автоматизации, проверяются методом ультразвукового контроля, в объеме
от общего числа стыков, сваренных каждым сварщиком (но не менее одного
стыка), в зависимости от давления газа в газопроводе:
до 0,005 МПа в объеме 3 %;
свыше 0,005 МПа до 0,3 МПа в объеме 12 %;
свыше 0,3 МПа до 0,6 МПа в объеме 25 %;
до 0,005, прокладываемые в пучинистых (кроме слабопучинистых),
просадочных II типа, набухающих, вечномерзлых и в других особых
условиях в объеме 6%;
свыше 0,005 МПа до 0,6 МПа, прокладываемые вне поселений за
пределами границы их перспективной застройки в объеме 5%;
во всех остальных случаях прокладки, предусмотренных для стальных
газопроводов, в объеме 25%.
Сварные стыки полиэтиленовых газопроводов, протянутых внутри
стальных, подлежат 100% контролю.
3.2.22. Ультразвуковой метод контроля сварных стыков стальных
газопроводов применяется при условии проведения выборочной проверки не
менее 10% стыков радиографическим методом. При неудовлетворительных
результатах контроля радиографическим методом хотя бы на одном стыке
объем контроля следует увеличить до 50% от общего количества стыков. В
случае повторного выявления дефектных стыков все стыки, сваренные
сварщиком на объекте в течение календарного месяца и проверенные
ультразвуковым методом, должны быть проверены радиографическим
методом.
3.2.23. При неудовлетворительных результатах контроля физическим
(радиографическим, ультразвуковым) методом должна проводиться проверка
удвоенного числа стыков на участках газопровода, не принятых в
эксплуатацию.
Если при повторной проверке будут обнаружены недопустимые
дефекты, то все однотипные сварные соединения, выполненные данным
сварщиком на участках газопровода, не принятых в эксплуатацию, должны
быть проверены физическим методом контроля.
3.2.24. Результаты проверки сварных соединений полиэтиленовых
газопроводов методом ультразвукового контроля и механическими
испытаниями следует оформлять распечатками с приборов УЗК и
протоколом.
3.2.25. Выбор метода контроля (ультразвуковой дефектоскопии или
радиографии) должен производиться исходя из условий обеспечения
выявления дефектов с учетом физических свойств материала.
3.2.26. Разрешается замена радиографического и ультразвукового
контроля на другие методы контроля при условии их согласования с
Госгортехнадзором России.
3.2.27. Контроль радиографических снимков сварных стальных
соединений, сваренных каждым сварщиком, следует осуществлять на
аппаратно-программном комплексе автоматизированной расшифровки
радиографических снимков в объеме 20%.
3.2.28. Механические испытания проводятся в соответствии с
государственными стандартами при проверке механических характеристик и
качества сварных соединений при сварке стыков в процессе
квалификационных испытаний сварщиков (допускных) и проверке
технологических параметров при аттестации технологии сварки.
3.2.29. Основными видами механических испытаний являются
испытания на статическое растяжение, статический изгиб или
сплющивание.
Испытания на статическое растяжение не являются обязательными для
производственных сварных соединений при условии положительных
результатов их контроля радиографическим или ультразвуковым методом.
Проверка механических свойств должна производиться на образцах,
выполненных из контрольных (допускных) сварных соединений или из
производственных сварных соединений, вырезаемых из изделия.
Условия сварки контрольных сварных соединений должны быть
идентичны контролируемым производственным соединениям.
3.3. Испытания и приемка в эксплуатацию газопроводов
3.3.1. Стальные наружные газопроводы, в том числе восстановленные
тканевым шлангом, полиэтиленовые или полиэтиленовые, проложенные
внутри стальных, всех категорий, а также газопроводы и газовое
оборудование ГРП, внутренние газопроводы промышленных производств,
законченные строительством или реконструкцией, должны быть испытаны на
герметичность.
3.3.2. Испытания газопроводов после их монтажа должна проводить
строительно-монтажная организация в присутствии представителей
технадзора заказчика и газораспределительной организации. Результаты
испытаний оформляются актом и записью в строительном паспорте.
Элементы газопроводов и газовая арматура при их изготовлении на
заводе-изготовителе испытываются технической службой контроля.
3.3.3. Если арматура, оборудование и приборы не рассчитаны на
испытательное давление, то устанавливаются катушки или заглушки.
3.3.4. Испытания газопроводов следует производить после окончания
сварочных и изоляционных работ, установки арматуры и устройства ЭХЗ.
Испытания газопроводов и газового оборудования ГРП должны
производиться после их полного монтажа, установки арматуры, средств
автоматики и КИП.
Монтаж арматуры, оборудования и приборов, не рассчитанных на
испытательное давление, допускается производить после окончания
испытаний. На период испытаний вместо них следует устанавливать
катушки или заглушки.
3.3.5. Газопроводы-вводы при их раздельном строительстве с
распределительным газопроводом следует испытывать на участках до
отключающих устройств, установленных перед зданиями и сооружениями.
3.3.6. Протяженность испытательных участков подземных стальных
газопроводов, восстановленных тканевым шлангом или протяжкой
полиэтиленовых труб, устанавливается проектом производства работ.
3.3.7. Подземные стальные газопроводы, независимо от вида
изоляционного покрытия, с давлением до 0,005 МПа, испытываются
давлением 0,6 МПа в течение 24 часов.
3.3.8. Подземные стальные газопроводы с давлением свыше 0,005 МПа
до 0,3 МПа с изоляционным покрытием, выполненным с битумной мастикой
или полимерной липкой лентой, испытываются давлением 0,6 МПа, а с
изоляционным покрытием, выполненным с применением экструдированного
полиэтилена или стеклоэмали, - давлением 1,5 МПа в течение 24 часов.
3.3.9. Подземные стальные газопроводы с давлением свыше 0,3 МПа
до 0,6 МПа с изоляционным покрытием, выполненным с битумной мастикой
или полимерной липкой лентой, испытываются давлением 1,2 МПа, а с
изоляционным покрытием, выполненным с применением экструдированного
полиэтилена или стеклоэмали, - давлением 1,5 МПа в течение 24 часов.
3.3.10. Подземные стальные газопроводы, независимо от вида
изоляционного покрытия, с давлением свыше 0,6 МПа до 1,2 МПа,
испытываются давлением 1,5 МПа в течение 24 часов.
3.3.11. Полиэтиленовые газопроводы с давлением до 0,005 МПа
испытываются давлением 0,3 МПа в течение 24 часов.
3.3.12. Полиэтиленовые газопроводы с давлением свыше 0,005 МПа до
0,3 МПа испытываются давлением 0,6 МПа в течение 24 часов.
3.3.13. Полиэтиленовые газопроводы с давлением свыше 0,3 МПа до
0,6 МПа испытываются давлением 0,75 МПа в течение 24 часов.
3.3.14. Температура наружного воздуха в период испытания
полиэтиленовых газопроводов должна быть не ниже минус 15 град. С.
