом по проектированию полигонов и обеспечению качества строительства. Он имеет почти 40-летний опыт исследований и профессионального опыта в области машиностроения, строительства и строительства. Доктор Хатами приобрел обширный опыт и знания в области геологии, гидрогеологии, гидрологии, гидравлики, методов строительства, материаловедения, обеспечения качества строительства (CQA) и устойчивости земных систем.Доктор Хатами применил этот опыт при размещении многочисленных свалок и восстановлении территорий, загрязненных опасными отходами.

Подробнее здесь. Критерий «годен / не годен» для испытания труб из ПНД под давлением с использованием несжимаемой жидкости, в говорящем мусоре , март 2015 г.

Узнайте больше здесь.

Автор: Дайан Сэмюэлс в 6:00 утра

% PDF-1.6 % 458 0 obj> эндобдж xref 458 185 0000000016 00000 н. 0000005095 00000 н. 0000005274 00000 н. 0000005402 00000 п. 0000005445 00000 н. 0000005840 00000 н. 0000005951 00000 п. 0000006064 00000 н. 0000006776 00000 н. 0000007394 00000 н. 0000008021 00000 н. 0000008586 00000 н. 0000009188 00000 п. 0000009668 00000 н. 0000010103 00000 п. 0000010289 00000 п. 0000010541 00000 п. 0000011017 00000 п. 0000011613 00000 п. 0000012157 00000 п. 0000032303 00000 п. 0000038462 00000 п. 0000038734 00000 п. 0000039030 00000 н. 0000039101 00000 п. 0000039176 00000 п. 0000039310 00000 п. 0000039358 00000 п. 0000039522 00000 п. 0000039570 00000 п. 0000039737 00000 п. 0000039785 00000 п. 0000039938 00000 н. 0000039986 00000 н. 0000040140 00000 п. 0000040188 00000 п. 0000040395 00000 п. 0000040442 00000 п. 0000040594 00000 п. 0000040642 00000 п. 0000040768 00000 п. 0000040816 00000 п. 0000040994 00000 п. 0000041042 00000 п. 0000041167 00000 п. 0000041215 00000 п. 0000041345 00000 п. 0000041393 00000 п. 0000041535 00000 п. 0000041583 00000 п. 0000041722 00000 п. 0000041770 00000 п. 0000041905 00000 п. 0000041953 00000 п. 0000042075 00000 п. 0000042123 00000 п. 0000042254 00000 п. 0000042302 00000 п. 0000042430 00000 п. 0000042478 00000 п. 0000042587 00000 п. 0000042635 00000 п. 0000042748 00000 н. 0000042796 00000 н. 0000042918 00000 п. 0000042966 00000 п. 0000043089 00000 п. 0000043137 00000 п. 0000043254 00000 п. 0000043301 00000 п. 0000043406 00000 п. 0000043453 00000 п. 0000043582 00000 п. 0000043629 00000 п. 0000043763 00000 п. 0000043810 00000 п. 0000043951 00000 п. 0000043998 00000 н. 0000044115 00000 п. 0000044162 00000 п. 0000044302 00000 п. 0000044349 00000 п. 0000044501 00000 п. 0000044548 00000 п. 0000044702 00000 п. 0000044749 00000 п. 0000044916 00000 п. 0000044963 00000 н. 0000045089 00000 п. 0000045136 00000 п. 0000045228 00000 п. 0000045276 00000 п. 0000045427 00000 п. 0000045528 00000 п. 0000045576 00000 п. 0000045684 00000 п. 0000045835 00000 п. 0000045982 00000 п. 0000046030 00000 п. 0000046180 00000 п. 0000046329 00000 н. 0000046432 00000 н. 0000046479 00000 п. 0000046584 00000 п. 0000046631 00000 н. 0000046781 00000 п. 0000046911 00000 п. 0000046958 00000 п. 0000047043 00000 п. 0000047090 00000 п. 0000047189 00000 п. 0000047236 00000 п. 0000047333 00000 п. 0000047380 00000 п. 0000047489 00000 п. 0000047536 00000 п. 0000047630 00000 н. 0000047677 00000 п. 0000047783 00000 п. 0000047830 00000 н. 0000047935 00000 п. 0000047982 00000 п. 0000048089 00000 п. 0000048136 00000 п. 0000048183 00000 п. 0000048230 00000 н. 0000048322 00000 п. 0000048370 00000 п. 0000048485 00000 п. 0000048635 00000 п. 0000048745 00000 п. 0000048793 00000 п. 0000048918 00000 н. 0000048966 00000 н. 0000049069 00000 н. 0000049117 00000 п. 0000049221 00000 п. 0000049269 00000 п. 0000049363 00000 п. 0000049411 00000 п. 0000049514 00000 п. 0000049562 00000 п. 0000049667 00000 п. 0000049715 00000 п. 0000049814 00000 п. 0000049862 00000 п. 0000049910 00000 н. 0000049958 00000 н. 0000050069 00000 п. 0000050117 00000 п. 0000050263 00000 п. 0000050311 00000 п. 0000050359 00000 п. 0000050439 00000 п. 0000050487 00000 п. 0000050584 00000 п. 0000050632 00000 п. 0000050731 00000 п. 0000050779 00000 п. 0000050877 00000 п. 0000050925 00000 п. 0000051030 00000 п. 0000051078 00000 п. 0000051191 00000 п. 0000051239 00000 п. 0000051361 00000 п. 0000051409 00000 п. 0000051504 00000 п. 0000051552 00000 п. 0000051658 00000 п. 0000051706 00000 п. 0000051810 00000 п. 0000051858 00000 п. 0000051906 00000 п. 0000051954 00000 п. 0000052071 00000 п. 0000052119 00000 п. 0000052251 00000 п. 0000052299 00000 п. 0000052411 00000 п. 0000052459 00000 п. 0000052561 00000 п. 0000052609 00000 п. 0000052657 00000 п. 0000003996 00000 н. трейлер ] >> startxref 0 %% EOF 642 0 obj> поток xb«b`g`e` €

Как работают услуги по очистке трубопроводов?

