┌──────────────────────┬───────────────┬────────────────┬───────────────┐
│ Газопроводы │ Низкого │ Высокого и │Всех давлений в│
│ │ давления в │ среднего │ незастроенной │
│ │ застроенной │ давления в │ части │
│ │части поселений│ застроенной │ поселений, а │
│ │ │части поселений │ также │
│ │ │ │ межпоселковые │
│ Газопроводы с давлением до 1,2 МПа │
│1. Вновь построенные│Непосредственно в день ввода в эксплуатацию и на│
│газопроводы │следующий день │
│2. Стальные│Устанавливается техническим руководителем│
│газопроводы, │газораспределительной организации, но не реже: │
│эксплуатируемые до 40├───────────────┬────────────────┬───────────────┤
│лет при отсутствии│ 1 раза в мес. │ 2 раз в мес. │1 раза в 6 мес.│
│аварий и инцидентов │ │ │ при ежегодном │
│ │ │ │ приборном │
│ │ │ │ обследовании │
│ │ │ │или 1 раза в 2 │
│ │ │ │ мес. без его │
│ │ │ │ проведения │
│2.1. Полиэтиленовые│1 раза в 3 мес.│1 раза в 3 мес. │1 раза в 6 мес.│
│газопроводы, │ │ │ │
│эксплуатируемые до 50│ │ │ │
│лет при отсутствии│ │ │ │
│аварий и инцидентов │ │ │ │
│3. Стальные газопрово-│Устанавливается техническим руководителем│
│ды после реконструкции│газораспределительной организации, но не реже: │
│методом протяжки├───────────────┬────────────────┬───────────────┤
│полиэтиленовых труб│1 раза в 3 мес.│1 раза в 3 мес. │не реже 1 раза │
│или восстановленные│ │ │ в 6 мес. │
│синтетическим тканевым│ │ │ │
│шлангом │ │ │ │
├──────────────────────┼───────────────┼────────────────┼───────────────┤
│4. Стальные│1 раза в неделю│ 2 раз в неделю │ 1 раза в 2 │
│газопроводы, │ │ │ недели │
│эксплуатируемые в зоне│ │ │ │
│действия источников│ │ │ │
│блуждающих токов, в│ │ │ │
│грунте с высокой│ │ │ │
│коррозионной │ │ │ │
│агрессивностью и│ │ │ │
│необеспеченные │ │ │ │
│минимальным защитным│ │ │ │
│электрическим │ │ │ │
│потенциалом │ │ │ │
├──────────────────────┼───────────────┼────────────────┼───────────────┤
│5. Стальные газопрово-│1 раза в неделю│ 2 раз в неделю │ 1 раза в 2 │
│ды с неустраненными│ │ │ недели │
│дефектами защитных│ │ │ │
│покрытий │ │ │ │
├──────────────────────┼───────────────┼────────────────┼───────────────┤
│6. Стальные газопрово-│ Ежедневно │ Ежедневно │2 раз в неделю │
│ды с положительными и│ │ │ │
│знакопеременными │ │ │ │
│значениями │ │ │ │
│электрических │ │ │ │
│потенциалов │ │ │ │
├──────────────────────┼───────────────┼────────────────┼───────────────┤
│7. Газпроводы в│ Ежедневно │ Ежедневно │2 раз в неделю │
│неудовлетворительном │ │ │ │
│техническом состоянии,│ │ │ │
│подлежащие замене │ │ │ │
├──────────────────────┼───────────────┼────────────────┼───────────────┤
│8. Газпроводы,│1 раза в неделю│ 2 раз в неделю │ 1 раза в 2 │
│проложенные в│ │ │ недели │
│просадочных грунтах │ │ │ │
├──────────────────────┼───────────────┴────────────────┴───────────────┤
│9. Газопроводы с│Ежедневно до проведения ремонта │
│временно устраненной│ │
│утечкой газа (бинт,│ │
│бандаж) │ │
├──────────────────────┼────────────────────────────────────────────────┤
│10. Газопроводы в зоне│Ежедневно до устранения угрозы повреждения│
│15 м от места│газопровода │
│производства │ │
│строительных работ │ │
├──────────────────────┼────────────────────────────────────────────────┤
│11. Береговые участки│Ежедневно в период паводка │
│газопроводов в местах│ │
│переходов через водные│ │
│преграды и овраги │ │
├──────────────────────┼───────────────┬────────────────┬───────────────┤
│12. Стальные│ 1 раза в мес. │ 2 раз в мес. │1 раза в 6 мес.│
│газопроводы, │ │ │ при ежегодном │
│эксплуатируемые после│ │ │ приборном │
│40 лет при│ │ │ обследовании │
│положительных │ │ │или 1 раза в 2 │
│результатах диагности-│ │ │ мес. без его │
│ки │ │ │ проведения │
├──────────────────────┼───────────────┼────────────────┼───────────────┤
│13. Полиэтиленовые│1 раза в 3 мес.│1 раза в 3 мес. │1 раза в 6 мес.│
│газопроводы, │ │ │ │
│эксплуатируемые после│ │ │ │
│50 лет при│ │ │ │
│положительных │ │ │ │
│результатах диагности-│ │ │ │
│ки │ │ │ │
├──────────────────────┼───────────────┼────────────────┼───────────────┤
│14. Стальные│ Ежедневно │ Ежедневно │2 раза в неделю│
│газопроводы после 40│ │ │ │
│лет при отрицательных│ │ │ │
│результатах │ │ │ │
│диагностики, │ │ │ │
│назначенные на│ │ │ │
│перекладку или│ │ │ │
│реконструкцию │ │ │ │
├──────────────────────┼───────────────┼────────────────┼───────────────┤
│15. Полиэтиленовые│ Ежедневно │ Ежедневно │2 раза в неделю│
│газопроводы после 50│ │ │ │
│лет при отрицательных│ │ │ │
│результатах │ │ │ │
│диагностики, │ │ │ │
│назначенные на│ │ │ │
│перекладку │ │ │ │
├──────────────────────┴───────────────┴────────────────┴───────────────┤
│ Газопроводы с давлением свыше 1,2 МПа │
├──────────────────────┬────────────────────────────────────────────────┤
│16. Стальные│2 раза в мес. │
│газопроводы в пределах│ │
│тепловых электрических│ │
│станций │ │
├──────────────────────┼────────────────────────────────────────────────┤
│17. Стальные│Ежедневно │
│газопроводы в пределах│ │
│тепловых электрических│ │
│станций в оговоренных│ │
│выше случаях │ │
├──────────────────────┴────────────────────────────────────────────────┤
│ Газопроводы-отводы с давлением свыше 1,2 МПа │
├──────────────────────┬────────────────────────────────────────────────┤
│18. Стальные│В соответствии с требованиями│
│газопроводы-отводы за│нормативно-технических документов для│
│пределами тепловых│магистральных газопроводов │
│электрических станций │ │
└──────────────────────┴────────────────────────────────────────────────┘
Приложение 2
Наряд-допуск N ____
"___"_________ 200__ г. Срок хранения 1 год
1. Наименование организации _____________________________________________
(наименование газового хозяйства, службы, цеха)
2. Должность, фамилия, имя, отчество лица, получившего наряд-допуск на
выполнение газоопасных работ ____________________________________________
_________________________________________________________________________
3. Место и характер работ _______________________________________________
_________________________________________________________________________
4. Состав бригады _______________________________________________________
(фамилия, имя, отчество, должность, профессия)
_________________________________________________________________________
5. Дата и время начала работ ____________________________________________
Дата и время окончания работ _________________________________________
6. Технологическая последовательность основных операций при выполнении
работ____________________________________________________________________
(перечисляется технологическая последовательность операций, в
_________________________________________________________________________
соответствии с действующими
_________________________________________________________________________
инструкциями и технологическими картами; допускается применение типовых
_________________________________________________________________________
нарядов-допусков или
_________________________________________________________________________
вручение технологических карт руководителю работ под роспись)
7. Работа разрешается при выполнении следующих основных мер безопасности
_________________________________________________________________________
(перечисляются основные меры безопасности, указываются инструкции,
_________________________________________________________________________
которыми следует руководствоваться)
8. Средства общей и индивидуальной защиты, которые обязана иметь бригада
_________________________________________________________________________
(должность, фамилия, имя, отчество лица, проводившего проверку
_________________________________________________________________________
готовности средств индивидуальной защиты к выполнению работ и умению ими
_________________________________________________________________________
пользоваться, подпись)
9. Результаты анализа воздушной среды на содержание газа в закрытых
помещениях и колодцах, проведенного перед началом ремонтных работ
_________________________________________________________________________
(должность, фамилия, имя, отчество лица, производившего замеры, подпись)
10. Наряд-допуск выдал __________________________________________________
(должность, фамилия, имя, отчество лица,
_________________________________________________________________________
выдавшего наряд-допуск, подпись)