3.3.15. Стальные надземные и наземные без обвалования газопроводы
с давлением до 0,005 МПа испытываются давлением 0,3 МПа в течение 1
часа.
3.3.16. Стальные надземные и наземные без обвалования газопроводы
с давлением свыше 0,005 МПа до 0,3 МПа испытываются давлением 0,45 МПа
в течение 1 часа.
3.3.17. Стальные надземные и наземные без обвалования газопроводы
с давлением свыше 0,3 МПа до 0,6 МПа испытываются давлением 0,75 МПа в
течение 1 часа.
3.3.18. Стальные надземные и наземные без обвалования газопроводы
с давлением свыше 0,6 МПа до 1,2 МПа испытываются давлением 1,5 МПа в
течение 1 часа.
3.3.19. Газопроводы и оборудование ГРП с давлением до 0,005 МПа
испытываются давлением 0,3 МПа в течение 12 часов.
3.3.20. Газопроводы и оборудование ГРП с давлением свыше 0,005
МПа до 0,3 МПа испытываются давлением 0,45 МПа в течение 12 часов.
3.3.21. Газопроводы и оборудование ГРП с давлением свыше 0,3 МПа
до 0,6 МПа испытываются давлением 0,75 МПа в течение 12 часов.
3.3.22. Газопроводы и оборудование ГРП с давлением свыше 0,6 МПа
до 1,2 МПа испытываются давлением 1,5 МПа в течение 12 часов.
3.3.23. Газопроводы котельных и производственных зданий до 0,005
МПа испытываются давлением 0,01 МПа в течение 1 часа.
3.3.24. Газопроводы котельных и производственных зданий свыше
0,005 МПа до 0,1 МПа испытываются давлением 0,1 МПа в течение 1 часа.
3.3.25. Газопроводы котельных и производственных зданий свыше 0,1
МПа до 0,3 МПа испытываются давлением 1,25 от рабочего, но не более
0,3 МПа в течение 1 часа.
3.3.26. Газопроводы котельных и производственных зданий свыше 0,3
МПа до 0,6 МПа испытываются давлением 1,25 от рабочего, но не более
0,6 МПа в течение 1 часа.
3.3.27. Газопроводы котельных и производственных зданий свыше 0,6
МПа до 1,2 МПа испытываются давлением 1,25 от рабочего, но не более
1,2 МПа в течение 1 часа.
3.3.28. Подземные газопроводы, прокладываемые в футлярах на
участках переходов через искусственные и естественные преграды,
следует испытывать в три стадии:
после сварки перехода до укладки на место;
после укладки и полной засыпки перехода;
вместе с основным газопроводом.
3.3.29. Допускается не производить испытания после укладки и
полной засыпки перехода по согласованию с газораспределительной или
эксплуатационной организациями.
3.3.30. Допускается производить испытания переходов вместе с
основным газопроводом в одну стадию:
при отсутствии сварных соединений в пределах перехода;
использовании при укладке перехода метода наклонно-направленного
бурения;
использовании в пределах перехода для сварки полиэтиленовых труб
деталей с закладными нагревателями или сварочного оборудования с
высокой степенью автоматизации.
3.3.31. Результаты испытания на герметичность считаются
положительными, если за период испытания нет видимого падения давления
в газопроводе по манометру класса точности 0,6, а по манометрам класса
точности 0,15 и 0,4, а также по жидкостному манометру падение давления
не превышает одного деления шкалы.
3.3.32. По завершении испытаний газопровода на герметичность
давление в газопроводе следует снизить до атмосферного, установить
автоматику, арматуру, оборудование, контрольно-измерительные приборы и
выдержать газопровод под рабочим давлением в течение 10 минут.
3.3.33. Герметичность разъемных соединений проверяется мыльной
эмульсией или с помощью высокочувствительных приборов (газоискателей).
3.3.34. Дефекты, обнаруженные в процессе испытаний газопроводов,
следует устранять после снижения давления в газопроводе до
атмосферного.
3.3.35. После устранения дефектов испытания газопровода на
герметичность следует произвести повторно.
3.3.36. Газопроводы после заполнения воздухом до начала испытаний
следует выдерживать под испытательным давлением в течение времени,
необходимого для выравнивания температуры воздуха в подземных и
наземных (в обваловании) газопроводах с температурой грунта, в
наземных (без обвалования) и надземных газопроводах - с температурой
окружающего воздуха.
Испытания газопроводов из полиэтиленовых труб следует производить
не ранее чем через 24 часа после окончания сварки последнего стыка.
3.3.37. Подача воздуха для производства испытаний газопровода
должна предусматривать скорость подъема давления от компрессора не
более 0,3 МПа в час.
3.3.38. Монтажные стыки стальных газопроводов, сваренные после
испытаний, должны быть проверены радиографическим методом контроля.
Монтажные стыки, выполненные сваркой встык на полиэтиленовых
газопроводах - ультразвуковым методом контроля.
3.3.39. В комиссию по приемке в эксплуатацию объектов
строительства, реконструкции или капитального ремонта систем
газоснабжения территориальные органы Госгортехнадзора России назначают
своих представителей, в соответствии с п. 27 "Положения о Федеральном
горном и промышленном надзоре России", утвержденного Постановлением
Правительства Российской Федерации от 03.12.2001 N 841 <*>.
--------------------------------
<*> Собрание законодательства Российской Федерации, 2001, N 50,
ст. 4742.
3.3.40. Приемка в эксплуатацию газопроводов низкого давления
(подземных протяженностью до 200 м и надземных протяженностью до 500
м) может осуществляться без участия представителя территориального
органа Госгортехнадзора России.
3.3.41. Заказчик не менее чем за 5 дней уведомляет
территориальные органы Госгортехнадзора России о дате, времени и месте
работы приемочной комиссии.
3.3.42. Приемочная комиссия должна проверить проектную и
исполнительную документацию, осмотреть смонтированную наземную,
надземную и внутреннюю систему газораспределения (газопотребления) для
определения соответствия ее требованиям нормативных технических
документов, настоящих Правил и проекту, выявления дефектов монтажа, а
также проверки наличия актов на скрытые работы.
Помимо этого, должно быть проверено соответствие проекту
промышленных вентиляционных и дымоотводящих систем, электросилового и
осветительного оборудования, контрольно-измерительных приборов и
готовность организации к эксплуатации объекта.
Комиссии предоставляется право потребовать вскрытия любого
участка подземного газопровода для дополнительной проверки качества
строительства, а также проведения повторных испытаний с представлением
дополнительных заключений.