Как и любое другое промышленное оборудование, трубопроводы требуют регулярного технического обслуживания для поддержания оптимальной функциональности.Под воздействием как внутренних, так и внешних условий трубопроводы могут подвергнуться коррозионному повреждению, что приведет к накоплению загрязняющих веществ, повреждению конструкции и загрязнению продукта. Регулярно планируемые мероприятия по очистке можно использовать для продления срока службы трубопроводов.

Важность очистки трубопроводов

Обслуживание промышленных трубопроводов имеет решающее значение для производственных операций по нескольким причинам. Начнем с того, что нефте- и газопроводы подвержены износу со временем, подвергая их воздействию влаги и химического воздействия.Неконтролируемые окислительные процессы приведут к коррозии трубопровода и накоплению отложений в каналах трубопровода. Это приведет к повреждению структурной целостности, а также к загрязнению продуктов, транспортируемых по трубопроводам.

Регулярная очистка трубопроводов позволит выявить проблемные точки, устранить скопление в каналах, а также предотвратить негативные окислительные реакции и продлить срок службы трубопровода. Возможно, что еще более важно, регулярная очистка трубопроводов должна быть неотъемлемой частью контрольного списка промышленной безопасности, чтобы гарантировать минимальные риски для здоровья и безопасности персонала.

Когда проводить очистку трубопровода

Установив полезность промышленной очистки трубопроводов, не менее важно знать, когда применять решения по очистке трубопроводов. В течение срока службы трубопровода существуют различные моменты, когда необходимо применять растворы для очистки трубопровода.

Среди критических этапов эксплуатации трубопровода, на которых должна проводиться очистка, входят:

• Пусконаладочные работы трубопровода сразу после установки нового трубопровода, но до начала эксплуатации в полном объеме
• При вводе в эксплуатацию трубопровода (осушение, сушка, кондиционирование)
• Текущий режим (транспорт газа)
• Принятие новой услуги или установка нового компонента
• Расчистка кабелепровода перед прекращением транспортировки газа
• Вывод трубопровода из эксплуатации и ликвидация, восстановление или повторное использование в другом процессе

Вышеупомянутые сценарии требуют очистки трубопровода для обеспечения безопасности всех лиц, участвующих в эксплуатации трубопровода.Кроме того, тщательное обслуживание обеспечит соблюдение норм экологической безопасности.

2 типа методов очистки трубопроводов

Ниже приведены шесть эффективных методов очистки трубопроводов, доступных операторам промышленных трубопроводов:

• Механические методы очистки трубопроводов
• Методы очистки трубопроводов от химических веществ

Различные способы механической и химической очистки нефте- и газопроводов описаны в следующих разделах этой статьи.

Механическая очистка трубопроводов

Механическое удаление отложений в газовых каналах производится с помощью очистных скребков. Системы скребков для очистки труб бывают различных конфигураций, в том числе гелевые и бытовые.

Свинки с гелем и мазки

Гелевые скребки — популярный выбор для операторов, занимающихся удалением влаги и мусора, а также процессами обезвоживания и сушки трубопроводов. Гелевые скребки предназначены для использования в трубопроводах, классифицируемых как «неподходящие», с труднопроходимыми поворотами и плохим / отсутствующим оборудованием для запуска и извлечения.

Дополнительные преимущества использования гелевых свиней:

• Улучшенное влагопоглощение
• Сниженный износ и увеличенный срок службы скребков
• Повышенная эффективность привода
• Более эффективное обращение с твердыми загрязнителями и устранение их
• Вытеснение других механических скребков, застрявших в канале трубопровода

Сварочные свиньи

Вспомогательные скребки используются при обычных операциях по очистке труб для механической очистки от твердых загрязнений, водяного пара и мусора.Коммунальные скребки также могут использоваться в операциях по проверке трубопроводов, чтобы определить характер отложений в затронутых трубопроводах и определить подход к очистке. Однако для правильной работы этих свиней требуется стандартное оборудование для запуска и извлечения.

Примеры хозяйственных свиней:

• Скребки для оправки
• Чуши цельнолитые
• Поршневые чуши
• Сферические поршни

Процедура химической очистки трубопровода

Очистка труб также может выполняться химическими средствами, включая продувку газообразным азотом и другими специальными промывочными растворами.

Удаление азота

Продувка трубопровода газообразным азотом может использоваться для удаления различных типов загрязняющих веществ, включая кислород, частицы коррозии и влагу. Пропуск потока газообразного азота через трубопровод вытеснит эти примеси. В качестве дополнительного преимущества инертная природа азота помогает стабилизировать внутреннюю среду трубопровода, снижая вероятность возникновения воспламенения.

Промывка специальными растворами

Этот метод представляет собой комбинацию химической промывки и механической очистки скребков.Смешивание жидких чистящих растворов с разбавителями, такими как вода, изопропиловый спирт, дизельное топливо или метанол, дает эффективный раствор для очистки труб. Это специальное решение может приводиться в движение механическими скребками по трубопроводу для удаления отложений от твердых частиц. При приготовлении чистящей жидкости операторы должны учитывать следующее:

• Эффективность решения при проникновении отложений загрязняющих веществ
• Нейтральность раствора pH
• Безопасность / простота обращения

Общий процесс очистки трубопровода

Независимо от типа трубопровода, подлежащего техническому обслуживанию, существуют общие способы достижения зазора между трубами.Некоторые универсальные инструкции по очистке труб изложены ниже:

• Определить и взять под контроль все впускные и выпускные клапаны, связанные с трубопроводом, подлежащим очистке скребками
• Использовать клапаны для перекрытия участка трубопровода, подлежащего очистке
• Измерьте давление в трубопроводе, открыв рабочий клапан
• Отметить направления движения жидкости и скорость потока в канале трубопровода
• Проверка трубопровода для оценки характера накопления примесей
• Применяйте скребки подходящего размера для очистки целевых каналов трубопроводов
• Наблюдение за ходом очистки с помощью тампонов с линейным размером
• Промывка / продувка трубопроводов для завершения процесса очистки

NiGen предлагает необходимые вам решения для управления трубопроводом

NiGen International нацелена на предоставление высококачественных промышленных решений всем своим клиентам.Мы предлагаем готовые решения для игроков нефтегазовой отрасли. Наши решения по управлению трубопроводом гарантированно оптимизируют процессы транспортировки вашей продукции.