11. С условиями работы ознакомлен, наряд-допуск получил _________________
(должность,
_________________________________________________________________________
фамилия, имя, отчество лица, получившего наряд-допуск, подпись)
12. Инструктаж состава бригады по проведению работ и мерам безопасности
┌─────┬─────────────────┬───────────────┬────────────────────┬──────────┐
│ N │ Фамилия, имя, │ Должность, │Расписка о получении│Примечание│
│ п/п │ отчество │ профессия │ инструктажа │ │
│ │ │ │ │ │
├─────┼─────────────────┼───────────────┼────────────────────┼──────────┤
│ │ │ │ │ │
│ │ │ │ │ │
└─────┴─────────────────┴───────────────┴────────────────────┴──────────┘
13. Изменения в составе бригады
┌─────────────┬───────────┬───────┬──────────────┬──────────┬───────────┐
│Фамилия, имя,│ Причина │ Дата, │Фамилия, имя, │Должность,│Дата, время│
│ отчество, │ изменений │ время │отчество лица,│профессия │ │
│ лица, │ │ │ введенного в │ │ │
│ выведенного │ │ │состав бригады│ │ │
│ из состава │ │ │ │ │ │
│ бригады │ │ │ │ │ │
│ │ │ │ │ │ │
├─────────────┼───────────┼───────┼──────────────┼──────────┼───────────┤
│ │ │ │ │ │ │
└─────────────┴───────────┴───────┴──────────────┴──────────┴───────────┘
14. Инструктаж нового состава бригады по завершению работ и мерам
безопасности
┌─────┬──────────────┬───────────────┬────────────────────┬─────────────┐
│ N │Фамилия, имя, │ Должность │Расписка о получении│ Примечание │
│ п/п │ отчество │ │ инструктажа │ │
│ │ │ │ │ │
├─────┼──────────────┼───────────────┼────────────────────┼─────────────┤
│ │ │ │ │ │
└─────┴──────────────┴───────────────┴────────────────────┴─────────────┘
15. Продление наряда-допуска
┌───────────────────┬───────────────┬─────────┬──────────────┬──────────┐
│ Дата и время │ Фамилия, имя, │ Подпись │Фамилия, имя, │ Подпись │
├─────────┬─────────┤ отчество и │ │ отчество и │ │
│ начала │окончания│должность лица,│ │ должность │ │
│ работы │ работы │ продлившего │ │ руководителя │ │
│ │ │ наряд-допуск │ │ работ │ │
│ │ │ │ │ │ │
├─────────┼─────────┼───────────────┼─────────┼──────────────┼──────────┤
│ │ │ │ │ │ │
└─────────┴─────────┴───────────────┴─────────┴──────────────┴──────────┘
16. Заключение руководителя по окончании газоопасных работ_______________
_________________________________________________________________________
(перечень работ, выполненных на объекте, особые замечания,
_________________________________________________________________________
подпись руководителя работ, время и дата закрытия наряда-допуска)
Приложение 3
регистрации нарядов-допусков
на производство газоопасных работ
_________________________________________________________________________
(наименование организации, службы, цеха)
Начат "___"_________ 200__ г.
Окончен "___"_________ 200__ г.
Срок хранения 5 лет
┌───────┬───────┬──────────┬───────────┬─────────┬────────┬─────────────┐
│ Номер │Дата и │ Ф.И.О., │ Ф.И.О., │ Адрес │Характер│Дата и время │
│наряда-│ время │должность,│должность, │ места │ работ │ возвращения │
│допуска│выдачи │ роспись │ роспись │проведе- │ │наряда-допус-│
│ │наряда-│выдавшего │получившего│ния работ│ │ка, отметка о│
│ │допуска│наряд-до- │ наряд-до- │ │ │ выполнении │
│ │ │ пуск │ пуск │ │ │работ лицом, │
│ │ │ │ │ │ │ принявшим │
│ │ │ │ │ │ │наряд-допуск │
│ 1 │ 2 │ 3 │ 4 │ 5 │ 6 │ 7 │
├───────┼───────┼──────────┼───────────┼─────────┼────────┼─────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │
├───────┼───────┼──────────┼───────────┼─────────┼────────┼─────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │
└───────┴───────┴──────────┴───────────┴─────────┴────────┴─────────────┘
Журнал пронумерован, прошнурован и скреплен печатью: ______ листов
Ф.И.О., должность, подпись
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Обход трасс наружных газопроводов
1. Надзор за состоянием газопроводов путем периодического обхода трасс
При обходе надземных газопроводов должны выявляться утечки газа, перемещения газопроводов за пределы опор, наличие вибрации, сплющивания, недопустимые прогибы газопровода, просадки, изгибы и повреждения опор, состояние отключающих устройств и изолирующих фланцевых соединений, средств защиты от падения электропроводов, креплений и окраски газопроводов, сохранность устройств электрохимической защиты и габаритных знаков на переходах в местах проезда автотранспорта, нарушения целостности откосов отсыпки и одерновки обвалования, состояние отключающих устройств и переходов в местах проезда автотранспорта. Выявленные неисправности должны своевременно устраняться.
Обход трасс производит бригада слесарей - обходчиков из двух человек - один из них старший. Допускаются к работе слесари - обходчики не моложе восемнадцати лет. Этот вид работ производят слесари и службы подземных газопроводов. За каждой бригадой должны быть закреплены участки трасс. Трасса должна иметь номер, состоит она из маршрутов, каждый маршрут имеет номер.
Обход должен производиться не реже 1 раза в 3 мес.
2. Охранные зоны газораспределительных сетей. Назначение, содержание и места установок опознавательных знаков
Для газораспределительных сетей устанавливаются следующие охранные зоны:
а) вдоль трасс наружных газопроводов - в виде территории, ограниченной условными линиями, проходящими на расстоянии 2 метров с каждой стороны газопровода;
б) вдоль трасс подземных газопроводов из полиэтиленовых труб при использовании медного провода для обозначения трассы газопровода - в виде территории, ограниченной условными линиями, проходящими на расстоянии 3 метров от газопровода со стороны провода и 2 метров - с противоположной стороны;
в) вдоль трасс наружных газопроводов на вечномерзлых грунтах независимо от материала труб - в виде территории, ограниченной условными линиями, проходящими на расстоянии 10 метров с каждой стороны газопровода;
г) вокруг отдельно стоящих газорегуляторных пунктов - в виде территории, ограниченной замкнутой линией, проведенной на расстоянии 10 метров от границ этих объектов. Для газорегуляторных пунктов, пристроенных к зданиям, охранная зона не регламентируется;
д) вдоль подводных переходов газопроводов через судоходные и сплавные реки, озера, водохранилища, каналы - в виде участка водного пространства от водной поверхности до дна, заключенного между параллельными плоскостями, отстоящими на 100 м с каждой стороны газопровода;
е) вдоль трасс межпоселковых газопроводов, проходящих по лесам и древесно-кустарниковой растительности, - в виде просек шириной 6 метров, по 3 метра с каждой стороны газопровода. Для надземных участков газопроводов расстояние от деревьев до трубопровода должно быть не менее высоты деревьев в течение всего срока эксплуатации газопровода.
Трассы подземных газопроводов обозначаются опознавательными знаками, нанесенными на постоянные ориентиры или железобетонные столбики высотой до 1,5 метров (вне городских и сельских поселений), которые устанавливаются в пределах прямой видимости не реже чем через 500 метров друг от друга, а также в местах пересечений газопроводов с железными и автомобильными дорогами, на поворотах и у каждого сооружения газопровода (колодцев, коверов, конденсатосборников, устройств электрохимической защиты и др.). На опознавательных знаках указывается расстояние от газопровода, глубина его заложения и телефон аварийно-диспетчерской службы.
Опознавательные знаки устанавливаются или наносятся строительными организациями на постоянные ориентиры в период сооружения газораспределительных сетей. В дальнейшем установка, ремонт или восстановление опознавательных знаков газопроводов производятся эксплуатационной организацией газораспределительной сети. Установка знаков оформляется совместным актом с собственниками, владельцами или пользователями земельных участков, по которым проходит трасса.
В местах пересечения газопроводов с судоходными и сплавными реками и каналами на обоих берегах на расстоянии 100 м от оси газопроводов устанавливаются навигационные знаки. Навигационные знаки устанавливаются эксплуатационной организацией газораспределительной сети по согласованию с бассейновыми управлениями водных путей и судоходства (управлениями каналов) и вносятся последними в лоцманские карты.
3 . Оснащение бригады при проведении обхода трасс газопроводов
охранный газораспределительный надзор трасса
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.