3.3.43. Кроме исполнительной документации на строительство,
указанной в действующих нормативных технических документах приемочной
комиссии, должны быть представлены следующие материалы:
копия приказа о назначении лица, ответственного за безопасную
эксплуатацию газового хозяйства;
положение о газовой службе или договор с организацией, имеющей
опыт проведения работ по техническому обслуживанию и ремонту
газопроводов и газового оборудования;
протоколы проверки знаний настоящих Правил, нормативных
документов руководителями, специалистами и инструкций рабочими;
инструкции и технологические схемы, предусмотренные настоящими
Правилами;
акт проверки эффективности электрохимической защиты (для
подземных стальных газопроводов);
акт о проверке технического состояния промышленных дымоотводящих
и вентиляционных систем;
акт приемки под пусконаладочные работы газоиспользующего
оборудования и график их выполнения (при приемке объекта в две
стадии);
план локализации и ликвидации аварийных ситуаций и взаимодействию
служб различного назначения, включая АДС газораспределительной
организации.
3.3.44. Приемка в эксплуатацию незаконченных строительством
объектов, в том числе подземных стальных газопроводов, не обеспеченных
электрохимической защитой, не допускается.
3.3.45. Соответствие газопроводов требованиям настоящих Правил
оформляется актом приемки газопровода в эксплуатацию.
3.3.46. Если объект, принятый комиссией, не был введен в
эксплуатацию в течение 6 месяцев, при вводе его в эксплуатацию должно
быть проведено повторное испытание на герметичность.
3.3.47. Эксплуатация систем газораспределения и газопотребления
(технических устройств), не принятых комиссией в установленном
порядке, не допускается.
4. ИДЕНТИФИКАЦИЯ И РЕГИСТРАЦИЯ СИСТЕМ
ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ И ГАЗОПОТРЕБЛЕНИЯ
4.1. Идентификация газораспределительной сети и систем (объектов)
газопотребления осуществляется с целью установления признаков и
условий их отнесения к опасным производственным объектам для
последующей регистрации в Государственном реестре опасных
производственных объектов.
4.2. Система газораспределения (сеть) и системы (объекты)
газопотребления, использующие природный углеводородный газ в качестве
топлива, идентифицируются по признаку транспортировки и использования
опасного вещества, природного газа (метана), представляющего собой
воспламеняющийся (горючий, взрывоопасный) газ.
4.3. К опасным производственным объектам относятся
газораспределительная сеть поселений, сеть распределительная
межпоселковая, в том числе здания и сооружения, эксплуатация которых
осуществляется одной газораспределительной организацией, а также
объекты газопотребления промышленных, сельскохозяйственных и других
производств, ТЭЦ, РТС, а также котельные, эксплуатируемые одной
организацией, за исключением отмеченных в п. 1.1.4, использующие газ в
виде топлива.
4.4. Идентификация опасных производственных объектов
осуществляется в соответствии с требованиями "Положения о регистрации
объектов в государственном реестре опасных производственных объектов и
ведении государственного реестра" РД-03-294-99, утвержденного
Постановлением Госгортехнадзора России от 03.06.99 N 39 и
зарегистрированного в Минюсте России 05.07.1999, рег. N 1822 <*>.
--------------------------------
<*> Бюллетень нормативных актов федеральных органов
исполнительной власти, 1999, N 30.
Оформление экспертизы промышленной безопасности по идентификации
опасных производственных объектов осуществляется в порядке,
установленном Госгортехнадзором России.
4.5. Регистрация опасного производственного объекта
газораспределительной сети в территориальных органах Госгортехнадзора
России осуществляется на основании идентификации после окончания
строительно-монтажных работ.
Приемка отдельного объекта (участка сети) в эксплуатацию вносится
в государственный реестр опасных производственных объектов без
переоформления свидетельства о первичной регистрации
газораспределительной сети.
4.6. Регистрация опасного производственного объекта системы
газопотребления промышленных производств, тепловых электрических
станций, районных тепловых станций и котельных в территориальных
органах Госгортехнадзора России осуществляется на основании их
идентификации после окончания строительно-монтажных работ и приемки
объекта в эксплуатацию.
Приемка опасного производственного объекта после реконструкции,
модернизации, перевооружения вносится в государственный реестр опасных
производственных объектов без переоформления свидетельства о первичной
регистрации взрывоопасного объекта.
4.7. Для регистрации систем газораспределения (сети) и систем
(объектов) газопотребления организация-владелец представляет:
акт приемки в эксплуатацию объектов газораспределительной сети и
газопотребления;
лицензию на право эксплуатации газораспределительной сети и
объектов газопотребления.
4.8. При передаче опасных производственных объектов газоснабжения
другому владельцу (арендатору) они подлежат перерегистрации.
5. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ОБЪЕКТОВ СИСТЕМ ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ
И ГАЗОПОТРЕБЛЕНИЯ
5.1. Общие требования
5.1.1. Организация, эксплуатирующая опасные производственные
объекты систем газораспределения и газопотребления, обязана соблюдать
положения Федерального закона "О промышленной безопасности опасных
производственных объектов" от 21.07.97 N 116-ФЗ <*>, других
федеральных законов, иных нормативных правовых актов и нормативных
технических документов в области промышленной безопасности, а также:
-------------------------------
<*> Бюллетень нормативных актов федеральных органов
исполнительной власти, 1999, N 30.
выполнять комплекс мероприятий, включая систему технического
обслуживания и ремонта, обеспечивающих содержание опасных
производственных объектов систем газораспределения и газопотребления в
исправном и безопасном состоянии, соблюдать требования настоящих
Правил;
иметь (при необходимости) договора с организациями, выполняющими
работы по техническому обслуживанию и ремонту опасных производственных
объектов, в которых должны быть определены объемы работ по
техническому обслуживанию и ремонту, регламентированы обязательства в
обеспечении условий безопасной и надежной эксплуатации опасных
производственных объектов;
обеспечивать проведение технической диагностики газопроводов,
сооружений и газового оборудования (технических устройств) в сроки,
установленные настоящими Правилами.
5.1.2. Для лиц, занятых эксплуатацией объектов газового
хозяйства, должны быть разработаны и утверждены руководителем
организации:
должностные инструкции, определяющие обязанности, права и
ответственность руководителей и специалистов;
производственные инструкции, соблюдение требований которых
обеспечивает безопасное проведение работ, с учетом профиля
производственного объекта, конкретных требований к эксплуатации
газового оборудования (технических устройств), технологическую
последовательность выполнения работ, методы и объемы проверки качества
их выполнения.
К производственным инструкциям по техническому обслуживанию и
ремонту оборудования ГРП, ГРУ и котельных прилагаются технологические
схемы газопроводов и газового оборудования.
Технологические схемы пересматриваются и переутверждаются после
реконструкции, технического перевооружения опасного производственного
объекта.
5.1.3. Порядок организации и проведения работ по техническому
обслуживанию и ремонту газового хозяйства определяются настоящими
Правилами, а также нормативными техническими документами, учитывающими
условия и требования эксплуатации, согласованными Госгортехнадзором
России, инструкциями заводов-изготовителей.
5.1.4. Графики (планы) технического обслуживания и ремонта
объектов газового хозяйства утверждаются техническим руководителем
организации-владельца и согласовываются с организацией-исполнителем
при заключении договора на обслуживание газопроводов и газового
оборудования.
5.1.5. Организация-владелец обязана в течение всего срока
эксплуатации опасного производственного объекта (до ликвидации)
хранить проектную и исполнительскую документацию.
