Все документы, представленные в каталоге, не являются их официальным изданием и предназначены исключительно для ознакомительных целей. Электронные копии этих документов могут распространяться без всяких ограничений. Вы можете размещать информацию с этого сайта на любом другом сайте.

ФИЛИАЛ ОАО «ИНЖЕНЕРНЫЙ ЦЕНТР ЕЭС» - «ФИРМА ОРГРЭС»

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 ГОСТ 5542-87 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 «Правил безопасности систем газораспределения и газопотребления ».

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 «Правилам безопасности систем газораспределения и газопотребления » 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: РД 12-411-01 ».

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: РД 12-529-03 » и ГОСТ 9.602 -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 ГОСТ 10807-78 .

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 (ГОСТ 7931 -96).

10. Паранитовые прокладки.

11. Сальниковая набивка (ГОСТ 5152 -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.

«УТВЕРЖДАЮ»:

_________________________

_________________________

_________________________

_________________________

Производственная инструкция по безопасным методам и приемам выполнения работ при эксплуатации газопроводов и газового оборудования котельной

1. Общая часть

1.1. Допуск к обслуживанию и ремонту газопроводов и газового оборудования котельной имеют руководители, специалисты и рабочие, обученные технологии проведения газоопасных работ, правилам пользования средствами индивидуальной защиты (противогазами и спасательными поясами), способам оказания первой (доврачебной) помощи, аттестованные и прошедшие проверку знаний в области промышленной безопасности в объеме «Правил безопасности систем газораспределения и газопотребления» Ростехнадзора РФ.

1.2. Перед допуском к самостоятельному выполнению газоопасных работ (после проверки знаний) каждый должен пройти стажировку в течение первых десяти рабочих смен под наблюдением опытного работника. Стажировка и допуск к самостоятельному выполнению газоопасных работ оформляются решением по предприятию.

1.3. Лица, имеющие право выдачи нарядов-допусков к выполнению газоопасных работ, назначаются приказом по предприятию, из числа руководящих работников и специалистов, аттестованных в соответствии с требованиями «Правил безопасности систем газораспределения и газопотребления» Ростехнадзора РФ.

1.4. Все работы по обслуживанию и ремонту газопроводов и газового оборудования котельной должны проводиться в соответствии с настоящей инструкцией, "Правилами безопасности систем газораспределения и газопотребления" Ростехнадзора России в сроки, предусмотренные графиками, утвержденными техническим руководителем предприятия.

1.5. Предприятие должно иметь (при необходимости) договора с организациями, выполняющими работы по техническому обслуживанию и ремонту газопроводов и газового оборудования котельной, в которых должны быть определены объемы работ по техническому обслуживанию и ремонту, регламентированы обязательства в обеспечении условий безопасной и надежной эксплуатации. Графики (планы) технического обслуживания и ремонта утверждаются техническим руководителем организации - владельца и согласовываются с организацией - исполнителем при заключении договора на обслуживание

1. Эксплуатация газопроводов и газового оборудования котельной

Газопроводы и газовое оборудование котельной, принятые в эксплуатацию, должны иметь:

Технический паспорт, где представлены основные технические характеристики, а также данные о проводимых ремонтных работах. Номер сертификата и разрешения Ростехнадзора РФ также вносится в паспорт технических устройств.

При эксплуатации газопроводов и газового оборудования котельной должны выполняться следующие виды работ:

Техническое обслуживание;

Текущий ремонт;

Аварийно-восстановительные работы;

Капитальный ремонт;

Отключение недействующего оборудования.

2.1. Режим работы газифицированных агрегатов должен соответствовать картам, утвержденным техническим руководителем предприятия. Режимные карты должны быть вывешены у агрегатов и доведены до сведения обслуживающего персонала. Режимные карты необходимо корректировать один раз в три года, а также после ремонта оборудования.