Свяжитесь с нами через Интернет, чтобы узнать больше об услугах по промышленной очистке труб, которые мы предоставляем партнерам в нефтегазовой отрасли.

Природный газ

Природный газ — Контроль коррозии

0001 Измерение потенциала структуры к электролиту
0011 Проведение обследования с близким интервалом
0021 Измерение удельного сопротивления почвы
0031 Осмотр и контроль гальванических заземляющих оснований / анодов
0041 Установка и обслуживание механического электрического соединения
0051 Установка экзотермических электрических соединений
0061 Осмотр или Проверка соединений катодной защиты
0071 Осмотр или проверка устройств электроизоляции катодной защиты
0081 Установка устройств электроизоляции катодной защиты
0091 Устранение неисправностей в системах катодной защиты в процессе эксплуатации
0101 Проверка выпрямителя и получение показаний
0111 Обслуживание выпрямителя для внутреннего контроля образца
0121
0131 Вставка и извлечение купонов / датчиков для мониторинга внутренней коррозии
0141 Визуальный осмотр на предмет атмосферной коррозии
0151 Визуальный осмотр заглубленных труб и компонентов при их обнажении
0161 Визуальный осмотр на внутреннюю коррозию
0171 Измерение внешней коррозии
0181 Измерение внутренней коррозии
0191 Измерение атмосферной коррозии
0201 Визуальный осмотр установленной трубы и компонентов на предмет механических повреждений
0211 Измерение и определение характеристик механических повреждений при установке Труба и компоненты

Задача № Клапаны и регулирующие устройства
0301 Клапаны, открывающиеся и закрывающиеся вручную
0311 Регулировка и мониторинг потока или давления — ручное обслуживание клапана
0321 Корректирующее обслуживание клапана
0331 Клапан — визуальный осмотр и частичное срабатывание
0341 Клапан — профилактическое обслуживание
0351 Пневматический привод / Осмотр и тестирование оператором, профилактическое и корректирующее обслуживание
0361 Осмотр и тестирование электрического привода / оператором, профилактическое и корректирующее обслуживание
0371 Гидравлический привод / Осмотр и тестирование оператором, профилактическое и корректирующее обслуживание
0381 Пружинное устройство регулирования давления и контроля давления Тестирование, профилактическое и корректирующее обслуживание
0391 Устройство для регулирования давления с пилотным управлением — проверка, тестирование, профилактическое и корректирующее обслуживание
0401 Тип контроллера Устройство регулирования давления — осмотр, испытание, профилактическое и корректирующее обслуживание
0411 Пружинное устройство регулирования давления — осмотр и тестирование, профилактическое и корректирующее обслуживание
0421 Устройство регулирования давления с пилотным управлением — осмотр, тестирование, профилактическое и корректирующее обслуживание
0431 Пневматическое нагружение Устройство ограничения и сброса давления — осмотр, испытание, профилактическое и корректирующее обслуживание

Задача № Тестирование
0551 Обнаружение взрывоопасной атмосферы и проверка работоспособности системы сигнализации и корректирующее обслуживание
0561 Испытание под давлением — Нежидкая среда — Испытательное давление менее 100 фунтов на кв. Дюйм
0571 Испытание давлением — Нежидкая среда — Испытательное давление выше или равно 100 фунтам на кв. дюйм Перед установкой
0651 — Регулярный визуальный осмотр отсекающих резервуаров
0661 — Осмотр отсекающих резервуаров

Задача № Соединение труб
0671 Соединение пластиковой трубы с цементом на основе растворителя
0681 Соединение пластиковой трубы с установочными фитингами
0691 Соединение трубы с компрессионными муфтами без выхода снизу
0701 Соединение трубы с компрессионными муфтами с выходом снизу
0711 Соединение труб — компрессионные муфты
0721 Соединение труб — резьбовые соединения
0731 Соединение трубы — фланцевый узел
0741 Соединение труб — пайка или пайка
0751 Соединение пластиковых труб — стыковая сварка: Руководство
0761 Соединение пластиковых труб — Стыковая термофузия: гидравлическая машина
0771 Соединение пластиковой трубы — сварка боковых стенок
0781 Соединение пластиковой трубы — электрофузия
0791 Соединение пластиковой трубы — сварка в раструбе

Задача № Установка и строительство
0861 Установка стальной трубы в канаву
0871 Установка стальной трубы в отверстие
0881 Установка вспашки / протягивания стальной трубы
0891 Изгиб стальной трубы в полевых условиях
0901 Установка пластиковой трубы в канаве
0911 Установка пластиковой трубы в отверстие
0921 Установка пластиковой трубы вспашка / втягивание
0931 Установка пластиковой трубы вспашкой / посадкой
0941 Установка трассирующего провода
0951 Установка трубы над землей
0961 Надземные опоры и анкеры — Осмотр, профилактическое и корректирующее обслуживание
0971 Монтаж и обслуживание проставок, вентиляционных отверстий и уплотнений обсадной колонны
0981 Засыпка
0991 Нанесение и ремонт покрытия — щеткой или прокаткой
1001 Нанесение и ремонт покрытия — Распыление
1011 Нанесение и ремонт внешнего покрытия — Завернутый