4 . Назначение и содержание необходимой документации при проведении обхода трасс газопроводов
Обход трасс газопроводов производится в сроки, установленные эксплуатационной организацией, но не реже предусмотренных ПБ12-529. 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 ПБ12-529 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 ПБ12-529.
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.
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.
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).
Результаты проверки состояния трасс газопроводов после каждого обхода обходчики записывают в журнал обхода. При выявлении нарушений и неисправностей составляется рапорт мастеру.
5 . Действия слесаря при обнаружении загазованности газопроводов
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 должна быть организована 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
6 . Мероприятия, необходимые для обеспечения сохранности газопроводов
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.
Размещено на Allbest.ru
...Подобные документы
Ситуационный план и характеристика пересечений газопроводов технических коридоров исследуемого объекта. Схема расположения ниток в коридорах газопроводов. Акты технического расследования причин аварий, произошедших на МГ ООО "Газпром трансгаз Югорск".
дипломная работа , добавлен 27.07.2012
Роль для экономики рабочего места как зоны приложения труда работника, ее организация и оснащение материальными средствами и техникой. Функции рабочего места, критерии классификации. Особенности планировки и аттестации рабочих мест по условиям труда.
реферат , добавлен 20.02.2012
Авария на опасных производственных объектах нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности. Организация технического обслуживания и ремонта опасных производственных объектов систем газопотребления. Техническое диагностирование газопроводов.
контрольная работа , добавлен 14.02.2012
Техническое расследование причин аварии на опасном производственном объекте. Антидоты и порядок их применения. Биохимический и физиологический антагонизм. Минимальные расстояния от объектов, расположенных на территории электростанции, до газопроводов.
контрольная работа , добавлен 14.02.2012
Методы определения загазованности воздуха. Весовой и счётный (кониметрический) методы определения пыли. Химический состав и физические свойства пыли, ее токсическое, фиброгенное действие на организм человека. Расчет содержания пыли в воздухе рабочей зоны.
лабораторная работа , добавлен 15.04.2015
Государственный надзор, ведомственный, общественный и региональный контроль за охраной труда. Сигнальные цвета: назначение и правила их применения. Виды и исполнения знаков безопасности. Ожидаемые опасные и вредные факторы при выполнении кровельных работ.
контрольная работа , добавлен 17.12.2014
Нормирование запыленности и загазованности, средства индивидуальной защиты от шума. Параметры заземляющих устройств, расчет зоны защиты от прямых ударов молнии для производственного здания. Система предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций.
контрольная работа , добавлен 02.10.2011
Связь освещенности с состоянием здоровья. Критерии оценивания освещенности объекта промышленного и гражданского строительства, места работы или рабочего места, единицы измерения. Расчет нормы на базе СНиП, СанПиН, МГСН. Освещение офисов и жилых помещений.
презентация , добавлен 13.02.2016
Автоматизация процессов дуговой сварки с помощью промышленных роботов. Целевое назначение комплекса. Техника безопасности при роботизации сварочного производства. Техническое обслуживание и устранение неполадок. Выполнение роботизированной операции.
доклад , добавлен 24.06.2013
Порядок реализации и назначение пропаганды безопасности жизнедеятельности, ее содержание и направления деятельности. Разновидности пропаганды, их особенности и оценка эффективности. Современные технологии информирования, используемые сегодня в России.
Периодичность обхода трасс подземных газопроводов
| #G0 | Характеристика трасс газопровода |
||||
| N | Газопроводы | низкого давления в застроенной части города (населенного пункта) | высокого и среднего давления в застроенной части города (населенного пункта) | всех давлений в незастроенной части города (населенного пункта) и межпоселковые |
|
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
|
| 1 | Вновь построенные | Непосредственно в день пуска и на следующий день после пуска |
|||
| 2 | Эксплуатируемые в нормальных условиях и находящиеся в удовлетворительном техническом состоянии | Устанавливается главным инженером эксплуатирующей организации, но: |
|||
| Не реже 1 раза в мес | Не реже 2 раз в мес | Не реже 1 раза в 6 мес при ежегодном приборном техническом обследовании или 1 раз в 2 мес без его проведения |
|||
| 3 | После реконструкции методом протяжки полиэтиленовых труб или санированием | То же | То же | То же |
|
| 4 | Проложение в зоне действия источников блуждающих токов, в грунте с высокой коррозионной активностью и не обеспеченные минимальным защитным электропотенциалом | Не реже 1 раза в неделю | Не реже 2 раз в неделю | Не реже 1 раза в 2 недели |
|
| 5 | Имеющие дефекты защитных покрытий после приборного технического обследования | То же | То же | То же |
|
| 6 | Имеющие положительные знакопеременные значения электропотенциалов | Ежедневно | Ежедневно | То же |
|
| 7 | Находящиеся в неудовлетворительном техническом состоянии, подлежащие замене | То же | То же | То же |
|
| 8 | Проложенные в просадочных грунтах | Не реже 1 раза в неделю | Не реже 2 раз в неделю | Не реже 1 раза в 2 недели |
|
| 9 | С временно устраненной утечкой | Ежедневно до проведения ремонта |
|||
| 10 | Находящиеся в радиусе 15 м от места производства строительных работ | Ежедневно до устранения угрозы повреждения газопровода |
|||
| 11 | Береговые части переходов через водные преграды и овраги | Ежедневно в период паводка |
|||
3.3.9. Обход трасс подземных газопроводов должен производиться бригадой в составе двух человек.
В незастроенной части города (поселка), а также вне проезжей части дорог при отсутствии в 15-метровой зоне от газопроводов колодцев, других подземных сооружений (коммуникаций) допускается обход производить одним рабочим.
3.3.10. Обходчикам подземных газопроводов должны вручаться под расписку маршрутные карты, на которых указаны схемы трасс газопроводов с местоположением газовых (в том числе электрозащиты) и других сооружений (коммуникаций), колодцев, подвалов зданий, подлежащих проверке на загазованность (15 м по обе стороны от газопровода). Маршрутные карты должны ежегодно выверяться.
Перед допуском к первому обходу рабочие должны быть ознакомлены с трассой газопровода на местности.
3.3.11. 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 курения, пользования открытым огнем, электроприборами и необходимости проветривания помещений.
Дополнительно должна быть организована проверка приборами и проветривание загазованных подвалов, цокольных и первых этажей зданий, колодцев и камер подземных сооружений (коммуникаций) на расстоянии 50 м по обе стороны от газопровода.
3.3.12. Результаты обхода газопроводов должны отражаться в журнале.
В случае выявления неисправностей или самовольного ведения работ в охранной зоне газопровода должен составляться рапорт.
3.3.13. Вдоль трассы подземного газопровода в пределах 2 м по обе стороны не допускается складирование материалов, оборудования, в том числе для временного хранения.
3.3.14. Администрация организации, по территории которой газопровод проложен транзитом, должна обеспечить доступ обслуживающего персонала эксплуатационной организации для проведения осмотра, ремонта газопровода, локализации и ликвидации аварийных ситуаций.
3.3.15. Владельцы смежных с газопроводом подземных сооружений (коммуникаций) должны своевременно производить очистку крышек колодцев и камер на расстоянии не менее 15 м от газопровода для проверки их на загазованность.
3.3.16. Владельцы зданий должны содержать подвалы и технические подполья в состоянии, обеспечивающем возможность их постоянного проветривания и проверки на загазованность.
3.3.17. Приборное техническое обследование действующих подземных газопроводов должно производиться не реже 1 раза в 5 лет.
Газопроводы, требующие капитального ремонта или включенные в план на замену (перекладку), должны подвергаться приборному техническому обследованию не реже 1 раза в год.
3.3.18. Внеочередные приборные технические обследования стальных газопроводов должны проводиться при обнаружении неплотности или разрыва сварных стыков, сквозных коррозионных повреждений, а также при перерывах в работе электрозащитных установок в течение года:
более 1 мес - в зонах опасного действия блуждающих токов;
более 6 мес - в остальных случаях, если защита газопровода не обеспечена другими установками.
Коррозионное состояние металла и изоляционного покрытия трубы должно определяться во всех шурфах, отрываемых в процессе эксплуатации газопровода или смежных сооружений.
Качество сварных стыков на вскрытых участках газопроводов проверяется, если ранее на газопроводе были обнаружены поврежденные сварные соединения.
3.3.19. При приборном техническом обследовании подземных стальных газопроводов должны выявляться места повреждения изоляционных покрытий и утечки газа.
3.3.20. В местах выявленных повреждений изоляционного покрытия, а также на участках, где использование приборов затруднено индустриальными помехами, должны быть отрыты контрольные шурфы длиной не менее 1,5 м для визуального обследования.
Количество шурфов в зонах индустриальных помех должно составлять не менее 1 на каждые 500 м распределительных газопроводов и на каждые 200 м газопроводов-вводов.
3.3.21. В целях проверки герметичности подземного газопровода и для обнаружения мест утечек газа допускается производить бурение скважин.