Техническое обслуживание

2.2. Техническое обслуживание проводится согласно графику, утвержденному техническим руководителем предприятия. При этом проводятся следующие работы:

Осмотр технического состояния (обход) внутренних газопроводов котельной и котлов (не реже одного раза в месяц);

Проверка срабатывания предохранительных и предохранительно-запорных устройств и приборов автоматики регулирования и безопасности (проверка должна осуществляться не реже одного раза в месяц);

Проверка плотности фланцевых, резьбовых и сварных соединений газопроводов, сальниковых набивок арматуры с помощью приборов или мыльной эмульсии (не реже одного раза в полгода);

Контроль загазованности воздуха в котельной (не реже одного раза в смену), проверка работоспособности автоматических сигнализаторов загазованности в помещении котельной (не реже одного раза в месяц контрольной смесью);

Перенабивка (подтяжка) сальников арматуры, при необходимости очистка (не реже одного раза в полгода);

Продувка импульсных линий приборов средств измерений (не реже одного раза в полгода).

Техническое обслуживание должно осуществляться двумя рабочими и регистрироваться в специальном журнале с указанием времени начала и окончания работ. К проведению технического обслуживания могут привлекаться организации, имеющие лицензии на выполнение этих работ.

Текущий ремонт

2.3. Текущий ремонт газопроводов и газового оборудования котельной проводится согласно графику, утвержденному техническим руководителем предприятия. При этом выполняются следующие работы:

Устранение прогиба, замена и восстановление креплений (не реже одного раза в год);

Ремонт отключающих устройств (запорной арматуры) - не реже одного раза в год:

Очистка арматуры, разгон червяка и его смазка, набивка сальника;

Разборка запорной арматуры не обеспечивающей плотность закрытия с притиркой уплотняющих поверхностей;

Проверка затяжки (крепеж) фланцевых соединений, смена износившихся и поврежденных болтов и прокладок;

Контрольная опрессовка газового оборудования (контрольная опрессовка внутренних газопроводов котельной должна производится давлением 0,01 МПа (1000 мм. вод. ст.), падение давления не должно превышать 60 даПа (60 мм вод. ст.) за один час);

Окраска газопроводов и арматуры (не реже одного раза в пять лет);

Проверка плотности соединений и устранение дефектов, выявленных при осмотре технического состояния (не реже одного раза в год);

После окончания работ газопроводы должны быть испытаны на плотность. Испытания должны проводиться персоналом организации, выполнявшей ремонт. Результаты испытаний заносятся в паспорт газопровода. Обо всех работах, выполненных при ремонте газового оборудования, делается запись в журнале.

Аварийно-восстановительные работы

2.4. Аварийное отключение газопроводов и газового оборудования должно производится в случаях разрыва сварных стыков, коррозионных и механических повреждений газопровода и арматуры с выходом газа, а также при взрыве, пожаре, непосредственно угрожающих газопроводам и газовому оборудованию. Аварийно-восстановительные работы относятся к внеплановым. Эти работы должны проводиться немедленно. При обнаружении загазованности работы должны быть приостановлены, приняты меры по обнаружению причины и устранению утечки газа и выполнению мероприятий в соответствии с Планом локализации и ликвидации аварийных ситуаций, а при необходимости и Планом взаимодействия служб различных ведомств. Лица, не участвующие в аварийно-восстановительных работах, должны быть удалены из опасной зоны. После выполнения аварийных работ возобновляется подача газа на газоиспользующее оборудование с соблюдением правил, установленных для пуска газа с выдачей наряда-допуска на газоопасные работы.

Капитальный ремонт

2.5. Нормативный срок эксплуатации газового оборудования устанавливается в соответствии с паспортами заводов-изготовителей; для внутренних газопроводов этот срок составляет 30 лет. По истечении нормативного срока службы следует проводить диагностику технического состояния газопроводов и оборудования в целях определения остаточного ресурса с разработкой мероприятий, обеспечивающих безопасную эксплуатацию на весь срок продления жизненного цикла, или обоснования необходимости замены.

Капитальный ремонт газопроводов и газового оборудования назначается по результатам технической диагностики. Для газопроводов, подлежащих капитальному ремонту (замене), должна быть составлена проектная документация в соответствии с требованиями, предъявляемыми к новому строительству. Капитальный ремонт внутренних газопроводов и газового оборудования следует совмещать. Сведения о капитальном ремонте должны заносится в паспорт газопровода.