1021 Нанесите или отремонтируйте внутреннее покрытие, кроме нанесения кистью, валиком или распылением
1031 Установите или отремонтируйте внутреннюю облицовку
1041 Установите механические зажимы и втулки — на болтах
1051 Подгонка ремонтной втулки сварного типа
1061 Установите композитные втулки
1071 Ремонт Стальная труба шлифованием

Базовое обучение по обслуживанию клиентов для выездного и офисного персонала

• Определение основных рекомендаций по обслуживанию клиентов
• Определите эффективные методы коммуникации службы поддержки клиентов

Задача № Нарезание резьбы и остановка
1081 Нарезание резьбы на трубопроводе (диаметр резьбы 2 дюйма и менее)
1091 Нарезание резьбы на трубопроводе (диаметр резьбы более 2 дюймов)
1101 Нарезание резьбы на трубопроводе с помощью встроенного резака
1111 Нарезание резьбы и Труба из высокопрочного чугуна и стальная труба низкого давления
1121 Упаковка и остановка Труба низкого давления
1131 Стопорная труба
1141 Сдавить пластиковую трубу
1151 Сдавить стальную трубу

Task # Meter Sets
1161 Установка клиентских счетчиков и регуляторов — бытовые и коммерческие
1171 Установка клиентских счетчиков — крупные коммерческие и промышленные предприятия
1181 Установка и обслуживание устройства регулирования, ограничения и сброса давления потребителями — крупные коммерческие и промышленные предприятия
1191 Техническое обслуживание сервисных клапанов перед счетчиком клиента
1201 Временное отключение сервисных линий и прекращение обслуживания

Задача № Одоризация
1211 Одоризация — периодический отбор проб
1221 Одоризация — Осмотр, тестирование, профилактическое и корректирующее обслуживание одоризатора

Задача № Исследование утечки
1231 Исследование внутренней утечки газа
1241 Исследование внешней утечки газа
1251 Исследование утечки опасной жидкости
1261 Исследование утечки газа с помощью пешеходов
1271 Мобильное исследование утечки газа — пламенная ионизация
1281 Мобильное исследование утечки газа 900 —

Задача № Обнаружение и предотвращение повреждений
1291 Обнаружение подземных трубопроводов
1301 Установка и обслуживание маркеров трубопровода
1311 Проверка состояния поверхности трубопровода — патрулирование полосы отвода или уступки
1321 Предотвращение повреждений во время земляных работ оператором или от имени оператора
1331 Инспекция по предотвращению повреждений во время земляных работ третьей стороной или действий по вторжению, по усмотрению оператора
1341 Обеспечение или обеспечение соответствующей поддержки трубопровода во время земляных работ, инициированных оператором
1351 Осмотр и техническое обслуживание хранилища
Система аварийного отключения станции 1361 — осмотр, тестирование и корректирующее обслуживание

Задача № Эксплуатация газопровода
1371 Эксплуатация газопровода — Операции центра управления системой
1381 Эксплуатация газопровода — Операции дистанционного управления локальным объектом

Задача № Определение основных методов установки магистральных и передающих трубопроводов

0641 Визуальный осмотр трубы и компонентов перед установкой
0861 Установка стальной трубы в канаву
0871 Установка стальной трубы в отверстие
0881 Установка стальной трубы вспашкой / втягиванием
0891 Смешивание стальной трубы в полевых условиях
0901 Установка пластиковой трубы в канаве
0911 Установка пластиковой трубы в канаву
0921 Установка пластиковой трубы вспашкой / втягиванием
0931 Монтаж пластиковой трубы вспашкой / посадкой
0941 Установить индикаторный провод
0951 Монтаж трубы над землей
0907 Установка и обслуживание проставок кожуха, дефлекторов и уплотнений

** Охваченные правила 49 CFR Часть 192:
Охваченные правила 49 CFR 192 определены полностью в соответствующем разделе этого модуля.

Распознавать типовые аномальные условия эксплуатации и реагировать на них

• Незапланированная утечка природного газа
• Избыточное давление в трубопроводе
• Под давлением в трубопроводе
• Отсутствие давления в трубопроводе, о котором известно, что он находится в эксплуатации
• Прерывание обслуживания
• Возгорание, взрыв или случайное возгорание природного газа на газовом предприятии или вблизи него
• Незапланированное отклонение расхода
• Повреждение трубопровода
• Активация устройства безопасности, кроме запланированной процедуры
• Незапланированное изменение статуса
• Обрыв или сбой связи, систем управления или питания
• Газопровод поврежден или сломан
• Необъяснимый сбой для одного или нескольких клиентов
• Недостаточная одоризация или сообщения о запахе газа

Задача № Установка службы газоснабжения клиентов Линии

0861 Прокладка стальной трубы в канаве
0901 Установка пластмассы в канаву
0941 Прокладка трассирующей проволоки
0981 Засыпка

Задача № Проверка земляных работ и обратной засыпки, которые минимизируют земляные повреждения для трубопроводных сооружений

0981 Проверено и обеспечено правильное выполнение работ по обратной засыпке
1321 Обеспечено выполнение работ по предотвращению повреждений во время земляных работ оператором или от имени оператора
1331 Инспекции по предотвращению повреждений во время земляных работ третьей стороной или действий по вторжению, как это определено оператором
1341 Предусмотрено или гарантированная адекватная поддержка при проведении земляных работ по инициативе оператора

Определение основных свойств топливных газов

Целей:

• Определение физических и химических свойств топливных газов
• Определить характеристики горения природного газа

Определение основных свойств природного газа и реагирование на запах газа по сообщению клиента

• Определение основных физических, химических свойств природного газа и свойств горения
• Определение характеристик утечек природного газа
• Определение характеристик эффективных методов коммуникации при обслуживании клиентов
• Реагировать на запах газа, о котором сообщил клиент

Определите передовой опыт обслуживания клиентов

• Определение основных рекомендаций по обслуживанию клиентов
• Определите эффективные методы коммуникации службы поддержки клиентов

Определение основных процедур проверки, нанесения и ремонта покрытий трубопроводов

• Проверить покрытия и нанесение покрытий на стальную трубу
• Нанести или отремонтировать покрытие трубопровода

Установите измерительные провода для мониторинга и контроля внешней коррозии

Цель: Установить измерительные провода для мониторинга и контроля внешней коррозии

Выполнение патрулирования и исследования утечек на объектах газопровода

• Определить факторы, лежащие в основе патрулирования и исследования утечек на объектах газопровода
• Выполнение патрулирования и обследования утечек в газораспределительных системах
• Патрулирование и обследование на предмет утечек на объектах газопроводов

Предотвращение случайного воспламенения / Распознавание аномальных условий эксплуатации и реагирование на них. — 155,00 $ 6 часов.

