Правила безопасной эксплуатации наружных газопроводов. Техническое обследование газопроводов
ГОСТ Р 54983-2012
Системы газораспределительные. Сети газораспределения природного газа. Общие требования к эксплуатации. Эксплуатационная документация
дата введения 01.01.2013 г.
Сведения о стандарте
1. Разработан Открытым акционерным обществом "Головной научно-исследовательский и проектный институт по использованию газа в народном хозяйстве" (ОАО "Гипрониигаз"), Открытым акционерным обществом "Газпромрегионгаз" (ОАО "Газпромрегионгаз")
2. Внесен Техническим комитетом по стандартизации ТК 23 "Техника и технологии добычи нефти и газа" ПК 4 "Газораспределение и газопотребление"
3. Утвержден и введен в действие Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 13 сентября 2012 г. N 299-ст
4. Введен впервые
1. Область применения
1.1 Настоящий стандарт устанавливает общие требования к эксплуатации сетей газораспределения, транспортирующих природный газ, а также к составу и оформлению эксплуатационной документации в процессе их эксплуатации.
1.2 Требования настоящего стандарта распространяются:
а) на следующие объекты сетей газораспределения:
Распределительные газопроводы, в т.ч. внеплощадочные газопроводы предприятий, проложенные вне территорий поселений,
Распределительные газопроводы и газопроводы-вводы, проложенные по территории поселений,
Пункты редуцирования газа, не имеющие собственных ограждающих конструкций, размещенные в зданиях, блоках контейнерного типа, в шкафах из несгораемых материалов или ниже уровня поверхности земли;
б) средства противокоррозионной защиты стальных подземных газопроводов;
в) средства автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП).
2. Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:
ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ГОСТ Р 53672-2009 Арматура трубопроводная. Общие требования безопасности
ГОСТ Р 53865-2010 Системы газораспределительные. Термины и определения
ГОСТ Р 54961-2012 Системы газораспределительные. Сети газопотребления. Общие требования к эксплуатации. Эксплуатационная документация
ГОСТ 9.602-2005 Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии
ГОСТ 22387.5-77 Газ для коммунально-бытового потребления. Методы определения интенсивности запаха
ГОСТ 25100-2011 Грунты. Классификация
Примечание - При пользовании настоящими стандартами целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный стандарт заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться заменяющим (измененным) стандартом. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.
3. Термины и определения
В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ Р 53865, а также следующие термины с соответствующими определениями:
3.1 газоопасные работы: Технологические операции, выполняемые в загазованной среде или при выполнении которых возможен выход газа.
3.2 огневые работы: Работы, связанные с применением открытого огня (сварка, газовая резка или механическая обработка металла, при которой возможно воспламенение газовоздушной смеси).
3.3 предельный срок эксплуатации: Срок перехода объекта в предельное состояние, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна по причинам экономической или экологической опасности.
3.4 регламентные работы: Работы, выполняемые в процессе эксплуатации объектов сети газораспределения с периодичностью и в объеме, установленными нормативными требованиями независимо от технического состояния объектов.
4. Общие требования
4.1 Эксплуатация сетей газораспределения должна осуществляться в соответствии с настоящим стандартом и .
4.2 Организации, владеющие сетями газораспределения или отдельными объектами сетей газораспределения на праве собственности или другом законном основании, должны обеспечивать содержание их в исправном и работоспособном состоянии путем выполнения комплекса работ, предусмотренных требованиями настоящего стандарта, а также своевременного проведения экспертизы промышленной безопасности опасных производственных объектов.
4.3 Эксплуатация объектов сетей газораспределения должна осуществляться газораспределительными (ГРО) или другими эксплуатационными организациями, оказывающими услуги по их техническому обслуживанию и ремонту на законном основании. В договорах оказания услуг по техническому обслуживанию и ремонту объектов сетей газораспределения должны быть определены объемы работ, выполняемых эксплуатационными организациями, установлены границы эксплуатационной ответственности и обязательства эксплуатационных организаций и владельцев объектов по обеспечению условий их безопасной эксплуатации.
4.4 Технические устройства, оборудование и материалы, используемые в процессе эксплуатации объектов сетей газораспределения, должны соответствовать установленным нормативным требованиям к их транспортированию, хранению и области применения. Номенклатура изделий, требующих получения специального разрешения к применению на объектах сетей газораспределения, устанавливается федеральным органом исполнительной власти, уполномоченным в области промышленной безопасности.
Сварочные работы должны выполняться с применением сварочных материалов, оборудования и технологий, аттестованных в аттестационных центрах - специализированных организациях, аккредитованных в установленном порядке Национальным аттестационным комитетом по сварочному производству (НАКС).
Техническое обслуживание, текущий, капитальный ремонты и техническое диагностирование трубопроводной арматуры должны осуществляться в соответствии с ГОСТ Р 53672.
Приборы и средства измерения, применяемые в процессе эксплуатации объектов сетей газораспределения, должны содержаться в исправном и работоспособном состоянии в соответствии с требованиями документации изготовителей, проходить своевременную поверку в порядке, установленном , .
Эксплуатация устройств электрооборудования (в т.ч. во взрывозащищенном исполнении) должна осуществляться в соответствии с документацией изготовителей и правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей.
4.5 Технологии, применяемые при эксплуатации объектов сетей газораспределения, а также методы контроля качества выполняемых работ, должны соответствовать требованиям настоящего стандарта и , предусматривать соблюдение требований эксплуатационной документации изготовителей технических устройств, обеспечивать оптимизацию производственной деятельности персонала эксплуатационных организаций.
Внедрение в практику эксплуатации объектов сетей газораспределения технологий, материалов, технических устройств и средств автоматизации технологических процессов, не предусмотренных действующими нормативными требованиями в области строительства, должно осуществляться в порядке, установленном , .
4.6 Аварийно-диспетчерское обслуживание объектов сетей газораспределения должно проводиться круглосуточно (включая выходные и праздничные дни).
По каждому факту возникновения аварии и инцидента, произошедших в процессе эксплуатации объектов сетей газораспределения, должно проводиться техническое расследование причин их возникновения в соответствии с . По результатам технического расследования владельцами объектов сетей газораспределения должны разрабатываться организационно-технические мероприятия и приниматься своевременные меры по предупреждению повторения подобных происшествий.
4.7 Расследование несчастных случаев на производстве при эксплуатации объектов сетей газораспределения должно проводиться в соответствии с .
5. Организация эксплуатации сетей газораспределения
5.1 Общие требования
5.1.1 При технической эксплуатации сетей газораспределения должны выполняться следующие виды работ:
Ввод в эксплуатацию законченных строительством газопроводов, пунктов редуцирования газа, средств электрохимической защиты от коррозии стальных подземных газопроводов (средств ЭХЗ), средств автоматизированной системы управления технологическим процессом (средств АСУ ТП);
Мониторинг технического состояния газопроводов и пунктов редуцирования газа, включая проверку состояния охранных зон, технический осмотр, техническое обследование, оценку технического состояния, техническое диагностирование;
Техническое обслуживание газопроводов, пунктов редуцирования газа, средств ЭХЗ и АСУ ТП;
Текущий и капитальный ремонты газопроводов, пунктов редуцирования газа, средств ЭХЗ и АСУ ТП;
Контроль интенсивности запаха газа в конечных точках сети газораспределения;
Контроль и управление режимами сетей газораспределения;
Аварийно-диспетчерское обслуживание объектов сетей газораспределения;
Утилизация (ликвидация) и консервация газопроводов и пунктов редуцирования газа при выводе их из эксплуатации.
5.1.2 Организационно-управленческие структуры и кадровый состав эксплуатационных организаций должны формироваться в зависимости от состава и объема работ по эксплуатации объектов сетей газораспределения, выполняемых собственными силами.
В эксплуатационных организациях должны быть разработаны и утверждены руководителем организации:
Положения о структурных подразделениях (филиалах, службах, отделах) организации;
Должностные инструкции, устанавливающие обязанности, права и ответственность руководителей и специалистов;
Инструкции по охране труда для работников;
Перечень инструкций по охране труда для конкретных профессий (должностей) и видов работ.
В эксплуатационных организациях должны быть разработаны и утверждены техническим руководителем организации производственные (технологические) инструкции, устанавливающие последовательность выполнения технологических операций при производстве работ, методы и объемы проверки качества работ и условия обеспечения их безопасного проведения.
Должны быть согласованы с территориальным органом федерального органа исполнительной власти, уполномоченного в области промышленной безопасности, следующие документы:
Инструкции на проведение работ по врезке газопроводов без снижения давления газа в действующие распределительные газопроводы;
Инструкции по изоляции сварных стыковых соединений газопроводов, мест врезок (присоединений), ремонту поврежденных участков покрытий и контролю качества выполненных работ (для каждого вида покрытий).
5.1.3 В эксплуатационных организациях должно быть обеспечено проведение:
Производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на опасных производственных объектах (производственный контроль) в соответствии с ;
Входного контроля технических устройств, сварочных и изоляционных материалов в соответствии с , ;
Предустановочного контроля запорной арматуры и других технических устройств в соответствии с требованиями документации изготовителей;
Приемочного контроля качества выполняемых сварочных и изоляционных работ в соответствии с .
Контроля соблюдения требований обеспечения единства измерений в соответствии с ;
Контроля соблюдения требований охраны труда на производстве в соответствии с ;
Контроля соблюдения требований пожарной безопасности;
Контроля выбросов (инвентаризации источников выбросов) загрязняющих веществ в атмосферу в процессе производственно-хозяйственной деятельности.
Лица, ответственные за соблюдение требований промышленной безопасности, охраны труда, охраны окружающей среды и пожарной безопасности должны назначаться приказом руководителя эксплуатационной организации.
5.1.4 Регламентные работы по эксплуатации сети газораспределения должны выполняться по графикам, утвержденным техническим руководителем эксплуатационной организации (филиала эксплуатационной организации). Графики выполнения регламентных работ по техническому осмотру газопроводов и пунктов редуцирования газа, а также работ по контролю интенсивности запаха газа в конечных точках сети газораспределения должны ежегодно корректироваться по результатам работ, выполненных в предыдущий период.
Работы по капитальному ремонту газопроводов, пунктов редуцирования газа, средств ЭХЗ и АСУ ТП должны выполняться по планам, утвержденным техническим руководителем эксплуатационной организации.
Планы и графики выполнения работ, предусмотренных договорами оказания услуг по техническому обслуживанию и ремонту объектов сетей газораспределения, должны быть согласованы с организациями-заказчиками.
Перспективное (среднесрочное и долгосрочное) планирование работ по эксплуатации объектов сети газораспределения и горизонт планирования определяются эксплуатационной организацией самостоятельно с учетом требований настоящего стандарта и федерального органа исполнительной власти в области промышленной безопасности.
5.1.5 Подготовка к эксплуатации сетей газораспределения в осенне-зимний период должна осуществляться в соответствии с планами, утвержденными техническим руководителем эксплуатационной организации. Планы по подготовке к работе в осенне-зимний период должны предусматривать выполнение комплекса организационно-технических мероприятий, обеспечивающих надежность и безопасность эксплуатации сетей газораспределения.
Состав организационно-технических мероприятий по подготовке к работе в осенне-зимний период должен устанавливаться с учетом технического состояния объектов сетей газораспределения, местных климатических и гидрогеологических условий их эксплуатации, структуры и объема производственной деятельности эксплуатационной организации.
Минимально необходимый объем организационно-технических мероприятий должен предусматривать выполнение следующих работ:
Поддержание работоспособности запорной арматуры на газопроводах;
Проверка наличия и удаление конденсата из конденсатосборников и гидрозатворов;
Проведение текущего и капитального ремонтов газопроводов, пунктов редуцирования газа и установок ЭХЗ;
Проведение технического диагностирования;
Техническое обследование участков газопроводов на переходах через водные преграды;
Техническое обследования подземных газопроводов, устранение повреждений изоляционных покрытий и сквозных коррозионных повреждений;
Корректировка маршрутных карт обходов трасс газопроводов и планшетов аварийно-диспетчерской службы (АДС);
Подготовка объектов сетей газораспределения к паводкам;
Обеспечение аварийного запаса труб, оборудования, материалов;
Обеспечение персонала производственных подразделений зимней рабочей одеждой;
Подготовка автотранспорта и строительной техники;
Обеспечение запаса горюче-смазочных материалов в соответствии с нормами, утвержденными руководителем организации;
Подготовка к работе сетей газопотребления в котельных эксплуатационных организаций, обеспечение отопления помещений административных зданий, пунктов редуцирования газа и других зданий эксплуатационной организации, проверка работоспособности систем пожаротушения, водо- и теплоснабжения, электроснабжения, аварийного освещения.
Подготовка эксплуатационной организации к работе в осенне-зимний период должна быть закончена до начала отопительного периода.
5.2 Подготовка персонала эксплуатационных организаций
5.2.1 Руководители и специалисты организаций, осуществляющих эксплуатацию сетей газораспределения, не реже одного раза в три года должны проходить проверку знаний требований промышленной безопасности в объеме, соответствующем их должностным обязанностям. Порядок проведения аттестации в области промышленной безопасности и предаттестационной подготовки руководителей и специалистов эксплуатационных организаций устанавливается уполномоченным федеральным органом исполнительной власти в области промышленной безопасности.
5.2.2 Рабочие эксплуатационных организаций не реже одного раза в год и в случае перевода на другой участок работы, отличающийся в части требований к обеспечению безопасности при выполнении технологических операций, должны проходить проверку знаний безопасных методов и приемов выполняемых работ в объеме соответствующих производственных инструкций. Перед проверкой знаний безопасных методов и приемов выполнения работ рабочие должны пройти теоретическое обучение в соответствии с программами, утвержденными техническим руководителем эксплуатационной организации.
Программы теоретической подготовки рабочих к выполнению газоопасных работ должны предусматривать обучение пользованию средствами индивидуальной защиты и оказанию доврачебной помощи пострадавшим. Перед первичной проверкой знаний безопасных методов и приемов производства газоопасных работ или проверкой знаний их выполнения на другом участке работы рабочие должны проходить дополнительное практическое обучение на учебных полигонах эксплуатационных организаций по программам, согласованным с федеральным органом исполнительной власти в области промышленной безопасности. Допуск рабочих к самостоятельному выполнению газоопасных работ должен оформляться приказом руководителя эксплуатационной организации после проведения их теоретического и практического обучения, проверки знаний безопасных методов и приемов их выполнения и прохождения стажировки на рабочем месте под руководством опытного работника в течение первых десяти рабочих смен. Порядок проведения стажировки должен устанавливаться приказом руководителя эксплуатационной организации.
5.2.3 К выполнению сварочных работ допускаются сварщики и специалисты сварочного производства, аттестованные в аттестационных центрах.
5.2.4 Персонал эксплуатационной организации, осуществляющий обслуживание и ремонт электроустановок, должен пройти обучение и проверку знаний правил устройства, технической эксплуатации и правил безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей в пределах требований, предъявляемых к должности или профессии, с присвоением соответствующей группы по электробезопасности. Подготовка и допуск персонала к самостоятельной работе должны осуществляться в соответствии с , , .
5.2.5 Обслуживание средств автоматизации, телемеханизации и вычислительной техники должно осуществляться квалифицированным персоналом, прошедшим специальную подготовку с учетом объема и сложности выполняемых работ по техническому обслуживанию и ремонту средств АСУ ТП.
Персонал, обслуживающий средства АСУ ТП, должен иметь соответствующую квалификационную группу на право проведения работ при эксплуатации электроустановок.
5.2.6 Профессиональная подготовка и переподготовка персонала, а также повышение квалификации руководителей и специалистов эксплуатационных организаций должны осуществляться в учебных организациях (центрах, комбинатах, курсах и др.). Повышение квалификации руководителей и специалистов производственных подразделений должно проводиться не реже одного раза в пять лет.
5.3 Производство газоопасных работ
5.3.1 Газоопасные работы, за исключением регламентных, должны выполняться по наряду-допуску. Наряд-допуск на производство газоопасных работ оформляется в соответствии с приложением А.
Регламентные газоопасные работы выполняются по производственным инструкциям без оформления наряда-допуска. Газоопасные работы должны регистрироваться в журналах, формы которых приведены в приложении Б.
На технологически сложные работы, требующие координации взаимодействия бригад, выполняющих газоопасные работы по отдельным нарядам-допускам, должен дополнительно разрабатываться план организации и производства газоопасных работ, форма которого приведена в приложении В.
5.3.2 К газоопасным работам, выполняемым по наряду-допуску, относятся:
Технологическое присоединение (врезка) к действующим газопроводам;
Пуск газа и проведение пусконаладочных работ при вводе в эксплуатацию газопроводов, пунктов редуцирования газа;
Повторный пуск газа в газопроводы, пункты редуцирования газа после их остановки, ремонта или расконсервации;
Текущий и капитальный ремонты технических устройств на газопроводах и пунктах редуцирования газа с отключением подачи или снижением давления газа у потребителей;
Снижение и восстановление давления газа в газопроводах;
Установка и снятие заглушек на газопроводах;
Выполнение работ в газовых колодцах, туннелях, коллекторах, траншеях и котлованах глубиной более одного метра;
Консервация и ликвидация газопроводов, пунктов редуцирования газа;
Огневые работы на действующих объектах сети газораспределения.
Наряды-допуски должны выдаваться руководителями или специалистами производственных подразделений, назначенными приказом руководителя эксплуатационной организации (филиала эксплуатационной организации), имеющими опыт выполнения газоопасных работ не менее одного года. Наряды-допуски должны выдаваться заблаговременно для организации подготовки к проведению работ.
5.3.3 К регламентным газоопасным работам, выполняемым без наряда-допуска, относятся:
Работы по мониторингу технического состояния газопроводов (за исключением проверки состояния охранных зон);
Техническое обслуживание газопроводов без отключения подачи газа;
Работы по мониторингу технического состояния и техническому обслуживанию пунктов редуцирования газа;
Ремонт технических устройств на газопроводах и в пунктах редуцирования газа без отключения подачи или снижения давления газа у потребителей;
Удаление закупорок газопроводов;
Контроль давления газа в сети газораспределения;
Удаление конденсата из конденсатосборников и гидрозатворов;
Контроль интенсивности запаха газа в конечных точках сети газораспределения.
5.3.4 Без наряда-допуска проводятся работы по локализации и ликвидации аварий до устранения угрозы причинения вреда жизни и здоровью людей, окружающей среде, имуществу физических и юридических лиц и аварийно-восстановительные работы при их выполнении в срок не более суток. Работы по локализации и ликвидации аварийных ситуаций выполняются независимо от времени суток под непосредственным руководством специалиста.
5.3.5 К технологически сложным работам, выполняемым в соответствии с планом организации и производства газоопасных работ, относятся:
Первичный или повторный пуск газа в сеть газораспределения поселений;
Ремонтные работы на газопроводах среднего и высокого давлений;
Работы по присоединению газопроводов со снижением давления газа, связанные с изменением режимов работы действующей сети газораспределения и/или отключением потребителей.
В плане указывают последовательность проведения операций, расстановку людей, техническое оснащение, мероприятия, обеспечивающие максимальную безопасность, лиц, ответственных за проведение газоопасных работ (отдельно на каждом участке работы) и за общее руководство и координацию действий.
Планы организации и производства газоопасных работ должны утверждаться техническим руководителем эксплуатационной организации (филиала эксплуатационной организации). К планам организации и производства газоопасных работ на подземных газопроводах должны прилагаться ситуационный план и, при необходимости, копии исполнительной документации.
Планы организации и производства газоопасных работ с отключением подачи газа или изменением режимов давления газа в сети газораспределения должны своевременно доводиться до сведения АДС эксплуатационной организации.
5.3.6 Перечень газоопасных работ, выполняемых по наряду-допуску, без наряда-допуска, по плану организации и производства газоопасных работ, а также порядок выдачи, получения, оформления, продления, хранения и срок действия нарядов-допусков должен быть уточнен с учетом местных условий и утвержден техническим руководителем эксплуатационной организации.
5.3.7 Газоопасные работы должны выполняться бригадой в составе не менее двух рабочих под руководством специалиста. Газоопасные работы, не требующие оформления наряда-допуска на их производство, могут выполняться двумя рабочими, один из которых назначается руководителем работ.
Работы в газовых колодцах, туннелях, коллекторах, а также в траншеях и котлованах глубиной более одного метра должны выполняться бригадой в составе не менее трех рабочих под руководством специалиста. Для обеспечения безопасности проведения работ и страховки работающих на поверхности земли должны находиться не менее двух человек на каждого работающего в колодце.
Все распоряжения при проведении газоопасной работы должны выдаваться лицом, ответственным за работу. Другие должностные лица и руководители, присутствующие при проведении работы, могут давать указания только через лицо, ответственное за проведение работ.
5.3.8 Специалисты и рабочие, выполняющие газоопасные работы, должны быть обеспечены инструментами, исключающими искрообразование, переносными светильниками во взрывозащищенном исполнении, приборами контроля загазованности помещений и колодцев, сигнальными жилетами, средствами индивидуальной защиты и предупредительными знаками для выполнения работ на проезжей части.
До начала выполнения работ в помещении пунктов редуцирования газа, газовых колодцах, туннелях, коллекторах должна быть обеспечена проверка их загазованности газоанализатором. Выполнение работ в помещениях газорегуляторных пунктов и колодцах при концентрации газа свыше 1% не допускается.
5.4 Организация эксплуатации средств защиты стальных подземных газопроводов от коррозии
5.4.1 Работы по эксплуатации средств ЭХЗ и контролю коррозионного состояния стальных подземных газопроводов (в т.ч. стальных защитных футляров газопроводов) должны выполняться специализированными службами (филиалами, отделами) эксплуатационных организаций. Допускается выполнение работ специализированными сторонними организациями на основании соответствующих договоров.
5.4.2 Организация, осуществляющая эксплуатацию средств ЭХЗ, должна иметь:
Схемы трасс подземных газопроводов с указанием мест расположения установок ЭХЗ и опорных точек измерения потенциалов;
Данные о коррозионной (включая биокоррозионную) агрессивности грунта по трассе защищаемого газопровода;
Данные об источниках блуждающих токов (постоянного и переменного) в местах прокладки подземных газопроводов;
Данные об установленных электроизолирующих соединениях и блоках совместной защиты;
Данные о наличии и состоянии переходов газопроводов через естественные и искусственные преграды (автомобильные и железные дороги);
Схемы трасс подземных газопроводов, не требующих защиты от электрохимической коррозии в соответствии с ГОСТ 9.602, сточками отбора проб грунта и измерения потенциалов для оценки опасности коррозии;
Схемы трасс подземных газопроводов, защита которых осуществляется средствами ЭХЗ владельцев смежных подземных коммуникаций.
5.4.3 Организация работ по защите стальных подземных газопроводов от коррозии должна обеспечивать:
Своевременное проведение технического обслуживания и ремонта установок катодной, дренажной и протекторной защиты;
Поддержание нормируемой величины защитного потенциала непрерывно во времени и по протяженности защищаемого газопровода;
Проведение периодической проверки эффективности средств электрохимической защиты;
Определение наличия блуждающих токов и коррозионной агрессивности грунтов на участках газопроводов, не требующих защиты в соответствии с ГОСТ 9.602;
Контроль состояния изоляционных покрытий и коррозионного состояния газопроводов в процессе их эксплуатации;
Выявление не обеспеченных защитой участков газопроводов;
Контроль исправности электроизолирующих соединений;
Проведение оценки эффективности противокоррозионной защиты газопроводов;
Внедрение современных технологий, средств измерений и методов обследования защитных свойств изоляционных покрытий и коррозионного состояния газопроводов;
Внедрение автоматизированных систем контроля и управления процессом защиты от коррозии, создание автоматизированных рабочих мест ЭХЗ.
5.5 Организация эксплуатации автоматизированных систем управления технологическими процессами
5.5.1 Организация эксплуатации устройств автоматики и телемеханики АСУ ТП должна обеспечивать их круглосуточную бесперебойную работу и получение достоверной информации по автоматизированным зонам обслуживания.
5.5.2 Приказом руководителя эксплуатационной организации из числа руководителей или специалистов назначается лицо, ответственное за исправное состояние и безопасную эксплуатацию АСУ ТП.
5.5.3 Эксплуатация средств АСУ ТП должна осуществляться специализированными службами (участками, группами) эксплуатационных организаций. Для выполнения работ по ремонту средств АСУ ТП на договорной основе могут привлекаться сторонние специализированные организации.
5.5.4 Пункты управления должны быть оборудованы диспетчерскими телефонными станциями, внутренней сигнализацией и аппаратурой для записи телефонных сообщений.
5.5.5 Метрологическое обеспечение измерительных каналов АСУ ТП должно осуществляться в соответствии с ГОСТ Р 8.596.
5.6 Эксплуатационная документация
5.6.1 Эксплуатационные организации должны иметь и хранить в течение всего срока эксплуатации комплект проектной и исполнительной документации на введенные в эксплуатацию объекты сетей газораспределения и объекты газификации, подключенные к сетям газораспределения.
При отсутствии или утрате исполнительной документации ее восстановление должно проводиться визуальным осмотром, замерами, техническими обследованиями и другими методами, позволяющими получить необходимую информацию. В процессе дальнейшей эксплуатации объекта восстановленная документация должна уточняться и дополняться по результатам работ, выполняемых эксплуатационной организацией в целях содержания объекта в исправном и работоспособном состоянии.
5.6.2 В процессе эксплуатации объектов сетей газораспределения по результатам работ, выполняемых эксплуатационными организациями, должна составляться эксплуатационная документация, предусмотренная требованиями настоящего стандарта.
Результаты выполнения работ по входному контролю качества материалов и технических устройств, а также приемочному контролю качества сварочных, изоляционных и других строительно-монтажных работ, выполняемых при эксплуатации объектов газораспределительных систем, должны оформляться соответствующими документами (актами, протоколами и др.).
5.6.3 Для организации эксплуатации газопроводов и сооружений на них должны быть разработаны маршрутные карты газопроводов в соответствии с требованиями 6.2.
На каждый введенный в эксплуатацию газопровод, пункт редуцирования газа, установку ЭХЗ должен составляться эксплуатационный паспорт, содержащий основные технические характеристики по формам, приведенным в приложениях Г, Д, Е, Ж.
К эксплуатационным паспортам пунктов редуцирования газа должны прилагаться технологические схемы и режимные карты с параметрами настройки редукционной, защитной и предохранительной арматуры. Копии технологических схем (за исключением пунктов редуцирования газа с одним комбинированным регулятором) и режимных карт должны находиться в соответствующих пунктах редуцирования газа. В пунктах редуцирования газа, оснащенных средствами АСУ ТП, должны находиться схемы размещения устройств автоматики технологических защит, блокировок и сигнализации.
Сведения о проведенных капитальных ремонтах, а также работах по их консервации (расконсервации) и ликвидации в процессе эксплуатации газопроводов, пунктов редуцирования газа и средств ЭХЗ должны быть оформлены записями в эксплуатационных паспортах. Результаты работ по оценке технического состояния и техническому диагностированию пунктов редуцирования газа должны оформляться записями в эксплуатационных паспортах. Результаты работ по техническому обследованию, оценке технического состояния и техническому диагностированию подземных газопроводов должны оформляться записями в эксплуатационных паспортах.
5.6.4 Необходимо вести учет введенных в эксплуатацию газопроводов, пунктов редуцирования газа, средств ЭХЗ в журналах подразделений, выполняющих работы по эксплуатации соответствующих объектов сетей газораспределения и в журналах производственных отделов эксплуатационных организаций.