Порядок и условия ее хранения определяются приказом
(распоряжением) руководителя организации.
5.1.6. На каждый наружный газопровод, электрозащитную установку,
ГРП (ГРУ) владельцем составляется эксплуатационный паспорт, содержащий
основные технические характеристики объекта, а также данные о
проведенных капитальных ремонтах.
5.2. Организация технического обслуживания
и ремонта опасных производственных объектов
систем газопотребления
5.2.1. В каждой организации из числа руководителей или
специалистов, прошедших аттестацию (проверку знаний требований
промышленной безопасности, настоящих Правил и других нормативных
правовых актов и нормативно-технических документов), назначаются лица,
ответственные за безопасную эксплуатацию опасных производственных
объектов систем газопотребления в целом и за каждый участок (объект) в
отдельности.
5.2.2. К обязанностям ответственного за безопасную эксплуатацию
опасных производственных объектов газопотребления относятся:
участие в рассмотрении проектов газоснабжения и в работе комиссий
по приемке газифицируемых объектов в эксплуатацию;
разработка инструкций, плана локализации и ликвидации аварийных
ситуаций, планов взаимодействий;
участие в комиссиях по аттестации (проверке знаний) персонала в
области промышленной безопасности;
проверка соблюдения установленного Правилами порядка допуска
специалистов и рабочих к самостоятельной работе;
осуществление производственного контроля за соблюдением
требований безаварийной и безопасной эксплуатации опасного
производственного объекта, выполнением планов ремонта газопроводов и
газового оборудования, проверкой правильности ведения технической
документации при эксплуатации и ремонте;
недопущение ввода в эксплуатацию газоиспользующих установок, не
отвечающих требованиям настоящих Правил;
приостановка работы неисправных газопроводов и газового
оборудования, а также введенных в работу и не принятых в установленном
порядке;
выдача руководителям подразделений, начальнику газовой службы
предписаний по устранению нарушений требований настоящих Правил и
контроль за их выполнением;
контроль и оказание помощи ответственным лицам за эксплуатацию
опасных производственных объектов газопотребления, разработку
мероприятий и планов по замене и модернизации газового оборудования;
организация и проведение тренировок со специалистами и рабочими
по ликвидации возможных аварийных ситуаций;
участие в обследованиях, проводимых органами Госгортехнадзора
России.
5.2.3. Лица, ответственные за безопасную эксплуатацию опасных
производственных объектов газопотребления, вправе:
осуществлять связь с газоснабжающей (газораспределительной)
организацией, а также организациями, выполняющими по договору работы
по техническому обслуживанию и ремонту;
требовать отстранения от обслуживания газового оборудования и
выполнения газоопасных работ лиц, не прошедших проверку знаний или
показавших неудовлетворительные знания настоящих Правил и других
нормативных правовых актов и нормативно-технических документов, а
также инструкций по безопасным методам и приемам выполнения работ;
осуществлять технический надзор при реконструкции и техническом
перевооружении опасных производственных объектов газопотребления.
5.3. Наружные газопроводы и сооружения
5.3.1. Природные газы, подаваемые потребителям, должны
соответствовать требованиям государственного стандарта,
устанавливающего технические условия для горючего природного газа.
Интенсивность запаха газа (одоризация) должна обеспечиваться
газотранспортной организацией в конечных точках газораспределительной
сети (у потребителя) в пределах 3 - 4 баллов.
Пункты контроля, периодичность отбора проб, а также интенсивность
запаха газа (одоризация) должны определяться газораспределительными
организациями в соответствии с государственным стандартом определения
интенсивности запаха газа с записью результатов проверки в журнале.
5.3.2. Величина давления и качество газа на выходе из
газораспределительных станций (ГРС) должна поддерживаться на уровне
номинальной, определенной проектом.
Контроль давления газа в газопроводах поселений должен
осуществляться измерением его не реже 1 раза в 12 мес. (в зимний
период) в часы максимального потребления газа в точках, наиболее
неблагополучных по режиму газоснабжения, устанавливаемых
газораспределительной организацией.
Газораспределительные организации должны обеспечивать нормативное
давление газа у потребителя, при необходимости, осуществляя
телеметрический контроль давления газа после ГРС.
5.3.3. Проверка наличия влаги и конденсата в газопроводах, их
удаление должны проводиться с периодичностью, исключающей возможность
образования закупорок.
5.3.4. Установленные на газопроводах запорная арматура и
компенсаторы должны подвергаться ежегодному техническому обслуживанию
и при необходимости - ремонту.
Сведения о техническом обслуживании заносятся в журнал, а о
капитальном ремонте (замене) - в паспорт газопровода.
5.3.5. Действующие наружные газопроводы должны подвергаться
периодическим обходам, приборному техническому обследованию,
диагностике технического состояния, а также текущим и капитальным
ремонтам с периодичностью, установленной настоящими правилами.
5.3.6. При обходе надземных газопроводов должны выявляться утечки
газа, перемещения газопроводов за пределы опор, наличие вибрации,
сплющивания, недопустимого прогиба газопровода, просадки, изгиба и
повреждения опор, состояние отключающих устройств и изолирующих
фланцевых соединений, средств защиты от падения электропроводов,
креплений и окраски газопроводов, сохранность устройств
электрохимической защиты и габаритных знаков на переходах в местах
проезда автотранспорта.
Обход должен производиться не реже 1 раза в 3 мес.
Выявленные неисправности должны своевременно устраняться.
5.3.7. При обходе наземных газопроводов должны выявляться утечки
газа на трассе газопровода, нарушения целостности откосов отсыпки и
одерновки обвалования, состояние отключающих устройств и переходов в
местах проезда автотранспорта.
Обход должен производиться не реже 1 раза в 3 мес.
Выявленные неисправности должны своевременно устраняться.
5.3.8. При обходе подземных газопроводов должны выявляться утечки
газа на трассе газопровода по внешним признакам и приборами (отбор и
анализ проб) на присутствие газа в колодцах и камерах инженерных
подземных сооружений (коммуникаций), контрольных трубках, подвалах
зданий, шахтах, коллекторах, подземных переходах, расположенных на
расстоянии до 15 м по обе стороны от газопровода; уточняться
сохранность настенных указателей, ориентиров сооружений и устройств
электрохимической защиты; очищаться крышки газовых колодцев и коверов
от снега, льда и загрязнений; выявляться пучения, просадки, оползни,
обрушения и эрозии грунта, размывы газопровода паводковыми или
дождевыми водами; контролироваться условия производства строительных
работ, предусматривающие сохранность газопровода от повреждений.
5.3.9. При обходе трасс газопровода следует обращать внимание на
состояние берегов оврагов, балок, ручьев, рек, располагаемых в районе
прокладки трассы, и при обнаружении наличия эрозионных, оползневых и
других явлений принимать меры, обеспечивающие сохранность газопровода.