Важным моментом при работе с газовыми объектами является возможность случайного возгорания и тушения газовых пожаров, которые могут загореться. Для выполнения этого модуля вам потребуется продемонстрировать знание задачи, предотвращение случайного возгорания, распознавание ненормальных условий эксплуатации и реагирование на них.

Спросите о наших OQ и услугах по обеспечению соответствия.

49 CFR § 192.620 — Альтернативное максимальное допустимое рабочее давление для определенных стальных трубопроводов.| CFR | Закон США

(a) Как оператор рассчитывает альтернативное максимально допустимое рабочее давление? Оператор вычисляет альтернативное максимально допустимое рабочее давление, используя различные коэффициенты в тех же формулах, которые используются для расчета максимально допустимого рабочего давления согласно § 192.619 (a), а именно:

(1) При определении альтернативного расчетного давления в соответствии с § 192.105 используйте расчетный коэффициент, определенный в соответствии с § 192.111 (b), (c) или (d), или, если ни один из этих параграфов не применяется, в соответствии со следующим стол:

Расположение класса	Альтернативный расчетный коэффициент (F)
1	0.80
2	0,67
3	0,56

(i) Для объектов, установленных до 22 декабря 2008 г., к которым применяется § 192.111 (b), (c) или (d), используйте следующие проектные коэффициенты в качестве альтернативных факторов, указанных в этих параграфах: § 192.111 ( б) -0,67 или меньше; 192.111 (c) и (d) -0,56 или меньше.

(ii) [Зарезервировано]

(2) Альтернативное максимально допустимое рабочее давление является меньшим из следующих значений:

(i) Расчетное давление самого слабого элемента на участке трубопровода, определенное в подразделах C и D этой части.

(ii) Давление, полученное путем деления давления, при котором сегмент трубопровода был испытан после строительства, на коэффициент, определенный в следующей таблице:

Расположение класса	Альтернативный тестовый фактор
1	1,25
2	1,50
3	1,50

(b) Когда оператор может использовать альтернативное максимально допустимое рабочее давление, рассчитанное в соответствии с параграфом (a) этого раздела? Оператор может использовать альтернативное максимально допустимое рабочее давление, рассчитанное в соответствии с параграфом (а) этого раздела, если выполняются следующие условия:

(1) Сегмент трубопровода относится к классу 1, 2 или 3;

(2) Сегмент трубопровода построен из стальных труб, отвечающих дополнительным проектным требованиям, изложенным в § 192.112;

(3) Система диспетчерского управления и сбора данных обеспечивает удаленный мониторинг и контроль участка трубопровода. Предусмотренное управление должно включать мониторинг давления и расхода, мониторинг запусков и остановов компрессора, а также дистанционное закрытие клапанов в соответствии с параграфом (d) (3) этого раздела;

(4) Отрезок трубопровода соответствует дополнительным требованиям к строительству, описанным в § 192.328;

(5) Участок трубопровода не содержит механических муфт, используемых вместо кольцевых сварных швов;

(6) Если сегмент трубопровода ранее эксплуатировался, в этом сегменте не было никаких отказов во время нормальной работы, указывающих на системный дефект материала, как это определено анализом первопричин, включая металлургическое исследование вышедшего из строя трубы.Результаты этого анализа первопричин должны быть сообщены в каждое региональное управление безопасности трубопроводов PHMSA, где трубопровод находится в эксплуатации, по крайней мере, за 60 дней до эксплуатации на альтернативном MAOP. Оператор должен также уведомить государственный орган по безопасности трубопроводов, когда трубопровод находится в государстве, где PHMSA имеет межгосударственное агентское соглашение или внутригосударственный трубопровод регулируется этим государством; а также

(7) По крайней мере 95 процентов кольцевых сварных швов на сегменте, построенном до 22 декабря 2008 г., должны быть подвергнуты неразрушающему контролю в соответствии с § 192.243 (б) и (в).

(c) Что оператор выбирает для использования альтернативного максимально допустимого рабочего давления, необходимого для работы? Если оператор решает использовать альтернативное максимально допустимое рабочее давление, рассчитанное в соответствии с параграфом (а) этого раздела для участка трубопровода, оператор должен выполнить каждое из следующих действий:

(1) Для трубопроводов, уже находящихся в эксплуатации, уведомить региональный офис по безопасности трубопроводов PHMSA, где трубопровод находится в эксплуатации, о намерении использовать альтернативное давление по крайней мере за 180 дней до работы на альтернативном MAOP.Для новых трубопроводов уведомить региональный офис по безопасности трубопроводов PHMSA о планируемом альтернативном проектировании и эксплуатации MAOP не менее чем за 60 дней до самой ранней даты начала производства или строительства труб. Оператор должен также уведомить государственный орган по безопасности трубопроводов, когда трубопровод находится в состоянии, в котором PHMSA имеет межгосударственное агентское соглашение или где внутригосударственный трубопровод регулируется этим государством.