5.6.5 Результаты работ по техническому осмотру газопроводов и пунктов редуцирования газа, техническому обслуживанию и текущему ремонту газопроводов, пунктов редуцирования газа, средств ЭХЗ и АСУ ТП, техническому обслуживанию приборной техники, проведению поверок средств измерений должны быть оформлены записями в эксплуатационных журналах по формам, приведенным в приложениях И, К, Л, М, актах выполненных работ.
5.6.6 Эксплуатационная документация должна оформляться персоналом производственного подразделения, выполняющего соответствующие работы по эксплуатации сетей газораспределения.
Оформление эксплуатационных паспортов и журналов должно проводиться на бумажном или (при условии обеспечения архивирования) электронном носителе. Эксплуатационные журналы пунктов редуцирования газа должны оформляться на бумажном носителе и находиться в соответствующих пунктах.
5.6.7 При необходимости в формы эксплуатационной документации допускается вносить изменения с учетом местных условий эксплуатации сетей газораспределения.
Виды и/или формы эксплуатационной документации, не предусмотренной настоящим стандартом, могут устанавливаться эксплуатационной организацией самостоятельно.
5.6.8 Порядок и условия хранения эксплуатационной документации должны устанавливаться приказом (распоряжением) руководителя эксплуатационной организации.
5.7 Организация оперативно-диспетчерского управления сетями газораспределения
5.7.1 Оперативно-диспетчерское управление сетями газораспределения должно обеспечивать:
Контроль и управление режимами работы сетей газораспределения;
Аварийно-диспетчерское обслуживание объектов сетей газораспределения и сетей газопотребления.
5.7.2 Оперативно-диспетчерское управление сетями газораспределения должно осуществляться АДС филиалов региональных ГРО, городских, районных и межрайонных ГРО, выполняющих следующие основные функции:
Контроль и оперативное управление режимами работы сетей газораспределения, в т.ч. изменение параметров и режимов работы объектов, изменение положения запорной и запорно-регулирующей арматуры, отключение и ввод в работу участков сетей газораспределения;
Круглосуточный прием, регистрация, обработка и передача оперативной информации об авариях, произошедших в процессе эксплуатации сетей газораспределения и сетей газопотребления;
Координация работы аварийных бригад и производственных подразделений эксплуатационной организации при локализации и ликвидации аварий;
Взаимодействие со службами различных ведомств при локализации и ликвидации аварий;
Контроль выполнения аварийно-восстановительных работ;
Учет и анализ аварий в зоне обслуживания АДС, разработка предложений, направленных на сокращение аварийности.
5.7.3 Аварийно-восстановительные работы, в зависимости от объема их выполнения, могут проводиться персоналом производственных подразделений ГРО и/или персоналом АДС.
С целью обеспечения возможности своевременной локализации и ликвидации аварий АДС может иметь в своем составе территориально удаленные структурные подразделения (филиалы и участки АДС с круглосуточным или односменным дежурством аварийных бригад), находящиеся в ее оперативном подчинении. Зоны обслуживания и места размещения в них АДС и их структурных подразделений должны определяться с учетом времени прибытия аварийной бригады к месту аварии не позднее, чем через 1 ч после поступления оперативной информации (аварийной заявки) об аварии.
5.7.4 Локализация и ликвидация аварий на объектах сетей газораспределения, не принадлежащих ГРО на праве собственности или другом законном основании, должна осуществляться АДС ГРО на основании договоров оказания услуг по аварийно-диспетчерскому обслуживанию объектов. В договорах должны быть определены:
Порядок взаимодействия сторон при ликвидации и локализации аварий;
Условия выполнения аварийно-восстановительных работ, связанных с возобновлением подачи газа.
5.7.5 Эксплуатационные организации, имеющие собственные АДС, должны обеспечивать согласованность их действий при локализации и ликвидации аварий на обслуживаемых объектах с АДС соответствующих территориальных ГРО.
6. Эксплуатация газопроводов
6.1 Ввод в эксплуатацию законченных строительством распределительных газопроводов и газопроводов-вводов
6.1.1 Ввод в эксплуатацию законченных строительством распределительных газопроводов и газопроводов-вводов должен проводиться при их технологическом присоединении (врезке) к действующему распределительному газопроводу или другому источнику газа.
6.1.2 Технологическое присоединение вновь построенных и принятых комиссией газопроводов к действующим распределительным газопроводам должно выполняться при наличии у заказчика строительства объекта разрешения поставщика газа и разрешения ГРО, выдавшей технические условия присоединения в соответствии с .
6.1.3 До начала работ по врезке газопровода должны быть выполнены следующие подготовительные работы:
Разработка плана организации работ, схемы узла присоединения;
Подготовка монтажного узла присоединения;
Внешний осмотр присоединяемого газопровода и места врезки;
Отключение средств ЭХЗ на действующем и присоединяемом стальном газопроводе;
Установка продувочных свечей и манометров (при необходимости) на присоединяемом газопроводе;
Установка заглушки на запорной арматуре присоединяемого газопровода-ввода;
Контрольная опрессовка воздухом присоединяемого газопровода.
6.1.4 Контрольная опрессовка присоединяемого газопровода должна проводиться избыточным давлением воздуха, равным 0,1 МПа в течение 1 ч с использованием манометра с классом точности не ниже 0,6. Падение давления в газопроводе по окончании опрессовки не допускается. Избыточное давление воздуха в газопроводе должно сохраняться до начала работ по его врезке в действующий распределительный газопровод.
При выполнении работ по врезке более чем через 6 мес после оформления акта приемки газопровода должно проводиться его повторное испытание на герметичность в соответствии с .
При избыточном давлении воздуха в присоединяемом газопроводе не ниже 0,1 МПа допускается не проводить его контрольную опрессовку воздухом.
6.1.5 Работы по врезке газопроводов должны проводиться без прекращения подачи газа, с использованием специального оборудования, обеспечивающего безопасность их выполнения. В обоснованных случаях допускается осуществлять работы по врезке газопроводов при давлении газа в действующем газопроводе в пределах от 0,0004 до 0,002 МПа. Способы снижения давления газа в действующем газопроводе должны определяться планом организации и производства работ.
6.1.6 Первичный пуск газа при вводе газопроводов в эксплуатацию должен осуществляться путем их продувки газом. Давление газа при продувке газопровода с установленным проектной документацией рабочим давлением газа до 0,005 МПа должно быть не выше рабочего давления, газопровода с рабочим давлением газа свыше 0,005 МПа - не выше 0,1 МПа.
6.1.7 По окончании продувки газом вводимого в эксплуатацию газопровода и установления в нем рабочего давления в соответствии с проектной документацией должны быть выполнены (при необходимости) следующие пусконаладочные работы:
Восстановление режимов давления газа в действующем газопроводе и проверка параметров настройки технологического оборудования пунктов редуцирования газа на участке присоединения вводимого в эксплуатацию газопровода;
Включение и регулирование режимов работы средств ЭХЗ на действующем и вводимом в эксплуатацию стальном подземном газопроводе.
В месте врезки газопровода должна быть проведена проверка герметичности сварного соединения прибором или пенообразующим раствором при рабочем давлении газа.
Сварное соединение должно быть проверено методом неразрушающего контроля (в случае невозможности проверки над местом врезки устанавливается контрольная трубка).
Место врезки стального подземного газопровода должно быть заизолировано. Качество изоляционного покрытия должно быть проверено приборным методом после восстановления засыпки газопровода.
6.1.8 Окончание работ по вводу газопроводов в эксплуатацию оформляется актом, подписанным представителями ГРО и заказчика строительства объекта. Форма акта приведена в приложении Н.
6.2 Мониторинг технического состояния газопроводов
6.2.1 В процессе эксплуатации сети газораспределения должны выполняться следующие регламентные работы по мониторингу технического состояния газопроводов:
Проверка состояния охранных зон газопроводов;
Технический осмотр (осмотр технического состояния) подземных и надземных газопроводов;
Техническое обследование подземных газопроводов;
Оценка технического состояния подземных и надземных газопроводов;
Техническое диагностирование подземных газопроводов.
6.2.2 Проверка состояния охранных зон газопроводов должна проводиться путем визуального осмотра относящихся к ним земельных участков с целью выявления:
Утечек газа из газопроводов по внешним признакам: пожелтению растительности на трассе, появлению пузырей на поверхности воды, запаху одоранта, шипению газа, появлению бурых пятен на снегу и др.;
Нарушения ограничений, установленных ;
Нарушения условий выполнения сторонними организациями земляных и строительных работ, установленных выданными эксплуатационной организацией разрешениями на производство работ или несанкционированного выполнения этих работ;
Нарушения состояния грунта на трассе подземного газопровода вследствие его просадки, обрушения, эрозии, размыва паводковыми или дождевыми водами.
При выявлении несанкционированного производства сторонними организациями земляных и строительных работ в охранной зоне подземного или наземного газопровода должны быть приняты оперативные меры:
По прекращению работ до получения разрешения на их проведение от эксплуатационной организации сети газораспределения;
Привлечению к ответственности виновных в производстве работ, при проведении которых произошло повреждение газопровода;
Проверке герметичности газопровода и состояния изоляции в месте производства работ.
6.2.3 Проверку состояния охранных зон газопроводов допускается проводить одним рабочим.
Периодичность проведения проверок состояния охранных зон газопроводов должна устанавливаться эксплуатационной организацией самостоятельно с учетом плотности застройки территории, гидрогеологических условий эксплуатации и прокладки газопроводов, но не реже сроков проведения технического осмотра газопроводов.
Проверка состояния охранных зон газопроводов, проложенных в просадочных грунтах, должна проводиться не реже одного раза в 10 дней.
При выполнении работ в охранных зонах газопроводов, а также в период паводка, проверка состояния охранных зон в местах переходов через
6.2.4 Технический осмотр подземных газопроводов проводится двумя рабочими, при этом руководство поручается наиболее квалифицированному рабочему. Технический осмотр трасс надземных газопроводов может проводиться одним рабочим.
Маршрутные карты газопроводов должны составляться в двух экземплярах, один из которых с личными подписями рабочих, закрепленных за данным маршрутом, об ознакомлении с ним хранится у мастера. Маршрутные карты должны корректироваться ежегодно, а также по факту изменений на трассе газопровода, выявленных при техническом осмотре. Маршрутные карты должны содержать информацию о дате корректировок и подпись мастера, вносившего изменения в карту. Маршрутные карты разрабатываются с учетом объемов работ и периодичности их выполнения, удаленности трасс и протяженности газопроводов, числа объектов, подлежащих проверке на загазованность, интенсивности движения транспорта на маршруте и других факторов, влияющих на трудоемкость работ.
В маршрутной карте должны указываться:
Номер маршрута;
Схема трассы газопровода с привязками характерных точек газопровода (углов поворота, сооружений) к постоянным ориентирам;
Объекты, подлежащие проверке на загазованность в соответствии с приложением П;
Средства ЭХЗ;
Общая протяженность газопроводов;
Число обслуживаемых сооружений по данному маршруту.
6.2.5 При техническом осмотре подземных газопроводов должны выполняться следующие виды работ:
Выявление утечек газа;
Проверка внешним осмотром состояния сооружений и технических устройств надземной установки (защитных футляров газовых вводов, средств ЭХЗ, запорной арматуры, коверов, контрольных трубок и др.), настенных знаков привязок газопровода, крышек газовых колодцев;
Очистка крышек газовых колодцев и коверов от снега, льда и загрязнений;
Выявление пученений, просадок, оползней, обрушений грунта.
При техническом осмотре надземных газопроводов должны выполняться внешним осмотром проверки:
Состояния газопроводов (с выявлением их перемещений за пределы опор, вибраций и деформаций, необходимости окраски), их опор и креплений;
Состояния защитных футляров газопроводов в местах входа и выхода из земли;
Состояния запорной арматуры, компенсаторов, электроизолирующих соединений, средств защиты от падения электропроводов, габаритных знаков в местах проезда автотранспорта.
6.2.6 Выявление утечек газа при техническом осмотре подземных газопроводов должно осуществляться по внешним признакам и с помощью приборов (газоиндикаторов, газоанализаторов) путем проверки:
Герметичности разъемных соединений запорной арматуры (при ее надземной установке);
Герметичности резьбовых соединений сифонных трубок конденсатосборников;
Наличия газа в контрольных трубках защитных футляров подземных газопроводов;
Загазованности газовых колодцев;
Загазованности подвалов зданий, не оборудованных средствами контроля загазованности помещений, колодцев инженерных коммуникаций, шахт, коллекторов, подземных переходов, расположенных по обе стороны от газопровода на расстояниях, указанных в приложении П, а также ближайших колодцев коммуникаций, пересекающих трассу газопровода:
Для бесканальных коммуникаций - в радиусе 50 м от газопровода;
Для канальных коммуникаций - до ближайшего колодца независимо от расстояния (при отсутствии контрольной трубки в канале коммуникации).
При выявлении внешних признаков утечек газа из подземных газопроводов или загазованности подвалов зданий, газовых колодцев и других сооружений должна быть сделана аварийная заявка в АДС. При выявлении загазованности подвала здания свыше 1% по объему до приезда аварийной бригады должны быть приняты меры по эвакуации людей из загазованного помещения, организации его проветривания и предупреждению людей о недопустимости курения, пользования открытым огнем и электроприборами.
При необходимости определения природы метана должен проводиться лабораторный анализ пробы газа, отобранной из загазованного помещения или сооружения.
6.2.7 Технический осмотр подземных и надземных газопроводов должен проводиться в сроки, обеспечивающие безопасность их эксплуатации, но не реже приведенных в таблице 1.
Таблица 1 - Сроки проведения технических осмотров газопроводов
Газопроводы |
Сроки проведения технических осмотров |
||
на застроенной территории поселений, с давлением газа, МПа |
на незастроенной территории и вне поселений |
||
до 0,005 включ. |
св. 0,005 до 1,2 включ. |
||
1 Стальные подземные со сроком службы свыше 15 лет |
1 раз в 2 мес |
1 раз в мес |
1 раз в 6 мес |
2 Надземные со сроком службы свыше 15 лет |
1 раз в 6 мес |
1 раз в год |
|
3 Полиэтиленовые со сроком службы свыше 15 лет |
1 раз в 6 мес |
1 раз в год |
|
4 Стальные подземные, эксплуатируемые в зоне действия источников блуждающих токов и/или в грунтах высокой коррозионной агрессивности, необеспеченные минимальным защитным потенциалом, а также с неустраненными дефектами защитных покрытий |
1 раз в неделю |
2 раза в неделю |
2 раза в месяц |
5 Стальные подземные при наличии анодных и знакопеременных зон |
Ежедневно |
Ежедневно |
2 раза в неделю |
6 Стальные подземные и полиэтиленовые, подлежащие капитальному ремонту и реконструкции |
1 раз в неделю |
2 раза в неделю |
2 раза в месяц |
7 Стальные надземные, подлежащие капитальному ремонту и реконструкции |
1 раз в неделю |
2 раза в неделю |
1 раз в месяц |
|
Примечания: 1. Сроки проведения технического осмотра газопроводов, указанных в графах 1 и 2, распространяются на газопроводы, срок службы которых продлен на основании результатов экспертизы промышленной безопасности. 3. Сроки проведения технического осмотра газопроводов, указанных в графах 1-3, при сроке службы газопроводов менее 15 лет устанавливаются эксплуатационной организацией самостоятельно с учетом их технического состояния, но не реже 1 раза в 6 мес - для стальных подземных газопроводов и 1 раза в год - для полиэтиленовых газопроводов. При применении метода технического обследования с использованием приборов с чувствительностью не менее 0,001% по объему газа в период максимального промерзания и последующего оттаивания грунта должен быть обеспечен дополнительный контроль герметичности. Проверке подлежат участки газопроводов в местах неравномерного промерзания грунта (переходы через железные и автомобильные дороги, места резкого изменения снежного покрова и глубины заложения газопровода). Периодичность и сроки таких проверок устанавливаются эксплуатационной организацией самостоятельно с учетом гидрогеологических и климатических условий региона. |
|||
6.2.8 При техническом обследовании подземных газопроводов должны выполняться следующие виды работ:
Выявление мест повреждений изоляционных покрытий стальных газопроводов;
Выявление мест утечек газа из труб и соединений стальных и полиэтиленовых газопроводов;
Электрометрическое обследование участков стальных газопроводов, проложенных под автомобильными и железными дорогами, с целью определения наличия (отсутствия) контактов "труба - футляр".
Техническое обследование подземных газопроводов должно проводиться с использованием приборной техники с чувствительностью не менее 0,001% по объему газа, обеспечивающей возможность выявления мест повреждений изоляционных покрытий и утечек газа без вскрытия грунта и дорожных покрытий.
На участках трасс газопроводов, где использование приборов для выявления мест повреждений изоляционного покрытия без вскрытия грунта технически затруднено, должно быть проведено обследование газопроводов в шурфах (не менее одного на каждые 500 м распределительного газопровода и 200 м газопровода-ввода) длиной не менее 1,5 м.
6.2.9 Первое плановое техническое обследование полиэтиленовых и стальных газопроводов должно проводиться через 15 лет после ввода их в эксплуатацию.
Последующие плановые технические обследования полиэтиленовых газопроводов должны проводиться не реже одного раза в 10 лет, стальных газопроводов - не реже одного раза в пять лет.
Техническое обследование участков стальных газопроводов, не обеспеченных минимальным защитным потенциалом, при их эксплуатации в зонах опасного действия источников блуждающих токов или в грунтах с высокой коррозионной агрессивностью, включая биокоррозионную агрессивность, должно проводиться не реже одного раза в год.
Внеплановое техническое обследование отдельных участков стальных газопроводов должно проводиться:
При обнаружении сквозных коррозионных повреждений;
При суммарных перерывах в работе электрозащитных установок (если защита газопровода не была обеспечена другими средствами ЭХЗ) в течение календарного года более одного месяца - в зонах опасного действия блуждающих токов, более шести месяцев - в остальных случаях.
6.2.10 Плановое техническое обследование стальных газопроводов на участках подводных переходов через судоходные водные преграды должно производиться не реже одного раза в три года, через несудоходные водные преграды - не реже одного раза в пять лет.
Периодичность проведения технического обследования газопроводов, проложенных методом наклонно-направленного бурения, должна устанавливаться эксплуатационной организацией самостоятельно.
Техническое обследование газопроводов на участках подводных переходов через судоходные водные преграды должно выполняться специализированными организациями. При проведении технического обследования должны определяться:
Глубина, рельеф дна водоема в месте прокладки газопровода;
Оголенные и провисающие участки газопровода;
Соответствие фактического положения газопровода проектной документации;
Состояние балластировки газопровода;
Наличие посторонних предметов на дне водной преграды в месте прокладки газопровода.
Результаты технического обследования газопроводов должны оформляться актами по форме, приведенной в приложении Р.
Выявленные утечки газа устраняются в аварийном порядке.
При выявлении повреждений изоляционных покрытий газопроводов должно осуществляться планирование проведения работ по их устранению.
6.2.11 Оценка технического состояния стальных и полиэтиленовых газопроводов должна проводиться в соответствии с методикой, утвержденной в установленном порядке, и содержать оценку технического состояния с расчетом величины риска и принятием решения о его допустимости.
Периодичность проведения оценки технического состояния газопроводов должна устанавливаться эксплуатационной организацией самостоятельно, но не реже одного раза в пять лет - для стальных подземных газопроводов, не реже одного раза в 10 лет - для полиэтиленовых и стальных надземных газопроводов. Первая плановая оценка технического состояния стальных подземных газопроводов должна проводиться через 30 лет, полиэтиленовых и стальных надземных газопроводов - через 40 лет после ввода их в эксплуатацию.
Результаты проведения оценки технического состояния газопроводов должны оформляться документацией по формам, установленным методикой проведения работ, и использоваться для определения приоритетов при назначении газопровода на капитальный ремонт или реконструкцию, а также для определения необходимости проведения технического диагностирования подземных газопроводов с целью установления предельного срока эксплуатации (перехода объекта в предельное состояние). Решение о проведении работ по диагностированию принимается владельцем сети газораспределения. По истечении установленного по результатам технического диагностирования предельного срока эксплуатация объекта должна быть прекращена.
6.2.12 Техническое диагностирование подземных газопроводов должно проводиться в соответствии с методикой, утвержденной уполномоченным федеральным органом исполнительной власти в области промышленной безопасности. При проведении технического диагностирования могут быть использованы данные технического обследования газопровода, проведенного не позднее, чем год назад.
Плановое техническое диагностирование подземных газопроводов должно проводиться:
По результатам проведения оценки технического состояния газопроводов;
По достижении срока эксплуатации, установленного в проектной документации, эксплуатационной документации изготовителя технических устройств.
Внеплановое техническое диагностирование газопроводов должно проводиться в следующих случаях:
После аварий, не связанных с механическими разрушениями газопроводов;
После воздействия на газопроводы деформаций грунта (просадок, оползневых явлений, размывов);
После землетрясения силой свыше 6 баллов;
По решению владельца сети газораспределения.
Результаты проведения технического диагностирования газопроводов должны оформляться документацией по формам, установленным методикой проведения работ.
6.2.13 Результаты проверки охранных зон и технического осмотра газопроводов должны оформляться записями в эксплуатационных журналах газопроводов по форме, приведенной в приложении И.
Результаты технического обследования, оценки технического состояния и технического диагностирования газопроводов должны оформляться записями в эксплуатационном паспорте газопровода по форме, приведенной в приложении Г.
6.2.14 При выявлении в процессе мониторинга технического состояния газопроводов утечек газа, дефектов, неисправностей и других нарушений условий безопасной эксплуатации газопроводов должны быть приняты меры по их устранению.
Утечки газа из труб и неразъемных соединений газопроводов должны устраняться в аварийном порядке.
6.3 Техническое обслуживание газопроводов
6.3.1 При техническом обслуживании газопроводов должно проводиться техническое обслуживание запорной арматуры, проверка состояния газовых колодцев, а также устранение следующих нарушений условий безопасной эксплуатации газопроводов, выявленных при проведении их технического осмотра и проверке состояния охранных зон:
Устранение перекосов и оседаний коверов, крышек газовых колодцев;
Наращивание или обрезка контрольных трубок, сифонных трубок конденсатосборников и гидрозатворов на подземных газопроводах;
Замена крышек газовых колодцев;
Восстановление креплений и окраска надземных газопроводов;
Восстановление и замена опознавательных столбиков и настенных указателей привязок подземных газопроводов, а также габаритных знаков надземных газопроводов в местах проезда автотранспорта;
Восстановление засыпки грунтом подземных газопроводов, а также опор надземных газопроводов;
Очистка охранных зон газопроводов от посторонних предметов и древесно-кустарниковой растительности;
Проверка наличия и удаление конденсата из конденсатосборников и гидрозатворов;
Проверка интенсивности запаха газа;
Контроль давления газа в конечных точках сети газораспределения.
6.3.2 Техническое обслуживание запорной арматуры наружных газопроводов должно производиться не реже одного раза в год (если другие сроки не установлены документацией изготовителей). В состав выполняемых работ должны входить следующие виды работ:
Внешний осмотр запорной арматуры;
Очистка от загрязнений и ржавчины;
Смазка подвижных элементов;
Проверка герметичности разъемных соединений прибором или пенообразующим раствором и устранение утечек газа (при их выявлении);
Проверка работоспособности затвора частичным перемещением запирающего элемента;
Проверка состояния и замена (при необходимости) износившихся и поврежденных крепежных элементов фланцевых соединений;
Проверка работоспособности и устранение неисправностей привода (при необходимости) в соответствии с документацией изготовителя;
Проверка состояния окраски и (при необходимости) ее восстановление.
Устранение утечек газа из разъемных соединений запорной арматуры надземных и подземных газопроводов допускается проводить следующими способами:
Подтягиванием болтов и гаек фланцевых и резьбовых соединений при давлении газа в газопроводе не более 0,1 МПа;
Подтягиванием или заменой сальниковой набивки при давлении газа в газопроводе не более 0,1 МПа;
Заменой прокладок фланцевых соединений при давлении газа в газопроводе от 0,0004 до 0,002 МПа включительно;
Другими способами, обеспечивающими безопасное проведение работ без снижения давления газа в газопроводе.
При выявлении дефектов запорной арматуры, требующих устранения в условиях ремонтно-механических мастерских, должна проводиться ее замена.
6.3.3 Проверка состояния газовых колодцев должна проводиться не реже одного раза в год. В состав выполняемых работ должны входить следующие виды работ:
Очистка колодцев от грязи, воды и посторонних предметов;
Внешний осмотр состояния кирпичной кладки, штукатурки, отмостки и гидроизоляции;
Внешний осмотр состояния горловин и перекрытий;
Проверка целостности, восстановление и замена скоб и лестниц.
При выявлении необходимости полного или частичного восстановления строительных конструкций газового колодца или его наращивания, замены перекрытий, горловин, полного или частичного восстановления гидроизоляции должно быть организовано проведение необходимых ремонтных работ.
Работы по проверке состояния газовых колодцев могут совмещаться с проведением регламентных работ по техническому обслуживанию установленной в них запорной арматуры.
6.3.4 Результаты работ, выполненных при техническом обслуживании, должны быть оформлены записями в эксплуатационном журнале газопровода, форма которого приведена в приложении И.
Выполнение работ и оформление результатов контроля интенсивности запаха газа и контроля давления газа в сетях газораспределения проводится в соответствии с требованиями 6.6 и 6.7.
6.4 Текущий и капитальный ремонты газопроводов
6.4.1 Текущий и капитальный ремонты газопроводов должны проводиться по результатам мониторинга их технического состояния и проведения технического обслуживания.
Виды работ, выполняемых при текущем ремонте газопроводов:
Устранение утечек газа (кроме утечек газа из разъемных соединений запорной арматуры, устраняемых при проведении регламентных работ по поддержанию ее работоспособности);
Замена прокладок фланцевых соединений технических устройств;
Устранение отдельных мест повреждений изоляционных покрытий стальных подземных газопроводов;
Частичное восстановление кирпичной кладки, штукатурки, отмостки и гидроизоляции газовых колодцев;
Устранение перемещений за пределы опор и деформаций (провиса, прогиба) надземных газопроводов;
Восстановление и замена устройств защиты надземных газопроводов от падения электропроводов;
Замена креплений и окраска надземных газопроводов;
Восстановление уплотнений защитных футляров газопроводов в местах их входа и выхода из земли;
Замена защитных футляров и изоляционных покрытий газопроводов в местах их входа и выхода из земли;
Устранение закупорок газопроводов;
Замена арматуры, коверов, контрольных трубок, сифонных трубок конденсатосборников подземных газопроводов, восстановление и замена ограждений мест надземной установки запорной арматуры и опор газопроводов.
Сроки выполнения работ по текущему ремонту газопроводов устанавливаются эксплуатационными организациями самостоятельно, исходя из характера неисправностей и условий обеспечения безопасной эксплуатации газопроводов.
Устранение утечек газа из газопроводов должно проводиться в аварийном порядке.
Ремонт мест повреждений изоляционного покрытия стальных подземных газопроводов должен проводиться в следующие сроки:
В зонах опасного влияния блуждающих токов - в течение одного месяца;
При обеспечении средствами электрохимической защиты нормируемой величины защитного потенциала (вне зависимости от коррозионной агрессивности грунта) - в течение года;
В других случаях - не позднее чем через 3 мес после их обнаружения.