Скважины закладываются на расстоянии не менее 0,5 м от стенки газопровода через каждые 2 м глубиной не менее глубины промерзания грунта в зимнее время, в остальное время - на глубину укладки трубы.
3.3.22. Применение открытого огня для опробования устья скважин разрешается не ближе 3 м от зданий и сооружений.
Если газ в скважине не воспламенится, проверка его наличия должна проводиться приборами.
3.3.23. При использовании высокочувствительных приборов для определения наличия газа глубина скважин может быть уменьшена в целях их закладки вдоль оси газопровода.
3.3.24. Допускается производить проверку плотности газопроводов опрессовкой по нормам испытаний вновь построенных газопроводов на герметичность.
Газопроводы давлением до 0,005 МПа проверяются на герметичность давлением 0,3 МПа в течение 1 часа. Видимое падение давления по образцовому манометру не допускается.
3.3.25. При обследовании подводных переходов уточняется местоположение газопровода и наличие повреждений изоляционного покрытия по методике, разработанной специализированной организацией и утвержденной владельцем газопровода.
Работы по обследованию переходов через водные преграды должны производиться не реже 1 раза в 5 лет.
3.3.26. Утечки газа на газопроводах, обнаруженные при приборном техническом обследовании, устраняются в аварийном порядке.
Дефекты изоляционных покрытий, выявленные на газопроводах, расположенных в зонах опасного влияния блуждающих токов и на расстоянии менее 15 м от административных, общественных и жилых зданий, должны устраняться в течение 1 мес, в остальных случаях не позднее чем через 3 мес после их обнаружения.
3.3.27. По результатам приборного технического обследования должен составляться акт, в котором с учетом выявленных дефектов и оценки технического состояния дается заключение о возможности дальнейшей эксплуатации газопровода, необходимости и сроках проведения его ремонта или перекладки (замены).
3.3.28. Внеочередные технические обследования (диагностика технического состояния) газопроводов должны проводиться по истечении расчетного ресурса работы, принимаемого для стальных газопроводов - 40 лет и для полиэтиленовых - 50 лет.
Диагностика в целях определения необходимости замены или остаточного ресурса с разработкой мероприятий, обеспечивающих безопасную эксплуатацию газопровода на весь срок продления жизненного цикла, должна проводиться в соответствии с методиками, утверждаемыми Госгортехнадзором России.
3.3.29. Производство строительных и земляных работ в охранной зоне газопровода (ближе 15 м) допускается по письменному разрешению организации - владельца газопровода, в котором должны быть указаны условия и порядок их проведения и приложена схема газопровода с привязками.
До начала работ эксплуатирующей организации газового хозяйства представляется проект плана производства работ для согласования мероприятий, обеспечивающих сохранность газопровода.
Производство строительных работ в охранной зоне газопровода без разрешения запрещается.
3.3.30. До начала работ ударных механизмов и землеройной техники должно быть определено фактическое местоположение газопровода отрытием шурфов вручную в присутствии представителя организации газового хозяйства.
Ударные механизмы для рыхления грунта могут применяться не ближе 3 м от газопровода, а способные на отклонение от вертикали (клин-баба) - не ближе 5 м от газопровода.
Эксплуатационным организациям газового хозяйства допускается производить вскрытие газопровода механизированным способом, при условии удаления последнего слоя грунта (200-300 мм) вручную.
3.3.31. При строительстве вблизи действующих газопроводов зданий, инженерных сооружений (коммуникаций), дорог и в случаях пересечения ими газопроводов, строительными организациями должны быть выполнены требования действующих нормативных документов и проекта.
3.3.32. При проведении работ по расширению и капитальному ремонту железнодорожных, трамвайных путей и автомобильных дорог в местах пересечения их с газопроводами последние независимо от сроков предыдущей проверки должны быть подвергнуты внеочередному техническому обследованию и при необходимости ремонту или перекладке.
Эксплуатационные организации газового хозяйства должны быть заблаговременно уведомлены о предстоящем ремонте или расширении путей (дорог).
3.4. Газорегуляторные пункты (ГРП), газорегуляторные установки (ГРУ)
3.4.1. Режим работы ГРП, ГРУ должен устанавливаться в соответствии с проектом.
3.4.2. Параметры настройки регуляторов в ГРП городов и населенных пунктов для бытовых потребителей не должны превышать 300 даПа*.
* Декапаскаль (даПа) равен 10 Па
3.4.3. Предохранительные сбросные клапаны, в том числе встроенные в регуляторы давления, должны обеспечить сброс газа при превышении максимального рабочего давления после регулятора не более чем на 15%; верхний предел срабатывания предохранительно-запорных клапанов (ПЗК) не должен превышать максимальное рабочее давление газа после регулятора более чем на 25%.
3.4.4. Параметры настройки оборудования ГРУ газоиспользующих установок промышленных, сельскохозяйственных производств, отопительных котельных и других организаций должны устанавливаться проектом и уточняться при пусконаладочных работах.
3.4.5. Колебание давления газа на выходе из ГРП, ГРУ допускается в пределах 10% от рабочего давления.
Неисправности регуляторов, вызывающие повышение или понижение рабочего давления, неполадки в работе предохранительных клапанов, а также утечки газа должны устраняться в аварийном порядке.
3.4.6. Включение в работу регулятора давления в случае прекращения подачи газа должно производиться после выявления причины срабатывания предохранительно-запорного клапана (ПЗК) и принятия мер по устранению неисправности.
3.4.7. На случай ремонта оборудования необходимо предусматривать резервную линию редуцирования или обводной газопровод (байпас).
Устройство байпаса при подаче газа на установки, рассчитанные на работу только в автоматическом режиме, не требуется.
Газ по обводному газопроводу (байпасу) допускается подавать только в течение времени, необходимого для ремонта оборудования и арматуры. Работа должна выполняться бригадой рабочих в составе не менее двух человек, один из которых назначается старшим.
3.4.8. Температура воздуха в помещении ГРП определяется проектом в зависимости от конструкции применяемого оборудования и контрольно-измерительных приборов в соответствии с паспортами заводов-изготовителей.
3.4.9. При эксплуатации ГРП и ГРУ должны выполнятся:
осмотр технического состояния (обход) в сроки, устанавливаемые производственной инструкцией, обеспечивающие безопасность и надежность эксплуатации;
проверка параметров срабатывания предохранительно-запорных и сбросных клапанов не реже 1 раза в 3 мес, а также по окончании ремонта оборудования;
техническое обслуживание - не реже 1 раза в 6 мес;
текущий ремонт - не реже 1 раза в 12 мес, если изготовители газового оборудования не устанавливают иные сроки ремонта;
капитальный ремонт - при замене оборудования, средств измерений, ремонте здания, систем отопления, вентиляции, освещения, на основании дефектных ведомостей, составленных по результатам осмотров и текущих ремонтов.
3.4.10. Организационно-технические мероприятия и работы, выполняемые при осмотре технического состояния (обходе), техническом обслуживании, текущем и капитальном ремонте ГРП, ГРУ, должны соответствовать требованиям нормативных документов, согласованных с Госгортехнадзором России.
3.4.11. Осмотр технического состояния (обход) ГРП должен, как правило, производиться двумя рабочими.
Обход ГРП, оборудованных системами телемеханики, оснащенных сигнализаторами загазованности с контролируемым выводом сигнала, шкафных регуляторных пунктов (ШРП), а также ГРУ, допускается производить одним рабочим.
Эксплуатационным организациям газового хозяйства разрешается производить обход ГРП одним рабочим из числа постоянного персонала служб по эксплуатации газорегуляторных станций. В этих случаях должна разрабатываться специальная инструкция, определяющая дополнительные меры безопасности.
3.4.12. Перепад давления газа на фильтре не должен превышать величины, установленной заводом-изготовителем.
Разборка и очистка кассеты фильтра должны производиться при техническом обслуживании вне помещения ГРП (ГРУ) в местах, удаленных от легковоспламеняющихся веществ и материалов не менее чем на 5 метров.
3.4.13. Режим настройки и проверки параметров срабатывания предохранительных клапанов не должен приводить к изменению рабочего давления газа после регулятора.
Настройку и проверку параметров срабатывания предохранительных клапанов допускается выполнять с помощью регулятора давления, если верхний предел срабатывания предохранительного клапана не превышает 300 даПа.
3.4.14. При разборке оборудования отключающие устройства должны быть закрыты. На границах участка устанавливаются заглушки, рассчитанные на максимальное входное давление газа.
Для удобства установки заглушек при монтаже газопроводов должны предусматриваться фланцевые соединения для установки поворотной или листовой заглушки с приспособлением для разжима фланцев и токопроводящей перемычкой.