(2) Подтвердить подписью высшего исполнительного директора компании следующее:

(i) сегмент трубопровода соответствует условиям, описанным в параграфе (b) данного раздела; а также

(ii) процедуры эксплуатации и технического обслуживания включают дополнительные требования к эксплуатации и техническому обслуживанию параграфа (d) данного раздела; а также

(iii) Обзор и любое необходимое обновление программы по предотвращению ущерба, требуемое параграфом (d) (4) (v) этого раздела, завершено.

(3) Отправьте копию сертификата, требуемого параграфом (c) (2) этого раздела, в каждое региональное управление безопасности трубопроводов PHMSA, где трубопровод находится в эксплуатации, за 30 дней до эксплуатации на альтернативном MAOP. Оператор также должен отправить копию в государственный орган по безопасности трубопроводов, если трубопровод расположен в штате, где PHMSA имеет межгосударственное агентское соглашение или внутригосударственный трубопровод регулируется этим государством.

(4) Для каждого сегмента трубопровода выполните одно из следующих действий:

(i) Выполните испытание на прочность, как описано в § 192.505 при испытательном давлении, рассчитанном в соответствии с параграфом (а) данного раздела, или

(ii) Для сегмента трубопровода, существовавшего до 22 декабря 2008 г., подтвердить в соответствии с параграфом (c) (2) этого раздела, что испытание на прочность, проведенное в соответствии с параграфом 192.505, проводилось при испытательном давлении, рассчитанном в соответствии с параграфом (a). этого раздела, или провести новое испытание на прочность в соответствии с параграфом (c) (4) (i) этого раздела.

(5) Соблюдайте дополнительные требования к эксплуатации и техническому обслуживанию, описанные в параграфе (d) этого раздела.

(6) Если выполнение строительной задачи, связанной с реализацией альтернативного MAOP, которая происходит после 22 декабря 2008 г., может повлиять на целостность сегмента трубопровода, рассматривайте эту задачу как «покрываемую задачу», несмотря на определение в § 192.801 ( б) и при необходимости выполнить требования подраздела N.

(7) В течение всего срока службы трубопровода вести записи, подтверждающие соблюдение параграфов (b), (c) (6) и (d) этого раздела.

(8) Местоположение Класса 1 и Класса 2 может быть повышено на один класс в связи с изменением класса согласно § 192.611 (а). При изменении местоположения всех классов с Класса 1 на Класс 2 и с Класса 2 на Класс 3 все аномалии должны быть оценены и устранены в соответствии с: «Исходным классом класса трубопровода» § 192.620 (d) (11) требований по устранению аномалий; и все аномалии с потерей стенок, равной или превышающей 40 процентов, должны быть раскопаны и устранены. Трубопроводы класса 4 не могут работать с альтернативным MAOP.

(d) Какие дополнительные требования к эксплуатации и техническому обслуживанию применяются к работе при альтернативном максимально допустимом рабочем давлении? В дополнение к соблюдению других применимых стандартов безопасности в этой части, если оператор устанавливает максимально допустимое рабочее давление для участка трубопровода в соответствии с параграфом (а) этого раздела, оператор должен соблюдать следующие дополнительные требования к эксплуатации и техническому обслуживанию:

Для устранения повышенного риска максимально допустимого рабочего давления на основе более высоких уровней напряжения в следующих областях:	Сделайте следующий дополнительный шаг:
(1) Выявление и оценка угроз	Разработайте матрицу угроз в соответствии с § 192.917, чтобы сделать следующее: (i) Определить и сравнить повышенный риск эксплуатации трубопровода при повышенном уровне напряжения в этом разделе с обычной эксплуатацией; а также
	(ii) Описать и внедрить процедуры, используемые для снижения риска.
(2) Уведомление общественности	(i) Пересчитать круг потенциального удара, как определено в § 192.903, чтобы отразить использование альтернативного максимального рабочего давления, рассчитанного в соответствии с параграфом (а) этого раздела, и условий эксплуатации трубопровода; а также
	(ii) При реализации программы государственного образования, требуемой в соответствии с § 192.616 выполните следующее:
	(A) Включите лиц, занимающих недвижимость в пределах 220 ярдов от центральной линии и в пределах потенциального круга воздействия в целевую аудиторию; а также
	(B) Включите информацию о действиях по управлению целостностью, выполняемых в рамках этого раздела, в сообщение, предоставляемое аудитории.
(3) Реагирование на чрезвычайную ситуацию в зоне, определенной в § 192 как зона с серьезными последствиями.903	(i) Убедитесь, что определение областей с высокими последствиями отражает больший круг потенциального воздействия, пересчитанный в соответствии с параграфом (d) (2) (i) этого раздела.
	(ii) Если время реакции персонала на клапаны магистрали по обе стороны от зоны серьезных последствий превышает один час (при нормальных условиях движения и ограничениях скорости) с момента обнаружения события в диспетчерской, обеспечить дистанционное управление клапанами через диспетчерскую система контроля и сбора данных (SCADA), другая система обнаружения утечек или альтернативный метод контроля.
	(iii) Дистанционное управление клапаном должно включать возможность закрытия и контроля положения клапана (открытого или закрытого), а также контроля давления на входе и выходе.
	(iv) Система управления клапаном обрыва линии, использующая перепад давления, скорость падения давления или другой широко распространенный метод, является приемлемой альтернативой дистанционному управлению клапаном.
(4) Защита полосы отвода	(i) Патрулировать полосу отчуждения с интервалами, не превышающими 45 дней, но не реже 12 раз в календарный год, для проверки работ по выемке грунта, смещения грунта, размыв, утечек или других действий или условий, влияющих на безопасность операции. трубопровода.
	(ii) Разработать и внедрить план по мониторингу и смягчению последствий нестабильных почв и подвижек грунта.
	(iii) Если наблюдаемые условия указывают на возможную потерю укрытия, выполните исследование глубины укрытия и при необходимости замените укрытие, чтобы восстановить глубину укрытия, или примените альтернативные средства для обеспечения защиты, эквивалентной первоначально требуемой глубине укрытия.
	(iv) Используйте маркеры линии прямой видимости, удовлетворяющие требованиям § 192.707 (d) за исключением сельскохозяйственных угодий, крупных водных переходов или болот, крутых склонов или случаев, когда это запрещено приказами, разрешениями Федеральной комиссии по регулированию энергетики или местным законодательством.
	(v) Пересмотреть программу предотвращения ущерба в соответствии с § 192.614 (a) в свете практики национального консенсуса, чтобы убедиться, что программа обеспечивает адекватную защиту преимущественного права проезда. Определите стандарты или практики, рассмотренные в обзоре, и соблюдайте эти стандарты или практики или превосходите их, внося соответствующие изменения в программу.
	(vi) Разработать и внедрить план управления полосой отчуждения для защиты участка трубопровода от повреждений в результате земляных работ.
(5) Контроль внутренней коррозии	(i) Разработать и внедрить программу по мониторингу и уменьшению присутствия вредных компонентов газового потока.
	(ii) В точках, где газ с потенциально опасными загрязнителями попадает в трубопровод, используйте фильтры-сепараторы или сепараторы и оборудование для контроля качества газа.
	(iii) Используйте оборудование для контроля качества газа, которое включает анализатор влажности, хроматограф и периодический отбор проб сероводорода.
	(iv) Используйте чистящие скребки и пробы накопившихся жидкостей. Используйте ингибиторы при наличии агрессивных газов или жидкостей.
	(v) Устранение вредных компонентов газового потока следующим образом:
	(A) Ограничьте диоксид углерода до 3 процентов по объему;
	(B) Запрещается подавать воду или иным образом ограничивать воду семью фунтами на миллион кубических футов газа; а также
	(C) Ограничьте сероводород до 1.0 гран на сто кубических футов (16 частей на миллион) газа, где содержание сероводорода превышает 0,5 гран на сто кубических футов (8 частей на миллион) газа, внедрите программу очистки скребков и закачки ингибитора для устранения вредных компонентов потока газа, включая последующие: отбор проб и контроль качества жидкостей в точках приема.
	(vi) Проверять программу не реже одного раза в квартал на основе опыта работы с потоками газа и вносить корректировки для отслеживания и уменьшения присутствия вредных компонентов потока газа.
(6) Контроль помех, которые могут повлиять на внешнюю коррозию	(i) Перед вводом в эксплуатацию существующего сегмента трубопровода при альтернативном максимально допустимом рабочем давлении, рассчитанном в соответствии с данным разделом, или в течение шести месяцев после ввода в эксплуатацию нового сегмента трубопровода при альтернативном максимально допустимом рабочем давлении, рассчитанном в соответствии с настоящим разделом, устраните любые помехи. токи на участке трубопровода.
	(ii) Чтобы устранить токи помех, выполните следующие действия:
	(A) Проведите исследование помех, чтобы определить наличие и уровень любого электрического тока, который может повлиять на внешнюю коррозию, если есть подозрение на помехи;
	(B) Проанализировать результаты опроса; а также
	(C) Примите все необходимые корректирующие меры в течение 6 месяцев после завершения обследования, чтобы защитить сегмент трубопровода от вредного течения.
(7) Подтверждение контроля внешней коррозии посредством косвенной оценки	(i) В течение шести месяцев после ввода в эксплуатацию катодной защиты нового сегмента трубопровода или в течение шести месяцев после сертификации сегмента согласно § 192.620 (c) (1) существующего сегмента трубопровода в соответствии с данным разделом, оценить адекватность катодная защита с помощью косвенного метода, такого как обследование с близким интервалом, и целостность покрытия с использованием градиента напряжения постоянного тока (DCVG) или градиента напряжения переменного тока (ACVG).
	(ii) Восстановить любое поврежденное конструкцией покрытие с падением напряжения, классифицируемым как умеренное или сильное (падение ИК-излучения более 35% для DCVG или 50 дБмкВ для ACVG) в соответствии с разделом 4 NACE RP-0502-2002 (включено в качестве ссылки, см. § 192,7).
	(iii) В течение шести месяцев после завершения базовой внутренней проверки, требуемой согласно пункту (d) (9) данного раздела, объединить результаты косвенной оценки, требуемой согласно пункту (d) (7) (i) этого раздела, с результаты базовой внутренней проверки и предпринять необходимые корректирующие действия.
	(iv) Для всех сегментов трубопровода в зонах повышенного риска периодически проводить следующие оценки:
	(A) Проводите периодические опросы с коротким интервалом при отключенном токе для подтверждения падений напряжения в связи с периодическими оценками в соответствии с подразделом O этой части.