6.4.2 Ремонт сквозных коррозионных и механических повреждений труб стальных газопроводов, разрывов и трещин сварных соединений, каверн глубиной свыше 30% толщины стенки трубы должен проводиться врезкой катушек длиной не менее 200 мм или установкой усилительных муфт. Сварка усилительных муфт должна проводиться при давлении газа в газопроводе не выше 0,1 МПа.
Применение лепестковых муфт при ремонте газопроводов с давлением газа свыше 0,6 МПа не допускается.
При выявлении в ходе выполнения ремонтных работ смещения стального газопровода относительно проектного положения по вертикали и/или горизонтали должны быть проверены физическим методом контроля два ближайших сварных стыка в обе стороны от места устранения дефекта. При обнаружении в них повреждений в результате смещения газопровода физическим методом контроля должны быть проверены последующие стыки с устранением выявленных дефектов.
6.4.3 Утечки газа из труб и сварных соединений полиэтиленовых газопроводов (в т.ч. протянутых в стальных газопроводах) должны устраняться врезкой катушек длиной не менее 500 мм с применением деталей с закладными электронагревателями.
Ремонт несквозных механических повреждений труб полиэтиленовых газопроводов может проводиться приваркой усилительных муфт или седелок с закладными электронагревателями.
6.4.4 Устранение закупорок газопровода должно проводиться при давлении газа в газопроводе не более 0,005 МПа с использованием следующих способов их ликвидации:
Заливка в газопровод органических спиртов-растворителей;
Шуровка газопровода.
При устранении закупорок полиэтиленовых газопроводов следует применять растворители, к которым полиэтилен химически стоек (этанол, бутанол).
Устранение закупорок газопровода может проводиться также путем отогрева мест закупорки горячим паром, гибкими нагревательными элементами или (через слой песка) инфракрасными горелками. Применение открытого огня для отогрева газопровода запрещается.
6.4.5 Виды работ, выполняемых при капитальном ремонте газопроводов:
Замена участков стальных и полиэтиленовых газопроводов, в т.ч. с изменением местоположения надземных газопроводов относительно поверхности земли;
Наращивание по высоте газовых колодцев;
Замена перекрытий и горловин газовых колодцев, полное восстановление их гидроизоляции;
Замена (восстановление) изоляционных покрытий газопроводов;
Замена арматуры и компенсаторов с изменением их характеристик;
Замена опор надземных газопроводов с изменением их конструкции;
Замена, установка дополнительных и ликвидация компенсаторов, конденсатосборников, гидрозатворов и контрольно-измерительных пунктов;
Замена соединений "полиэтилен-сталь" и других соединительных деталей полиэтиленовых газопроводов;
Восстановление антикоррозионного защитного покрытия стальных надземных газопроводов;
Ремонт уплотнительной конструкции футляров переходов газопроводов под автомобильными и железными дорогами;
Устранение нарушений условий прокладки газопроводов на участках подводных переходов (восстановление пригрузов и футеровки труб, засыпка размытых участков и др.);
Устранение нарушений условий прокладки газопроводов на участках переходов под автомобильными и железными дорогами (устранение контактов "труба-футляр").
Работы по устранению нарушений условий прокладки и замене газопроводов на участках подводных переходов через судоходные реки должны проводиться специализированными организациями, имеющими соответствующее оборудование и снаряжение.
6.4.6 Документация на капитальный ремонт опасных производственных объектов должна разрабатываться в соответствии с .
При замене стальных подземных газопроводов и футляров, как правило, следует предусматривать применение полиэтиленовых труб.
6.4.7 При выполнении работ по текущему и капитальному ремонту газопроводов должны соблюдаться следующие технологические требования, обеспечивающие качество и безопасное выполнение работ:
Выбор технологий ремонта газопроводов должен проводиться исходя из возможности выполнения работ без снижения давления газа в газопроводе или его отключения. При необходимости снижение и регулирование давления газа в газопроводе должно проводиться перекрытием запорной арматуры на газопроводе, сбросом газа через продувочные свечи ближайшего пункта редуцирования газа или через продувочные свечи, установленные на действующем газопроводе в месте производства работ. Давление газа в газопроводе должно контролироваться в течение всего времени производства работ по манометру, установленному не далее 100 м от места их выполнения;
Перед установкой запорной арматуры и других технических устройств взамен вышедших из строя в ремонтно-механических мастерских должны быть выполнены работы по их расконсервации и предустановочному контролю в соответствии с документацией изготовителей. Ремонт демонтированной запорной арматуры должен проводиться в ремонтно-механических мастерских ГРО (эксплуатационных организаций) или в специализированных организациях изготовителя;
Технические устройства, устанавливаемые на место демонтированных неисправных или изношенных технических устройств, должны иметь идентичные эксплуатационные характеристики;
Газовая резка и сварочные работы в газовых колодцах, а также замена запорной арматуры и компенсаторов должны выполняться при отключенных средствах ЭХЗ после отключения и продувки газопроводов воздухом, установки заглушек, демонтажа перекрытий, проверки загазованности колодца газоанализатором. При концентрации газа свыше 1% (по показанию прибора) выполнение работ не допускается;
При замене стальных и полиэтиленовых газопроводов, соединительных деталей полиэтиленовых газопроводов должны применяться технологии сварки и монтажа вновь строящихся газопроводов;
Качество соединений стальных и полиэтиленовых газопроводов, выполненных в процессе проведения ремонтных работ (кроме соединений полиэтиленовых газопроводов, выполненных с помощью деталей с закладными нагревательными элементами), должно проверяться физическими методами контроля, обеспечивающими выявление возможных дефектов с учетом физических свойств материала труб газопроводов;
Герметичность резьбовых и фланцевых соединений технических устройств после сборки должна проверяться газоанализаторами или пенообразующими растворами;
Состояние изоляционных покрытий стальных подземных газопроводов и значения параметров, характеризующих его защитные свойства, наличие коррозии металла трубы должны определяться во всех шурфах, отрываемых для ремонта газопроводов;
При ремонте и восстановлении изоляционных покрытий газопроводов должны использоваться материалы, соответствующие нормативным требованиям, предъявляемым к основному (заводскому) покрытию газопровода. Контроль качества всех работ по ремонту и восстановлению изоляционных покрытий стальных подземных газопроводов должен проводиться в объеме, предусмотренном ;
Инвентарные заглушки, применяемые при отключении газопроводов, должны соответствовать максимальному давлению газа в газопроводе, иметь хвостовики, выступающие за пределы фланцев, клеймо с указанием давления газа и диаметра газопровода;
До начала ремонтных работ на подземных газопроводах, связанных с их разъединением, следует отключать средства ЭХЗ и устанавливать токопроводящие перемычки в целях предотвращения искрообразования.
6.4.8 Сведения о текущем ремонте должны быть оформлены записями в эксплуатационных журналах газопроводов.
Сведения о капитальном ремонте должны быть оформлены записями в эксплуатационных паспортах газопроводов.
Документация на капитальный ремонт газопроводов должна включаться в состав исполнительной документации соответствующих газопроводов.
6.5 Удаление конденсата из конденсатосборников и гидрозатворов
6.5.1 Проверка наличия конденсата в конденсатосборниках и гидрозатворах на подземных газопроводах должна проводиться с периодичностью, исключающей возможность образования закупорок газопроводов. Сроки проведения проверки наличия конденсата в конденсатосборниках и гидрозатворах должны устанавливаться эксплуатационной организацией с учетом местных условий эксплуатации сетей газораспределения, но не реже одного раза в год.
6.5.2 Удаление конденсата из конденсатосборников и гидрозатворов должно проводиться по мере необходимости. Откачка конденсата должна проводиться в специальную емкость или автоцистерну. Слив конденсата на поверхность земли, в системы водостока, канализацию и другие инженерные коммуникации не допускается.
6.5.3 Результаты работ по удалению конденсата из конденсатосборников и гидрозатворов должны оформляться записями в эксплуатационных журналах газопроводов.
6.6 Контроль интенсивности запаха газа в конечных точках сети газораспределения
6.6.1 Интенсивность запаха газа (одоризация) в пределах 3-4 баллов в конечных точках сети газораспределения должна обеспечиваться газотранспортной организацией.
6.6.2 Контроль степени одоризации газа, подаваемого потребителям по сети газораспределения, должен осуществляться путем проверки интенсивности запаха газа на тупиковых участках сети газораспределения с периодичностью не реже одного раза в 10 дней.
Пункты контроля интенсивности запаха газа должны определяться эксплуатационной организацией самостоятельно, с учетом местных условий эксплуатации сетей газораспределения. Схемы размещения пунктов контроля должны утверждаться техническим руководителем эксплуатационной организации (филиала эксплуатационной организации).
6.6.3 Проверка интенсивности запаха газа должна проводиться приборами контроля интенсивности запаха газа или по ГОСТ 22387.5.
6.6.4 Результаты проверки интенсивности запаха газа должны оформляться актом по форме, приведенной в приложении С.
6.7 Контроль давления газа в сети газораспределения
6.7.1 Контроль давления газа в сети газораспределения на территории поселений должен осуществляться его измерением не реже одного раза в год (в зимний период) в часы максимального потребления газа.
Внеплановые измерения давления газа в распределительных газопроводах могут проводиться для уточнения радиуса действия действующих пунктов редуцирования газа и выявления возможности подключения к сети газораспределения новых потребителей газа, а также для выявления мест закупорок газопроводов гидратными и конденсатными пробками.
6.7.2 Измерение давления газа должно проводиться на выходе из пунктов редуцирования газа у наиболее удаленных от пунктов редуцирования газа потребителей газа и в других неблагоприятных по условиям подачи газа точках сети газораспределения по схеме, утвержденной техническим руководителем эксплуатационной организации (филиала эксплуатационной организации).
Пункты замера давления газа должны определяться эксплуатационной организацией, исходя из опыта эксплуатации сети газораспределения, с учетом заявок о снижении давления газа, подаваемого в сети газопотребления.
6.7.3 Результаты измерений давления газа в газопроводах должны оформляться записями в специальном эксплуатационном журнале и использоваться для оценки фактического режима давления газа в сети газораспределения и принятия, при необходимости, мер по его оптимизации.
6.8 Консервация и утилизация (ликвидация) газопроводов
6.8.1 При выводе из эксплуатации участков газопроводов должна проводиться их утилизация (ликвидация). Консервация отдельных участков газопроводов проводится при их временном выводе из эксплуатации.
Выполнение работ по консервации и утилизации (ликвидации) участков газопроводов должно осуществляться в соответствии с документацией, разработанной на основании , или типовых технологических карт.
6.8.2 При ликвидации выводимых из эксплуатации участков газопроводов или переводе их в режим консервации должны проводиться следующие виды работ:
Отключение и освобождение от газа продувкой воздухом действующего газопровода на участке демонтажа выводимого из эксплуатации участка газопровода;
Вырезка (обрезка) выводимого из эксплуатации участка газопровода;
Установка и заварка заглушек на действующем и переводимом в режим консервации газопроводах.
6.8.3 Результаты работ по консервации и утилизации (ликвидации) газопроводов должны оформляться записями в эксплуатационных паспортах газопроводов. Документация на консервацию и утилизацию газопроводов должна включаться в состав исполнительной документации.
7. Эксплуатация средств электрохимической защиты стальных подземных газопроводов
7.1 Ввод в эксплуатацию
7.1.1 Средства ЭХЗ должны вводиться в эксплуатацию в процессе строительства стального подземного газопровода, но не позднее, чем через шесть месяцев после укладки газопровода в грунт, а в зонах опасного влияния блуждающих токов - не позднее чем через месяц.
Соблюдение указанных сроков должно обеспечиваться заказчиком строительства объекта.
7.1.2 Ввод средств ЭХЗ в эксплуатацию должен осуществляться после проведения пусконаладочных работ. К проведению пусконаладочных работ заказчиком строительства объекта должны привлекаться специализированные организации.
До окончания работ по строительству защищаемого газопровода и ввода его в эксплуатацию заказчиком строительства должно быть обеспечено проведение технического обслуживания принятых в эксплуатацию установок ЭХЗ.
7.1.3 Ввод средств ЭХЗ в эксплуатацию должен оформляться актом по форме, приведенной в приложении Т.
7.1.4 Каждой введенной в эксплуатацию установке ЭХЗ должен быть присвоен порядковый номер и составлен эксплуатационный паспорт.
Эксплуатационные паспорта должны составляться по формам, приведенным в приложениях Д и Е.
7.1.5 Ввод в эксплуатацию электроизолирующих соединений должен проводиться на основании справок об их приемке после окончания монтажа.
7.2 Техническое обслуживание и ремонт средств электрохимической защиты
7.2.1 Техническое обслуживание установок ЭХЗ, не оборудованных автоматизированными системами управления, должно проводиться не реже:
Двух раз в месяц - для катодных;
Четырех раз в месяц - для дренажных;
Одного раза в шесть месяцев - для протекторных.
При наличии автоматизированных систем управления, отвечающих требованиям 5.5.5, периодичность проведения технического обслуживания установок ЭХЗ может устанавливаться эксплуатационной организацией самостоятельно.
При техническом обслуживании катодных и дренажных установок ЭХЗ должны выполняться следующие виды работ:
Контроль режимов работы (измерение напряжения, величины тока на выходе преобразователя);
Измерение защитных потенциалов в точках подключения к защищаемому сооружению;
Оценка непрерывности работы;
Осмотр контактных соединений, анодных заземлений, узлов и блоков преобразователей, выявление обрывов кабельных линий;
Проверка наличия и состояния знаков привязки на местности анодного заземления и точек подключения к защищаемым сооружениям, наличие и состояние маркировочных бирок кабельных линий.
На протекторных установках защиты должно выполняться техническое обслуживание с проверкой эффективности их работы.
Результаты технического обслуживания установок ЭХЗ должны оформляться записями в эксплуатационных журналах, составленных по форме, приведенной в приложении К.
7.2.2 Техническое обслуживание электроизолирующих соединений и проверка их диэлектрических свойств должны проводиться со следующей периодичностью:
Неразъемных по диэлектрику - в сроки, установленные требованиями документации изготовителя;
Фланцевых - не реже одного раза в год.
Результаты технического обслуживания электроизолирующих соединений должны быть оформлены документацией по формам, установленным стандартами эксплуатационных организаций.
7.2.3 Проверка эффективности работы установок катодной и дренажной защиты должна проводиться не реже, чем два раза в год, с интервалом не менее 4 мес.
При проверке эффективности работы катодных и дренажных установок защиты должны выполняться следующие виды работ:
Все работы, предусмотренные при техническом обслуживании;
Измерения защитных потенциалов в опорных точках по трассе защищаемого сооружения;
Контроль распределения тока между защищаемыми сооружениями в блоках совместной защиты.
При техническом обслуживании с проверкой эффективности работы протекторных установок должны выполняться следующие виды работ:
Контроль режима работы (измерение силы тока в цепи "протектор - защищаемое сооружение"; разность потенциалов между протектором и защищаемым сооружением);
Измерение защитных потенциалов в точке подключения к защищаемому сооружению и в опорных точках по трассе защищаемого сооружения;
Измерение потенциала "протектор - земля";
Осмотр контактных соединений.
Порядок проведения и объем необходимых измерений при проверке эффективности установок ЭХЗ устанавливаются методикой, утвержденной в установленном порядке.
Результаты проверки эффективности работы установок ЭХЗ должны быть оформлены документацией по формам, установленным методикой проведения работ.
7.2.4 Корректировка режимов работы средств ЭХЗ должна проводиться:
При изменении рабочих параметров преобразователя;
При изменении коррозионных условий эксплуатации газопроводов, связанных с прокладкой новых подземных сооружений, изменением конфигурации газовой и рельсовой сетей в зоне действия защиты, строительством установок ЭХЗ на смежных коммуникациях.
7.2.5 Дефекты и неисправности, выявленные при техническом обслуживании установок ЭХЗ, должны устраняться при текущем или капитальном ремонте. Классификация работ должна выполняться с учетом требований законодательства и стандартов организаций.
7.2.6 Ремонт установок ЭХЗ должен проводиться по результатам проведения технического обслуживания и проверки эффективности их работы.
Срок ремонта вышедшей из строя установки ЭХЗ должен определяться эксплуатационной организацией, исходя из возможности обеспечения защитного потенциала на газопроводе соседними установками (перекрытие зон защиты).
Перекрытие зоны защиты вышедшей из строя установки ЭХЗ должно быть оформлено документами по формам, установленным стандартами организаций.
Внеплановый ремонт установок ЭХЗ должен проводиться для устранения причин отказов в процессе их эксплуатации и оформляться соответствующим актом с указанием причины его проведения.
7.2.7 Эксплуатационная организация должна вести учет числа и времени простоев установок ЭХЗ в процессе их эксплуатации. Суммарная продолжительность перерывов в работе установок ЭХЗ не должна превышать 14 сут в течение года.
Для сокращения перерывов в работе установок ЭХЗ в эксплуатационных организациях должен создаваться резервный фонд преобразователей катодной и дренажной защиты в объеме, установленном стандартом организации.
7.2.8 Сведения о проведении текущего ремонта средств ЭХЗ должны оформляться записями в эксплуатационных журналах, о проведении капитального ремонта - в эксплуатационных паспортах установок ЭХЗ.
7.2.9 На участках подземных газопроводов, не требовавших на стадии их проектирования электрохимической защиты в соответствии с ГОСТ 9.602, должны выполняться следующие работы по проверке коррозионных условий их эксплуатации:
Контроль опасности блуждающих токов с периодичностью не реже одного раза в два года;
Контроль коррозионной агрессивности грунтов с периодичностью не реже одного раза в пять лет.
7.2.10 Контроль состояния переходов газопроводов под автомобильными и железными дорогами с целью определения наличия (отсутствия) контакта "труба-футляр" должен проводиться электрометрическим методом с периодичностью два раза в год.
7.2.11 При эксплуатации средств ЭХЗ должны выполняться работы по техническому обслуживанию и ремонту, установленные .
7.3 Оценка эффективности противокоррозионной защиты подземных газопроводов
7.3.1 Эффективность противокоррозионной защиты стальных подземных газопроводов должна осуществляться на основании следующих данных:
Проверки эффективности работы средств ЭХЗ;
Оценки защищенности газопроводов от электрохимической коррозии по протяженности и по времени;
Обследования во всех шурфах, отрываемых в процессе эксплуатации.
Для оценки эффективности могут использоваться дополнительные данные, полученные при других обследованиях, виды и объем которых устанавливаются стандартами организаций.
7.3.2 В шурфах, отрываемых для ремонта коррозионных повреждений и дефектов изоляционных покрытий, должны выполняться следующие работы:
Визуальный контроль состояния изоляционного покрытия (складки, гофры, зоны отслаивания, сквозные дефекты и т.п.);
Определение переходного сопротивления, адгезии и сплошности изоляции;
Определение характера, размеров и расположения повреждений изоляционного покрытия, включая сквозные дефекты;
Определение количества, глубины, площади и расположения по периметру газопровода коррозионных повреждений металла трубы;
Отбор проб грунта для определения коррозионной агрессивности, включая биокоррозионную агрессивность;
Измерение потенциала при включенной и отключенной ЭХЗ.
По результатам обследования оформляется акт по форме, приведенной в приложении У, проводится анализ причин возникновения коррозионных повреждений и разрабатываются мероприятия по повышению эффективности противокоррозионной защиты газопроводов.
7.3.3 В шурфах, отрываемых сторонними организациями при производстве земляных работ в зоне прокладки газопровода, должен проводиться визуальный контроль состояния изоляционного покрытия. Выполнение дополнительных работ по контролю состояния изоляционного покрытия и металла труб может устанавливаться эксплуатационной организацией самостоятельно.
7.3.4 Электрохимическая защита должна обеспечивать в течение всего срока эксплуатации непрерывную по времени катодную поляризацию газопровода на всей его протяженности и на всей поверхности.
Защищенность газопровода от электрохимической коррозии должна оцениваться по протяженности и по времени.
Защищенность газопровода по протяженности должна определяться как соотношение длин участков, имеющих защитные потенциалы не менее требуемых значений, и общей длины защищаемого газопровода.
Защищенность газопровода по времени должна определяться как соотношение суммарного времени (часы, сутки) нормальной работы в установленном режиме всех средств защиты в течение года и продолжительности календарного года (часы, сутки).
Комплексный показатель защищенности газопровода вычисляют по произведению его защищенности по протяженности на защищенность по времени.
7.3.5 Оценка эффективности противокоррозионной защиты стальных подземных газопроводов должна проводиться ежегодно.
Результаты оценки эффективности противокоррозионной защиты газопроводов должны использоваться для прогнозирования их коррозионного состояния и разработки мероприятий по повышению эксплуатационной надежности системы противокоррозионной защиты.
8. Эксплуатация пунктов редуцирования газа
8.1 Ввод пунктов редуцирования газа в эксплуатацию
8.1.1 До начала работ по присоединению пункта редуцирования газа к газопроводу должны быть выполнены следующие подготовительные работы:
Подготовка комплекта необходимой исполнительной документации;
Разработка плана организации работ, схем узлов присоединения;
Подготовка мест присоединения;
Подготовка монтажных узлов присоединения;
Подготовка инструмента, механизмов, приспособлений, материалов, приборов, транспортных средств;
Внешний осмотр пункта редуцирования газа и мест присоединения его к газопроводу;
Отключение подачи или снижение давления газа в газопроводе на участке присоединения пункта редуцирования газа (при необходимости, в зависимости от применяемой технологии врезки);
Отключение средств ЭХЗ газопровода на участке присоединения пункта редуцирования газа;
Контрольная опрессовка пункта редуцирования газа.
Качество сварных соединений в местах присоединения пункта редуцирования газа к газопроводу проверяется по нормам контроля неразрушающими методами для соответствующей категории давления.
8.1.2 Контрольная опрессовка пунктов редуцирования газа должна проводиться воздухом с избыточным давлением 0,01 МПа в течение одного часа. Падение давления по окончании опрессовки не должно превышать 0,6 кПа. Контрольная опрессовка блочных газорегуляторных пунктов и шкафных пунктов редуцирования газа должна проводиться непосредственно перед их присоединением к газопроводу.
8.1.3 Первичный пуск газа в пункты редуцирования газа должен проводиться продувкой газопроводов обвязки газом с давлением не выше 0,1 МПа. Выпуск газовоздушной смеси должен проводиться через продувочные свечи.
Окончание продувки газопровода газом должно определяться путем проведения анализа состава или сжиганием отобранных проб газовоздушной смеси. Методы отбора, анализа и сжигания проб газовоздушной смеси должны устанавливаться производственными инструкциями.
По окончании продувки газопроводов газом объемная доля кислорода в пробах газовоздушной смеси не должна превышать 1%, а сгорание газовоздушной смеси при сжигании проб должно происходить спокойно, без хлопков.
8.1.4 Ввод пунктов редуцирования газа в эксплуатацию проводится путем пусконаладочных работ по настройке технологического оборудования на установленный проектной документацией режим работы.
По результатам выполнения пусконаладочных работ должны быть составлены режимные карты в соответствии с приложением Ф, содержащие данные о параметрах настройки редукционной, защитной и предохранительной арматуры.
Режимные карты должны быть утверждены техническим руководителем эксплуатационной организации (филиала эксплуатационной организации).
8.1.5 Параметры настройки редукционной арматуры пунктов редуцирования газа должны определяться с учетом потерь давления газа в распределительных газопроводах, диапазона рабочего давления перед газоиспользующим оборудованием потребителей, колебаний давления газа в сети газораспределения, обусловленных неравномерностью газопотребления.
При давлении газа в распределительном газопроводе на выходе из пунктов редуцирования газа до 0,005 МПа параметры настройки редукционной арматуры должны обеспечивать следующие параметры рабочего давления газа перед бытовым газоиспользующим оборудованием потребителя:
При номинальном давлении бытового газоиспользующего оборудования 0,0013 МПа - не более 0,002 МПа;
При номинальном давлении бытового газоиспользующего оборудования 0,002 МПа - не более 0,003 МПа.
8.1.6 Параметры настройки (срабатывания) предохранительной и защитной арматуры должны обеспечивать защиту газопроводов и оборудования, расположенных ниже по потоку газа, от недопустимого изменения давления, а также безопасную работу газоиспользующего оборудования потребителей в диапазоне давлений, установленном изготовителями.
8.1.7 Верхний предел настройки защитной арматуры (предохранительных запорных клапанов) не должен превышать:
1,3 P - при давлении газа в газопроводе на выходе из пунктов редуцирования газа в пределах от 0,3 до 1,2 МПа;
1,4 P - при давлении газа в газопроводе на выходе из пунктов редуцирования газа в пределах от 0,005 до 0,3 МПа;
1,5 P - при давлении газа в газопроводе на выходе из пунктов редуцирования газа ниже 0,005 МПа,
где P :
Для газопроводов высокого и среднего давления - максимальное избыточное давление газа для данной категории газопровода, установленное ;
Для газопроводов низкого давления - максимальное избыточное давление газа, принятое в соответствии с 8.1.5 (0,002 или 0,003 МПа).
8.1.8 Настройка предохранительной арматуры (предохранительных сбросных клапанов) газопроводов всех давлений не должна допускать сброса газа в атмосферу при повышении давления в газопроводе, обусловленного конструктивными характеристиками регуляторов давления, в т.ч. при малом расходе или отсутствии расхода газа (работа на тупик).
Давление начала открытия предохранительной арматуры для газопроводов среднего и высокого давлений должно быть не менее чем на 5% выше давления, принятого для данной категории газопровода.
Для газопроводов низкого давления начало открытия предохранительной арматуры должно устанавливаться на 0,0005 МПа выше давления, принятого в соответствии с 8.1.5.
8.1.9 В пунктах редуцирования газа тупиковых сетей газораспределения срабатывание предохранительной арматуры должно происходить раньше срабатывания защитной арматуры. Для предотвращения отключения пунктов редуцирования газа закольцованных сетей газораспределения срабатывание защитной арматуры в них должно происходить раньше предохранительной.
8.1.10 Нижний предел настройки защитной арматуры должен устанавливаться с учетом потерь давления газа в газопроводе и его минимального давления перед газоиспользующим оборудованием, установленного изготовителями. При отсутствии в документации изготовителя информации о минимальном давлении газа перед газоиспользующим оборудованием его величина должна приниматься в соответствии с требованиями стандартов на изготовление газоиспользующего оборудования.
8.1.11 В процессе эксплуатации пунктов редуцирования газа параметры настройки редукционной, предохранительной и защитной арматур, установленные проектной документацией, могут корректироваться по результатам выполнения замеров давления газа, проведенных в соответствии с 6.7, или изменения загрузки сети газораспределения, обусловленной подключением новых потребителей.
Изменения, внесенные в режимные карты, должны быть утверждены техническим руководителем эксплуатационной организации (филиала эксплуатационной организации).
8.1.12 Окончание работ по вводу пункта редуцирования газа в эксплуатацию должно оформляться актом по форме, приведенной в приложении X.
8.2 Мониторинг технического состояния пунктов редуцирования газа в процессе эксплуатации
8.2.1 В процессе эксплуатации пунктов редуцирования газа должны выполняться следующие регламентные работы по мониторингу их технического состояния:
Технический осмотр (осмотр технического состояния);
Оценка технического состояния.
8.2.2 Технический осмотр пунктов редуцирования газа должен проводиться слесарями по эксплуатации и ремонту газового оборудования. Обход пунктов редуцирования газа, оснащенных средствами АСУ ТП, может проводиться одним рабочим.