3.4.15 Техническое обслуживание и текущий ремонт регуляторов с гарантированным сроком эксплуатации могут производиться в соответствии с паспортом (инструкцией) завода-изготовителя.
По истечении гарантийного срока такие регуляторы должны пройти поверку и сервисное обслуживание.
3.4.16. Ремонт электрооборудования ГРП и замена электроламп должны проводиться при снятом напряжении.
3.4.17. Снаружи здания ГРП, на ШРП и ограждении ГРУ должны быть предупредительные надписи "Огнеопасно - газ".
3.4.18. При определении видов и необходимого количества первичных средств пожаротушения в ГРП, ГРУ следует руководствоваться нормами противопожарной службы МВД России.
|
Смотрите также: |
В случае выявления неисправностей или самовольного ведения работ в охранной зоне газопровода должен составляться рапорт.
3.3.13. Вдоль трассы подземного газопровода в пределах 2 м по обе стороны не допускается складирование материалов, оборудования, в том числе для временного хранения.
3.3.14. Администрация организации, по территории которой газопровод проложен транзитом, должна обеспечить доступ обслуживающего персонала эксплуатационной организации для проведения осмотра, ремонта газопровода, локализации и ликвидации аварийных ситуаций.
3.3.15. Владельцы смежных с газопроводом подземных сооружений (коммуникаций) должны своевременно производить очистку крышек колодцев и камер на расстоянии не менее 15 м от газопровода для проверки их на загазованность.
3.3.16. Владельцы зданий должны содержать подвалы и технические подполья в состоянии, обеспечивающем возможность их постоянного проветривания и проверки на загазованность.
3.3.17. Приборное техническое обследование действующих подземных газопроводов должно производиться не реже 1 раза в 5 лет.
Газопроводы, требующие капитального ремонта или включенные в план на замену (перекладку), должны подвергаться приборному техническому обследованию не реже 1 раза в год.
3.3.18. Внеочередные приборные технические обследования стальных газопроводов должны проводиться при обнаружении неплотности или разрыва сварных стыков, сквозных коррозионных повреждений, а также если у электрозащитных установок в течение года были перерывы в работе:
более 1 мес. - в зонах опасного действия блуждающих токов;
более 6 мес. - в зонах отсутствия блуждающих токов, если защита газопровода не обеспечена другими установками.
Коррозионное состояние металла и изоляционного покрытия трубы должно определяться во всех шурфах, отрываемых в процессе эксплуатации газопровода или смежных сооружений.
Качество сварных стыков на вскрытых участках газопроводов проверяется, если ранее на газопроводе были обнаружены поврежденные сварные соединения.
3.3.19. При приборном техническом обследовании подземных стальных газопроводов должны выявляться места повреждения изоляционных покрытий и утечки газа.
3.3.20. В местах выявленных повреждений изоляционного покрытия, а также на участках, где использование приборов затруднено индустриальными помехами, должны быть отрыты контрольные шурфы длиной не менее 1,5 м для визуального обследования.
Количество шурфов в зонах индустриальных помех должно составлять не менее 1 на каждые 500 м распределительных газопроводов и на каждые 200 м газопроводов - вводов.
3.3.21. С целью проверки герметичности подземного газопровода и для обнаружения мест утечек газа допускается производить бурение скважин.
Скважины закладываются на расстоянии не менее 0,5 м от стенки газопровода через каждые 2 м глубиной не менее глубины промерзания грунта в зимнее время, в остальное время - на глубину укладки трубы.
3.3.22. Применение открытого огня для опробования устья скважин разрешается не ближе 3 м от зданий и сооружений.
Если газ в скважине не воспламенится, проверка его наличия должна проводиться приборами.
3.3.23. При использовании высокочувствительных приборов для определения наличия газа глубина скважин может быть уменьшена с целью их закладки вдоль оси газопровода.
3.3.24. Допускается производить проверку плотности газопроводов опрессовкой по нормам испытаний вновь построенных газопроводов на герметичность.
Газопроводы давлением до 0,005 МПа проверяются на герметичность давлением 0,3 МПа в течение 1 часа. Видимое падение давления по образцовому манометру не допускается.
3.3.25. При обследовании подводных переходов уточняется местоположение газопровода и наличие повреждений изоляционного покрытия по методике, разработанной специализированной организацией и утвержденной владельцем газопровода.
Работы по обследованию переходов через водные преграды должны производиться не реже 1 раза в 5 лет.
3.3.26. Утечки газа на газопроводах, обнаруженные при приборном техническом обследовании, устраняются в аварийном порядке.
Дефекты изоляционных покрытий, выявленные на газопроводах, расположенных в зонах опасного влияния блуждающих токов и на расстоянии менее 15 м от административных, общественных и жилых зданий, должны устраняться в течение 1 мес., в остальных случаях - не позднее чем через 3 мес. после их обнаружения.
3.3.27. По результатам приборного технического обследования должен составляться акт, в котором с учетом выявленных дефектов и оценки технического состояния дается заключение о возможности дальнейшей эксплуатации газопровода, необходимости и сроках проведения его ремонта или перекладки (замены).
3.3.28. Внеочередные технические обследования (диагностика технического состояния) газопроводов должны проводиться по истечении расчетного ресурса работы, принимаемого для стальных газопроводов 40 лет и для полиэтиленовых 50 лет.
Диагностика с целью определения необходимости замены или остаточного ресурса с разработкой мероприятий, обеспечивающих безопасную эксплуатацию газопровода на весь срок продления жизненного цикла, должна проводиться в соответствии с методиками, утверждаемыми Госгортехнадзором России.
3.3.29. Производство строительных и земляных работ в охранной зоне газопровода (ближе 15 м) допускается по письменному разрешению организации - владельца газопровода, в котором должны быть указаны условия и порядок их проведения и приложена схема газопровода с привязками.
До начала работ эксплуатирующей организации газового хозяйства представляется проект плана производства работ для согласования мероприятий, обеспечивающих сохранность газопровода.
Производство строительных работ в охранной зоне газопровода без разрешения запрещается.
3.3.30. До начала работ ударных механизмов и землеройной техники должно быть определено фактическое местоположение газопровода отрытием шурфов вручную в присутствии представителя организации газового хозяйства.
Ударные механизмы для рыхления грунта могут применяться не ближе 3 м от газопровода, а способные на отклонение от вертикали (клин - баба) - не ближе 5 м от газопровода.
Эксплуатационным организациям газового хозяйства допускается производить вскрытие газопровода механизированным способом, при условии удаления последнего слоя грунта (200 - 300 мм) вручную.
3.3.31. При строительстве вблизи действующих газопроводов зданий, инженерных сооружений (коммуникаций), дорог и в случаях пересечения ими газопроводов строительными организациями должны быть выполнены требования действующих нормативных документов и проекта.
3.3.32. При проведении работ по расширению и капитальному ремонту железнодорожных, трамвайных путей и автомобильных дорог в местах пересечения их с газопроводами последние, независимо от сроков предыдущей проверки, должны быть подвергнуты внеочередному техническому обследованию и, при необходимости, ремонту или перекладке.
Эксплуатационные организации газового хозяйства должны быть заблаговременно уведомлены о предстоящем ремонте или расширении путей (дорог).
Сведения о техническом обслуживании заносятся в журнал, а о капитальном ремонте (замене) - в паспорт газопровода.
3.3.5. Действующие наружные газопроводы должны подвергаться периодическим обходам, приборному техническому обследованию, диагностике технического состояния, а также текущим и капитальным ремонтам с периодичностью, установленной настоящими Правилами.
3.3.6. При обходе надземных газопроводов должны выявляться утечки газа, перемещения газопроводов за пределы опор, наличие вибрации, сплющивания, недопустимого прогиба газопровода, просадки, изгиба и повреждения опор, проверяться состояние отключающих устройств и изолирующих фланцевых соединений, средств защиты от падения электропроводов, креплений и окраски газопроводов, сохранность устройств электрохимической защиты.
Обход может проводиться одним рабочим, не реже 1 раза в 3 мес.
Выявленные неисправности должны устраняться, повреждения окраски газопроводов восстанавливаться.
3.3.7. При обходе подземных газопроводов должны выявляться утечки газа на трассе газопровода по внешним признакам и приборами - отбор и анализ проб на присутствие газа в колодцах и камерах инженерных подземных сооружений (коммуникаций), контрольных трубках, подвалах зданий, шахтах, коллекторах, подземных переходax, расположенных на расстоянии до 15 м по обе стороны от газопровода; уточняться сохранность настенных указателей и ориентиров сооружений; очищаться крышки газовых колодцев и коверов от снега, льда и загрязнений; выявляться пучения, просадки, оползни, обрушения и эрозии грунта, размывы газопровода паводковыми или дождевыми водами; контролироваться условия производства строительных работ, предусматривающие сохранность газопровода от повреждений.