При появлении опасности нарушения сохранности засыпки траншеи и
оснований газопровода, обвалования, верха земляной подушки опор и
(или) основания фундаментов под опоры следует обеспечить выполнение
компенсирующих мероприятий, обеспечивающих их устойчивость
(укрепление, отвод поверхностных вод, изменение течения воды в водных
преградах и другие).
При недостаточности этих мер следует принимать решение с
проектной организацией по дальнейшей эксплуатации газопровода или
переносу (перекладке) газопровода.
5.3.10. Периодичность обхода трасс подземных газопроводов должна
устанавливаться в зависимости от их технического состояния, наличия и
эффективности электрозащитных установок, категории газопровода по
давлению; пучинистости, просадочности и степени набухания грунтов,
горных подработок, сейсмичности района, времени года и других
факторов, но не реже периодичности, приведенной в приложении 1.
5.3.11. Обходчики наружных газопроводов должны иметь маршрутные
карты с трассой газопроводов, схемой электрозащиты, местоположением
газовых и других сооружений (коммуникаций), колодцев, подвалов зданий,
подлежащих проверке на загазованность до 15 м по обе стороны от
газопровода. Маршрутные карты должны ежегодно выверяться.
До начала самостоятельной работы обходчики должны быть
ознакомлены с трассой газопровода на местности.
5.3.12. При обнаружении загазованности сооружений на трассе
газопровода или утечки газа по внешним признакам рабочие, проводящие
обход, обязаны немедленно известить аварийно-диспетчерскую службу и до
приезда бригады принять меры по предупреждению окружающих (жильцов
дома, прохожих) о загазованности и недопустимости открытого огня,
пользования электроприборами и необходимости проветривания помещений.
Дополнительно должна быть организована проверка приборами и
проветривание загазованных подвалов, цокольных и первых этажей зданий,
колодцев и камер подземных сооружений (коммуникаций) на расстоянии до
50 м по обе стороны от газопровода.
5.3.13. Результаты обхода газопроводов должны отражаться в
журнале.
В случае выявления неисправностей или самовольного ведения работ
в охранной зоне газопровода обходчики наружных газопроводов должны
составлять рапорт руководству газораспределительной организации.
5.3.14. Руководитель организации, по территории которой
газопровод проложен транзитом, должен обеспечить доступ персонала
газораспределительной (эксплуатационной) организации для проведения
обхода, технического обслуживания и ремонта газопровода, локализации и
ликвидации аварийных ситуаций.
5.3.15. Владельцы зданий обязаны обеспечить герметизацию вводов и
выпусков инженерных коммуникаций в подвалы и технические подполья.
5.3.16. Наружные газопроводы подвергаются периодическому
приборному обследованию, включающему: выявление мест повреждений
изоляционного покрытия, утечек газа - для стальных газопроводов,
выявление мест утечек газа - для полиэтиленовых. Периодическое
приборное обследование технического состояния наружных газопроводов
для определения мест повреждения изоляционных покрытий и наличия
утечек газа должно проводиться не реже:
1 раза в 5 лет - для надземных и подземных, в том числе переходов
через несудоходные водные преграды для стальных газопроводов, кроме
смонтированных методом направленного бурения;
1 раз в 3 года - для переходов газопроводов через судоходные
водные преграды, кроме смонтированных методом направленного бурения.
Периодичность обследования подземных газопроводов на переходах
через водные преграды, выполненные из полиэтилена методом
направленного бурения, устанавливается эксплуатационной организацией.
Газопроводы, требующие капитального ремонта или включенные в план
на замену (перекладку), должны подвергаться приборному техническому
обследованию не реже 1 раза в год.
5.3.17. Внеочередные приборные технические обследования стальных
газопроводов должны проводиться при обнаружении разрыва сварных
стыков, сквозных коррозионных повреждений, а также при перерывах в
работе электрозащитных установок в течение года:
более 1 мес. - в зонах опасного действия блуждающих токов;
более 6 мес. - в остальных случаях, если защита газопровода не
обеспечена другими установками.
Наличие коррозии и значение параметров изоляционного покрытия,
характеризующих его защитные свойства, должны определяться во всех
шурфах, отрываемых в процессе эксплуатации газопровода или смежных с
ним сооружений.
Проверка сварных стыков на вскрытых участках газопроводов
неразрушающими методами должна проводиться в случае, если ранее на
газопроводе были обнаружены их повреждения (разрывы).
5.3.18. В местах выявленных повреждений изоляционного покрытия, а
также на участках, где использование приборов затруднено
индустриальными помехами, должны быть отрыты контрольные шурфы длиной
не менее 1,5 м для визуального обследования.
Количество шурфов в зонах индустриальных помех должно составлять
не менее 1 на каждые 500 м распределительных газопроводов и на каждые
200 м газопроводов-вводов.
5.3.19. Бурение скважин с целью проверки герметичности
(плотности) подземного газопровода или для обнаружения мест утечек
газа должно производиться на расстоянии не менее 0,5 м от стенки
газопровода через каждые 2 м глубиной не менее глубины промерзания
грунта в зимнее время, в остальное время - на глубину укладки трубы.
5.3.20. Применение открытого огня для определения наличия газа в
скважинах допускается не ближе 5 м от зданий и сооружений (колодцев)
вдоль трасс газопроводов давлением до 0,3 МПа.
Если газ в скважине не воспламеняется, проверка его наличия
проводится приборами.
5.3.21. При использовании высокочувствительных приборов
(газоискателей) с чувствительностью не ниже 0,001% по объему, для
определения наличия газа глубина скважин может быть ограничена
толщиной дорожного покрытия, с целью их закладки вдоль оси
газопровода.
5.3.22. Проверка плотности газопроводов на герметичность
осуществляется в соответствии с требованиями настоящих Правил к
проведению испытаний при приемке газопроводов в эксплуатацию.
5.3.23. Обследование подводных переходов газопроводов через
судоходные водные преграды должно выполняться организацией, имеющей
соответствующее оборудование и снаряжение. При этом уточняется
местоположение газопровода относительно дна и наличие повреждений
изоляционного покрытия по методике, утвержденной в установленном
порядке.
Проводится также определение целостности, взаиморасположения
пригрузов на подводных переходах и в местах, где приняты меры против
возможного всплытия газопроводов.
5.3.24. Обследование подводных переходов газопроводов через
несудоходные водные преграды может выполняться эксплуатационной
организацией по производственной инструкции (методике), утвержденной в
установленном порядке.
5.3.25. Утечки газа на газопроводах, обнаруженные при приборном
техническом обследовании, устраняются в аварийном порядке.
Дефекты изоляционных покрытий, выявленные на газопроводах,
расположенных в зонах опасного влияния блуждающих токов и на
расстоянии менее 15 м от административных, общественных, бытовых и
жилых зданий, должны устраняться в течение 1 мес., в остальных случаях
не позднее чем через 3 мес. после их обнаружения.
После восстановления и ремонта изоляционного покрытия до
наступления промерзания почвы должна быть проведена повторная проверка
его состояния приборным методом.