8.2.3 При техническом осмотре пунктов редуцирования газа должны выполняться следующие виды работ:
Внешний и внутренний осмотр здания (блоков контейнерного типа) или шкафа;
Проверка состояния окраски шкафов, ограждений, газопроводов обвязки и технических устройств;
Внешний осмотр газопроводов и технических устройств, очистка их от загрязнений;
Проверка положения регулировочных элементов защитной и предохранительной арматуры;
Внешний осмотр систем инженерно-технического обеспечения (отопление, вентиляция, электроснабжение и молниезащита);
Выявление утечек газа из разъемных соединений прибором или пенообразующим раствором;
Проверка соответствия режимной карте давления газа на выходе из пункта редуцирования газа;
Проверка перепада давления на фильтре;
Проверка наличия пломб на запорной арматуре байпаса счетчика и счетном механизме;
Внешний осмотр средств измерений и контроль сроков проведения их поверки;
Проверка температуры воздуха в помещении (в отопительный период, при наличии отопительного оборудования);
Проверка состояния и очистка от посторонних предметов прилегающей территории.
8.2.4 Периодичность проведения технического осмотра пунктов редуцирования газа должна устанавливаться эксплуатационной организацией самостоятельно с учетом обеспечения условий их безопасной эксплуатации, но не реже одного раза в месяц для пунктов редуцирования газа, размещенных в зданиях и в блоках контейнерного типа.
Проверку перепада давления на фильтре вновь введенных в эксплуатацию пунктов редуцирования газа в течение первых двух недель эксплуатации рекомендуется производить ежедневно.
8.2.5 Результаты технического осмотра должны быть оформлены записями в эксплуатационных журналах пунктов редуцирования газа по форме, приведенной в приложении Л. При выявлении необходимости устранения дефектов технических устройств, замены средств измерений, ремонта здания или систем инженерно-технического обеспечения должны быть приняты меры по организации соответствующих работ.
8.2.6 С целью определения возможности дальнейшей эксплуатации технических устройств, периодически, но не менее чем за два года до истечения среднего срока службы, установленного изготовителем, должна проводиться оценка технического состояния с расчетом величины риска и принятием решения о его допустимости.
Если в документации производителей отсутствует информация о среднем сроке службы технических устройств, то принимается средний срок службы аналогичных устройств.
Внеплановая оценка технического состояния может быть проведена по инициативе эксплуатационной организации или контролирующих органов при выявлении случаев невыполнения регламентных работ, нарушения сроков их проведения или при отказе в работе в процессе эксплуатации.
Результаты работ по оценке технического состояния должны учитываться при принятии решения о проведении капитального ремонта (замены) технических устройств, установлении срока и режима его эксплуатации или определения срока проведения технического диагностирования.
Оценка технического состояния технических устройств пунктов редуцирования газа, ее периодичность и оформление результатов должны проводиться в соответствии с методикой, утвержденной в установленном порядке.
Изготовителем может быть установлен иной порядок диагностирования оборудования в соответствии с требованиями ГОСТ Р 53672.
8.2.7 Техническое диагностирование технических устройств или пункта редуцирования газа в целом проводится с целью установления предельного срока дальнейшей эксплуатации. Решение о проведении работ по диагностированию принимается владельцем сети газораспределения.
Техническое диагностирование технических устройств или пункта редуцирования газа в целом и оформление его результатов должно проводиться в соответствии с методикой, утвержденной уполномоченным федеральным органом исполнительной власти в области промышленной безопасности.
Если до наступления предельного срока дальнейшей эксплуатации замена технических устройств или пункта редуцирования газа в целом не проводилась, то по истечении срока эксплуатация должна быть прекращена.
8.2.8 Сведения о результатах оценки технического состояния и технического диагностирования пунктов редуцирования газа должны оформляться записями в эксплуатационных паспортах в соответствии с приложением Ж.
8.3 Техническое обслуживание и ремонт технологического оборудования пунктов редуцирования газа
8.3.1 При техническом обслуживании технологического оборудования пунктов редуцирования газа должны выполняться следующие виды работ:
Работы, выполняемые при техническом осмотре;
Устранение утечек газа из разъемных соединений технических устройств;
Осмотр фильтра и (при необходимости) очистка фильтрующего элемента;
Проверка соответствия параметров настройки предохранительной и защитной арматуры режимной карте;
Смазка подвижных элементов запорной арматуры (без разборки);
Проверка работоспособности запорной арматуры;
Проверка уровня заправки счетчика маслом, смазка счетного механизма и заливка масла (при необходимости), промывка счетчика (при необходимости);
Проверка работоспособности средств измерений установкой стрелки на нулевое деление шкалы и (при необходимости) их замена;
Очистка помещения и технических устройств пунктов редуцирования газа от загрязнений (при необходимости);
Устранение выявленных дефектов и неисправностей.
Технические устройства с дефектами и неисправностями, не позволяющими обеспечить герметичность закрытия или требуемые параметры настройки рабочего режима пунктов редуцирования газа, должны быть заменены исправными идентичными техническими устройствами.
8.3.2 Техническое обслуживание газорегуляторных пунктов (далее - ГРП) должно проводиться не реже одного раза в шесть месяцев.
Периодичность технического обслуживания других пунктов редуцирования газа должна устанавливаться в соответствии с документацией изготовителей; при отсутствии установленных изготовителями требований техническое обслуживание должно проводиться в сроки, обеспечивающие безопасность их эксплуатации, но не реже:
Одного раза в шесть месяцев - при пропускной способности регулятора давления свыше 50 м3/ч;
Одного раза в год - при пропускной способности регулятора давления до 50 м3/ч.
8.3.3 Результаты проведения технического обслуживания должны быть оформлены записями в эксплуатационных журналах пунктов редуцирования газа.
8.3.4 Внеплановое техническое обслуживание отдельных технических устройств пунктов редуцирования газа должно проводиться по истечении среднего срока службы, установленного изготовителем.
8.3.5 Текущий ремонт технологического оборудования должен проводиться по результатам мониторинга технического состояния и проведения технического обслуживания пунктов редуцирования газа, но не реже одного раза в три года, если иное не установлено изготовителем оборудования. При эксплуатации оборудования свыше среднего срока службы, установленного изготовителем, текущий ремонт проводится ежегодно.
При текущем ремонте должны выполняться следующие виды работ:
Замена изношенных деталей технических устройств;
Устранение повреждений газопроводов обвязки технологического оборудования;
Восстановление окраски шкафов пунктов редуцирования газа, ограждений, газопроводов обвязки и технических устройств.
Внеплановый текущий ремонт должен производиться при возникновении инцидентов (нарушений режимов работы или работоспособности технических устройств) в процессе эксплуатации пунктов редуцирования газа.
Капитальный ремонт должен проводиться в сроки, установленные изготовителем.
Внеплановый капитальный ремонт может проводиться, при необходимости, на основании дефектных ведомостей, составленных по результатам мониторинга технического состояния, технического обслуживания и текущего ремонта пунктов редуцирования газа.
При капитальном ремонте должны выполняться следующие виды работ:
Замена неисправных технических устройств с изменением их характеристик;
Замена изношенных технических устройств с истекшим сроком эксплуатации;
Замена узлов учета, газопроводов обвязки, ограждений и шкафов пунктов редуцирования газа.
8.3.6 Перед проведением работ по ремонту и замене технических устройств должны быть приняты меры по обеспечению бесперебойной подачи газа потребителю путем перевода работы пункта редуцирования газа на байпас или резервную линию редуцирования.
Разборка и замена технических устройств должны проводиться на отключенных участках обвязки газопроводов. При отсутствии на отключаемом участке поворотных заглушек после первой и перед последней запорной арматурой на границах отключаемого участка должны быть установлены инвентарные заглушки, соответствующие максимальному давлению газа. При невозможности установки заглушек (приварная или резьбовая запорная арматура) необходимо проверить герметичность закрытия запорной арматуры, расположенной на границах отключаемой линии в следующей последовательности: закрыть продувочные свечи и наблюдать в течение 10 мин за показаниями манометра, установленного на обвязке фильтра. Если давление по манометру не повышается, то запорная арматура обеспечивает герметичность перекрытия газа, и заглушки на границах отключаемой линии могут не устанавливаться. Отключенные участки должны быть освобождены от газа продувкой воздухом с выпуском газовоздушной смеси через продувочные свечи.
Технические устройства, устанавливаемые на место демонтированных неисправных или изношенных технических устройств, должны иметь идентичные эксплуатационные характеристики.
По окончании ремонта должны быть выполнены следующие работы:
Продувка отключаемого участка газом;
Проверка герметичности разъемных и сварных соединений прибором или пенообразующим раствором при рабочем давлении газа;
Проверка и, при необходимости, настройка рабочих параметров технологического оборудования.
8.3.7 Сведения о текущем ремонте должны быть оформлены записями в эксплуатационных журналах пунктов редуцирования газа. Сведения о капитальном ремонте должны быть оформлены записями в эксплуатационных паспортах пунктов редуцирования газа. В технологические схемы пунктов редуцирования газа по результатам проведения капитального ремонта должны вноситься соответствующие изменения.
8.4 Техническое обслуживание и ремонт систем инженерно-технического обеспечения пунктов редуцирования газа
8.4.1 Техническое обслуживание систем отопления, вентиляции, электроснабжения и молниезащиты пунктов редуцирования газа должно проводиться не реже одного раза в год. Техническое обслуживание системы отопления пунктов редуцирования газа должно проводиться перед началом отопительного сезона.
8.4.2 При техническом обслуживании системы отопления пунктов редуцирования газа должны выполняться следующие виды работ:
Внешний осмотр элементов системы;
Проверка наличия воздуха в водяных системах отопления и, при необходимости, его удаление;
Техническое обслуживание теплогенераторов (при автономном отоплении);
Проверка и прочистка дымоходов;
Проверка герметичности разъемных соединений на газопроводе к газоиспользующему оборудованию прибором или пенообразующим раствором;
Проверка работоспособности затворов запорной арматуры;
8.4.3 При техническом обслуживании системы вентиляции пунктов редуцирования газа должны выполняться следующие виды работ:
Проверка целостности клапанов, шиберов, жалюзийных решеток;
Проверка работоспособности устройств регулирования воздуха на воздухораспределителях приточной вентиляции;
Проверка состояния дефлекторов и воздуховодов;
Устранение выявленных неисправностей.
8.4.4 При техническом обслуживании систем электроснабжения и молниезащиты пунктов редуцирования газа должны выполняться следующие виды работ:
Проверка работоспособности и очистка светильников от загрязнений;
Проверка состояния стационарных устройств и электропроводки аварийного и рабочего освещения;
Измерение сопротивления изоляции электропроводки;
Проверка состояния соединений между токоведущими частями элементов устройств молниезащиты;
Устранение выявленных неисправностей.
8.4.5 При текущем ремонте систем инженерно-технического обеспечения пунктов редуцирования газа должны выполняться следующие виды работ:
Замена отдельных узлов и частей оборудования, кабелей электропроводки;
Восстановление целостности воздуховодов;
Окраска трубопроводов и технических устройств;
Замена запорной арматуры и средств измерений.
При выявлении необходимости проведения капитального ремонта систем инженерно-технического обеспечения пунктов редуцирования газа должны составляться дефектные ведомости.
8.4.6 Сведения о техническом обслуживании и текущем ремонте систем инженерно-технического обеспечения пунктов редуцирования газа должны быть оформлены записями в эксплуатационных журналах пунктов редуцирования газа, о капитальном ремонте - в эксплуатационных паспортах пунктов редуцирования газа.
8.5 Эксплуатация зданий газорегуляторных пунктов
8.5.1 Состояние строительных конструкций зданий ГРП должно проверяться не реже двух раз в год путем выполнения следующих работ:
Проверка внешним осмотром состояния стен, перегородок, кровли, балок перекрытия, отверстий в стенах для прохода коммуникаций;
Проверка состояния искронедающих покрытий полов;
Очистка от загрязнений и проверка состояния легкосбрасываемых строительных конструкций;
Проверка уплотнений коммуникаций в местах прокладки через наружные строительные конструкции здания.
8.5.2 Устранение выявленных нарушений и повреждений строительных конструкций зданий должно проводиться при проведении текущего или капитального ремонта зданий ГРП.
При текущем ремонте зданий ГРП выполняются следующие виды работ:
Штукатурка и побелка наружных и внутренних стен;
Восстановление уплотнений в местах прокладки коммуникаций через наружные строительные конструкции здания;
Ремонт кровли и полов, окраска оконных и дверных проемов.
При капитальном ремонте здания ГРП выполняются следующие виды работ:
Восстановление кирпичной кладки;
Восстановление газонепроницаемости стен технологических помещений;
Замена кровли, ремонт оконных рам и дверей.
8.5.3 Техническое обследование зданий ГРП должно проводиться по истечении 50 лет после ввода ГРП в эксплуатацию, а также в следующих случаях:
При воздействии на здание нагрузок от аварий и стихийных бедствий;
При увеличении эксплуатационных нагрузок и воздействий на несущие конструкции здания.
Техническое обследование зданий ГРП должно проводиться в соответствии с методиками, утвержденными в установленном порядке, с привлечением, при необходимости, специализированных организаций и экспертов в области строительства.
Результаты проведения работ по техническому обследованию зданий ГРП должны оформляться актами. Сведения о результатах технического обследования зданий ГРП должны быть оформлены записями в эксплуатационных паспортах ГРП.
8.6 Консервация и ликвидация пунктов редуцирования газа
8.6.1 Консервация пунктов редуцирования газа в целом и отдельных линий редуцирования проводится при их временном выводе из эксплуатации. При выводе пунктов редуцирования газа и отдельных линий редуцирования из эксплуатации на постоянный срок должна проводиться ликвидация (демонтаж) пунктов редуцирования газа, всего оборудования ГРП, а также выводимых из эксплуатации линий редуцирования действующих пунктов редуцирования газа.
Выполнение работ по консервации и ликвидации пунктов редуцирования газа, ликвидации отдельных линий редуцирования должно осуществляться в соответствии с документацией, разработанной на основании , или типовых технологических карт, с учетом требований документации изготовителей технических устройств.
8.6.2 При ликвидации выводимых из эксплуатации пунктов редуцирования газа, отдельных линий редуцирования или переводе их в режим консервации, должны проводиться следующие виды работ:
Отключение и освобождение от газа продувкой воздухом участков демонтажа или консервации;
Обрезка газопроводов на участке демонтажа пунктов редуцирования газа, отдельных линий редуцирования с установкой и заваркой заглушек на концах труб действующих газопроводов;
Отключение, с установкой заглушек, запорной арматуры на входе и выходе пунктов редуцирования газа, а также на конечных участках линий редуцирования, отключение электропотребляющего оборудования и электроприводов запорной арматуры пунктов редуцирования газа (при переводе в режим консервации);
Опломбирование переводимых в режим консервации пунктов редуцирования газа и линий редуцирования.
8.6.3 При выполнении работ по консервации и демонтажу в зданиях ГРП и блоках контейнерного типа должны быть организованы постоянная вентиляция помещений и проведение периодической проверки их загазованности.
8.6.4 Полностью выведенные из эксплуатации по каким-либо причинам, но работоспособные пункты редуцирования газа с неистекшим сроком службы после проверки технического состояния и устранения выявленных дефектов могут применяться на других технологических участках сети газораспределения.
Поддержание работоспособности переведенных в режим консервации пунктов редуцирования газа и линий редуцирования должно осуществляться путем периодического проведения их технического осмотра. Периодичность проведения технического осмотра устанавливается ГРО самостоятельно.
8.6.5 По окончании работ документация на консервацию или ликвидацию пунктов редуцирования газа должна включаться в состав исполнительной документации соответствующих пунктов редуцирования газа. Сведения о консервации и ликвидации линий редуцирования должны быть оформлены записями в эксплуатационных паспортах пунктов редуцирования газа.
9. Эксплуатация автоматизированных систем управления технологическими процессами
9.1 Ввод в эксплуатацию устройств автоматики и телемеханики АСУ ТП должен проводиться после проведения специализированной организацией пусконаладочных работ, индивидуальных испытаний и комплексного опробования средств АСУ ТП вместе с технологическим оборудованием в течение не менее 72 ч. При необходимости к проведению индивидуальных испытаний и комплексному опробованию средств АСУ ТП могут привлекаться представители проектной и монтажной организаций. Результаты проведения комплексного опробования должны оформляться актом. При соответствии результатов комплексного опробования проектной документации должно оформляться разрешение на ввод средств АСУ ТП в эксплуатацию, заверенное личной подписью руководителя эксплуатационной организации.
9.2 Результаты проведения пусконаладочных работ должны оформляться техническим отчетом, содержащим сведения о настройке и регулировке средств АСУ ТП, а также об изменениях, внесенных в исполнительную документацию в результате проведения пусконаладочных работ. К отчету о проведении пусконаладочных работ должна прилагаться следующая документация:
Исполнительная документация с изменениями, внесенными по результатам проведения пусконаладочных работ;
Техническая документация изготовителей средств АСУ ТП (технические паспорта на оборудование и аппаратуру, инструкции по эксплуатации и т.п.);
Протоколы индивидуальных испытаний АСУ ТП;
Структурная схема АСУ ТП с обозначением оборудованных средствами АСУ ТП объектов, а также линий связи и передачи данных;
Схемы размещения средств АСУ ТП на объектах сетей газораспределения и в диспетчерском пункте АДС.
9.3 Эксплуатация устройств автоматики и телемеханики, средств измерений АСУ ТП должна осуществляться в соответствии с документацией изготовителей. Устройства автоматики технологических защит, блокировок и сигнализации на объектах сетей газораспределения должны быть обеспечены постоянным электроснабжением и защищены от вибраций или сотрясений при выполнении работ, связанных с эксплуатацией технологического оборудования.
Средства АСУ ТП должны быть постоянно включены в работу, за исключением устройств, которые по своему функциональному назначению могут быть отключены при неработающем технологическом оборудовании. Отключение и включение в работу средств АСУ ТП, используемых АДС, должно проводиться по согласованию с АДС и оформляться записями в эксплуатационном журнале.
9.4 Проведение метрологического надзора за средствами измерений осуществляется в соответствии с требованиями нормативных актов в области метрологического контроля.
9.5 Техническое обслуживание средств АСУ ТП должно проводиться в сроки, установленные эксплуатационной организацией, но не реже одного раза в три года.
Проверка параметров срабатывания устройств автоматики технологических защит, блокировок и сигнализации на объектах сетей газораспределения должна проводиться не реже одного раза в три месяца, а также после устранения нарушений работы отдельных устройств в процессе эксплуатации средств АСУ ТП.
При техническом обслуживании средств АСУ ТП должны выполняться следующие работы:
Внешний осмотр аппаратуры и коммутационных элементов;
Проверка соответствия параметров настройки устройств автоматики данным отчета о проведении пусконаладочных работ;
Внешний осмотр средств измерений и проверка сроков проведения их поверки;
Измерение сопротивления изоляции кабелей электроснабжения;
Проверка соответствия условий эксплуатации средств АСУ ТП (по температуре и влажности воздуха, отсутствию вибраций и др.) документации изготовителей;
Устранение выявленных нарушений и неисправностей.
Техническое обслуживание средств АСУ ТП должно проводиться без отключения технологического оборудования объектов сетей газораспределения или нарушения условий его нормальной эксплуатации.
9.6 Текущий и капитальный ремонты средств АСУ ТП должны проводиться специализированными организациями. Структурные изменения АСУ ТП, произошедшие в результате проведения ремонта автоматики и телемеханики, должны быть отражены в схемах размещения средств АСУ ТП на объектах сетей газораспределения и в диспетчерском пункте АДС.
9.7 Результаты проведения технического обслуживания и ремонта средств АСУ ТП должны быть оформлены записями в эксплуатационном журнале по форме, приведенной в приложении М.
10. Оперативно-диспетчерское управление сетями газораспределения
10.1 Контроль и управление режимами работы сетей газораспределения
10.1.1 Контроль и управление режимами работы объектов сетей газораспределения должны обеспечивать:
Анализ режимов транспортирования газа;
Заданный объем транспортирования газа;
Регулирование режимов работы сетей газораспределения;
Предотвращение нарушений процесса транспортирования газа и аварий на объектах сетей газораспределения.
10.1.2 Разработка оптимальных режимов работы сети и выявление мест с недостаточной пропускной способностью должны осуществляться с учетом:
Технических характеристик сетей (длины, диаметров и топологии сети);
Параметров газа на выходе газораспределительной станции (ГРС);
Параметров газоиспользующего оборудования потребителей;
Существующих и перспективных объемов транспортирования газа потребителям;
Существующих и планируемых ограничений технологических параметров сетей газораспределения (отключенные участки, планируемые ремонтные работы с отключением участков сетей, плановые остановки газораспределительных станций и т.п.);
Подключения вновь построенных участков сетей;
Неравномерности газопотребления.
Периодичность проведения работ определяется ГРО с учетом действующих нормативных документов и результатов контроля давления газа в сети газораспределения, выполненного в соответствии с требованиями 6.7.
10.2 Аварийно-диспетчерское обслуживание объектов сетей газораспределения
10.2.1 Аварийно-диспетчерское обслуживание объектов сетей газораспределения должно осуществляться АДС ГРО с единым номером телефонной связи для приема оперативной информации. Примерная организационная структура, материально-техническое оснащение и документация АДС ГРО приведены соответственно в приложениях Ц, Ш и Щ.
10.2.2 Поступающая в АДС оперативная информация об авариях (аварийные заявки) должна записываться на цифровой носитель информации, подлежащий хранению в течение не менее 10 сут, а также регистрироваться в журнале аварийных заявок по форме, приведенной в приложении Э с указанием времени поступления заявки, времени выезда и прибытия на место аварийной бригады, характера аварии и перечня выполненных работ.
Журнал аварийных заявок может вестись в электронном виде при условии обеспечения постоянного хранения информации на цифровых носителях.
10.2.3 При поступлении аварийной заявки о взрыве, пожаре, загазованности помещений аварийная бригада АДС должна выехать к месту произошедшей аварии не позднее, чем через 5 мин после поступления информации. Специальные автомобили АДС должны быть оборудованы средствами связи и специальными звуковыми и световыми сигналами, укомплектованы необходимыми инструментами, материалами, приборами контроля, оснасткой и приспособлениями для своевременной локализации возможных аварий в зоне обслуживания АДС. При выезде на ликвидацию аварии на подземном газопроводе аварийная бригада должна иметь копию исполнительной документации (план, профиль и схему сварных стыков газопровода) и планшет (схему трассы газопровода с привязкой к постоянным ориентирам и местами расположения колодцев подземных инженерных коммуникаций и подвалов зданий на расстоянии до 50 м в обе стороны от газопровода).
Оповещение подразделений ГРО, сбор и выезд на аварийные объекты персонала производственных подразделений, аварийно-восстановительных бригад и техники должны проводиться по схеме оповещения, утвержденной техническим руководителем ГРО (филиала ГРО).
10.2.4 Деятельность персонала АДС при локализации и ликвидации аварий должна осуществляться в соответствии с планом локализации и ликвидации аварий на объектах сетей газораспределения, утвержденным техническим руководителем ГРО (филиала ГРО).
План локализации и ликвидации аварий на объектах сетей газораспределения должен разрабатываться для всех возможных видов аварий в зоне обслуживания АДС и устанавливать:
Последовательность действий персонала аварийных бригад на месте аварии;
Мероприятия по спасению людей;
Порядок взаимодействия персонала АДС с другими производственными подразделениями ГРО.
Примерный план локализации и ликвидации аварий на объектах сетей газораспределения приведен в приложении Ю.
Участие в локализации и ликвидации аварий на объектах сетей газораспределения сторонних организаций и служб различных ведомств должно определяться планом взаимодействия АДС со службами различных ведомств, согласованным с уполномоченным территориальным органом исполнительной власти в области промышленной безопасности и утвержденным в установленном порядке.
10.2.5 Практические навыки аварийных бригад АДС по локализации и ликвидации аварий должны отрабатываться на учебных полигонах ГРО. Тренировочные занятия должны проводиться с каждой бригадой АДС не реже одного раза в 6 мес в объеме плана локализации и ликвидации аварий. Сведения о проведении тренировочных занятий должны регистрироваться в журнале по форме, приведенной в приложении Я.
Тренировочные занятия по плану взаимодействия со службами различных ведомств должны проводиться не реже одного раза в год.
10.2.6 При локализации и ликвидации аварии на объекте в зоне обслуживания АДС оперативный диспетчерский персонал обязан:
Проинструктировать заявителя о необходимых мерах обеспечения безопасности до прибытия аварийной бригады;
Направить на место аварии аварийную бригаду АДС на специальном автомобиле АДС;
Принять меры по локализации места аварии, обеспечению нормальной работы исправных участков и объектов сетей газораспределения;
Произвести действия согласно плану локализации и ликвидации аварий и плану взаимодействия со службами различных ведомств;
Сообщить об аварии руководству подразделений эксплуатационной организации согласно схеме оповещения;
При необходимости организовать привлечение дополнительных сил и средств (аварийно-восстановительных бригад) для локализации и ликвидации аварии;
Обеспечить восстановление заданного режима работы сети газораспределения и максимально возможной в аварийной ситуации подачи газа потребителям;
При сокращении или прекращении подачи газа потребителям известить газотранспортную организацию;
При аварии вблизи инженерных коммуникаций (в т.ч. линий электропередач, нефтепродуктопроводов, железных и автомобильных дорог) известить их владельцев.
Сведения об отключении аварийной бригадой газопроводов и пунктов редуцирования газа при локализации аварии должны фиксироваться в оперативном журнале АДС по форме, приведенной в приложении 1. Оперативный журнал АДС должен вестись на бумажном носителе или в электронном виде.
Порядок отключения аварийных объектов, в т.ч. при возникновении пожара или внезапном выбросе газа, должен определяться производственными инструкциями.
10.2.7 Аварийная бригада АДС должна прибыть на место аварии в возможно короткий срок, но не позднее, чем через 1 ч после получения оперативной информации (аварийной заявки). По прибытии аварийной бригады на место аварии руководитель бригады должен сообщить время прибытия диспетчеру АДС.
В ходе локализации и ликвидации аварии должна обеспечиваться постоянная связь диспетчера АДС с руководителем аварийной бригады.
Руководитель аварийной бригады АДС должен обеспечить оперативное выполнение мероприятий, предусмотренных планом локализации и ликвидации аварий, определить необходимость привлечения к ликвидации аварии организаций и служб различных ведомств в соответствии с планом взаимодействия, а также технических средств и персонала производственных подразделений эксплуатационной организации.
Персонал аварийной бригады должен осуществлять следующие действия на месте аварии:
Определение аварийного участка газопровода;
Организация усиленной естественной или принудительной вентиляции загазованных помещений и сооружений;
Принятие мер по предотвращению включения и выключения электроприборов, пользования открытым огнем и нагревательными приборами, искрообразования в загазованных зонах;
Ограждение и охрана загазованных зон или помещений с целью предотвращения проникновения посторонних лиц;
Принятие мер по обеспечению безопасности населения, близлежащих инженерных коммуникаций и мест их пересечений с газопроводами, а также гражданских и промышленных объектов;
Содействие в проведении эвакуации (при необходимости организация эвакуации) людей из загазованных помещений;
Оказание, при необходимости, первой помощи пострадавшим и принятие мер по тушению возгораний до прибытия службы скорой медицинской помощи и противопожарной службы.
10.2.8 Выполнение работ по устранению утечек газа в пунктах редуцирования газа должно проводиться с временным снижением давления газа на входе в пункты редуцирования газа или отключением пунктов редуцирования газа от действующей сети с установкой заглушки.