3.3.8. Периодичность обхода трасс подземных газопроводов должна устанавливаться в зависимости от их технического состояния, наличия и эффективности электрозащитных установок, категории газопровода по давлению; от пучинистости, просадочности и степени набухания грунтов, горных подработок, сейсмичности района, времени года и других факторов, но не реже сроков, приведенных в таблице.
Периодичность обхода трасс подземных газопроводов
|
Трассы газопроводов |
|||
|
Газопроводы |
низкого давления в застроенной части города (населенного пункта) |
высокого и среднего давления в застроенной части города (населенного пункта) |
всех давлений в незастроенной части города (населенного пункта) и межпоселковые |
|
1. Вновь построенные |
Непосредственно в день пуска и на следующий день после пуска |
||
|
2. Эксплуатируемые в нормальных условиях и находящиеся в удовлетворительном техническом состоянии |
Устанавливается главным инженером эксплуатирующей организации, но: |
||
|
не реже 1 раза в мес |
не реже 2 раз в мес |
не реже 1 раза в 6 мес при ежегодном приборном обследовании или 1 раза в 2 мес без его проведения |
|
|
3. После реконструкции методом протяжки полиэтиленовых труб или санированием |
То же |
То же |
То же |
|
4. Проложенные в зоне действия источников блуждающих токов, в грунте с высокой коррозионной активностью и не обеспеченные минимальным защитным электропотенциалом |
Не реже 1 раза в неделю |
Не реже 2 раз в неделю |
Не реже 1 раза в 2 недели |
|
5. Имеющие дефекты защитных покрытий после приборного технического обследования |
Не реже 1 раза в неделю |
Не реже 2 раз в неделю |
Не реже 1 раза в 2 недели |
|
6. Имеющие положительные и знакопеременные значения электропотенциалов |
Ежедневно |
Ежедневно |
Не реже 2 раз в неделю |
|
7. Находящиеся в неудовлетворительном техническом состоянии, подлежащие замене |
Ежедневно |
Ежедневно |
Не реже 2 раз в неделю |
|
8. Проложенные в просадочных грунтах |
Не реже 1 раза в неделю |
Не реже 2 раз в неделю |
Не реже 1 раза в 2 недели |
|
9. С временно устраненной утечкой (бинт, бандаж) |
Ежедневно до проведения ремонта |
||
|
10. Находящиеся в радиусе 15 м от места производства строительных работ |
Ежедневно до устранения угрозы повреждения газопровода |
||
|
11. Береговые части переходов через водные преграды и овраги |
Ежедневно в период паводка |
||
3.3.9. Обход трасс подземных газопроводов должен производиться бригадой в составе двух человек.
В незастроенной части города (поселка), а также вне проезжей части дорог при отсутствии в 15-метровой зоне от газопроводов колодцев, других подземных сооружений (коммуникаций) допускается обход производить одним рабочим.
3.3.10. Обходчикам подземных газопроводов должны вручаться под расписку маршрутные карты, на которых указаны схемы трасс газопроводов с местоположением газовых (в том числе электрозащиты) и других сооружений (коммуникаций), колодцев, подвалов зданий, подлежащих проверке на загазованность (15 м по обе стороны от газопровода). Маршрутные карты должны ежегодно выверяться.
Перед допуском к первому обходу рабочие должны быть ознакомлены с трассой газопровода на местности.
3.3.11. 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 курения, пользования открытым огнем, электроприборами и необходимости проветривания помещений.
Дополнительно должна быть организована проверка приборами и проветривание загазованных подвалов, цокольных и первых этажей зданий, колодцев и камер подземных сооружений (коммуникаций) на расстоянии 50 м по обе стороны от газопровода.
3.3.12. Результаты обхода газопроводов должны отражаться в журнале.
В случае выявления неисправностей или самовольного ведения работ в охранной зоне газопровода должен составляться рапорт.
3.3.13. Вдоль трассы подземного газопровода в пределах 2 м по обе стороны не допускается складирование материалов, оборудования, в том числе для временного хранения.
3.3.14. Администрация организации, по территории которой газопровод проложен транзитом, должна обеспечить доступ обслуживающего персонала эксплуатационной организации для проведения осмотра, ремонта газопровода, локализации и ликвидации аварийных ситуаций.
3.3.15. Владельцы смежных с газопроводом подземных сооружений (коммуникаций) должны своевременно производить очистку крышек колодцев и камер на расстоянии не менее 15 м от газопровода, для проверки их на загазованность.
3.3.16. Владельцы зданий должны содержать подвалы и технические подполья в состоянии, обеспечивающем возможность их постоянного проветривания и проверки на загазованность.
3.3.17. Приборное техническое обследование действующих подземных газопроводов должно производиться не реже 1 раза в 5 лет.
Газопроводы, требующие капитального ремонта или включенные в план на замену (перекладку), должны подвергаться приборному техническому обследованию не реже 1 раза в год.
3.3.18. Внеочередные приборные технические обследования стальных газопроводов должны проводиться при обнаружении неплотности или разрыва сварных стыков, сквозных коррозионных повреждений, а также если у электрозащитных установок в течение года были перерывы в работе:
более 1 мес - в зонах опасного действия блуждающих токов;
более 6 мес - в зонах отсутствия блуждающих токов, если защита газопровода не обеспечена другими установками.
Коррозионное состояние металла и изоляционного покрытия трубы должно определяться во всех шурфах, отрываемых в процессе эксплуатации газопровода или смежных сооружений.
Качество сварных стыков на вскрытых участках газопроводов проверяется, если ранее на газопроводе были обнаружены поврежденные сварные соединения.
3.3.19. При приборном техническом обследовании подземных стальных газопроводов должны выявляться места повреждения изоляционных покрытий и утечки газа.
3.3.20. В местах выявленных повреждений изоляционного покрытия, а также на участках, где использование приборов затруднено индустриальными помехами, должны быть отрыты контрольные шурфы длиной не менее 1,5 м для визуального обследования.
Количество шурфов в зонах индустриальных помех должно составлять не менее 1 на каждые 500 м распределительных газопроводов и на каждые 200 м газопроводов-вводов.
3.3.21. С целью проверки герметичности подземного газопровода и для обнаружения мест утечек газа допускается производить бурение скважин.
Скважины закладываются на расстоянии не менее 0,5 м от стенки газопровода через каждые 2 м глубиной не менее глубины промерзания грунта в зимнее время, в остальное время - на глубину укладки трубы.
3.3.22. Применение открытого огня для опробования устья скважин разрешается не ближе 3 м от зданий и сооружений.
Если газ в скважине не воспламенится, проверка его наличия должна проводиться приборами.
3.3.23. При использовании высокочувствительных приборов для определения наличия газа глубина скважин может быть уменьшена с целью их закладки вдоль оси газопровода.
3.3.24. Допускается производить проверку плотности газопроводов опрессовкой по нормам испытаний вновь построенных газопроводов на герметичность.
Газопроводы давлением до 0,005 МПа проверяются на герметичность давлением 0,3 МПа в течение 1 часа. Видимое падение давления по образцовому манометру не допускается.
3.3.25. При обследовании подводных переходов уточняется местоположение газопровода и наличие повреждений изоляционного покрытия по методике, разработанной специализированной организацией и утвержденной владельцем газопровода.
Работы по обследованию переходов через водные преграды должны производиться не реже 1 раза в 5 лет.
3.3.26. Утечки газа на газопроводах, обнаруженные при приборном техническом обследовании, устраняются в аварийном порядке.
Дефекты изоляционных покрытий, выявленные на газопроводах, расположенных в зонах опасного влияния блуждающих токов и на расстоянии менее 15 м от административных, общественных и жилых зданий, должны устраняться в течение 1 мес, в остальных случаях - не позднее чем через 3 мес после их обнаружения.
3.3.27. По результатам приборного технического обследования должен составляться акт, в котором с учетом выявленных дефектов и оценки технического состояния дается заключение о возможности дальнейшей эксплуатации газопровода, необходимости и сроках проведения его ремонта или перекладки (замены).
3.3.28. Внеочередные технические обследования (диагностика технического состояния) газопроводов должны проводиться по истечении расчетного ресурса работы, принимаемого для стальных газопроводов 40 лет и для полиэтиленовых - 50 лет.
Диагностика с целью определения необходимости замены или остаточного ресурса с разработкой мероприятий, обеспечивающих безопасную эксплуатацию газопровода на весь срок продления жизненного цикла, должна проводиться в соответствии методиками, утверждаемыми Госгортехнадзором России.
3.3.29. Производство строительных и земляных работ в охранной зоне газопровода (ближе 15 м) допускается по письменному разрешению организации - владельца газопровода, в котором должны быть указаны условия и порядок их проведения и приложена схема газопровода с привязками.