5.3.26. По результатам приборного технического обследования
должен составляться акт.
5.3.27. Производство работ в охранной зоне газопроводов должно
осуществляться в соответствии с требованиями "Правил охраны
газораспределительных сетей", утвержденных Постановлением
Правительства Российской Федерации от 20.11.2000 N 878 <*>.
--------------------------------
<*> Собрание законодательства Российской Федерации, 2000, N 48,
ст. 4694.
5.4. Текущий и капитальный ремонт
наружных газопроводов
5.4.1. К текущему ремонту газопроводов относятся работы:
устранение дефектов, выявленных при техническом обследовании;
устранение провеса надземных газопроводов, восстановление или
замена креплений надземных газопроводов;
окраска надземных газопроводов по мере необходимости;
восстановление обвалования наземных газопроводов;
проверка состояния люков, крышек газовых колодцев, коверов и
устранение перекосов, оседаний и других неисправностей;
окраска задвижек, кранов и компенсаторов по мере необходимости;
проверка герметичности резьбовых соединений, конденсатосборников
и гидрозатворов, устранение повреждений их стояков, наращивание или
обрезка выводных трубок конденсатосборников, гидрозатворов и
контрольных трубок;
устранение утечек газа путем приварки обычных и лепестковых муфт,
полумуфт на стальных газопроводах или полумуфт с закладными
нагревательными элементами на полиэтиленовых газопроводах в местах
отключения газопровода с помощью пережимных устройств;
вварка патрубков (катушек);
установка лепестковых муфт на стыках стальных газопроводов,
имеющих дефекты: непровар корня шва, шлаковые включения и поры сверх
установленных норм;
ремонт отдельных мест повреждений изоляционных покрытий стальных
газопроводов, в том числе на подводных переходах с помощью специальных
клеев, разрешенных к применению в установленном порядке;
ремонт и замена компенсаторов;
замена арматуры;
ремонт и замена ограждений надземно установленной арматуры;
замена люков и коверов;
ремонт газовых колодцев;
ликвидация конденсатосборников и сифонных трубок;
восстановление постели подводных переходов, футеровки труб,
засыпка размытых участков и восстановление пригрузов;
восстановление или замена опознавательных столбов или настенных
указателей;
восстановление засыпки газопровода до проектных отметок, в случае
размыва или эрозии грунта;
замена цокольных вводов (в том числе участков на выходе из земли)
газопроводов;
замена отдельных соединительных деталей, в том числе переходов
"сталь-полиэтилен" полиэтиленовых газопроводов;
очистку арматуры и компенсаторов от грязи и ржавчины, окраску их
по мере необходимости;
разгон червяка у задвижек, его смазку;
проверку и набивку сальников;
смазку и при необходимости устранение неисправностей приводного
устройства задвижек;
проверку состояния компенсаторов (стяжные болты должны быть
сняты);
проверку герметичности всех сварных, резьбовых и фланцевых
соединений мыльной эмульсией или приборным методом;
смену износившихся и поврежденных болтов и прокладок.
5.4.2. Текущий ремонт запорной арматуры и компенсаторов
проводится не реже одного раза в год.
Если заводом-изготовителем определена иная периодичность, то
работы выполняются в соответствии с инструкцией изготовителя.
Результаты проверки и ремонта арматуры и компенсаторов заносятся
в паспорт газопровода.
Устранение негерметичности арматуры на газопроводах возможно
производить при давлении газа не выше 0,1 МПа.
5.4.3. Прокладочный материал для уплотнения соединений фланцев
арматуры должен соответствовать действующим стандартам. Паронит перед
установкой на действующий газопровод должен быть пропитан в олифе.
5.4.4. Перенабивка сальников арматуры на действующем газопроводе
допустима при давлении не более 0,1 МПа.
5.4.5. Устранение утечек газа из резьбовых соединений на сифонных
трубках конденсатосборников с применением специальных приспособлений
допустимо при давлении до 0,1 МПа.
5.4.6. Замена прокладок фланцевых соединений газопровода
допустима при условии установки кабельной перемычки между их
разъединяемыми частями.
Станции электрохимической защиты при производстве работ
выключаются.
5.4.7. Ремонт мест коррозионных или механических повреждений
стальных газопроводов может производиться путем вварки катушек длиной
не менее 200 мм.
Места механических повреждений, некачественные сварные стыки
полиэтиленовых газопроводов должны ремонтироваться вваркой патрубков
длиной не менее 500 мм.
Качество сварных стыков должно быть проверено на герметичность
мыльной эмульсией или прибором.
Кроме того, стыки должны быть проверены физическим методом, кроме
стыков полиэтиленовых газопроводов, сваренных с помощью муфт с
закладными нагревателями.
При механическом повреждении стального газопровода со смещением
со своего местоположения два ближайших сварных стыка в обе стороны от
повреждения должны быть проверены физическим методом контроля.
5.4.8. Поврежденные сварные стыки стальных газопроводов с
разрывами, трещинами могут ремонтироваться путем установки муфт.
Герметичность сварных швов муфт должна проверяться мыльной
эмульсией или прибором.
Сварка муфт должна проводиться при давлении не выше 0,1 МПа.
5.4.9. Ликвидация конденсатосборников может производиться без
вырезки горшков, находящихся ниже зоны промерзания грунта не менее чем
на 0,2 м.
При ослаблении фланцевых соединений и вскрытии полости
газопровода должны приниматься меры, максимально сокращающие выход
газа наружу и усиленную вентиляцию места работ.
5.4.10. К текущему ремонту установок электрозащиты от коррозии
относятся работы:
замена установок электрозащиты без изменения установленной
мощности;
ремонт и замена контуров анодного заземления без изменения места
их расположения, материалов и конструкций;
ремонт и замена питающих линий (кабелей), дренажных кабелей,
контуров защитного заземления без изменения проектного решения;
ремонта и замена отдельных частей и блоков установок
электрозащиты;
замена протекторов.
5.4.11. Работы по текущему ремонту должны выполняться по плану
или графику, утвержденному техническим руководителем эксплуатирующей
(газораспределительной) организации.
5.4.12. При капитальном ремонте газопроводов выполняются
следующие работы:
замена отдельных участков газопроводов;
замена газовых колодцев;
замена установок электрохимической защиты, питающих и дренажных
кабелей, а также их контуров анодного и защитного заземлений;
ремонт мест повреждений изоляции;
установка муфт на поврежденные участки газопроводов и стыки;
ремонт и замена опор надземных газопроводов;
ремонт и замена компенсаторов;
восстановление засыпки газопровода до проектных отметок, в случае
размыва или эрозии почвы;
замена цокольных вводов, входов и выходов из земли;
замена отдельных соединительных деталей, в том числе переходов
"сталь-полиэтилен" полиэтиленовых газопроводов.
Замена установок электрозащиты с изменением мощности, размещения
или конструкции контура анодного заземления производится по проекту.