Временную ликвидацию утечек газа из газопроводов допускается проводить с помощью установки бандажей или хомутов, наложенных на газопровод. Продолжительность эксплуатации газопровода с бандажом или хомутом не должна превышать одной рабочей смены.
10.2.9 При продолжительности проведения работ по локализации и ликвидации аварии более одной смены, по прибытии очередной сменной аварийной бригады, руководитель работающей смены должен проинформировать руководителя прибывшей аварийной бригады о характере аварии и принятых мерах по ее локализации и ликвидации.
Смена аварийных бригад во время проведения работ по локализации и ликвидации аварий должна проводиться по разрешению технического руководителя эксплуатационной организации (структурного подразделения эксплуатационной организации).
10.2.10 Работы аварийной бригады АДС на месте аварии считаются законченными после полной локализации аварии при условии устранения непосредственной угрозы жизни и здоровью людей или, в зависимости от объема аварийно-восстановительных работ, после ликвидации аварии.
Результаты работы аварийной бригады АДС по локализации аварий на объектах сетей газораспределения должны оформляться в порядке, установленном ГРО.
10.2.11 Восстановление работоспособности сети газораспределения и возобновление подачи газа потребителям (аварийно-восстановительные работы) должны осуществляться персоналом производственных подразделений на основании оперативной информации об аварии, передаваемой в соответствующее подразделение в порядке, установленном ГРО.
При необходимости выполнения больших объемов или технически сложных аварийно-восстановительных работ руководитель работ должен назначаться приказом по организации или распоряжением технического руководителя.
При проведении аварийно-восстановительных работ должна быть организована связь с АДС и постоянное дежурство персонала в местах установки запорной арматуры на границах отключенного участка газопровода, приняты меры, исключающие ее самопроизвольное или ошибочное открытие.
Приближение к зоне аварии аварийно-восстановительных бригад и техники запрещается до полной локализации аварии и организации постоянного дежурства в местах установки запорной арматуры на границах отключенного участка газопровода.
10.2.12 Анализ поступивших в АДС аварийных заявок должен проводиться ежемесячно. Результаты анализа аварийных заявок должны использоваться для корректировки планов локализации и ликвидации аварий, разработки мероприятий по устранению причин их возникновения, снижению аварийности и обеспечению оптимальных режимов работы сетей газораспределения.
Библиография
Технический регламент "О безопасности сетей газораспределения и газопотребления", утвержден Постановлением Правительства Российской Федерации от 29.10.2010 г. N 870
Федеральный закон от 26.06.2008 г. N 102-ФЗ "Об обеспечении единства измерений", принят Государственной Думой 11.06.2008 г., одобрен Советом Федерации 18.06.2008 г.
Приказ Комитета Российской Федерации по стандартизации, метрологии и сертификации от 18.07.1994 г. N 125 "Об утверждении порядка проведения поверки средств измерений" ПР 50.2.006-94
СП 62.13330.2011 Газораспределительные системы. Актуализированная редакция СНиП 42-01-2002
Постановление Правительства Российской Федерации от 27.12.1997 г. N 1636 "О правилах подтверждения пригодности новых материалов, изделий, конструкций и технологий для применения в строительстве"
Постановление Госстроя РФ от 01.07.2002 г. N 76 "О порядке подтверждения пригодности новых материалов, изделий, конструкций и технологий для применения в строительстве"
Приказ Ростехнадзора от 19.08.2011 г. N 480 "Об утверждении порядка проведения технического расследования причин аварий, инцидентов и случаев утраты взрывчатых материалов промышленного назначения на объектах, поднадзорных Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору"
Трудовой кодекс Российской Федерации от 30.12.2001 г. N 197-ФЗ, принят Государственной Думой 21.12.2001 г., одобрен Советом Федерации 26.12.2001 г.
Постановление Правительства Российской Федерации от 10.03.1999 г. N 263 "Об организации и осуществлении производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на опасном производственном объекте"
Постановление Правительства Российской Федерации от 21.06.2010 г. N 468 "О порядке проведения строительного контроля при осуществлении строительства, реконструкции и капитального ремонта объектов капитального строительства"
Постановление Министерства труда и социального развития Российской Федерации, Министерства образования Российской Федерации от 13.01.2003 г. N 1/29 "Об утверждении порядка обучения по охране труда и проверки знаний требований охраны труда работников организаций"
ПОТ Р М-016-2001 РД 153-34.0-03.150-00 Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок
Постановление Правительства Российской Федерации от 13.02.2006 г. N 83 "Об утверждении правил определения и предоставления технических условий подключения объекта капитального строительства к сетям инженерно-технического обеспечения и правил подключения объекта капитального строительства к сетям инженерно-технического обеспечения"
"Правила охраны газораспределительных сетей", утверждены Постановлением Правительства Российской Федерации от 20.11.2000 г. N 878
Федеральный закон от 21.07.1997 г. N 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов", принят Государственной Думой 20.06.1997 г.
6. Наружные газопроводы
6.1. Общие указания
6.1.1. При технической эксплуатации наружных газопроводов выполняются следующие виды работ:
Ввод законченных строительством газопроводов в эксплуатацию (пуск газа);
Контроль давления и степени одоризации газа, подаваемого по газораспределительным сетям на территории поселений;
Техническое обслуживание, текущий и капитальный ремонты газопроводов и сооружений на них, включая арматуру, установленную на вводе в здание или перед наружным газоиспользующим оборудованием потребителя;
Техническое обслуживание и ремонт средств защиты газопроводов от электрохимической коррозии, проверка эффективности действия ЭХЗ;
Проверка наличия и удаление влаги и конденсата из газопроводов;
Техническое диагностирование газопроводов;
Локализация и ликвидация аварий, аварийно-восстановительные работы;
Демонтаж газопроводов и сооружений на них.
Последовательность и приемы производства работ приведены в настоящем ОСТ, действующих отраслевых типовых инструкциях, руководящих документах, методиках, технологических картах, утвержденных в установленном порядке, и должны быть отражены в производственных инструкциях, разрабатываемых эксплуатационными организациями.
6.1.2. Ввод в эксплуатацию законченных строительством стальных и полиэтиленовых газопроводов производится присоединением их к действующим газопроводам газораспределительной сети с одновременным пуском газа.
Порядок выполнения работ при вводе газопроводов в эксплуатацию приведен в настоящем разделе.
Для врезки законченных строительством газопроводов следует применять технологии, соответствующие предусмотренному проектом способу их присоединения к действующим газораспределительным сетям.
6.1.3. Контроль за давлением газа в газораспределительных сетях городов и населенных пунктов производится с помощью его периодических (но не реже одного раза в год) замеров. Порядок выполнения работ по замерам давления газа приведен в настоящем разделе.
6.1.4. Контроль за степенью одоризации газа осуществляется проверкой в соответствии с государственными стандартами интенсивности запаха газа из проб, отбираемых в пунктах контроля, и с периодичностью, устанавливаемыми ГРО.
6.1.5. Проверка влаги и конденсата в газопроводах, их удаление производится с периодичностью, исключающей возможность образования закупорок.
6.1.6. При техническом обслуживании газопроводов производятся следующие виды работ:
Надзор за состоянием газопроводов путем обхода трасс;
Техническое обследование газопроводов.
Обход трасс газопроводов производится в сроки, установленные эксплуатационной организацией, но не реже предусмотренных ПБ 12-529. Графики обхода следует периодически, не реже 1 раза в 3 года, пересматривать, исходя из изменения условий эксплуатации газопроводов. Работы при обходе трасс газопроводов выполняются в соответствии с требованиями ПБ 12-529 и настоящего раздела.
Периодическое техническое обследование газопроводов производится в сроки, установленные ПБ 12-525*, с целью выявления утечек газа, а также повреждений изоляционных покрытий подземных стальных газопроводов.
________________
Внеочередные приборные технические обследования газопроводов производятся в случаях, предусмотренных ПБ 12-529.
Техническое обслуживание арматуры, установленной на газопроводах, производится в соответствии с требованиями раздела 8 настоящего ОСТ.
6.1.7. Текущий и капитальный ремонты (замена, реконструкция газопроводов) производятся по результатам технического обслуживания и диагностирования газопроводов.
Основные виды работ, относящихся к текущему и капитальному ремонтам газопроводов, способы локализации и ликвидации аварий устанавливаются ПБ 12-529.
Реконструкция стальных газопроводов, не подлежащих дальнейшей эксплуатации, производится протяжкой полиэтиленовых труб внутри изношенных стальных газопроводов, облицовкой внутренней поверхности стальных газопроводов синтетическим тканевым шлангом на основе специального двухкомпонентного клея, другими методами, разрешенными к применению в установленном порядке.
6.1.8. Техническое диагностирование газопроводов производится в соответствии с требованиями ПБ 12-529 по методикам, утвержденным Госгортехнадзором России.
6.1.9. Аварийно-диспетчерское обслуживание газопроводов осуществляется в соответствии с требованиями ПБ 12-559* и настоящего ОСТ.
________________
Аварийно-восстановительные работы производятся при необходимости ремонта газопровода и восстановления подачи газа потребителям после временной ликвидации утечки газа.
6.2. Ввод в эксплуатацию
6.2.1. Работы по врезке газопроводов и пуску газа выполняются персоналом эксплуатационной организации.
Земляные и изоляционные работы в месте присоединения выполняются строительно-монтажной организацией. Участок газопровода в месте врезки засыпают песком на высоту не менее 20 см от верхней образующей трубы, тщательно подбивая пазухи. Эксплуатационная организация проверяет качество изоляции места врезки приборным методом.
Работы по врезке и пуску газа на внутриплощадочных газопроводах предприятий разрешается выполнять бригадой газовой службы предприятия.
6.2.2. Работы по врезке газопроводов и пуску газа производятся пусковыми бригадами в составе не менее трех человек, имеющих необходимый инструмент, приборы и средства индивидуальной защиты, под руководством специалиста (мастера).
6.2.3. Врезка газопроводов и пуск газа производятся по нарядам-допускам на выполнение газоопасных работ и, при необходимости, по плану организации работ, утверждаемому в установленном порядке, согласованному с АДС.
6.2.4. При подготовке к производству работ необходимо:
Проверить и подготовить необходимую техническую документацию (эксплуатационную - на действующий газопровод, исполнительную - на присоединяемый газопровод);
Осмотреть присоединяемый газопровод, отключающие устройства, средства ЭХЗ, место присоединения, котлован (траншею, приямок) для производства работ. При выявлении дефектов работы следует выполнять после их устранения;
Разработать (при необходимости) план организации работ и известить организации, участвующие в производстве работ, и АДС;
Подготовить инструмент, механизмы, приспособления, материалы, приборы, проверить годность их к применению;
Изготовить узлы присоединения;
Обеспечить наличие необходимых транспортных средств, компрессора;
Получить наряды-допуски на выполнение газоопасных работ.
6.2.5. План организации работ содержит:
Схему узла присоединения;
Последовательность технологических операций по контрольной опрессовке, врезке газопроводов и продувке их газом;
Порядок и условия отключения газа или снижения его давления в действующем газопроводе;
Порядок продувки газом присоединяемого газопровода по схеме, на которой указываются ответвления и места установки гидрозатворов, конденсатосборников, отключающих устройств и средств ЭХЗ, манометров, заглушек, продувочных свечей;
Численный и квалифицированный состав рабочих и специалистов;
Потребность в транспорте, механизмах, приспособлениях, приборах, материалах;
Меры обеспечения безопасности.
Планом организации работ может предусматриваться оформление отдельных нарядов-допусков на выполнение газоопасных работ.
6.2.6. Потребители газа извещаются о времени производства работ по врезке, связанных с прекращением подачи газа или снижением его давления, не позднее чем за 3 суток до начала работ.
6.2.7. Перед врезкой в действующий газопровод, присоединяемый газопровод следует проверить на герметичность опрессовкой воздухом давлением 0,02 МПа. Падение давления не должно превышать 10 даПа за 1 час. На участках газопроводов, отключенных гидрозатворами, контрольная опрессовка может производиться давлением 400 даПа. Падение давления не должно превышать 5 даПа за 10 минут.
Результаты опрессовки фиксируются в наряде-допуске. Давление воздуха в присоединяемом газопроводе должно сохраняться до начала работ по пуску газа.
При наличии в присоединяемом газопроводе избыточного давления и пуске газа не позднее 6 месяцев со дня приемки его в эксплуатацию контрольную опрессовку разрешается не производить.
6.2.8. Лица, участвующие в выполнении работ, должны быть проинструктированы о последовательности технологических операций и задачах каждого члена бригады, мерах безопасности и применении средств индивидуальной защиты.
6.2.9. На период производства работ по врезке и пуску газа средства электрохимической защиты необходимо отключить.
6.2.10. Руководитель работ по врезке перед началом работ проверяет:
Давление воздуха в присоединяемом газопроводе;
Наличие заглушек и перекрытие задвижек в колодцах (стяжные болты на компенсаторах газопровода должны быть сняты);
Наличие в конце каждого подключаемого газопровода заглушки (если в конце газопровода имеется отключающее устройство, заглушка должна быть установлена после него по ходу газа);
Отсоединение газовых вводов в здание от внутренних газопроводов и наличие заглушек после отключающих устройств;
Организацию проветривания котлованов (приямков) для врезки;
Подготовку места врезки (очистка от изоляции и разметка);
Установку манометров и продувочных свечей. Краны на продувочных свечах должны быть закрыты;
Выполнение мероприятий по обеспечению безопасности при производстве работ.
6.2.11. При врезках со снижением давления газа в действующем газопроводе снижение давления и его регулировка в требуемых технологией врезки пределах производятся выпуском газа через продувочные свечи, установленные на действующем ГРП и газопроводе.
Величину давления газа в действующем газопроводе следует проверять в течение всего времени производства работ манометрами. Если давление газа в действующем газопроводе понизится ниже 40 даПа или повысится выше 200 даПа, работы необходимо прекратить до восстановления давления газа.
6.2.12. При пуске газа производится продувка газом газопровода через продувочные свечи, установленные на присоединяемом газопроводе (на конденсатосборниках, гидрозатворах, в конечных точках газопровода). Продувочные свечи на подземных участках газопровода должны быть высотой не менее 3 м от поверхности земли. В свечи должны быть вварены патрубки с кранами и штуцерами на высоте 1,5 м от поверхности земли для отбора пробы газа.
Выпуск газовоздушной смеси при продувке газопроводов следует производить в местах, где исключена возможность попадания ее в здания и воспламенения от какого-либо источника огня.
Перед заполнением газопровода газом давление воздуха в нем необходимо снизить до атмосферного, затем удалить заглушку, установленную после отключающего устройства в месте подсоединения газопровода. При подаче газа отключающие устройства должны открываться медленно, плавно. При этом необходимо вести непрерывное наблюдение за давлением газа по манометру.
Давление газа при продувке газопроводов низкого давления должно быть не выше рабочего, газопроводов среднего и высокого давления - не выше 0,1 МПа.
Кранами на свечах регулируется скорость выхода газовоздушной смеси. Краны следует открывать последовательно по заранее намеченному плану. В случае воспламенения газа на свече, кран следует немедленно перекрыть.
Продувку газом необходимо осуществлять до вытеснения всего воздуха из газопроводов. Окончание продувки определяется путем анализа или сжигания отбираемых проб. Сгорание газовоздушной смеси, пропускаемой через мыльную эмульсию, должно происходить спокойно, без хлопков.
При продувке у свечей находятся дежурные слесари. Отбираемые пробы необходимо относить от свечи на расстояние не менее 10 м.
Во время продувки газопровода дежурный слесарь не допускает посторонних лиц и транспорт к месту продувки.
6.2.13. Перед началом работ в колодце на расстоянии 5 м от него со стороны движения транспорта устанавливают ограждения, на расстоянии 10-15 м - предупредительный знак. На рабочих должны быть надеты сигнальные жилеты.
Удаление заглушки в колодце производится рабочими в противогазах и спасательных поясах, с применением искронедающего инструмента. На поверхности земли с наветренной стороны находятся не менее двух человек, держащих концы веревок от спасательных поясов находящихся в колодце рабочих и ведущих непрерывное наблюдение за производством работ. Колодец предварительно проверяется на загазованность и при необходимости вентилируется. Не допускается появление вблизи колодца посторонних лиц и применение открытого огня.
6.2.14. По окончании продувки газом установленные на газопроводах свечи и манометры снимают. В штуцера ввертывают стальные пробки, которые затем должны быть обварены, проверены на плотность газоиндикатором или мыльной эмульсией при рабочем давлении и изолированы (на подземных газопроводах). Места нахождения заваренных пробок вносят в чертежи исполнительной документации.
6.2.15. По окончании всех работ по присоединению газопровода и пуску газа необходимо:
Проверить герметичность сварных швов врезки прибором или мыльной эмульсией под рабочим давлением газа;
Произвести обход трассы присоединенного газопровода;
Выполнить изоляцию места врезки и проверить приборным методом качество изоляции после засыпки котлована;
Включить средства ЭХЗ;
Сделать отметку в наряде на газоопасные работы о выполнении работ.
Наряд-допуск на производство газоопасных работ прикладывается к исполнительной документации и хранится вместе с ней.
6.2.16. Все газопроводы, введенные в эксплуатацию, учитываются в специальном журнале. На подземные газопроводы должен вестись эксплуатационный паспорт.
6.3. Измерение давления газа в газораспределительных сетях
6.3.1. Контроль за давлением газа в газопроводах производится путем его измерения в период наибольшего расхода (в зимний период) и в часы максимального потребления газа.
Рекомендуется производить внеплановые измерения давления для уточнения радиусов действия существующих ГРП, выявления возможности подключения новых потребителей, а также при вводе в эксплуатацию новых потребителей с расходом газа более 10% от расхода на участке газопровода, к которому присоединяется потребитель.
6.3.2. Замеры давления производятся в заранее намеченных точках газовой сети, на выходе из ГРП и у потребителей по схеме, утверждаемой техническим руководством эксплуатационной организации в установленном порядке.
Точки (пункты) замера давления на газопроводах определяются эксплуатационной организацией, исходя из опыта эксплуатации с учетом заявок потребителей о снижении давления газа.
В схему замеров должны быть включены точки замеров на участках газопроводов у наиболее удаленных от ГРП (по ходу газа) потребителей и другие неблагоприятные по условиям подачи газа точки газовой сети.
При выявлении и уточнении мест закупорки газопроводов гидратными и конденсатными пробками производятся дополнительные замеры.
6.3.3. Измерения давления следует производить одновременно во всех точках, предусмотренных схемой замеров. Продолжительность проведения работ не должна превышать 1 ч.
Выявление резких перепадов давления на отдельных линейных участках газопровода свидетельствует о наличии закупорок.
6.3.4. Давление на выходе и входе ГРП (ГРУ) потребителей измеряется манометрами.
Для измерения давления на газопроводах следует применять следующие типы манометров:
При давлении до 0,01 МПа - U-образцовые, заполняемые водой;
При давлении свыше 0,01 МПа - образцовые или пружинные контрольные с соответствующей шкалой.
6.3.5. Герметичность соединений пробок, штуцеров, установленных по окончании замеров давления газа, должна быть проверена приборами или другими способами.
6.3.6. Результаты измерений давления заносятся в специальный журнал. При необходимости оценки фактического режима давления в системе газораспределения по результатам замеров следует составлять режимную карту давлений для сравнения ее с проектной расчетной схемой и выявления причин недостаточного давления газа.
6.3.7. Для восстановления оптимального режима работы систем газораспределения рекомендуется предусматривать прочистку газопроводов, замену отдельных участков или прокладку дополнительных газопроводов, повышение давления газа после ГРП, устройство новых ГРП, кольцевание распределительных газопроводов.
6.4. Обход трасс газопроводов
6.4.1. Обход трасс газопроводов осуществляется слесарями по обслуживанию и ремонту газопроводов (обходчиками). Состав бригад устанавливается в соответствии с требованиями ПБ 12-529. Обходчики находятся в непосредственном подчинении мастера службы эксплуатации подземных газопроводов.
6.4.2. За обходчиками закрепляются отдельные трассы газопроводов, которые для удобства обслуживания разбиваются на маршруты. Маршруты обходов составляются с учетом всех видов работ, выполняемых обходчиками, удаленности трасс, протяженности газопроводов, количества сооружений (колодцев подземных коммуникаций, подвалов зданий и др.), подлежащих проверке на загазованность, интенсивности движения транспорта, затрудняющего работу по обследованию трасс, и других факторов, влияющих на трудоемкость работ, с тем, чтобы обеспечить загрузку обходчиков на полный рабочий день.
В зависимости от трудоемкости работ по обходу трассы и взаимного расположения газопроводов, при составлении маршрутов рекомендуется учитывать возможность совместного обслуживания подземных, наземных и надземных газопроводов. На каждый маршрут обхода составляется маршрутная карта, которой присваивается номер.
6.4.3. В маршрутной карте указываются:
Номер маршрута;
Схема обхода трассы газопровода с привязками характерных точек газопровода (углов поворота, сооружений) к постоянным ориентирам;
Колодцы подземных коммуникаций и подвалы зданий, расположенные на расстоянии до 15 м в обе стороны от подземного газопровода. Подвалы, в которых установлены сигнализаторы загазованности, разрешается не включать в план обхода;
Общая протяженность газопроводов;
Количество обслуживаемых сооружений по данному маршруту.
6.4.4. Все изменения на трассах газопроводов (врезка новых газопроводов, снос и постройка зданий и сооружений и др.) своевременно наносятся на маршрутные карты.
Маршрутные карты изготавливаются не менее чем в двух экземплярах, один из которых хранится у начальника службы по эксплуатации подземных газопроводов, второй экземпляр передается обходчикам под расписку после ознакомления с трассой в натуре (на местности).
6.4.5. Каждый обходчик должен знать трассы обслуживаемых им газопроводов, установленные на них сооружения (запорную арматуру, контрольные трубки, конденсатосборники, гидрозатворы и др.), а также местоположение всех колодцев подземных сооружений других организаций и подвалов домов, расположенных на расстоянии до 15 м по обе стороны от газопровода.
6.4.6. Перед каждым выходом обходчиков на трассу мастер проверяет наличие у обходчиков маршрутных карт, газоанализаторов, инструментов, средств индивидуальной защиты, проводит инструктаж.
Комплектация бригады обходчиков приборами, инструментами, инвентарем, спецодеждой, средствами защиты и материалами производится в зависимости от состава работ на данном маршруте. При каждом обходе обходчики должны иметь газоанализатор, крючки для открывания колодцев, спецодежду. При выполнении работ в пределах проезжей части необходимо наличие жилета сигнального, знаков сигнальных, табличек предупредительных.
6.4.7. Проверка выполненных работ может производиться методом повторного обхода трассы в день обхода или на следующий день.
6.4.8. Виды работ, выполняемых при обходе трасс подземных, наземных и надземных проложенных на опорах газопроводов, устанавливаются по ПБ 12-529.
При обходе газопроводов, проложенных по стенам жилых и общественных зданий, следует проверять (визуально) их целостность, состояние окраски и креплений, выявлять сплющивание и недопустимые прогибы труб, перемещения газопроводов за пределы креплений.
При осмотре вводов в здания и выходов подземных газопроводов из земли следует проверять:
Отсутствие деформаций грунта в месте выхода газопровода из земли;
Состояние защитного футляра, компенсатора;
Состояние контрольного отверстия на футляре для проверки загазованности (при необходимости выполнить его прочистку);
Состояние неразъемного соединения полиэтилен-сталь, если конструкцией газового ввода предусмотрен колпак с отверстием;
Состояние окраски надземной части ввода и герметизацию футляра в месте его прохождения через наружную конструкцию здания.
6.4.9. Наличие газа в подвалах, колодцах, коллекторах, камерах, контрольных трубках и других сооружениях определяется газоанализаторами, газоиндикаторами. Для контрольной проверки наличия газа в указанных сооружениях, в случае необходимости, может быть взята проба воздуха для лабораторного анализа. При обнаружении лабораторным анализом загазованности сооружения болотным или другими горючими газами эксплуатационная организация уведомляет об этом собственников (арендаторов, нанимателей) этих сооружений. Определение наличия загазованности огнем запрещается.
6.4.10. При обнаружении в колодцах, подвалах или других сооружениях наличия газа необходимо сообщить об этом в аварийно-диспетчерскую службу эксплуатационной организации и принять следующие меры безопасности:
Организовать проветривание загазованных колодцев, подвалов и других мест, где обнаружено присутствие газа;
При загазованности подвалов и других помещений здания предупредить находящихся в здании людей о недопустимости курения, пользования открытым огнем и электроприборами, при необходимости принять меры по эвакуации людей из здания (с помощью домоуправления, милиции);
Организовать охрану входа в загазованное помещение.
6.4.11. Для обеспечения сохранности газопроводов и сооружений на них во время производства работ, проводимых в охранной зоне газопровода сторонними организациями, обходчик проверяет соответствие условий выполнения работ выданному разрешению, следит за сохранностью крышек газовых колодцев и коверов, правильным их положением по отношению к дорожному покрытию с целью предупреждения возможности их повреждения, замощения, асфальтирования или засыпки.
6.4.12. Результаты проверки состояния трасс газопроводов после каждого обхода обходчики записывают в журнал обхода. При выявлении нарушений и неисправностей составляется рапорт мастеру.
6.5. Техническое обследование газопроводов
6.5.1. Техническое обследование газопроводов следует проводить приборным методом (подземных - без вскрытия грунта) в соответствии с производственными инструкциями, разработанными с учетом требований эксплуатационной документации изготовителей применяемых приборов и Приложения Б настоящего ОСТ. Для получения качественных результатов периодическое приборное обследование подземных газопроводов рекомендуется производить в теплые месяцы года, при талом грунте, в сухую погоду.
Обследование подводных переходов газопроводов следует проводить по специальным методикам, утвержденным в установленном порядке.
6.5.2. Приборное обследование состояния изоляции и проверка герметичности подземных стальных газопроводов может производиться одновременно комплексной бригадой в составе не менее трех человек: двух операторов по обследованию изоляционного покрытия и одного оператора по проверке герметичности. При этом операторы по обследованию изоляционного покрытия должны идти впереди, с тем, чтобы оператор по проверке герметичности имел данные о местах повреждения изоляции.
6.5.3. Проверка герметичности газопровода производится по всей трассе обследуемого газопровода. При этом проверяются на загазованность газовые колодцы и контрольные трубки, установленные на газопроводе, а также расположенные на расстоянии до 15 м по обе стороны от газопровода колодцы других подземных коммуникаций, коллекторы, подвалы зданий, шахты устоев мостов. Оператор должен иметь маршрутную карту трассы обследуемого газопровода. Выявленные утечки газа устраняются в аварийном порядке.
6.5.4. С целью обеспечения безопасности работ и уменьшения влияния выхлопных газов автотранспорта на качество обследования, обследование газопроводов, расположенных вдоль транспортных магистралей, рекомендуется производить в часы наименьшей интенсивности движения транспорта. На проезжей части улиц операторы работают в сигнальных жилетах.
6.5.5. В местах выявленных повреждений изоляции и на участках, где использование приборов затруднено индустриальными помехами, для технического обследования подземных газопроводов должны быть вырыты шурфы (не менее 1 на каждые 500 м распределительного газопровода и 200 м газопровода - ввода) длиной не менее 1,5 м.
6.5.6. Проверку герметичности подземного газопровода и выявление мест утечек газа допускается производить бурением скважин.
Скважины закладываются на расстоянии не менее 0,5 м от стенки трубопровода через каждые 2 м трассы.
Проверка наличия газа в скважинах производится приборами. Применение открытого огня для опробования устья скважин разрешается на расстоянии не ближе 3 м от зданий и сооружений.