До начала работ эксплуатирующей организации газового хозяйства представляется проект плана производства работ для согласования мероприятий, обеспечивающих сохранность газопровода.
Производство строительных работ в охранной зоне газопровода без разрешения запрещается.
3.3.30. До начала работ ударных механизмов и землеройной техники должно быть определено фактическое местоположение газопровода открытием шурфов вручную в присутствии представителя организации газового хозяйства.
Ударные механизмы для рыхления грунта могут применяться не ближе 3 м от газопровода, а способные на отклонение от вертикали (клин-баба) - не ближе 5 м от газопровода.
Эксплуатационным организациям газового хозяйства допускается производить вскрытие газопровода механизированным способом, при условии удаления последнего слоя грунта (200-300 мм) вручную.
3.3.31. При строительстве вблизи действующих газопроводов зданий, инженерных сооружений (коммуникаций), дорог и в случаях пересечения ими газопроводов строительными организациями должны быть выполнены требования действующих нормативных документов и проекта.
3.3.32. При проведении работ по расширению и капитальному ремонту железнодорожных, трамвайных путей и автомобильных дорог в местах пересечения их с газопроводами последние, независимо от сроков предыдущей проверки, должны быть подвергнуты внеочередному техническому обследованию и, при необходимости, ремонту или перекладке.
Эксплуатационные организации газового хозяйства должны быть заблаговременно уведомлены о предстоящем ремонте или расширении путей (дорог).
3.4. Газорегуляторные пункты, газорегуляторные установки
3.4.1. Режим работы ГРП, ГРУ должен устанавливаться в соответствии с проектом.
3.4.2. Параметры настройки регуляторов в ГРП городов и населенных пунктов для бытовых потребителей не должны превышать 300 даПа*.
___________
* Декапаскаль (даПа) равен 10 Па.
3.4.3. Предохранительные сбросные клапаны, в том числе встроенные в регуляторы давления, должны обеспечить сброс газа при превышении максимального рабочего давления после регулятора не более чем на 15%; верхний предел срабатывания предохранительно-запорных клапанов (ПЗК) не должен превышать максимальное рабочее давление газа после регулятора более чем на 25%.
3.4.4. Параметры настройки оборудования ГРУ газоиспользующих установок промышленных, сельскохозяйственных производств, отопительных котельных и других организаций должны устанавливаться проектом и уточняться при пусконаладочных работах.
3.4.5. Колебания давления газа на выходе из ГРП, ГРУ допускается в пределах 10% от рабочего давления.
Неисправности регуляторов, вызывающие повышение или понижение рабочего давления, неполадки в работе предохранительных клапанов, а также утечки газа, должны устраняться в аварийном порядке.
3.4.6. Включение в работу регулятора давления в случае прекращения подачи газа должно производиться после выявления причины срабатывания предохранительно-запорного клапана (ПЗК) и принятия мер по устранению неисправности.
3.4.7. На случай ремонта оборудования необходимо предусматривать резервную линию редуцирования или обводной газопровод (байпас).
Устройство байпаса при подаче газа на установки, рассчитанные на работу только в автоматическом режиме, не требуется.
Газ по обводному газопроводу (байпасу) допускается подавать только в течение времени, необходимого для ремонта оборудования и арматуры. Работа должна выполняться бригадой рабочих в составе не менее двух человек, один из которых назначается старшим.
3.4.8. Температура воздуха в помещении ГРП определяется проектом в зависимости от конструкции применяемого оборудования и контрольно-измерительных приборов в соответствии с паспортами заводов-изготовителей.
3.4.9. При эксплуатации ГРП и ГРУ должны выполняться:
осмотр технического состояния (обход) в сроки, устанавливаемые производственной инструкцией, обеспечивающие безопасность и надежность эксплуатации;
проверка параметров срабатывания предохранительно-запорных и сбросных клапанов - не реже 1 раза в 3 мес, а также по окончании ремонта оборудования;
техническое обслуживание - не реже 1 раза в 6 мес;
текущий ремонт - не реже 1 раза в 12 мес, если изготовители газового оборудования не устанавливают иные сроки ремонта;
капитальный ремонт - при замене оборудования, средств измерений, ремонте здания, систем отопления, вентиляции, освещения - на основании дефектных ведомостей, составленных по результатам осмотров и текущих ремонтов.
3.4.10. Организационно-технические мероприятия и работы, выполняемые при осмотре технического состояния (обходе), техническом обслуживании, текущем и капитальном ремонте ГРП, ГРУ, должны соответствовать требованиям "Правил технической эксплуатации и требованиям безопасности труда в газовом хозяйстве Российской Федерации".
3.4.11. Осмотр технического состояния (обход) ГРП должен, как правило, производиться двумя рабочими.
Обход ГРП, оборудованных системами телемеханики, оснащенных сигнализаторами загазованности с контролируемым выводом сигнала, шкафных регуляторных пунктов (ШРП), а также ГРУ допускается производить одним рабочим.
Эксплуатационным организациям газового хозяйства разрешается производить обход ГРП одним рабочим, из числа постоянного персонала служб по эксплуатации газорегуляторных станций. В этих случаях должна разрабатываться специальная инструкция, определяющая дополнительные меры безопасности.
3.4.12. Перепад давления газа на фильтре не должен превышать величины, установленной заводом-изготовителем.
Разборка и очистка кассеты фильтра должны производиться при техническом обслуживании вне помещения ГРП (ГРУ) в местах, удаленных от легковоспламеняющихся веществ и материалов не менее чем на 5 метров.
3.4.13. Режим настройки и проверки параметров срабатывания предохранительных клапанов не должен приводить к изменению рабочего давления газа после регулятора.
Настройку и проверку параметров срабатывания предохранительных клапанов допускается выполнять с помощью регулятора давления, если верхний предел срабатывания предохранительного клапана не превышает 300 даПа.
3.4.14. При разборке оборудования отключающие устройства должны быть закрыты. На границах участка устанавливаются заглушки, рассчитанные на максимальное входное давление газа.
Для удобства установки заглушек при монтаже газопроводов должны предусматриваться фланцевые соединения для установки поворотной или листовой заглушки с приспособлением для разжима фланцев и токопроводящей перемычкой.
3.4.15 Техническое обслуживание и текущий ремонт регуляторов с гарантированным сроком эксплуатации может производиться в соответствии с паспортом (инструкцией) завода-изготовителя.
По истечении гарантийного срока такие регуляторы должны пройти поверку и сервисное обслуживание.
3.4.16. Ремонт электрооборудования ГРП и замена электроламп должны проводиться при снятом напряжении.
3.4.17. Снаружи здания ГРП, на ШРП и ограждении ГРУ должны быть предупредительные надписи - "Огнеопасно - газ".
3.4.18. При определении видов и необходимого количества первичных средств пожаротушения в ГРП, ГРУ следует руководствоваться нормами противопожарной службы МВД России.
(Измененная редакция, Изм. № 1)
3.5. Газонаполнительные станции, газонаполнительные пункты, автомобильные газозаправочные станции сжиженных углеводородных газов
3.5.1. Ведение производственных процессов, техническое состояние технологического и электрооборудования, газопроводов, санитарно-технических сооружений на ГНС, ГНП и АГЗС должны обеспечивать безаварийную работу и безопасность персонала.
3.5.2. Производственные процессы должны вестись согласно утвержденным производственным инструкциям и технологическим схемам согласованным с Госгортехнадзором России соблюдением требований настоящих Правил.
(Измененная редакция, Изм. № 1)
3.5.3. Расширение (дополнительная установка технологического оборудования), техническое перевооружение (замена на новый тип оборудования) или полная реконструкция ГНС, ГНП, АГЗС должны осуществляться по проектам, разработанным в соответствии с требованиями действующих нормативно-технических документов и утвержденным в установленном порядке.
3.5.4. Для каждого производственного помещения и наружной установки в зависимости от характера технологического процесса должны быть определены в проекте категории и класс по взрывопожарной опасности.
На газопроводах ГНС (ГНП), АГЗС должны быть указаны направления движения потока газа.
(Измененная редакция, Изм. № 1)
5. Технологическое оборудование, газопроводы, арматура, электрооборудование, вентиляционные системы, средства измерений, противоаварийной защиты, блокировки и сигнализации в производственной зоне ГНС, ГНП, АГЗС должны ежесменно осматриваться, выявленные неисправности своевременно устраняться.
Включение станций в работу без предварительного внешнего осмотра (обхода) запрещается.
3.5.6. Неисправные агрегаты, резервуары, газопроводы должны отключаться, обнаруженные утечки газа устраняться незамедлительно.
3.5.7. Устранение утечек газа на работающем технологическом оборудовании не разрешается.
Разборка арматуры, резьбовых и фланцевых соединений на газопроводах допускается после их отключения и продувки инертным газом или паром.