	(B) Разместите испытательные станции между трубами и грунтом с интервалами в полмили в пределах каждой зоны высоких последствий, убедившись, что по крайней мере одна станция находится в каждой зоне высоких последствий, если это практически возможно.
	(C) Объедините результаты с результатами базовой и периодической оценки целостности, выполненной в соответствии с параграфами (d) (9) и (d) (10) этого раздела.
(8) Контроль внешней коррозии с помощью катодной защиты	(i) Если ежегодные показания испытательной станции показывают, что катодная защита ниже уровня защиты, требуемого в подразделе I этой части, завершите корректирующие действия в течение шести месяцев после ошибочного считывания или уведомите каждое региональное управление безопасности трубопроводов PHMSA, где трубопровод находится в эксплуатации. демонстрация того, что целостность трубопровода не нарушается, если ремонт длится более 6 месяцев.Оператор должен также уведомить государственный орган по безопасности трубопроводов, когда трубопровод находится в государстве, где PHMSA имеет межгосударственное агентское соглашение или внутригосударственный трубопровод регулируется этим государством; а также
	(ii) После корректирующих действий по устранению ошибочного считывания подтвердите восстановление адекватного контроля коррозии путем осмотра с близкими интервалами с каждой стороны затронутой испытательной станции до следующей испытательной станции, если только причина неудачного считывания не определена как выпрямитель. проблема подключения или подачи питания, которую можно устранить или проверить иным способом.
	(iii) Если участок трубопровода находился в эксплуатации, система катодной защиты на участке трубопровода должна быть введена в действие в течение 12 месяцев после завершения строительства.
(9) Проведение базовой оценки целостности	(i) За исключением случаев, предусмотренных в параграфе (d) (9) (iii) данного раздела, для нового участка трубопровода, работающего при новом альтернативном максимально допустимом рабочем давлении, выполнить базовую внутреннюю проверку всего участка трубопровода следующим образом:
	(A) Оценка с помощью инструмента для определения геометрии после первоначального гидростатического испытания и обратной засыпки и в течение шести месяцев после ввода в эксплуатацию нового сегмента трубопровода; а также
	(B) Оцените с помощью инструмента магнитного потока высокого разрешения в течение трех лет после ввода нового сегмента трубопровода в эксплуатацию при альтернативном максимально допустимом рабочем давлении.
	(ii) За исключением случаев, предусмотренных в параграфе (d) (9) (iii) данного раздела, для существующего участка трубопровода выполнить базовую внутреннюю оценку с использованием геометрического инструмента и инструмента магнитного потока высокого разрешения раньше, но в течение двух лет. перед повышением давления до альтернативного максимально допустимого рабочего давления, разрешенного в этом разделе.
	(iii) Если коллекторы, байпасы магистрального клапана, трубопровод компрессорной станции, трубопровод измерительной станции или другая короткая часть сегмента трубопровода, работающего при альтернативном максимально допустимом рабочем давлении, не подходят для геометрического инструмента и инструмента для измерения магнитного потока с высоким разрешением, используйте прямая оценка (согласно § 192.925, § 192.927 и / или § 192.929) или испытания под давлением (согласно подразделу J этой части) для оценки этой части.
(10) Проведение периодических оценок добросовестности	(i) Определите частоту последующих периодических оценок целостности, как если бы все альтернативные сегменты трубопровода с максимально допустимым рабочим давлением были охвачены подразделом O этой части и
	(ii) Проводить периодические внутренние проверки с использованием прибора для измерения магнитного потока с высоким разрешением с частотой, определенной в соответствии с параграфом (d) (10) (i) этого раздела, или
	(iii) Используйте прямую оценку (согласно § 192.925, § 192.927 и / или § 192.929) или испытания под давлением (в соответствии с подразделом J этой части) для периодической оценки части сегмента в той степени, которая разрешена для базовой оценки в соответствии с параграфом (d) (9) (iii) эта секция.
(11) Ремонтные	(i) Выполните следующее при оценке аномалии:
	(A) Используйте наиболее консервативный расчет для определения остаточной прочности или альтернативный проверенный расчет на основе диаметра трубы, толщины стенки, марки, рабочего давления, уровня рабочего напряжения и рабочей температуры: и
	(B) Примите во внимание допуски инструментов, используемых для проверки.
	(ii) Немедленно устраните неисправность, если применимо любое из следующих условий:
	(A) Дефект — это вмятина, обнаруженная во время базовой оценки целостности в соответствии с параграфом (d) (9) этого раздела, и дефект соответствует критериям для немедленного ремонта в параграфе 192.309 (b).
	(B) Дефект соответствует критериям немедленного ремонта в § 192.933 (d).
	(C) Альтернативное максимально допустимое рабочее давление основано на расчетном коэффициенте 0.67 в соответствии с параграфом (а) этого раздела, и давление отказа менее чем в 1,25 раза больше альтернативного максимально допустимого рабочего давления.
	(D) Альтернативное максимальное допустимое рабочее давление было основано на расчетном коэффициенте 0,56 в соответствии с параграфом (a) этого раздела, а давление отказа меньше или равно 1,4 альтернативного максимального допустимого рабочего давления.
	(iii) Если параграф (d) (11) (ii) этого раздела не требует немедленного ремонта, устраните дефект в течение одного года, если применимо любое из следующих условий:
	(A) Дефект соответствует критериям ремонта в течение одного года, указанным в § 192.933 (г).
	(B) Альтернативное максимальное допустимое рабочее давление было основано на расчетном коэффициенте 0,80 в соответствии с параграфом (a) этого раздела, а давление отказа менее чем в 1,25 раза превышает альтернативное максимально допустимое рабочее давление.
	(C) Альтернативное максимально допустимое рабочее давление было основано на расчетном коэффициенте 0,67 в соответствии с параграфом (a) этого раздела, а давление отказа менее чем в 1,50 раз превышает альтернативное максимально допустимое рабочее давление.
	(D) Альтернативное максимальное допустимое рабочее давление было основано на расчетном коэффициенте 0,56 в соответствии с параграфом (a) данного раздела, а давление отказа меньше или равно 1,80 раза от альтернативного максимального допустимого рабочего давления.
	(iv) Оценить любой дефект, который не требуется ремонтировать в соответствии с параграфом (d) (11) (ii) или (iii) этого раздела, чтобы определить скорость его роста, установить максимальный интервал для ремонта или повторного осмотра и ремонта или повторно осмотрите в пределах этого интервала.

(e) Есть ли какие-либо изменения в защите от избыточного давления, связанные с работой при альтернативном максимально допустимом рабочем давлении? Несмотря на требуемую мощность станций сброса и ограничения давления, которая в противном случае требуется в соответствии с § 192.201, если оператор устанавливает максимально допустимое рабочее давление для участка трубопровода в соответствии с параграфом (а) данного раздела, оператор должен:

(1) Обеспечивает защиту от избыточного давления, которая ограничивает давление в магистрали максимум до 104 процентов от максимально допустимого рабочего давления; а также

(2) Разработайте и соблюдайте процедуру установки и поддержания точных уставок для системы диспетчерского управления и сбора данных.