6.5.7. Разрешается производить проверку герметичности газопроводов опрессовкой воздухом по нормам испытаний на герметичность вновь построенных газопроводов, регламентируемых строительными нормами и правилами.
6.5.8. До начала производства работ по опрессовке выполняются следующие подготовительные работы:
Проверяется соответствие исполнительно-технической документации фактическому расположению подземного газопровода на месте производства работ;
Определяются места установки заглушек, продувочных свечей, контрольно-измерительных приборов, подключения компрессора.
6.5.9. Для выполнения работ в каждом конкретном случае, с учетом местных условий, разрабатывается план организации и производства работ, в котором предусматриваются следующие мероприятия:
Последовательность проведения работ;
Порядок отключения потребителей от газоснабжения;
Порядок освобождения газопроводов от газа;
Порядок проведения испытаний на герметичность;
Порядок производства работ при продувке газопроводов газом после проведения испытаний;
Порядок ввода газопровода в эксплуатацию;
Потребность в механизмах, приспособлениях, приборах, материалах.
6.5.10. Специалисты и рабочие, участвующие в опрессовке, до начала работ должны быть ознакомлены с планом организации и производства работ, и пройти инструктаж по безопасным методам их проведения.
6.5.11. Оповещение населения и потребителей о сроках выполнения работ и прекращении подачи газа производится не позднее чем за трое суток до их начала.
6.5.12. Отключение установок ЭХЗ производится не позднее чем за один день до начала работ по опрессовке.
6.5.13. При опрессовке подземных газопроводов работы выполняются в следующем порядке:
Производится отключение испытываемого участка газопровода с помощью закрытия задвижек и кранов на вводах к потребителям с установкой заглушек, освобождение его от газа. В местах разъединения фланцевых соединений устанавливаются шунтирующие перемычки;
Газ выпускается через свечу, установленную на стояке конденсатосборника, и по возможности сжигается;
После освобождения газопровода от газа, на стояке конденсатосборника вместо свечи устанавливается приспособление для подсоединения компрессора и манометра.
При закольцованной схеме газопроводов или при отсутствии отключающих устройств для проведения опрессовки вскрывается двухметровый участок подземного газопровода. После снижения давления газа до 40 даПа вырезается окно или катушка и устанавливаются заглушки в обе стороны газопровода.
При отсутствии на испытуемом участке газопровода конденсатосборников, присоединение свечи и приспособления для подсоединения компрессора и манометра производится с помощью штуцера с резьбой, который приваривается непосредственно к трубе или к одной из установленных заглушек.
6.5.14. При опрессовке подземных газопроводов СУГ от резервуарной установки работы выполняются в следующей последовательности:
Закрываются вентиль высокого давления на редукционной головке, кран на газопроводе низкого давления;
Закрываются краны на вводах к потребителям, устанавливаются заглушки;
Газ стравливается через резинотканевый рукав, подсоединенный к продувочному штуцеру, в безопасное место и по возможности сжигается;
После освобождения газопровода от газа на продувочный штуцер устанавливается приспособление для подсоединения компрессора и манометров. При небольшой протяженности газопровода вместо компрессора разрешается использовать ручной насос.
6.5.16. Результаты технического обследования оформляются актами, в которых при выявлении дефектов дается заключение о необходимости проведения ремонта, перекладки (замены), реконструкции газопровода.
6.6. Текущий и капитальный ремонт газопроводов
6.6.1. При текущем ремонте устраняются все дефекты, выявленные в результате проведения работ по техническому обслуживанию газопроводов.
6.6.2. При текущем ремонте надземных газопроводов производятся следующие виды работ:
Устранение провеса (прогиба) газопроводов;
Ремонт или замена креплений газопровода, устранение повреждений опор;
Окраска газопроводов и арматуры (по мере необходимости);
Ремонт и замена компенсаторов;
Очистка арматуры и компенсаторов от грязи и ржавчины;
Восстановление или замена настенных знаков;
Проверка герметичности всех сварных, резьбовых и фланцевых соединений прибором или мыльной эмульсией;
Устранение утечек газа из арматуры, вварка катушек;
Устранение закупорок газопровода и арматуры;
Устранение механических повреждений (не сопровождающихся выходом газа) труб газопровода;
Устранение утечек газа из газопроводов.
6.6.3. При текущем ремонте подземных и наземных газопроводов выполняются следующие виды работ:
Восстановление обвалования наземных газопроводов, засыпка подземного газопровода до проектных отметок в случае размыва, эрозии, оползней грунта;
Устранение перекосов, оседаний и других неисправностей коверов крышек газовых колодцев, оголовков стояков конденсатосборников и гидрозатворов;
Устранение закупорок газопроводов;
Устранение утечек газа из арматуры и газопроводов;
Ремонт отдельных мест повреждений изоляционных покрытий газопроводов;
Замена коверов и контрольных трубок;
Восстановление постели подводных переходов, футеровки труб, засыпка размытых участков прокладки газопроводов и восстановление пригрузов;
Очистка газовых колодцев от грязи, воды и посторонних предметов, проверка и закрепление лестниц и скоб, восстановление отдельных мест кирпичной кладки и штукатурки, заделка выбоин горловин, восстановление отмостки и гидроизоляции колодцев.
6.6.4. При капитальном ремонте газопроводов производятся следующие виды работ:
Замена отдельных участков газопроводов;
Замена газовых колодцев;
Замена изоляции на отдельных участках газопроводов;
Восстановление стенки трубы газопровода, врезка катушек;
Установка усилительных муфт;
Замена вводов газопроводов;
Разборка и замена перекрытий, перекладка горловин газовых колодцев, полное восстановление их гидроизоляции, наращивание колодцев по высоте, оштукатуривание, смена лестниц и скоб;
Демонтаж, установка дополнительных или замена коверов конденсатосборников, гидрозатворов;
Вынос участков подземных газопроводов на опоры и фасады зданий;
Замена изоляции и футляров вводов и выходов подземных газопроводов из земли;
Замена опор надземных газопроводов.
6.6.5. Работы по текущему и капитальному ремонту арматуры, установленной на газопроводах, выполняются в соответствии с требованиями раздела 8 настоящего ОСТ.
6.6.6. Результаты работ по текущему и капитальному ремонту оформляются записью в эксплуатационном паспорте газопровода.
6.7. Удаление конденсата из конденсатосборников
6.7.1. Конденсат из конденсатосборников удаляют в специальную емкость. Из газопроводов низкого давления - ручным насосом, из газопроводов высокого и среднего давления - давлением газа.
6.7.2. Работы по удалению конденсата из конденсатосборников относятся к газоопасным, выполняются по наряду-допуску установленной формы бригадой рабочих в составе не менее двух человек.
6.7.3. Перед выходом на объект бригадир или наиболее квалифицированный рабочий, которому поручено руководство указанными работами, проверяет комплектность инструментов, материалов и приспособлений, обеспеченность средствами индивидуальной защиты и спецодеждой, знакомится с соответствующей эксплуатационно-технической документацией.
6.7.4. Откачка конденсата из конденсатосборников на газопроводах низкого давления выполняется в следующей последовательности:
Отвертывается пробка на стояке конденсатосборника;
Измеряется мерной линейкой уровень конденсата в конденсатосборнике;
Через стояк опускается всасывающий патрубок ручного насоса и закрепляется на стояке;
Нагнетательный патрубок насоса вставляется в специальную емкость для слива конденсата или автоцистерну;
Производится откачка конденсата, по окончании которой вынимается всасывающий патрубок насоса и завертывается пробка на стояке;
Проверяется герметичность резьбовых соединений при помощи мыльной эмульсии или прибором.
6.7.5. Удаление конденсата из конденсатосборников на газопроводах высокого и среднего давления производится в следующем порядке:
Проверяется закрытие запорного устройства на стояке конденсатосборника, отвинчивается пробка на стояке конденсатосборника;
В муфту стояка ввинчивается отводная трубка, которую соединяют со специальной емкостью или автоцистерной;
Плавно открывается запорное устройство на стояке конденсатосборника и производится слив конденсата в емкость или в автоцистерну;
После удаления конденсата закрывается запорное устройство на стояке конденсатосборника, отвинчивается отводная трубка;
Ввинчивается пробка в муфту стояка и проверяется герметичность запорного устройства и резьбовых соединений при помощи мыльной эмульсии или прибором.
6.7.6. При удалении конденсата из газопровода крышка люка автоцистерны или емкости должна быть постоянно открыта.
6.7.7. Слив конденсата на поверхность земли, в системы водостока, канализацию и другие инженерные коммуникации запрещается.
6.7.8. Результаты работ по удалению конденсата оформляются в эксплуатационном журнале службы подземных газопроводов.
6.8. Техническое обслуживание и ремонт средств электрохимической защиты подземных стальных газопроводов от коррозии
6.8.1. Техническое обслуживание и ремонт средств электрохимической защиты подземных газопроводов от коррозии, контроль за эффективностью ЭХЗ и разработка мероприятий по предотвращению коррозионных повреждений газопроводов осуществляются персоналом специализированных структурных подразделений эксплуатационных организаций или специализированными организациями.
6.8.2. Периодичность выполнения работ по техническому обслуживанию, ремонту и проверке эффективности ЭХЗ устанавливается ПБ 12-529. Разрешается совмещать измерения потенциалов при проверке эффективности ЭХЗ с плановыми измерениями электрических потенциалов на газопроводах в зоне действия средств ЭХЗ.
6.8.3. Техническое обслуживание и ремонт изолирующих фланцев и установок ЭХЗ производятся по графикам, утверждаемым в установленном порядке техническим руководством организаций - владельцев электрозащитных установок. При эксплуатации средств ЭХЗ ведется учет их отказов в работе и времени простоя.
6.8.4. Техническое обслуживание катодных установок ЭХЗ включает в себя:
Проверку состояния контура защитного заземления (повторного заземления нулевого провода) и питающих линий. Внешним осмотром проверяется надежность видимого контакта проводника заземления с корпусом электрозащитной установки, отсутствие обрыва питающих проводов на опоре воздушной линии и надежность контакта нулевого провода с корпусом электрозащитной установки;
Осмотр состояния всех элементов оборудования катодной защиты с целью установления исправности предохранителей, надежности контактов, отсутствия следов перегревов и подгаров;
Очистку оборудования и контактных устройств от пыли, грязи, снега, проверку наличия и соответствия привязочных знаков, состояния коверов и колодцев контактных устройств;
Измерение напряжения, величины тока на выходе преобразователя, потенциала на защищаемом газопроводе в точке подключения при включенной и отключенной установке электрохимической защиты. В случае несоответствия параметров электрозащитной установки данным пусконаладки следует произвести регулировку ее режима работы;
Внесение соответствующих записей в эксплуатационном журнале.
6.8.5. Техническое обслуживание протекторных установок включает в себя:
Измерение потенциала протектора относительно земли при отключенном протекторе;
Измерение потенциала "газопровод-земля" при включенном и отключенном протекторе;
Величину тока в цепи "протектор - защищаемое сооружение".
6.8.6. Техническое обслуживание изолирующих фланцевых соединений включает в себя работы по очистке фланцев от пыли и грязи, измерении разности потенциалов "газопровод-земля" до и после фланца, падение напряжения на фланце. В зоне влияния блуждающих токов измерение разности потенциалов "газопровод-земля" до и после фланца следует производить синхронно.
6.8.7. Состояние регулируемых и нерегулируемых перемычек проверяют измерением разности потенциалов "сооружение-земля" в местах подключения перемычки (или в ближайших измерительных пунктах на подземных сооружениях), а также измерением величины и направления тока (на регулируемых и разъемных перемычках).
6.8.8. При проверке эффективности работы установок электрохимической защиты, кроме работ, выполняемых при техническом осмотре, производится измерение потенциалов на защищаемом газопроводе в опорных точках (на границах зоны защиты) и в точках, расположенных по трассе газопровода, через каждые 200 м в населенных пунктах и через каждые 500 м на прямолинейных участках межпоселковых газопроводов.
6.8.9. Текущий ремонт ЭХЗ включает в себя:
Все виды работ по техническому осмотру с проверкой эффективности работы;
Измерение сопротивления изоляции токоведущих частей;
Ремонт выпрямителя и других элементов схемы;
Устранение обрывов дренажных линий.
6.8.10. Капитальный ремонт установок ЭХЗ включает в себя работы, связанные с заменой анодных заземлителей, дренажных и питающих линий.
После капитального ремонта основное оборудование электрохимической защиты проверяется в работе под нагрузкой в течение времени, указанного заводом-изготовителем, но не менее 24 ч.
6.9. Особенности технической эксплуатации полиэтиленовых газопроводов
6.9.1. Присоединение построенного газопровода следует выполнять по технологическим инструкциям или картам, разработанным в соответствии с настоящим ОСТ и другими нормативными документами и утвержденным в установленном порядке.
6.9.2. Присоединение построенных полиэтиленовых газопроводов и стальных газопроводов, реконструированных методом протяжки полиэтиленовых труб, к газораспределительной сети (с отключением действующего газопровода) может проводиться:
К стальным газопроводам - с использованием неразъемных соединений "полиэтилен-сталь" по , и другим, утвержденным в установленном порядке;
К полиэтиленовым газопроводам - с помощью соединительных деталей из полиэтилена по , , муфт с закладным электронагревателем по и другим, утвержденным в установленном порядке.
6.9.3. Присоединение полиэтиленовых ответвлений без отключения давления в действующем газопроводе выполняется:
К стальным газопроводам - с применением неразъемных соединений "полиэтилен-сталь";
К полиэтиленовым газопроводам - с применением седелок крановых по и другим, утвержденным в установленном порядке.
6.9.4. Для врезки (присоединения) построенных или реконструированных газопроводов в действующий газопровод, кроме указанных в п.п.6.9.2 и 6.9.3, могут быть использованы и другие соединительные детали и узлы соединений (в том числе импортного производства), разрешенные к применению в установленном порядке.
6.9.5. Все соединительные детали, в том числе неразъемные соединения "полиэтилен-сталь", должны иметь документ, подтверждающий их качество (паспорта, сертификаты соответствия).
6.9.6. Врезка стальных ответвлений в полиэтиленовый газопровод производится через стальные вставки, длиной не менее 0,8 м.
6.9.7. Присоединение газопроводов, реконструированных синтетическим тканевым шлангом, к действующему, в том числе также реконструированному синтетическим тканевым шлангом, производится без снижения давления в нем при использовании специальных механических средств врезки. При этом запрещается прямое воздействие пламени горелки при резке трубопровода на тканевый шланг реконструированного газопровода.
6.9.8. Состав работ по техническому обслуживанию полиэтиленовых газопроводов путем обхода трасс соответствует выполняемому при эксплуатации стальных газопроводов.
6.9.9. Сроки обхода трасс газопроводов, в том числе реконструированных различными методами, в зависимости от давления газа, условий эксплуатации, пучинистости грунтов, срока службы и технического состояния, устанавливаются в соответствии с требованиями ПБ 12-529.
6.9.10. Техническое обследование газопроводов приборным методом, в том числе реконструированных, проводится с периодичностью, установленной для стальных газопроводов ПБ 12-529.
При техническом обследовании газопроводов, кроме выявления утечек газа, следует проверять наличие "провода-спутника" и качество изоляции стальных вставок.
Для обнаружения утечек газа на участках, где использование приборов затруднено индустриальными помехами, должны вскрываться контрольные шурфы в количестве не менее 1 на каждые 500 м распределительных газопроводов и на каждые 200 м газопроводов-вводов, предпочтительно в местах соединения труб, в соответствии со схемой сварных стыков.
При выполнении шурфового осмотра выполняются следующие операции:
Проверка герметичности сварных соединений высокочувствительным газоискателем;
Визуальная оценка состояния поверхности трубы и грата сварного шва или муфты с закладным нагревателем.
Для газопроводов, выполненных из труб мерной длины, при выявлении негерметичности стыка, его следует вырезать и по два стыка в каждую сторону от дефектного проверить методами визуально-измерительного и ультразвукового контроля. При неудовлетворительных результатах визуально-измерительного или ультразвукового контроля принимается одно из решений:
Продолжение эксплуатации газопровода на установленных параметрах;
Продолжение эксплуатации газопровода с ограничением параметров;
Использование по иному назначению;
Вывод из эксплуатации.
Для газопроводов, выполненных из длинномерных труб, при выявлении негерметичности стыка следует произвести его замену путем вварки катушки.
При выявлении сквозных дефектов поверхности трубы или выходящих за пределы допустимых значений, установленных нормативной документацией на трубы, дефект следует устранить путем вварки катушки.
По результатам технического обследования составляется акт.
6.9.11. Полиэтиленовые газопроводы, на которых в течение года наблюдались утечки газа в количестве более одной для межпоселковых и более двух для внутрипоселковых на 1 км газопровода, подвергаются внеочередному техническому обследованию.
6.9.12. Текущий ремонт полиэтиленовых газопроводов производится для устранения неисправностей, выявленных при техническом обслуживании. Кроме того, проводится визуальная проверка состояния поверхностей фитинга и участка полиэтиленовой трубы, расположенных в колодце.
6.9.13. Для ликвидации утечки газа в качестве временной меры (в течение одной рабочей смены) допускается использование металлических хомутов и муфт с уплотнением из маслобензостойкой резины, липкой синтетической ленты, глиняного пластыря или пережимных устройств.
6.9.14. При временном устранении дефекта в виде трещины концы ее необходимо засверлить на всю толщину стенки трубы.
6.9.15. Работы по устранению дефектов допускается производить при температуре наружного воздуха не ниже минус 15 °С. При более низких температурах необходимо осуществлять подогрев трубы, но не выше чем 40 °С (например, гибкими нагревательными элементами или др. приспособлениями) или производить работы с применением специальных отапливаемых модулей (палаток).
6.9.16. Засыпка полиэтиленового газопровода после временного устранения утечки газа не допускается.
При температуре наружного воздуха ниже минус 15 °С газопровод следует присыпать грунтом на высоту 0,2 м выше верхней образующей трубы.
6.9.17. Узлы неразъемных соединений "полиэтилен-сталь", установленные на цокольных вводах в здания или на надземных выходах, ремонту не подлежат, при выявлении утечек газа или механических повреждений - заменяются.
6.9.18. Замена дефектных стыков или участков труб производится путем вварки катушек длиной не менее 500 мм. Допускается вварка катушек длиной не менее 200 мм для труб диаметром до 50 мм.
Вварка катушек производится сваркой нагретым инструментом встык или при помощи муфт с закладными нагревателями.
6.9.19 При вварке катушек следует использовать трубы по ГОСТ Р 50838 из ПЭ 80 и ПЭ 100, не просроченные по гарантийному сроку хранения и прошедшие входной контроль качества. При использовании сварки встык и труб из разных марок полиэтилена параметры сварки следует выбирать по полиэтилену с наименьшим значением ПТР при условии разности показателей ПТР в пределах от 0,3 до 1,1 г/10 мин. ПТР измеряют в соответствии с требованием нормативной документации. Сварные стыковые соединения должны быть подвергнуты 100% ультразвуковому контролю не ранее чем через 24 часа после сварки последнего стыка.
Трубы, просроченные по гарантийному сроку хранения, могут быть использованы для ремонта газопровода после положительных результатов дополнительных испытаний на соответствие требованиям нормативной документации на их выпуск по следующим показателям:
Относительное удлинение при разрыве;
Показатель текучести расплава;
Испытание на стойкость при постоянном внутреннем давлении при 20 °С и в течение 100 часов.
При ремонте дефектных участков газопроводов разрешается использовать трубы из имеющегося аварийного запаса, в том числе и для газопроводов, построенных из ПЭ 63.
При использовании для ремонта муфт с закладным нагревателем параметры сварки устанавливаются в зависимости от способа ввода информации.
6.9.20. Допускается выполнять ремонт полиэтиленовых газопроводов с помощью вварки двух узлов неразъемных соединений "полиэтилен-сталь".
Неразъемные соединения изготавливаются по и другим, утвержденным в установленном порядке специализированной организацией.
На полиэтиленовых газопроводах низкого и среднего давления применяются соединения "полиэтилен-сталь", изготовленные из полиэтиленовых труб с SDR 17,6 и SDR 11, на газопроводах высокого - с SDR 11.
6.9.21. Ремонт газопроводов, реконструированных методом протяжки полиэтиленовых труб, необходимо выполнять отдельными участками.
Длина участка определяется с учетом его ограничения установленной на газопроводе арматурой и должна быть, как правило, не более 500 м.
6.9.22. Для обнаружения утечки газа следует использовать высокочувствительные газоанализаторы или газоискатели.
Для определения места утечки на реконструированных газопроводах возможно использование современной робототехники. Для осмотра внутренней поверхности труб могут применяться телекамеры, перемещающиеся внутри трубы с помощью специальных транспортеров или тросов.
Ремонт газопроводов, реконструированных методом протяжки полиэтиленовых труб, включает следующие виды работ:
Подготовка котлованов;
Отключение ремонтируемого участка от действующей сети с применением инвентарных заглушек;
Разгерметизация торцов футляра для извлечения полиэтиленового газопровода;
Вытягивание плети с помощью механизированных приспособлений тросом, закрепленным на трубе через хомут;
Вварка отрезка трубы или всего заменяемого участка в действующий газопровод с помощью муфт с закладным нагревателем или сваркой встык при условии 100% ультразвукового контроля сварных стыковых соединений;
Испытания полиэтиленовой плети на герметичность по нормам, предусмотренным для вновь строящихся газопроводов;
Протяжка отремонтированного участка или новой плети внутрь стального футляра;
Присоединение отремонтированного участка к действующему газопроводу;
Проверка герметичности стыков на смонтированных узлах соединений "полиэтилен-сталь" рабочим давлением газа;
Пуск газа.
После проведения ремонта на открытых участках полиэтиленовых труб на расстоянии 0,25 м от верха газопровода должна быть уложена полиэтиленовая сигнальная лента шириной не менее 0,2 м с несмываемой надписью "газ".
6.9.23. Вварка нового участка в газопроводы, реконструированные другими методами, производится в соответствии со специально разработанной технологической картой.
6.9.24. При отключении газопровода для ремонта рекомендуется применять пережимные устройства.
6.9.25. Место сжатия трубы должно находиться в углублении траншеи. При наличии сухого грунта, для исключения воздействия статического электричества, углубление должно быть залито водой. После проведения ремонта место сжатия должно быть усилено муфтой с закладным электронагревателем или хомутом.
Газопровод не должен подвергаться сжатию более одного раза в одном и том же месте.
Возможно использование заземленного проводника в виде влажной ленты, обернутой вокруг трубы.
6.9.26. При обнаружении выхода газа труба должна быть увлажнена слабым раствором моющего средства, начиная от уровня земли. Затем следует намотать влажную ленту, добавляя к воде глицерин для сохранения гибкости ленты при температуре окружающей среды ниже 0 °С. Ленту следует заземлить с помощью металлического штифта, закрепленного в земле.
6.9.27. С целью исключения разряда статического электричества продувка ремонтируемого участка может выполняться только при заземленном полиэтиленовом газопроводе.
6.9.28. Необходимость капитального ремонта устанавливается в процессе эксплуатации в случае обнаружения неудовлетворительного состояния газопровода (разрушение стыков и соединений "полиэтилен-сталь", механических повреждений, пришедших в негодность сооружений на газопроводе и др). Назначение на капитальный ремонт осуществляется на основании результатов технического обследования.
6.9.29. Капитальный ремонт полиэтиленовых газопроводов заключается в замене пришедших в негодность труб и стыков на отдельных участках газопровода, соединительных деталей и узлов соединений "полиэтилен-сталь" или участков газопровода.
6.9.30. Капитальный ремонт газопроводов, реконструированных методом протяжки полиэтиленовых труб, заключается в удалении пришедших в негодность полиэтиленовых труб и выполняется как при текущем ремонте.
6.9.31. Капитальный ремонт газопроводов, реконструированных методом протяжки профилированных полиэтиленовых труб, заключается в удалении всего реконструированного участка и замене его новым.
6.9.32. Капитальный ремонт газопроводов, восстановленных с использованием синтетического тканевого шланга и двухкомпонентного клея, заключается в замене участков газопровода.
При капитальном ремонте производятся все виды работ, предусмотренные при техническом обслуживании и текущем ремонте.
6.9.33. Поиск трассы газопровода, если для обозначения ее был использован изолированный медный или алюминиевый провод, необходимо выполнять прибором типа АНПИ или аналогичным.
6.9.34. После проведения работ по капитальному ремонту на 0,25 м от верха газопровода следует произвести укладку сигнальной полиэтиленовой ленты шириной не менее 0,2 м с несмываемой надписью "газ".
6.9.35. Сведения о работах, выполняемых при капитальном ремонте полиэтиленовых и реконструированных газопроводов, заносятся в эксплуатационный паспорт газопровода.
6.9.36. Аварийно-восстановительные работы на полиэтиленовых газопроводах, в том числе реконструированных, выполняются в соответствии с планами локализации и ликвидации аварий, утверждаемыми в установленном порядке.
6.9.37. Место снежно-ледяных, кристаллогидратных, смоляных закупорок газопровода определяют:
По рельефу трассы газопровода в местах ее понижения, а также в местах местных сопротивлений (повороты, сужения и пр.);
От ближайшего разъемного соединения на газопроводе (например, от колодца) методом проталкивания до упора стеклопластикового стержня (типа "Кобра") в закупорку. Уточняют место ее нахождения по длине проталкиваемого стержня до упора.
6.9.38. Для ликвидации снежно-ледяных, кристаллогидратных, смоляных закупорок на полиэтиленовом газопроводе применяются:
Заливка органических спиртов-растворителей, к которым полиэтилен химически стоек (например, этанол, бутанол);
Обогрев мест закупорки паром, гибкими нагревательными элементами или разогрев через слой песка инфракрасными горелками. Температура разогрева песка не должна превышать 80 °С;
Шуровка газопровода мягким ершом;
Др. методы по ТК, инструкциям, утвержденным в установленном порядке.
6.9.39. Аварийно-восстановительные работы на газопроводах, восстановленных с использованием синтетических тканевых шлангов и двухкомпонентного клея, проводятся по специально разработанной инструкции и включают в себя следующие основные виды операций:
Отключение поврежденного участка;
Продувка;
Высверливание окна на поврежденном месте для установки кляпов, для вырезки катушек;
Проверка герметичности кляпов (кирпичной стенки шара с шамотной глиной);
Вырезка катушек на поврежденных участках, при врезке по границе кляпа постоянно должен находиться жгут из ветоши, смоченной водой.
Врезка новой катушки с окном производится в обратном порядке.
6.9.40. Работы по технической эксплуатации полиэтиленовых газопроводов, не регламентируемые настоящим подразделом, выполняются аналогично работам, предусмотренным для стальных газопроводов.
|
Газопроводы |
давления в застроенной поселений |
Высокого и среднего давления в застроенной части поселений |
Всех давлений в незастроенной части поселений, а также межпоселковые |
||
|
Газопроводы давлением до 1,2 МПа |
|||||
|
1. Вновь построенные газопроводы |
Непосредственно в день ввода в эксплуатацию и на следующий день |
||||
|
2. Стальные газопроводы, эксплуатируемые до 40 лет при отсутствии аварии и инцидентов |
Устанавливается техническим руководителем газораспределительной организации но не реже: |
||||
|
1 раз в месяц |
2 раза в месяц |
1 раз в 6 мес. при ежегодном приборном обследовании или 1 раз в 2 мес. без его проведения |
|||
|
2.1. Полиэтиленовые газопроводы, эксплуатируемые до 50 лет при отсутствии аварии и инцидентов |
1 раз в 6 мес. |
||||
|
3. Стальные газопроводы после реконструкции методом протяжки полиэтиленовых труб - или восстановленные синтетическим тканевым шлангом |
1 раз в 6 мес. |
||||
|
4. Стальные газопроводы, эксплуатируемые в зоне действия источников блуждающих токов, в грунте с высо- кой коррозионной агрессивностью и не обеспеченные минимальным защитным электрическим потенциалом |
1 раз в 2 недели |
||||
При обнаружении загазованности сооружений на трассе газопровода или утечки газа по внешним признакам рабочие, проводящие обход, обязаны немедленно известить аварийно-диспетчерскую службу и до приезда бригады принять меры по предупреждению окружающих (жильцов дома, прохожих) о загазованности и недопустимости открытого огня, пользования электроприборами и необходимости проветривания помещений.