Запрещается подтягивать крепежные детали фланцевых соединений, удалять (менять) болты на газопроводах и оборудовании под давлением.
3.5.8. Техническое обслуживание, ремонт газопроводов, арматуры и технологического оборудования, за исключением аварийно-восстановительных работ, должны производиться в дневное время.
3.5.9. Техническое обслуживание, текущий и капитальный ремонт газопроводов, арматуры и технологического оборудования должны производиться в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей по монтажу и эксплуатации оборудования и с требованиями настоящих Правил.
(Измененная редакция, Изм. № 1)
3.5.10. Запорная арматура, обратные и скоростные клапаны должны обеспечивать быстрое и надежное отключение.
На маховиках арматуры должно быть обозначено направление вращения при открывании и закрывании арматуры.
Обслуживание и текущий ремонт арматуры должны производиться в соответствии с регламентом не реже 1 раза в 12 мес.
3.5.11. Резервуары и газопроводы должны быть оборудованы предохранительными сбросными клапанами.
Эксплуатация технологического оборудования при неисправных и неотрегулированных предохранительных сбросных клапанах запрещается.
3.5.12. Верхний предел срабатывания предохранительных сбросных клапанов не должен превышать максимальное рабочее давление в резервуарах, газопроводах более чем на 15%.
3.5.13. Исправность предохранительных сбросных клапанов должна проверяться:
кратковременным принудительным открыванием (подрывом) не реже 1 раза в мес;
в соответствии с инструкцией завода-изготовителя, если ручное приоткрывание клапана не предусмотрено.
3.5.14. Проверка параметров настройки клапанов, их регулировка должны производиться на стенде или на месте установки с помощью специального приспособления с периодичностью:
предохранительные сбросные клапаны резервуаров - не реже 1 раза в 6 мес;
остальные - при проведении текущего ремонта, но не реже 1 раза в 12 мес.
3.5.15. Снимаемый для ремонта или проверки клапан должен заменяться исправным.
Клапаны после проверки параметров настройки пломбируются и регистрируются в журнале.
3.5.16. Режим эксплуатации, количество отработанного времени и замеченные неполадки в работе компрессоров и насосов должны фиксироваться в эксплуатационном журнале.
3.5.17. Работающие насосы и компрессоры должны находиться под постоянным надзором. Эксплуатация насосов и компрессоров с отключенными или вышедшими из строя автоматикой, аварийной вентиляцией, блокировкой с вентиляторами вытяжных систем запрещается.
3.5.18. Давление газа на всасывающей линии насоса должно быть на 0,1-0,2 МПа выше упругости насыщенных паров жидкой фазы при данной температуре.
3.5.19. Давление газа в нагнетательном патрубке компрессора не должно превышать давления конденсации паров СУГ при температуре нагнетания.
Максимальное давление газа после компрессора не должно быть выше 1,6 МПа.
3.5.20. Компрессоры и насосы подлежат аварийной остановке в случаях:
утечек или неисправностей отключающих устройств;
вибрации, посторонних шумов и стуков;
выхода из строя подшипников и сальникового уплотнения;
изменения допустимых параметров масла и воды;
выхода из строя электропривода, пусковой арматуры;
неисправности механических передач и приводов;
повышения или понижения нормируемого давления газа во входном и выходном патрубках.
3.5.21. Насосы и компрессоры при ремонтных и регламентных работах в насосно-компрессорных отделениях (НКО) станций (пунктов), а также на время производства газоопасных работ в производственной зоне должны быть остановлены.
3.5.22. На станциях (пунктах) должен назначаться ответственный за эксплуатацию вентиляционных систем.
3.5.23. Вентиляционные системы должны быть определены по функциональному признаку (приточная, вытяжная, аварийная) с присвоением порядкового номера.
Обозначения наносятся на кожухе вентилятора и воздуховодах.
3.5.24. На вентиляционные системы должны составляться паспорта. В каждом паспорте должны быть информация о производительности системы, ее схема, характеристики и тип вентилятора и электродвигателя, сведения о ремонтах и наладках.
3.5.25. Все изменения в конструкции вентиляционных систем должны вноситься на основании проекта.
3.5.26. Пуск вентиляционных систем в производственной зоне должен производиться за 15 мин до включения технологического оборудования.
Первоначально включаются вытяжные системы.
3.5.27. В местах забора воздуха приточными вентиляционными системами должна исключаться возможность появления паров сжиженных углеводородных газов и других вредных веществ.
3.5.28. При остановке приточных вентиляционных систем обратные клапаны на воздуховодах должны быть закрыты.
3.5.29. Вентиляционные системы не реже 1 раза в год, а также после капитального ремонта, наладки или неудовлетворительных результатов анализа воздушной среды должны подвергаться испытаниям.
Оценка эффективности работы вентиляционных систем подтверждается техническим отчетом специализированной организации с указаниями (рекомендациями) по режиму эксплуатации систем.
3.5.30. Принимаемые и поставляемые потребителям газы должны отвечать требованиям ГОСТ 20448-90 "Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления" и ГОСТ 27578-87 "Газы углеводородные сжиженные для автомобильного транспорта".
3.5.31. Интенсивность запаха газа должна проверяться в соответствии с ГОСТ 22387.5-77 "Газ для коммунально-бытового потребления. Метод определения интенсивности запаха".
3.5.32. Подготовка к сливу сжиженных газов из железнодорожных цистерн должна быть начата после закрепления цистерн на рельсовом пути и удаления локомотива с территории ГНС.
3.5.33. Число железнодорожных цистерн, одновременно находящихся на территории ГНС, не должно превышать числа постов слива.
3.5.34. Сливо-наливные операции должны выполняться по письменному распоряжению руководителя станции с соблюдением требований производственной инструкции. Бригада должна состоять не менее чем из 3 рабочих.
3.5.35. Выполнение сливо-наливных операций во время грозы и при проведении огневых работ запрещается.
3.5.36. Железнодорожные (автомобильные) цистерны, резинотканевые рукава должны заземляться.
Отсоединять заземляющие устройства разрешается после окончания сливо-наливных операций и установки заглушек на штуцеры вентилей цистерн.
3.5.37. Резинотканевые рукава, применяемые при сливо-наливных операциях, должны соответствовать техническим условиям и государственным стандартам, допускающим их применение для сжиженных углеводородных газов; для защиты от статического электричества они должны быть обвиты медной проволокой диаметром не менее 2 мм или медным тросиком площадью сечения не менее 4 мм с шагом витка не более 100 мм.
Оба конца проволоки (тросика) соединяются с наконечниками рукава пайкой или болтом.
3.5.38. Допускается применение металлокордовых рукавов, а также гибких металлических газопроводов с шарнирными соединениями, рассчитанных на использование с сжиженными углеводородными газами.
Осмотр, испытания, отбраковка рукавов, используемых при сливо-наливных операциях, должны проводиться в соответствии с требованиями "Правил безопасности при эксплуатации газового хозяйства автомобильных заправочных станций сжиженного газа".
3.5.39. Запрещается подтягивать накидные гайки рукавов, отсоединять рукава, находящиеся под давлением, а также применять ударный инструмент при навинчивании и отвинчивании гаек.
Открывать задвижки и вентили на газопроводах следует плавно, не вызывая гидравлических ударов.
3.5.40. Перед выполнением сливо-наливных операций из автоцистерн, за исключением оборудованных насосами для перекачки СУГ, а также при заправке газобаллонных автомобилей двигатели автомашин должны быть отключены.
Включать двигатели разрешается только после отсоединения рукавов и установки заглушек на штуцеры.
3.5.41. Во время слива и налива СУГ оставлять без надзора наполнительные, сливные и заправочные колонки, железнодорожные и автомобильные цистерны, газобаллонные автомобили запрещается.
Между персоналом, выполняющим сливо-наливные операции, и машинистами насосно-компрессорного отделения должна осуществляться телефонная, громкоговорящая или визуальная связь для передачи информации о давлении и уровне газа в цистерне и приемном резервуаре.
3.5.42. Максимальный уровень наполнения резервуаров не должен превышать 85% объема резервуара.
3.5.43. При наполнении резервуаров, автоцистерн и баллонов снижение в них давления путем сброса паров в атмосферу запрещается.
3.5.44. Давление жидкой фазы в газопроводах, подающих газ на наполнение баллонов, не должно превышать рабочее (1,6 МПа).
3.5.45. Наполнение баллонов, не соответствующих требованиям "Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением" (ПБ 10-115-96), запрещается.
3.5.46. Пригодность к наполнению автомобильных баллонов транспорта, принадлежащего юридическим лицам, должна подтверждаться соответствующей отметкой в путевом (маршрутном) листе.
Порядок заправки личного автотранспорта и автомобилей индивидуальных предпринимателей определяется инструкцией, утвержденной владельцем станции.