2.6. До включения в работу газоиспользующих установок, в том числе сезонного действия, должна обеспечиваться:

Проверка знаний инструкций обслуживающим персоналом в соответствии с требованиями «Правил безопасности систем газораспределения и газопотребления» Ростехнадзора РФ;

Текущий ремонт газового оборудования и систем автоматизации;

Проведение планово-предупредительного ремонта газифицированных установок и вспомогательного оборудования;

Проверка исправности промышленных вентиляционных и дымоотводящих систем;

Выполнение требований нормативных технических документов по устройству и безопасной эксплуатации котлов, утверждаемых Госгортехнадзором России.

Снятие заглушки и пуск газа разрешаются при наличии документов, подтверждающих выполнение указанных работ.

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.

1 мая 2013г. Обследование газопроводов проводится приборным методом в соответствии с разработанными производственными инструкциями. Для получения самых точных результатов периодическое обследование для профилактики появления возможной лучше производить в теплое время года, в сухую погоду, при талом грунте.

Проверка герметичности и состояния изоляции стальных газопроводов производится бригадой, в состав которой входит не менее 3 человек. Операторы, занимающиеся обследованием изоляционного покрытия (2 человека), идут впереди, чтобы оператор по проверке герметичности знал, где поврежденная изоляция.

Герметичность проверяется по всей трассе осматриваемого газопровода. При этом необходимо проверять на загазованность контрольные трубки газопровода и газовые колодцы. Кроме этого проверяются расположенные на расстоянии не больше 15 м с обеих сторон от газопровода колодцы всех подземных коммуникаций, подвалы зданий, коллекторы, шахты. В оператора должна быть маршрутная карта трассы обследуемого газопровода. Если были выявлены , они немедленно устраняются в аварийном порядке.

Для обеспечения максимальной безопасности работ и снижения влияния выхлопных газов от автотранспорта на качество осмотра, обследование газопроводов, размещенных вдоль транспортных магистралей, производят во время наименьшей интенсивности движения всех видов транспорта. При работе на проезжей части операторы одевают сигнальные жилеты.

В местах обнаружения повреждений изоляции и на тех участках, где из-за индустриальных помех сложно использовать приборы, для технического обследования вырывают шурфы.

Для проверки герметичности газопровода и максимально быстрого выявления мест утечек можно бурить скважины. Для проверки присутствия газа в скважинах используются определенные приборы. Применять открытый огонь для опробования устья скважин можно на расстоянии 3 м и более от сооружений и зданий.

Можно проверять герметичность газопроводов опрессовкой воздухом.

Перед началом опрессовки необходимо выполнить подготовительные работы согласно :

- проверить соответствие технической документации реальному расположению подземного газопровода;

Определить места установки заглушек, контрольно-измерительных приборов, продувочных свечей, подключения компрессора.

Рабочие и специалисты, участвующие в опрессовке, перед началом выполнения работ должны ознакомиться с планом организации и выполнения работ, а также пройти инструктаж безопасности.

Последовательность выполнения работ по опрессовке подземных газопроводов:
- отключение испытываемого участка газопровода (закрытие кранов и задвижек, установка заглушек). При разъединении фланцевых соединений необходимо установить шунтирующие перемычки;

Через свечу, установленную на стояке конденсатосборника, выпускается и сжигается газ;

Когда в газопроводе уже не будет газа, на стояке конденсатосборника устанавливают приспособление для подсоединения манометра и компрессора.

Работы по опрессовке подземных газопроводов:



- закрытие на редукционной головке вентиля высокого давления и крана на газопроводе низкого давления;

Закрытие кранов, установление заглушек;

Стравливание газа через резинотканевый рукав в безопасное место, если это возможно, газ сжигается;

Освобождение газопровода от газа и установка приспособления для подсоединения манометров и компрессора. При небольшой длине газопровода разрешается использовать ручной насос. .

Если при проведении опрессовки давление в газопроводе не падает, результаты считаются положительными. Результаты технического обследования оформляют актами, где при выявлении дефектов вписывается заключение о необходимости проведения ремонта, реконструкции или замены газопровода.

Аварийно-спасательная службы Москвы оказывает широкий спектр услуг по организации спасательных работ, а также по стационарному наблюдению за аварийно-опасными объектами производства. Связаться с нами можно при помощи страницы

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.