Дополнительно должны быть организованы проверка приборами и проветривание загазованных подвалов, цокольных и первых этажей зданий, колодцев и камер подземных сооружений (коммуникаций) на расстоянии до 50 м по обе стороны от газопровода.
Результаты обхода газопроводов должны отражаться в журнале.
В случае выявления неисправностей или самовольного ведения работ в охранной зоне газопровода обходчики наружных газопроводов должны составлять рапорт руководству газораспределительной организации.
Руководитель организации, по территории которой газопровод проложен транзитом, должен обеспечить доступ персонала газораспределительной (эксплуатационной) организации для проведения обхода, технического обслуживания и ремонта газопровода, локализации и ликвидации аварийных ситуаций.
Владельцы зданий обязаны обеспечить герметизацию вводов и выпусков инженерных коммуникаций в подвалы и технические подполья.
Маршрутная карта обхода газопровода составляется на основе генплана, выполненного в масштабе 1: 500 или 1: 1000.
Генеральный план – документ, показывающий принцип организации застройки или подлежащей застройке территории. Его составляют на базе топографической основы и геодезической съемки, где рельеф местности изображают горизонталями в абсолютных или относительных отметках, отсчитываемых от условного нулевого уровня.
На генеральном плане наносят существующие и проектируемые здания, указывают границы отведенных участков, дороги и другие сооружения.
На маршрутную карту наносится трасса газопровода (красной линией) с сооружениями на нем: конденсаторосборниками, футлярами, контрольными трубками, контрольными проводниками для замера электропотенциалов «газопровод – земля» и т.д.
Кроме этого на маршрутной карте должны быть показаны колодцы других инженерных коммуникаций, например, канализационные, теплотрассы, расположенные на расстоянии до 50 метров по обе стороны от газопровода, т.к. при возникновении утечки на газопроводе газ распространяется по грунту и может попасть в подвалы жилых домов, колодцы, тоннели.
При обходе трассы газопровода обходчики обязаны проверять на загазованность колодцы и подвалы в радиусе 15 метров от газопровода, а при обнаружении утечки газа должны быть проверены приборами на загазованность все колодцы и подвалы в радиусе 50 метров.
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ ГАЗОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ
И ГАЗОПРОВОДОВ СИСТЕМ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
СО 34.23.608-2005
Москва
Центр производственно-технической информации
энергопредприятий и технического обучения ОРГРЭС
2005
Разработано Филиалом ОАО «Инженерный центр ЕЭС» - «Фирма ОРГРЭС»
Исполнители А.Н. ПОПОВ, Г.Н. РОСТОВСКИЙ, Д.А. ПОПОВ
Утверждено главным инженером Филиала ОАО «Инженерный центр ЕЭС» - «Фирма ОРГРЭС» В.А. КУПЧЕНКО 20.10.2005 г.
ВВЕДЕНИЕ
Настоящие Методические указания определяют состав и периодичность работ по осмотру технического состояния и техническому обслуживанию газового оборудования и газопроводов газорегуляторных пунктов (ГРП), а также наружных (подземных, надземных и наземных) и внутренних газопроводов систем газоснабжения ТЭС и котельных, сжигающих природный газ по в качестве топлива. Требования настоящих Методических указаний не распространяются на газопроводы и сооружения на них, расположенные в районах с повышенной сейсмичностью с просадочными грунтами в полосе многолетней мерзлоты и на подрабатываемых территориях, а также на газопроводы с давлением газа более 1,2 МПа (12 кгс/см 2).
В Методических указаниях приведены основные меры безопасности при выполнении газоопасных работ по техническому обслуживанию ГРП, наружных и внутренних газопроводов и дана форма наряда-допуска на производство газоопасных работ в системах газоснабжения ТЭС и котельных.
Методические указания предназначены для эксплуатационного персонала действующих ТЭС и котельных, занятого обслуживанием и ремонтом оборудования и газопроводов, и ИТР, отвечающих за организацию эксплуатации газового хозяйства энергообъектов.
Требования настоящих Методических указаний обязательны для оперативного и оперативно-ремонтного персонала ТЭС и котельных, а также специалистов, ответственных за безопасную эксплуатацию газового хозяйства ТЭС и котельных. На основе данных Методических указаний должны быть разработаны местные инструкции по техническому обслуживанию ГРП и газопроводов систем газоснабжения с учетом особенностей газового хозяйства, требований изготовителей газового оборудования и местных условий производства.
1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1 Эксплуатация газопроводов и газового оборудования систем газоснабжения ТЭС и котельных должна проводиться персоналом, прошедшим специальное обучение, проверку знаний «Правил безопасности систем газораспределения и газоснабжения», норм и инструкций в объеме выполняемой ими работы и необходимую стажировку под наблюдением опытных работников.
При эксплуатации газопроводов и газового оборудования систем газоснабжения должны выполняться:
Контрольный осмотр технического состояния газового оборудования и газопроводов;
Проверка параметров срабатывания ПСК и ПЗК, установленных на ГРП (ГРУ);
Работоспособность ПЗК, включенных в схемы защит и блокировок котлов;
Контроль загазованности воздуха в помещениях ГРП и котельной;
Проверка срабатывания устройств технологической защиты, блокировок и действия сигнализации, предусмотренных в системе газоснабжения;
Очистка фильтров;
Проверка плотности фланцевых и резьбовых соединений газового оборудования, сварных соединений газопроводов и сальниковой набивки арматуры с помощью приборов или мыльной эмульсии;
Техническое обслуживание (ТО);
Включение и отключение оборудования, работающего сезонно;
Текущий ремонт;
Проведение режимно-наладочных работ на газоиспользующем оборудовании с пересмотром режимных карт его работы;
Техническое освидетельствование;
Капитальный ремонт;
Аварийно-восстановительные работы (при необходимости);
Отключение недействующих газопроводов и газового оборудования (при необходимости).
Обеспечение выполнения указанных работ возлагается на первого руководителя предприятия.
1.1.1 Контрольный осмотр технического состояния газового оборудования и газопроводов ГРП, наружных подземных газопроводов должен проводиться двумя рабочими оперативного или оперативно-ремонтного персонала. Осмотр газового оборудования и газопроводов ГРП, оборудованных системами телемеханики, размещенных в шкафах и на открытых площадках, ГРУ, расположенных непосредственно в помещениях, где используется газ, надземных и внутренних газопроводов допускается выполнять одним рабочим.
Контрольный осмотр технического состояния подземных газопроводов, находящихся в ведении ТЭС и котельных, должен проводиться персоналом газовой службы (участка) ТЭС или котельных. Допускается проведение контрольного осмотра технического состояния подземных газопроводов, находящихся на балансе ТЭС и котельных, персоналом газоснабжающей (газосбытовой) организации по специальному договору.
Контрольный осмотр технического состояния должен проводиться по графику, утвержденному техническим руководителем предприятия-владельца систем газоснабжения в сроки, обеспечивающие безопасность и надежность эксплуатации систем газоснабжения.
Контрольный осмотр технического состояния газопроводов и газового оборудования проводится без оформления нарядов-допусков на производство газоопасных работ.
При контрольном осмотре оборудования ГРП и внутренних газопроводов допускается подтягивание сальников на арматуре действующих (находящихся в работе) газопроводов и откачка газового конденсата из дренажных устройств действующих газопроводов оперативно-ремонтным персоналом.
Эксплуатация газопроводов и газового оборудования с аварийно-опасными дефектами, выявленными в процессе контрольного осмотра, не допускается.
1.1.2 Проверка параметров срабатывания ПСК и ПЗК, установленных на ГРП, должна проводиться по графику, утвержденному техническим руководителем предприятия, но не реже одного раза в шесть месяцев. Конкретные параметры срабатывания ПСК и ПЗК устанавливаются проектной организацией и утверждаются техническим руководителем энергообъекта.
1.1.2.1 Проверки параметров срабатывания ПСК и ПЗК должны проводиться с оформлением наряда-допуска на производство газоопасных работ. Рекомендуемая в отрасли форма наряда-допуска на производство газоопасных работ приведена в .
1.1.2.2 Проверка параметров срабатывания должна производиться для каждого ПСК и ПЗК индивидуально.
1.1.2.3 ПСК, установленные на ГРП (ГРУ), должны быть настроены на параметры срабатывания, обеспечивающие начало их открытия при превышении величины максимального рабочего давления газа на выходе из ГРП не более чем на 15%.
1.1.2.4 ПЗК, установленные на ГРП, в том числе встроенные в регулирующие клапаны, должны быть настроены на параметры их срабатывания при превышении величины максимального рабочего давления газа на выходе из ГРП не более чем на 25%.
1.1.2.5 Настройка и проверка параметров настройки ПЗК и ПСК должны проводиться после окончания монтажных или ремонтных работ, проводимых непосредственно на ПЗК или ПСК, а также при изменении параметров газа в системе газоснабжения.
Настройку и проверку параметров настройки ПЗК и ПСК после окончания ремонта оборудования рекомендуется проводить сжатым воздухом.
1.1.2.6 При проверке параметров срабатывания и настройки ПСК и ПЗК на действующем оборудовании не должно изменяться рабочее давление газа после регулирующих клапанов.
1.1.3 Проверка работоспособности (срабатывания) ПЗК котла и горелок, включенных в схемы технологических защит котла, должна проводиться перед растопкой котла из холодного состояния, перед плановым переводом котла на сжигание газа, после окончания ремонта на газопроводах котла и при проверке защит котла после его останова более 3 сут. Проверка работоспособности (срабатывания) ПЗК котла и горелок проводится оперативным персоналом без оформления нарядов-допусков.
1.1.3.1 ПЗК котла должен быть настроен на срабатывание от действия технологических защит, действующих на останов котла с прекращением подачи газа на котел, а ПЗК горелки дополнительно и от действия защит с прекращением подачи газа на горелку.
1.1.3.2 Проверка работоспособности ПЗК котла и горелок после окончания ремонта газопроводов котла или при их расконсервации должна проводиться до заполнения газопроводов котла газом, т.е. до снятия заглушек на газопроводах котла.
Проверку работоспособности ПЗК котла и горелок перед плановым переводом котла на сжигание газа растопкой котла из холодного резерва и после его останова более 3 сут допускается проводить на действующих газопроводах. При этом должны быть закрыты запорные устройства на подводе газа к котлу, а в газопроводах котла отсутствовать избыточное давление газа.
Порядок проверок определяется местной производственной инструкцией по эксплуатации и обслуживанию технологических защит (средств автоматики) котлов.
1.1.4 Контроль загазованности воздуха в помещениях ГРП и котельной должен проводиться по графику, утвержденному техническим руководителем предприятия, в сроки, определенные опытом эксплуатации, исходя из технического состояния газопроводов и газового оборудования, и местных условий.
Контроль загазованности воздуха в помещениях при поступлении на предприятие неодорированного газа проводится не реже 1 раза в день. Места отбора проб воздуха определяются местными производственными указаниями по эксплуатации газового хозяйства и эксплуатации котлов. Контроль загазованности проводится без оформления нарядов-допусков.
При обнаружении содержания природного газа в воздухе более 0,1% (по объему) необходимо немедленно усилить вентиляцию загазованного помещения, выявить причину и в аварийном порядке устранить утечку газа.
1.1.5 Проверка действия автоматических сигнализаторов контроля загазованности воздуха в помещениях ГРП должна производиться по графику, утвержденному техническим руководителем предприятия, в сроки, установленные указаниями изготовителей оборудования, но не реже одного раза в 6 мес.
Проверка приборов контроля загазованности воздуха должна проводиться без дополнительной загазованности воздуха в контролируемом помещении.
1.1.6 Проверка действия сигнализации по повышению и понижению давления газа в газопроводах котла должна проводиться по графику, утвержденному техническим руководителем ТЭС и котельных, в сроки, установленные изготовителем оборудования, или в соответствии с требованиями «Норм технического обслуживания технологических защит теплотехнического оборудования ТЭС», утвержденных РАО «ЕЭС России», но не реже одного раза в 6 мес. При проверке не должно изменяться рабочее давление газа в газопроводах.
1.1.7 Проверка технологических блокировок котла должна проводиться перед пуском котла или его переводом на газообразное топливо.
1.1.8 Очистка фильтров должна проводиться при достижении максимально допустимого значения перепада давления, указанного в паспортах заводов - изготовителей фильтров. Очистка фильтров должна проводиться по наряду-допуску на производство газоопасных работ.
1.1.9 Проверка плотности фланцевых и резьбовых соединений газопроводов и газового оборудования, сальников арматуры с помощью приборов или мыльной эмульсии (обмыливание газопроводов и газового оборудования с целью обнаружения мест утечек газа) должна проводиться периодически по утвержденному техническим руководителем графику, а также дополнительно при проведении технического обслуживания газопроводов и газового оборудования. Проверка плотности должна проводиться оперативно-ремонтным персоналом. Выявленные утечки газа должны устраняться в аварийном порядке.
Результаты проверок плотности должны фиксироваться в оперативных журналах ГРП или котлов. Работы должны проводиться с оформлением нарядов-допусков на производство газоопасных работ.
Сроки проверок должны обеспечивать безопасные условия труда, взрыво- и пожаробезопасность и определяться конкретными местными условиями эксплуатации (давление газа, особенности оборудования, техническое состояние газопроводов, продолжительность эксплуатации, наличие газового конденсата или жидких фракций, одорации и т.п.).
1.2 Техническое обслуживание систем газоснабжения ТЭС и котельных должно проводиться по графикам, утвержденным техническим руководителем ТЭС и котельных, с периодичностью, обеспечивающей безопасность и надежность эксплуатации и определяемой конкретными местными условиями эксплуатации, но не реже сроков, приведенных в действующих «Правилах безопасности систем газопотребления и газораспределения».
Сроки проведения технического обслуживания должны периодически, не реже одного раза в три года, пересматриваться с учетом изменения технического состояния газопроводов, условий эксплуатации и накопленного в процессе эксплуатации опыта.
1.2.1 Техническое обслуживание газового оборудования и газопроводов системы газоснабжения должно проводиться с оформлением нарядов-допусков на производство газоопасных работ.
1.2.2 Техническое обслуживание надземных, наземных и внутренних газопроводов допускается выполнять на действующих газопроводах без отключения их от действующего оборудования и без установки заглушек на газопроводах со стороны подвода газа.
Техническое обслуживание газового оборудования и газопроводов ГРП, в зависимости от видов работ по техобслуживанию, следует выполнять как с отключением газового оборудования и установкой (при необходимости) заглушек на границах отключенного участка со сторон возможного подвода газа, так и на действующих газопроводах (при герметичности запорных устройств на границах отключенного участка в ГРП заглушки могут не устанавливаться).
1.2.3 Техническое обслуживание газопроводов и газового оборудования систем газоснабжения энергообъектов, эксплуатирующих объекты газового хозяйства собственными силами, должно проводиться персоналом газовой службы (участка) ТЭС и котельных, допущенным приказом к проведению газоопасных работ.
Допускается привлекать к проведению технического обслуживания систем газоснабжения предприятия газового хозяйства другие специализированные организации по специальным договорам, заключенным между предприятием-владельцем и специализированной организацией, имеющей в своем составе необходимый обученный штат, допущенный к данным работам. Привлекаемая организация должна иметь разрешение (лицензию) регионального органа Ростехнадзора России на право проведения работ по техническому обслуживанию объектов газового хозяйства промышленных предприятий (в частности ТЭС и котельных).
В договоре должны быть четко определены границы и объемы работ по техническому обслуживанию, регламентированы обязательства заинтересованных сторон в обеспечении условий безопасной эксплуатации газового хозяйства. На предприятии, где газовое хозяйство обслуживается по договорам, графики технического обслуживания должны быть согласованы с главным инженером (техническим директором) предприятия, выполняющим указанные работы по договору.
1.2.4 Бригада газовой службы (участка) предприятия, выполняющая работы по техническому обслуживанию газового оборудования и газопроводов, должна быть в составе не менее трех человек, включая ответственного производителя работ по наряду-допуску. Работы должны проводиться под непосредственным руководством мастера газовой службы (участка), являющимся ответственным руководителем работ по наряду-допуску.
1.2.5 При ведении эксплуатации подземных газопроводов собственными силами ТЭС и котельных комплекс работ по техническому обслуживанию наружных подземных газопроводов и сооружений на них должен устанавливаться местной производственной инструкцией, разработанной с учетом настоящего Методического указания и «Методических указаний по осмотру и проверке колодцев подземных газопроводов систем газоснабжения ТЭС и котельных: СО 34.20.2005». Указанная инструкция должна быть утверждена техническим руководителем ТЭС.
1.2.6 Перед началом выполнения работ, после перерывов и в период проведения технического обслуживания газового оборудования и газопроводов ГРП, наружных подземных и внутренних газопроводов котлов должен быть организован систематический контроль анализа воздуха рабочих зон сооружений или помещений ГРП и котельной на загазованность. Периодичность контроля и места отбора проб воздуха на загазованность определяется местной производственной инструкцией по эксплуатации системы газоснабжения. Результаты анализов воздушной среды на содержание загазованности должны фиксироваться в наряде-допуске на производство работ по техническому обслуживанию.
1.2.7 При проведении технического обслуживания на надземных или наземных наружных газопроводах контроль воздуха на загазованность перед началом и в период выполнения работ допускается не проводить.
1.3 Включение и отключение оборудования сезонного действия должно проводиться с установкой или снятием заглушек со стороны действующих газопроводов.
1.4 Газовое оборудование и запорная арматура перед их установкой должны быть отревизированы. Ревизия запорной арматуры и газового оборудования должна проводиться, как правило, собственными силами ТЭС или монтажной организацией по дополнительному специальному договору. Допускается не проводить ревизию предохранительно-запорной арматуры (ПСК, ПЗК, ЗК и др.) и регулирующих клапанов при следующих условиях:
Наличия записей в паспортах изготовителей указанной арматуры о проведении ревизии в заводских условиях;
Соблюдения условий хранения, транспортировки и монтажа;
Обеспечения гарантийных сроков хранения, указанных в паспортах изготовителей предохранительно-запорной и регулирующей арматуры.
2 КОНТРОЛЬНЫЙ ОСМОТР ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ
2.1 Подземные газопроводы и сооружения
2.1.1 Контрольный осмотр подземных сооружений, установленных на трассе газопроводов, с целью надзора за состоянием сооружений проводится при обходе трасс газопроводов. При контрольном осмотре должны проводиться:
Проверка на загазованность колодцев, подвалов, подземных сооружений, контрольных трубок;
Контроль за состоянием настенных указателей;
Удаление с поверхности и внутренней части коверов воды, снега, льда, грязи и посторонних предметов;
Осмотр арматуры, установленной на газопроводах;
Удаление с поверхности крышек, люков, газовых колодцев снега, льда, грязи и других посторонних предметов;
Проверка конденсатосборников на наличие в них конденсата и его удаление (по утвержденному графику);
Наблюдение за дорожными и другими строительными работами, проводимыми вблизи трассы газопровода, с целью предупреждения возможного повреждения газопроводов и сооружений на них, загромождения и застройки трассы газопровода.
2.1.2 Обход трасс подземных газопроводов должен проводиться по утвержденному техническим руководителем графику. Периодичность обхода трасс подземных газопроводов должна устанавливаться техническим руководителем ТЭС и котельных дифференцированно в зависимости от технического состояния газопроводов, продолжительности их эксплуатации, коррозийной активности грунта, давления газа, характера местности и плотности застройки, эффективности средств электрозащиты, времени года и других факторов (ведение строительных работ, наличие приборного метода обследования технического состояния газопроводов и др.), но должна быть не реже сроков обходов, установленных требованиями « ».
Сроки обхода трасс должны периодически пересматриваться с учетом изменения технического состояния газопроводов, условий эксплуатации и накопленного в процессе эксплуатации опыта.
2.1.3 Обход трасс подземных газопроводов должен производиться бригадой слесарей-обходчиков в составе не менее двух человек, один из которых назначается старшим.
Обход трасс в незастроенной части города, а также при отсутствии в 15-метровой части колодцев и других подземных коммуникаций допускается производить одним слесарем-обходчиком.
2.1.4 К обходу трасс подземных газопроводов допускаются лица (слесари-обходчики), прошедшие специальное обучение, сдавшие экзамен по « » в объеме выполняемых ими работ.
Каждый слесарь-обходчик обязан знать трассы обслуживаемых им газопроводов, все установленные на них газовые сооружения (запорную арматуру, конденсатосборники, ковера, колодцы и др.), а также местоположение всех колодцев подземных сооружений других коммуникаций и подвалов домов, расположенных по трассе на расстоянии до 15 м по обе стороны газопровода.
Слесарь-обходчик должен знать также устройство и правила пользования приборами для обнаружения загазованности, правила установки привязочных знаков, правила оказания первой помощи при ожогах, ушибах, удушье газом, правила пользования средствами личной защиты и правила уличного движения.
2.1.5 Слесарям-обходчикам, производящим обход подземных газопроводов, должны выдаваться под расписку маршрутные схемы-карты. На маршрутную схему-карту должны быть нанесены схема трассы газопровода, основные постоянные ориентиры (здания и другие надземные сооружения), сооружения на газопроводах (колодцы, ковера), колодцы других коммуникаций, коллекторы, шахты и другие подземные сооружения, подлежащие проверке на загазованность и расположенные на расстоянии до 15 м в обе стороны от газопровода. На маршрутной карте должны быть указаны также: общая протяженность газопровода и количество обслуживаемых сооружений и их месторасположение на газопроводах и других коммуникациях (водопроводы, канализация, тепловые сети, телефон и др.). Все изменения на трассе газопровода (врезка новых газопроводов, снос и постройка новых зданий и сооружений и др.) должны своевременно наноситься на маршрутные карты.
2.1.6 При обнаружении газа по трассе газопровода обходчики обязаны:
Немедленно известить аварийно-диспетчерскую службу газоснабжающей (газосбытовой) организации или начальника смены станции (начальника смены КТЦ, мастера газовой службы);
Принять меры по дополнительной проверке загазованности подземных сооружений, подвалов и помещений первых этажей зданий, находящихся на расстоянии 50 м по радиусу от места обнаружения загазованности;
Обеспечить проветривание загазованных сооружений и помещений; предупредить людей, находящихся в зданиях, в помещениях которых обнаружена загазованность воздуха, о недопущении применения открытого огня, курения, включения дополнительных электроприборов и отключения включенных электроприборов до приезда аварийной бригады.
2.1.7 Результаты обхода трасс газопроводов должны отражаться рабочими в специальном журнале обхода трасс подземных газопроводов. В случае выявления неисправностей (обнаружение утечек газа, выявление обрушения грунта и т.п.) должен вручаться рапорт мастеру газовой службы, который должен принять необходимые меры по обеспечению безопасной эксплуатации газопроводов до их устранения. Все выявленные при обходе и осмотре неисправности должны фиксироваться в журнале дефектов и неполадок с оборудованием.
2.2 Газовое оборудование и газопроводы ГРП
2.2.1 При контрольном осмотре технического состояния газопроводов, газового оборудования и территории ГРП должны выполняться:
Контроль загазованности воздуха помещений ГРП (по запаху и показаниям стационарных или переносных приборов контроля загазованности). При обнаружении загазованности более 0,1% (по объему) - немедленное уведомление начальника смены цеха или начальника смены станции (НСС) и незамедлительное проветривание помещения и отыскание мест утечки с помощью приборов или мыльной эмульсии. При обнаружении загазованности более 1% (по объему), но менее 3%, работа должна выполняться в шланговых противогазах. Выполнять газоопасные работы в помещении при загазованности воздуха в нем более 3% (по объему) оперативному и оперативно-ремонтному персоналу ТЭС, не имеющему специального разрешения территориального органа Ростехнадзора России, запрещается:
Проверка по приборам значений давления газа до и после регуляторов, перепада давления на фильтрах очистки газа, температуры воздуха в помещениях и температуры газа на входе и выходе из ГРП;
Проверка работы регистрирующих приборов средств измерений (не допуская работы приборов - расходомеров газа в первой трети шкалы и за пределами шкалы);
Контроль за состоянием и положением арматуры (регулирующей и предохранительной) и за состоянием ее приводов и сочленений;
Контроль за состоянием и положением дверцев на жалюзных решетках (в летнее время должны быть открыты, в зимнее время могут находиться в закрытом положении);
Наличие пломб на арматуре перед ПСК;
Подтягивание (при пропуске газа через сальник) сальников на арматуре газопроводов, с давлением газа, не превышающим 5 кгс/см 2 (по разрешению НСС или начальника котельной);
Наличие противопожарного инвентаря, знаков техники безопасности, средств индивидуальной защиты;
Проверка состояния и работы электроосвещения, вентиляции и телефонной связи, состояния системы отопления;
Состояние табло системы световой сигнализации;
Соответствие показаний приборов средств измерений по месту и вынесенных на щит управления;
Внешний и внутренний осмотр здания, визуальное выявление трещин и неплотностей стен, отделяющих помещения регуляторных залов и щита управления. При необходимости - очистка помещений и оборудования от загрязнений;
Проверка состояния ограждения, наличие и исправность замков и остекления;
Проверка технического состояния приборов средств измерений, установленных на ГРП;
Замена картограмм (диаграмм) регистрирующих приборов, прочистка и заправка перьев;
Все замеченные неисправности или недостатки должны быть доложены начальнику смены цеха, в ведении которого находится ГРП, и зафиксированы в журнале дефектов и неполадок с оборудованием.
2.2.2 Проверка технического состояния приборов средств измерений должна проводиться по утвержденному графику в сроки, указанные изготовителями этих приборов. Проверка должна проводиться персоналом цеха ТАИ в составе не менее 2 чел. с участием оперативного персонала цеха, в ведении которого находится ГРП.
2.2.3 Неисправности регуляторов, вызывающих колебание рабочего давления газа, на выходе из ГРП, превышающее 10% рабочего давления, неполадки в работе предохранительных клапанов, а также утечки газа должны устраняться в аварийном порядке.
2.2.4 Сроки контрольного осмотра технического состояния газопроводов и газового оборудования ГРП должны быть дифференцированы в зависимости от условий эксплуатации, обеспечивать безопасность и надежность эксплуатации и устанавливаться техническим руководителем ТЭС и котельных, но не реже 1 раза в сутки.
2.2.5 Результаты контрольных осмотров должны заноситься в эксплуатационный журнал ГРП с указанием принятых мер по устранению неисправностей. Выявленные, но не устраненные неисправности должны быть зафиксированы в журнале дефектов и неполадок с оборудованием.
2.3 Наружные надземные и наземные газопроводы
2.3.1 При контрольном осмотре технического состояния надземных (наземных) газопроводов должен предусматриваться следующий комплекс работ:
Внешний осмотр газопроводов со всеми установленными на них отключающими устройствами;
Очистка запорной арматуры от загрязнений (при необходимости).