5.4.13. Капитальный ремонт газопровода с перекладкой его по новой
трассе должен производиться по проекту. Капитальный ремонт газопровода
без изменения его местоположения допустим по эскизу, с внесением
изменений в исполнительную документацию.
Реконструкция стальных газопроводов может осуществляться открытым
или бестраншейным методом.
5.4.14. Проекты реконструкции должны разрабатываться на основе
введенных в действие нормативных документов.
5.4.15. Стальные газопроводы, используемые для протяжки внутри
них полиэтиленовых (в том числе профилированных) труб, следует
относить к каркасу или футляру.
5.4.16. Допускается в пределах норм, предусмотренных
технологической документацией, наличие коррозионных отверстий в теле
стальных газопроводов, при реконструкции их синтетическим тканевым
шлангом на основе специального двухкомпонентного клея.
В этом случае защита от электрохимической коррозии каркаса
сохраняется.
5.4.17. Стальные газопроводы, используемые для протяжки внутри
них полиэтиленовых (в том числе профилированных) труб, подлежат защите
от электрохимической коррозии на участках, где они выполняют функцию
футляров.
5.5. Техническое диагностирование газопроводов
5.5.1. Техническое диагностирование осуществляется с целью
определения технического состояния газопровода и установления ресурса
его дальнейшей эксплуатации, на основании проведенной экспертизы.
5.5.2. Диагностирование должно проводиться по истечении 40 лет
для стальных наземных в обваловании, подземных, а также 50 лет для
полиэтиленовых газопроводов после ввода их в эксплуатацию.
Досрочное диагностирование газопроводов назначается в случаях
аварий, вызванных коррозионными разрушениями стальных газопроводов,
потерей прочности (разрывом) сварных стыков, а также в случае
строительства стальных газопроводов свыше нормативного срока в грунтах
высокой коррозионной агрессивности без электрохимической защиты.
Решение о проведении работ по диагностированию или реконструкции
(замене) газопровода принимается собственником газораспределительной
сети.
5.5.3. Планы-графики диагностирования газопроводов составляются
за 6 мес. до истечения нормативного срока их эксплуатации и
согласовываются с территориальным органом Госгортехнадзора России.
5.5.4. Порядок диагностирования стальных и полиэтиленовых
газопроводов, а также газового оборудования должен устанавливаться
нормативными документами, утверждаемыми Госгортехнадзором России.
5.5.5. Участки стальных газопроводов, проложенные под
магистральными железными дорогами, автомобильными дорогами 1 и 2
категории, под проезжей частью улиц с интенсивным движением
транспорта, через судоходные водные преграды, должны исследоваться с
применением метода акустической эмиссии или иными неразрушающими
методами.
5.5.6. При диагностировании стальных газопроводов следует
руководствоваться "Инструкцией по диагностированию технического
состояния подземных стальных газопроводов" РД 12-411-01, утвержденной
Постановлением Госгортехнадзора России от 09.07.2001 N 28, не
нуждается в государственной регистрации (письмо Минюста России от
19.07.2001 N 07/7289-ЮД).
5.5.7. Продление ресурса эксплуатации газопровода и установление
срока последующего проведения технического диагностирования
газопровода определяются экспертной организацией.
5.5.8. По результатам диагностирования составляется заключение
экспертизы, содержащее ресурс безопасной эксплуатации газопровода и
мероприятия по ремонту или его замене.
Заключение экспертизы о техническом состоянии газопровода
утверждается территориальным органом Госгортехнадзора России в
установленном порядке.
5.6. Газорегуляторные пункты
5.6.1. Режим работы ГРП, в том числе блочных (ГРПБ), шкафных
газорегуляторных пунктов (ШРП) и газорегуляторных установок (ГРУ)
должен устанавливаться в соответствии с проектом.
5.6.2. Параметры настройки регуляторов в ГРП городов и населенных
пунктов для бытовых потребителей должны исходить из максимального
давления на выходе до 0,003 МПа.
5.6.3. Предохранительные сбросные клапаны, в том числе встроенные
в регуляторы давления, должны обеспечить сброс газа при превышении
номинального рабочего давления после регулятора не более чем на 15%;
верхний предел срабатывания предохранительно-запорных клапанов (ПЗК)
не должен превышать номинальное рабочее давление газа после регулятора
более чем на 25%.
5.6.4. Колебания давления газа на выходе из ГРП допускаются в
пределах 10% от рабочего давления. Неисправности регуляторов,
вызывающие повышение или понижение рабочего давления, неполадки в
работе предохранительных клапанов, а также утечки газа, должны
устраняться в аварийном порядке.
5.6.5. Включение в работу регулятора давления в случае
прекращения подачи газа должно производиться после выявления причины
срабатывания предохранительно-запорного клапана (ПЗК) и принятия мер
по устранению неисправности.
5.6.6. При эксплуатации ГРП с номинальной пропускной способностью
регулятора свыше 50 м3/час должны выполняться следующие работы, если
изготовителем не исключены отдельные виды работ или предусмотрена
большая периодичность их проведения:
осмотр технического состояния (обход) в сроки, устанавливаемые
производственной инструкцией;
проверка параметров срабатывания предохранительно-запорных и
сбросных клапанов - не реже 1 раза в 3 мес., а также по окончании
ремонта оборудования;
техническое обслуживание - не реже 1 раза в 6 мес.;
текущий ремонт - не реже 1 раза в 12 мес.;
капитальный ремонт - при замене оборудования, средств измерений,
ремонте отдельных элементов здания, систем отопления, вентиляции,
освещения - на основании дефектных ведомостей, составленных по
результатам технических осмотров и текущих ремонтов.
5.6.7. Осмотр технического состояния и текущий ремонт ГРП с
пропускной способностью регулятора свыше 50 м3/час должен проводиться
по графикам в сроки, обеспечивающие безопасность и надежность
эксплуатации, утвержденным техническим руководителем эксплуатирующей
организации.
5.6.8. При осмотре технического состояния ГРП с пропускной
способностью регулятора свыше 50 м3/час должны выполняться:
проверка по приборам давления газа до и после регулятора,
перепада давления на фильтре, температуры воздуха в помещении (шкафу),
если предусмотрено их отопление, отсутствие утечки газа с помощью
мыльной эмульсии или прибором;
контроль за правильностью положения молоточка и надежности
сцепления рычагов предохранительно-запорного клапана;
смена картограмм регистрирующих приборов, прочистка и заправка
перьев, завод часового механизма. Установка пера на "нуль" - не реже
одного раза в 15 дней;
проверка состояния и работы электроосвещения, вентиляции, системы
отопления, визуальное выявление трещин и неплотностей стен, отделяющих
основное и вспомогательное помещения ГРП;
внешний и внутренний осмотр здания ГРП, при необходимости -
очистка помещения и оборудования ГРП от загрязнений.
При оснащении систем газоснабжения городских и сельских поселений
средствами АСУ ТП РГ технический осмотр ГРП должен производиться в
сроки, определяемые инструкцией по эксплуатации систем телемеханики,
но не реже одного раза в месяц.