2.3.2 При внешнем осмотре газопроводов следует проверить состояние окраски труб, их изоляционного покрытия, опорных конструкций и запорной арматуры по всей трассе, исправность крепления к стенам здания и опорам, состояние средств защиты газопроводов от падения электропроводов в местах пересечения газопроводов и линий электропередач.
2.3.3 Результаты контрольных осмотров должны заноситься в журнал обходов оборудования с указанием принятых мер по устранению неисправностей. Выявленные, но не устраненные дефекты должны быть зафиксированы в журнале дефектов и неполадок с оборудованием.
2.3.4 Контрольный осмотр должен проводиться по утвержденному графику, но не реже 1 раза в месяц.
Допускается проводить осмотр надземных и наземных газопроводов с поверхности земли.
2.4 Внутренние газопроводы котлов
2.4.1 При контрольном осмотре технического состояния внутренних газопроводов должны быть проверены:
Состояние газопроводов, газового оборудования, опор, подвесок, крепления (визуально);
Наличие заглушек на газопроводах котла, находящегося в ремонте (визуально);
Наличие заглушек на трубопроводах подвода сжатого воздуха к газопроводам и на патрубках отбора проб из продувочных газопроводов (визуально);
Давление газа до и после РК;
Соответствие положения и состояние запорной арматуры и ПЗК котла (при необходимости арматура должна быть очищена от загрязнений);
Соответствие показаний средств измерений по месту и на щите управления;
Нет ли загроможденности проходов к газопроводам, газовому оборудованию и арматуре;
Соответствие положения арматуры на трубопроводах безопасности, продувочных газопроводах, воздухопроводах режиму работы котла;
Наличие пломб на аппаратуре защиты котлов, имеющих устройства для изменения уставок;
Исправность цепей управления ПЗК котла и горелок;
Наличие противопожарного инвентаря, комплекта запасных горелок, шланговых противогазов;
Техническое состояние приборов средств измерений, установленных на газопроводах котла, щите управления котла, и мест обслуживания оборудования (местных щитах управления);
Замена картограмм (диаграмм) регистрирующих приборов, прочистка и заправка перьев (по графику в сроки, указанные изготовителями);
Проверка установки перьев регистрирующих приборов на нуль;
Очистка приборов средств измерений от грязи, пыли и посторонних предметов.
Результаты контрольных осмотров должны заноситься в оперативный журнал машиниста котла с указанием принятых мер по устранению неисправностей.
О всех замеченных неисправностях или недостатках должно быть сообщено начальнику смены цеха. Выявленные неисправности или дефекты должны быть зафиксированы в журнале дефектов и неполадок с оборудованием.
Контрольный осмотр технического состояния внутренних газопроводов котла производится оперативным персоналом КТЦ (машинистом котла, обходчиком по котельному оборудованию) по утвержденному графику, но не реже 1 раза в смену (при приемке смены).
Проверка технического состояния приборов средств измерений должна вводиться по утвержденному техническим руководителем графику в сроки, указанные изготовителями этих приборов. Проверка должна проводиться персоналом цеха ТАИ в составе не менее двух человек с участием представителя оперативного персонала цеха, в ведении которого находится эксплуатация ГРП.
3 ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ
3.1 Наружные подземные газопроводы и сооружения
3.1.1 При техническом обслуживании должны выполняться следующие работы:
Проверка конденсатосборников на наличие в них воды или конденсата;
Проверка плотности газопровода с использованием современных приборов контроля;
Проверка технического состояния изоляционных покрытий с помощью современных приборов контроля;
Проверка работоспособности (эффективности действия) установок электрохимической защиты газопроводов от коррозии.
3.1.2 Проверка конденсатосборников на наличие в них воды или конденсата должна осуществляться по графикам, утвержденным техническим руководителем энергообъекта. Удаление воды или конденсата из конденсатосборников должно производиться в соответствии с утвержденной производственной инструкцией, составленной с учетом местных условий в соответствии с «Методическими указаниями по откачке конденсата из газопроводов систем газоснабжения ТЭС и котельных: СО 34.20.2005». Газовый конденсат должен сжигаться в специальных местах, согласованных с местными органами защиты и охраны окружающей среды и пожарной охраны предприятия. Слив газового конденсата в канализацию или на рельеф не допускается.
3.1.3 Проверки плотности газопроводов и технического состояния изоляционных покрытий с использованием приборов контроля должны проводиться в объемах и в сроки, установленные «Рекомендациями по проверке технического состояния стальных наружных и внутренних газопроводов систем газоснабжения тепловых электростанций, пиковых котельных и котельных теплосети. Общие требования. Методы оценки: РД 34.20.595-97».
3.1.4 Объем работ, выполняемых организациями, занимающимися эксплуатацией средств электрохимической защиты от коррозии подземных газопроводов, должен соответствовать указаниям «Инструкции по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов: ».
3.1.5 Периодичность и объем работ при обследовании коррозийного состояния подземных газопроводов, проведении технического обслуживания средств электрохимической защиты, проверке эффективности их действия, регулировке режимов работы установок электрохимической защиты и другого оборудования электрохимической защиты определяются в соответствии с требованиями «Правил безопасности в системах газораспределения и газоснабжения: » и -89.
3.1.6 Сведения о проведенной работе должны заноситься в журнал выполненных работ по техническому обслуживанию систем газоснабжения предприятия.
3.2 Газопроводы и газовое оборудование ГРП
3.2.1 При техническом обслуживании должны выполняться следующие работы:
Проверка действия автоматических сигнализаторов довзрывных концентраций контроля загазованности воздуха в помещениях;
Проверка плотности мест прохода сочленений приводных механизмов (МЭО) с регулирующими клапанами;
Проверка плотности всех соединений газопроводов и арматуры с помощью приборов или мыльной эмульсии;
Осмотр и очистка фильтров;
Слив и удаление воды или газового конденсата из газопроводов или оборудования;
Проверка сочленений приводов МЗО с регулирующими клапанами, устранение люфтов и других механических неисправностей рычажной передачи;
Проверка хода и герметичности затворов запорной арматуры и ПСК; продувка импульсных линий приборов средств измерения, предохранительных запорных и регулирующих клапанов;
Проверка параметров срабатывания ПЗК и ПСК;
Смазка трущихся частей и перенабивка сальников арматуры; техническое обслуживание взрывозащитного оборудования в объеме требований изготовителей.
Сведения о проделанной работе должны заноситься в оперативный журнал ГРП и в журнал выполненных работ по техническому обслуживанию систем газоснабжения предприятия,
3.2.2 Проверка параметров срабатывания ПСК и ПЗК должна выполняться с отключением проверяемого ПСК или ПЗК от действующего оборудования.
Проверка параметров срабатывания должна производиться для каждого ПСК или ПЗК индивидуально.
Проверку параметров срабатывания ПСК следует осуществлять инертным или природным газом при закрытых задвижках перед ПСК. Проверку параметров срабатывания ПСК сжатым воздухом допускается проводить только при герметичности запорного устройства перед ПСК или при установке заглушки за запорным устройством перед ним.
Проверку параметров срабатывания ПЗК следует проводить природным газом.
После окончания проверок должна быть восстановлена технологическая схема работы оборудования с установкой пломб на запорной арматуре перед ПСК.
Результаты проверок параметров срабатывания должны фиксироваться в оперативном журнале ГРП с указаниями параметров срабатывания по каждому клапану.
3.2.3 Разборка фильтров должна проводиться после отключения фильтра от действующего оборудования и установки заглушек с обеих сторон подвода газа по дополнительным нарядам-допускам на производство газоопасных работ по установке заглушек. При нахождении фильтров вне помещения допускается его разборка без установки заглушек при условии герметичности затворов запорных устройств с обеих сторон подвода газа. Очистка фильтрующих элементов должна проводиться вне помещений в местах, удаленных от легковоспламеняющихся веществ и материалов не менее чем на 5 м.
3.3 Наружные надземные и наземные газопроводы
3.3.1 При техническом обслуживании проводятся следующие работы:
Проверка плотности фланцевых соединений и арматуры;
Осмотр арматуры и подтягивание сальников (при необходимости);
Проверка нивелировки трассы газопроводов.
Сведения о проделанной работе должны заноситься в журнал выполненных работ но техническому обслуживанию систем газоснабжения предприятия.
3.3.2 Проверка плотности должна производиться приборным методом. Допускается проводить проверку мыльным или другим пенообразующим раствором. При отрицательных температурах в раствор следует добавлять хлористый кальций или хлористый натрий, или спирт от 5 до 30%.
3.3.3 Нивелировка трассы газопроводов должна производиться 1 раз в 5 лет, а вновь сооружаемых - ежегодно на протяжении 2 лет после окончания строительства. Результаты нивелировки должны сопоставляться с проектными данными и результатами предыдущей нивелировки. Отклонения от проектных отметок, могущие создать опасное перераспределение нагрузок на опоры и нарушить схему дренажных или продувочных газопроводов, должны быть немедленно устранены. Если вблизи фундаментов опор действующих газопроводов производились работы с рытьем котлованов или траншей, нивелировка газопроводов на этих участках должна производиться так же, как и для вновь сооружаемых.
3.4 Внутренние газопроводы котлов
3.4.1 При техническом обслуживании должны выполняться следующие работы:
Проверка плотности всех соединений газопроводов, газового оборудования и газовой аппаратуры с помощью приборов или мыльной эмульсии;
Проверка настройки и действия приборов автоматического регулирования давления газа;
Осмотр арматуры с ее очисткой и подтягиванием сальников (при необходимости);
Слив и удаление воды или газового конденсата;
Продувка импульсных линий приборов средств измерений.
Сведения о проделанной работе должны заноситься в эксплуатационный журнал машиниста котла (НС КТЦ) и в журнал выполненных работ по техническому обслуживанию систем газоснабжения предприятия.
4 ОСНОВНЫЕ МЕРЫ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ РАБОТ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ СИСТЕМ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ
4.1 Персонал должен быть обеспечен по действующим нормам: спецодеждой, спецобувью и индивидуальными средствами защиты в соответствии с характером выполняемых работ и обязан пользоваться ими во время работы. Персонал должен быть практически обучен приемам освобождения людей, попавших под напряжение, находящихся под действием электрического тока, и оказания пострадавшим доврачебной помощи при отравлении оксидом углерода (СО), поражении электрическим током, ранении, ожогах и других несчастных случаях.
4.2 Персонал должен работать в спецодежде, застегнутой на все пуговицы. На одежде не должно быть развевающихся частей.
4.3 При нахождении в помещениях с действующим энергетическим оборудованием, в колодцах, камерах, туннелях, на строительных площадках и в ремонтной зоне, весь персонал должен носить защитные каски, застегнутые подбородным ремнем.
4.4 Персонал обязан:
Соблюдать требования документов по охране труда, регламентирующих действия и поведение работников, а также нести ответственность за их выполнение, если он с этими документами ознакомлен;
Правильно применять коллективные и индивидуальные средства защиты;
Не перемещать, не демонтировать, не разрушать, не удалять, не отключать средства безопасности на своем рабочем месте и предприятии и не предпринимать любые действия, приводящие к снижению уровня безопасности других работников.
4.5 Вход в помещения регуляторных залов ГРП без предварительной проверки загазованности воздуха этих помещений запрещается. Контроль загазованности должен проводиться с помощью газоанализаторов взрывозащищенного исполнения. Место отбора проб воздуха из этих помещений определяется местной инструкцией.
Вход в помещения ГРП при загазованности его 5% и более (по объему) оперативному персоналу, не имеющему специального разрешения территориального органа Ростехнадзора России, запрещается. В этом случае необходимо доложить НСС и принять меры по проветриванию помещения ГРП, открыв двери, жалюзи и окна и оставить наблюдающего с целью недопущения пребывания посторонних лиц в опасной зоне.
Вход в загазованное помещение с содержанием газа в воздухе 1% и более (по объему) без шлангового противогаза не допускается.
При содержании газа в воздухе помещений от 1 до 3% (по объему) работы должны выполняться в фланговых противогазах. При содержании газа в воздухе помещений более 3% (по объему) выполнение газоопасных работ оперативному персоналу и персоналу газовой службы ТЭС, не имеющей лицензии на выполнение аварийно-восстановительных работ в газовом хозяйстве, не допускается. Обо всех случаях обнаружения газа в воздухе помещений должны быть немедленно уведомлены НСС (НС КТЦ) и лицо, ответственное за безопасную эксплуатацию газового хозяйства предприятия.
4.6 Каждый работник, участвующий в выполнении газоопасных работ, должен знать свой необходимый размер маски противогаза и иметь при себе противогаз, прошедший перед выполнением работы испытания на исправность (герметичность) системы маска - соединительные трубы, удлинительный воздухозаборный патрубок (шланг). Применение фильтрующих или кислородно-изолирующих противогазов запрещается. Противогазы должны находиться на месте работы, подготовленные к немедленному использованию. Воздухозаборные патрубки шланговых противогазов при работе должны располагаться с наветренной стороны не ближе 5 м от места выхода газа и закрепляться. Продолжительность работы в противогазе без перерыва не должна превышать 30 мин. При работе в противогазе необходимо дышать ровно и спокойно, вдыхая воздух носом и выдыхая через рот. Запотевшие очки надо протирать, не снимая маску, имеющимся на ней резиновым носиком. Для предохранения стекол очков от запотевания их можно натирать специальным карандашом или небольшим количеством масла.
4.7 В случае обнаружения утечки газа через сварные соединения или из-за образования свища в газопроводах следует немедленно прекратить подачу газа через поврежденный участок, установить заглушку по наряду-допуску на газоопасные работы, продуть газопровод сжатым воздухом или инертным газом и принять меры по устранению неисправностей.
4.8 При обнаружении утечки газа в импульсных линиях необходимо немедленно отключить линию, на которой обнаружена утечка, и принять меры к ее устранению. При снятии датчиков средств измерений, автоматики, защит на отключенные от датчиков импульсные линии следует устанавливать заглушки с оформлением наряда-допуска на производство газоопасных работ.
4.9 Бригада газовой службы, участвующая в работах по техническому обслуживанию газового оборудования и газопроводов, должна быть обеспечена исправным инструментом, не допускающим искр при ударе из цветных или омедненных металлов. При использовании инструментов и приспособлений из черного металла их рабочая часть во время работы должна обильно смазываться солидолом или другой консистентной смазкой.
4.10 Место проведения газоопасной работы должно быть обозначено (ограждено) и при необходимости выставлены посты с целью недопущения пребывания посторонних лиц в опасной зоне. На ограждении должны быть укреплены знаки безопасности по .
4.11 Лицо, ответственное за руководство газоопасной работой при ее выполнении, должно непосредственно находиться на месте проведения работы.
4.12 Оперативный персонал, осуществляющий контрольный осмотр технического состояния газопроводов и газового оборудования, должен производить обход с разрешения дежурного персонала, ведущего режим оборудования. Не допускается опираться и становиться на барьеры площадок, ходить по трубопроводам, а также по конструкциям и перекрытиям, не предназначенным для перехода по ним.
4.13 Не допускается производить анализ загазованности воздуха в помещениях, коллекторах и колодцах подземных сооружений газоанализаторами не во взрывозащитном исполнении. При использовании таких газоанализаторов в указанных местах разрешается брать только пробу воздуха, а анализ следует производить за пределами опасной зоны (на расстоянии не менее 10 м от газопровода, колодцев или помещений).
4.14 При отборе проб воздуха и обходе трассы подземных газопроводов спуск в газовые колодцы, а также в колодцы других подземных сооружений не допускается.
4.15 При откачке конденсата из газопроводов в цистерну крышка люка цистерны должна быть открытой в течение всего времени откачки. Устанавливать окончание откачки конденсата с помощью огня не допускается. Разводить огонь и курить во время откачки конденсата, а также допускать к месту работы посторонних запрещается.
4.16 При расположении надземных газопроводов в пределах первого этажа зданий осмотр их, замена запорной арматуры, набивка сальников и другие ремонтные работы могут производиться с поверхности земли или с приставной лестницы. Нижние концы лестниц должны иметь шипы или резиновые наконечники, препятствующие скольжению. При расположении газопроводов выше первого этажа указанные работы (кроме осмотра газопроводов) должны выполняться с использованием передвижных инвентарных подмостей.
4.17 Проверка плотности соединений газопроводов, газового оборудования и приборов, а также отыскание мест утечек газа должна производиться с помощью приборов или с применением мыльной эмульсии. Проверка плотности газопроводов, арматуры и приборов огнем не допускается.
4.18 Бригада газовой службы, выполняющая работы по техническому обслуживанию, должна быть снабжена аптечкой, в которой должны быть необходимые медикаменты и перевязочные средства.
4.19 Очистку светильников и замену перегоревших ламп должен проводить электротехнический персонал с устройств, обеспечивающих удобный и безопасный доступ к светильникам.
4.20 Курение в помещениях и на территории ГРП не допускается.
4.21 Включать (отключать) освещение помещений регуляторных залов ГРП при нахождении в них людей не допускается.
4.22 Элементы оборудования, расположенные на высоте более 1,5 м от уровня пола (земли, рабочей площадки), следует обслуживать со стационарных площадок с ограждениями и лестницами.
Приложение 1
(обязательное)
НАРЯД-ДОПУСК НА ПРОИЗВОДСТВО ГАЗООПАСНЫХ РАБОТ 1
|
Предприятие |
Подразделение |
|
|
«______»________________________________ 200__г. Руководитель работ (фамилия, инициалы, должность) Производителю работ (наблюдающему)_____________________________________________________________ (ненужное зачеркнуть) (фамилия, инициалы, должность, разряд) с членами бригады_______________________________ _____________________________ чел. ______ (фамилия, инициалы, разряд, группа) поручается______________________________________________________________________________________ Начало работы: дата_______________ время_____________ Окончание работы: дата_____________ время_____________ Для обеспечения безопасных условий необходимо: _______________________________________________________________________________________________ Средства общей и индивидуальной защиты, которые обязана иметь бригада______________________________ Результаты анализа воздушной среды на содержание газов в закрытых помещениях и подземных сооружений, проведенного перед началом работы или результаты контрольной опрессовки перед снятием заглушки (пуском газа) _______________________________________________________________________________________________ Наряд выдал: дата__________________время_______________ ________________________________________________________________________________________________ Наряд продлил: дата_____________время_______________ _______________________________________________________________________________________________ (должность, подпись, фамилия) Условия производства работы выполнены: дата_______________________время_____________________ Остаются в работе ______________________________________________________________________________________________ (оборудование, расположенное вблизи места работы и находящееся под напряжением, давлением, при высокой температуре, взрывоопасное и т.д.) Дежурный персонал других цехов (участков)________________________________________________________ _______________________________________________________________________________________________ (цех, должность, подпись, фамилия) Отметка разрешения начальника смены электростанции (дежурного диспетчера)______________________________________________________________________________________ (подпись или пометка о разрешении, переданном по телефону, и подпись начальника смены цеха) Ответственное лицо дежурного персонала цеха______________________________________________________ (должность, подпись, фамилия) Выполнение условий производства работ проверили: с оборудованием, оставшимся в работе, ознакомлены и к работе допущены, наряд на выполнение работ получил, Дата______________________ время______________________ |
||
|
Руководитель работ _______________________ (подпись) |
Производитель работ______________________ (подпись) |
|
1 Срок хранения 1 год со дня выдачи.
Инструктаж по проведению работ и мерам безопасности
Оформление ежедневного допуска к работе, окончание работы, перевода на другое рабочее место
|
Наименование рабочих мест |
Допуск к работе |
Окончание работы |
|
|
Меры безопасности проверены, бригада проинструктирована и допущена на рабочее место |
Бригада выведена |
Наряд сдан |
|
Изменения в составе бригады
|
Работа полностью окончена: дата________________________________время____________________________________________________ Производитель работ ____________________________________________________________________________________________ (подпись) Руководитель работ__________________________________________________________________________________________ (подпись) Рабочие места осмотрены: наряд закрыт дата________________________________________________________время___________________________ Ответственное лицо дежурного персонала ____________________________________________________________________________________________ (подпись) Заключение руководителя работ по окончании ____________________________________________________________________________________________ (подпись) |
Приложение 2
(справочное)
ПРИМЕРНЫЙ ПЕРЕЧЕНЬ МАТЕРИАЛОВ, ИНСТРУМЕНТОВ, ПРИБОРОВ И ПРИСПОСОБЛЕНИЙ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ
1. Шланговые противогазы ПШ-1 (на каждого члена бригады).
2. Брезентовые костюмы, рукавицы, защитные каски, очки, резиновые сапоги (галоши), перчатки диэлектрические, резиновые шланги диаметром 8- 25 мм.
3. Газоанализатор ПГФ 2М-И1А или ШИ-10.
4. Набор гаечных ключей и газовые ключи № 1-4, плоскогубцы комбинированные, отвертки, напильники и другой слесарный инструмент.
5. Лестница, ведра, спирт, мыло, кусок поролона, веревка из льняных волокон (ГОСТ 1858-72).
6. Фонари карманные светосигнальные.
7. Асбестовая ткань (ГОСТ 6103-78), гофрированные шланги.
8. Смазка НК 50 или ГАЗ 41 тавот, солидол (ГОСТ 4366-76).
9. Лен трепальный (ГОСТ 12287-77), олифа натуральная ( -96).
10. Паранитовые прокладки.
11. Сальниковая набивка ( -77).
12. Пробки, болты, гайки, шайбы, шунтирующие перемычки.
13. Предупредительные и запрещающие знаки безопасности, ограждения.
14. Средства и медикаменты первой доврачебной помощи.
15. Противопожарные средства: асбестовая ткань или кошма, ведра пожарные, углекислотные огнетушители ОУ-2 или ОУ-5.
размер шрифта
ТЕХНИЧЕСКАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ- ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ- ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ СЕТИ И ГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ... Актуально в 2018 году
6.5. Техническое обследование газопроводов
6.5.1. Техническое обследование газопроводов следует проводить приборным методом (подземных - без вскрытия грунта) в соответствии с производственными инструкциями, разработанными с учетом требований эксплуатационной документации изготовителей применяемых приборов и Приложения Б настоящего ОСТ. Для получения качественных результатов периодическое приборное обследование подземных газопроводов рекомендуется производить в теплые месяцы года, при талом грунте, в сухую погоду.
Обследование подводных переходов газопроводов следует проводить по специальным методикам, утвержденным в установленном порядке.
6.5.2. Приборное обследование состояния изоляции и проверка герметичности подземных стальных газопроводов может производиться одновременно комплексной бригадой в составе не менее трех человек: двух операторов по обследованию изоляционного покрытия и одного оператора по проверке герметичности. При этом операторы по обследованию изоляционного покрытия должны идти впереди, с тем чтобы оператор по проверке герметичности имел данные о местах повреждения изоляции.
6.5.3. Проверка герметичности газопровода производится по всей трассе обследуемого газопровода. При этом проверяются на загазованность газовые колодцы и контрольные трубки, установленные на газопроводе, а также расположенные на расстоянии до 15 м по обе стороны от газопровода колодцы других подземных коммуникаций, коллекторы, подвалы зданий, шахты устоев мостов. Оператор должен иметь маршрутную карту трассы обследуемого газопровода. Выявленные утечки газа устраняются в аварийном порядке.
6.5.4. С целью обеспечения безопасности работ и уменьшения влияния выхлопных газов автотранспорта на качество обследования, обследование газопроводов, расположенных вдоль транспортных магистралей, рекомендуется производить в часы наименьшей интенсивности движения транспорта. На проезжей части улиц операторы работают в сигнальных жилетах.
6.5.5. В местах выявленных повреждений изоляции и на участках, где использование приборов затруднено индустриальными помехами, для технического обследования подземных газопроводов должны быть вырыты шурфы (не менее 1 на каждые 500 м распределительного газопровода и 200 м газопровода - ввода) длиной не менее 1,5 м.
6.5.6. Проверку герметичности подземного газопровода и выявление мест утечек газа допускается производить бурением скважин.
Скважины закладываются на расстоянии не менее 0,5 м от стенки трубопровода через каждые 2 м трассы.
Проверка наличия газа в скважинах производится приборами. Применение открытого огня для опробования устья скважин разрешается на расстоянии не ближе 3 м от зданий и сооружений.
6.5.7. Разрешается производить проверку герметичности газопроводов опрессовкой воздухом по нормам испытаний на герметичность вновь построенных газопроводов, регламентируемых строительными нормами и правилами.
6.5.8. До начала производства работ по опрессовке выполняются следующие подготовительные работы:
Проверяются соответствие исполнительно-технической документации фактическому расположению подземного газопровода на месте производства работ;
Определяются места установки заглушек, продувочных свечей, контрольно-измерительных приборов, подключения компрессора.
6.5.9. Для выполнения работ в каждом конкретном случае, с учетом местных условий, разрабатывается план организации и производства работ, в котором предусматриваются следующие мероприятия:
Последовательность проведения работ;
Порядок отключения потребителей от газоснабжения;
Порядок освобождения газопроводов от газа;
Порядок проведения испытаний на герметичность;
Порядок производства работ при продувке газопроводов газом после проведения испытаний;
Порядок ввода газопровода в эксплуатацию;
Потребность в механизмах, приспособлениях, приборах, материалах.
6.5.10. Специалисты и рабочие, участвующие в опрессовке, до начала работ должны быть ознакомлены с планом организации и производства работ, и пройти инструктаж по безопасным методам их проведения.
6.5.11. Оповещение населения и потребителей о сроках выполнения работ и прекращении подачи газа производится не позднее, чем за трое суток до их начала.
6.5.12. Отключение установок ЭХЗ производится не позднее, чем за один день до начала работ по опрессовке.
6.5.13. При опрессовке подземных газопроводов работы выполняются в следующем порядке:
Производится отключение испытываемого участка газопровода с помощью закрытия задвижек и кранов на вводах к потребителям с установкой заглушек, освобождение его от газа. В местах разъединения фланцевых соединений устанавливаются шунтирующие перемычки;
Газ выпускается через свечу, установленную на стояке конденсатосборника, и по возможности сжигается;
После освобождения газопровода от газа, на стояке конденсатосборника вместо свечи устанавливается приспособление для подсоединения компрессора и манометра.
При закольцованной схеме газопроводов или при отсутствии отключающих устройств для проведения опрессовки вскрывается двухметровый участок подземного газопровода. После снижения давления газа до 40 даПа вырезается окно или катушка и устанавливаются заглушки в обе стороны газопровода.
При отсутствии на испытуемом участке газопровода конденсатосборников, присоединение свечи и приспособления для подсоединения компрессора и манометра производится с помощью штуцера с резьбой, который приваривается непосредственно к трубе или к одной из установленных заглушек.
6.5.14. При опрессовке подземных газопроводов СУГ от резервуарной установки работы выполняются в следующей последовательности:
Закрываются вентиль высокого давления на редукционной головке, кран на газопроводе низкого давления;
Закрываются краны на вводах к потребителям, устанавливаются заглушки;
Газ стравливается через резинотканевый рукав, подсоединенный к продувочному штуцеру, в безопасное место и по возможности сжигается;
После освобождения газопровода от газа на продувочный штуцер устанавливается приспособление для подсоединения компрессора и манометров. При небольшой протяженности газопровода вместо компрессора разрешается использовать ручной насос.
6.5.16. Результаты технического обследования оформляются актами, в которых при выявлении дефектов дается заключение о необходимости проведения ремонта, перекладки (замены), реконструкции газопровода.
Загрузка...