5.6.9. При техническом обслуживании ГРП с пропускной способностью
регулятора свыше 50 м3/час должны выполняться работы, предусмотренные
при осмотре технического состояния, а также:
проверка работоспособности и герметичности запорной арматуры и
предохранительных клапанов;
проверка плотности всех соединений и арматуры, устранение утечек
газа, осмотр и очистка фильтра;
определение плотности и чувствительности мембран регулятора
давления и управления;
продувка импульсных трубок к контрольно-измерительным приборам,
предохранительно-запорному клапану и регулятору давления;
проверка параметров настройки запорных и сбросных клапанов.
5.6.10. При ежегодном текущем ремонте ГРП с пропускной
способностью регулятора свыше 50 м3/час должны выполняться работы,
предусмотренные при техническом обслуживании, а также:
разборка регуляторов давления, предохранительных клапанов с
очисткой их от коррозии и загрязнений, проверка плотности клапанов
относительно седла, состояние мембран, смазка трущихся частей, ремонт
или замена изношенных деталей, проверка надежности креплений
конструкционных узлов, не подлежащих разборке;
разборка запорной арматуры, не обеспечивающей герметичность
закрытия;
ремонт строительных конструкций;
проверка и прочистка дымоходов ГРП - один раз в год перед
отопительным сезоном;
ремонт системы отопления ГРП - один раз в год перед отопительным
сезоном.
Если заводом-изготовителем установлен иной состав работ и
периодичность их проведения к оборудованию, то работы выполняются в
соответствии с инструкцией по эксплуатации завода-изготовителя.
5.6.11. К капитальному ремонту ГРП с пропускной способностью
регулятора свыше 50 м3/час относятся работы по:
ремонту здания (конструктивных элементов) и его инженерного
оборудования (освещения, вентиляции, отопления);
ремонту и замене устаревшего и изношенного оборудования или
отдельных его узлов и частей.
5.6.12. При эксплуатации ШРП с пропускной способностью регулятора
до 50 м3/час должны выполняться:
осмотр технического состояния, совмещенный с техническим
обслуживанием - не реже 1 раза в 12 мес.;
текущий и капитальный ремонт по мере необходимости.
5.6.13. При выполнении технического обслуживания (совмещенного с
осмотром технического состояния) ШРП с пропускной способностью
регулятора до 50 м3/час должны выполняться следующие виды работ, если
иной порядок не установлен заводом-изготовителем:
внешний осмотр оборудования, при необходимости - очистка его от
загрязнений;
проверка по прибору величины давления газа после регулятора,
засоренности фильтра и, при необходимости, его прочистка;
проверка величины параметра срабатывания
предохранительно-запорного клапана;
проверка отсутствия утечек газа, при выявлении их устранение.
5.6.14. Газ по обводному газопроводу (байпасу) допускается
подавать только в течение времени, необходимого для ремонта
оборудования и арматуры. Работа должна выполняться бригадой рабочих в
составе не менее двух человек, под руководством специалиста.
5.6.15. Перепад давления газа на фильтре не должен превышать
величины, установленной заводом-изготовителем.
Разборка и очистка кассеты фильтра должны производиться при
техническом обслуживании вне помещения ГРП (ГРУ) в местах, удаленных
от легковоспламеняющихся веществ и материалов.
5.6.16. Настройка и проверка параметров срабатывания
предохранительных клапанов допускаются с помощью регулятора давления,
если верхний предел их срабатывания не превышает 0,003 МПа.
5.6.17. При разборке оборудования отключающие устройства должны
быть закрыты. На границах отключаемого участка устанавливаются
заглушки, рассчитанные на максимальное входное давление газа.
Для удобства установки заглушек при монтаже газопроводов должны
предусматриваться фланцевые соединения для установки поворотной или
листовой заглушки с приспособлением для разжима фланцев и
токопроводящей перемычкой.
5.6.18. Техническое обслуживание и текущий ремонт оборудования
газорегуляторных пунктов с гарантированным сроком эксплуатации может
производиться в соответствии с паспортом завода-изготовителя. По
истечении гарантийного срока это оборудование должно пройти сервисное
обслуживание с оформлением акта.
5.6.19. Ремонт электрооборудования ГРП и замена электроламп
должны проводиться при снятом напряжении.
Снаружи здания ГРП, на ШРП и ограждении ГРУ должны быть
предупредительные надписи - "Огнеопасно - газ".
5.7. Взрывозащищенное электрооборудование,
контрольно-измерительные приборы, системы
автоматизации и сигнализации
5.7.1. Эксплуатационная организация должна обеспечить постоянный
технический контроль, обслуживание, текущий и капитальный ремонты
приборов и средств автоматизации, блокировок и сигнализации,
установленных на газопроводах и газоиспользующих установках, а также
взрывозащищенного электрооборудования, обеспечивающего режим
безопасной коммутации электроцепей во взрывоопасных зонах и
помещениях.
5.7.2. Проверка герметичности импульсных газопроводов проводится
при осмотрах и техническом обслуживании газового оборудования.
5.7.3. Объем и периодичность работ по техническому обслуживанию и
ремонту средств измерений, систем автоматизации и сигнализации
устанавливаются государственными стандартами на соответствующие
приборы или инструкциями заводов-изготовителей. Объем и периодичность
работ по техническому обслуживанию и ремонту технических средств АСУ
ТП РГ определяются ее разработчиком и согласовываются с
эксплуатирующей организацией и территориальным органом
Госгортехнадзора России.
5.7.4. Проведение метрологического надзора за средствами
измерений осуществляется в соответствии с требованиями нормативных
актов в области метрологического контроля.
5.7.5. Периодической метрологической поверке подлежат следующие
средства измерений:
тягонапоромеры; манометры, показывающие, самопишущие,
дистанционные - не реже 1 раза в 12 мес.;
переносные и стационарные стандартизированные газоанализаторы,
сигнализаторы довзрывных концентраций газа - 1 раз в 6 мес., если
другие сроки не установлены заводом-изготовителем.
5.7.6. Не допускаются к применению средства измерения, у которых
отсутствует пломба или клеймо, просрочен срок поверки, имеются
повреждения, стрелка при отключении не возвращается к нулевому делению
шкалы на величину, превышающую половину допускаемой погрешности для
данного прибора.
5.7.7. На циферблате или корпусе показывающих манометров должно
быть обозначено значение шкалы, соответствующее максимальному рабочему
давлению.
5.7.8. Значение уставок срабатывания автоматики безопасности,
блокировок и средств сигнализации должно соответствовать параметрам,
указанным в техническом отчете пусконаладочной организации.
Сигнализаторы, контролирующие состояние загазованности, должны
срабатывать при возникновении в помещении концентрации газа, не
превышающей 20% от нижнего концентрационного предела распространения
пламени.
5.7.9. АСУ ТП РГ должна обеспечивать достоверность и надежность
получения информации по автоматизированным зонам обслуживания.
5.7.10. Проверка срабатывания устройств защиты, блокировок и
сигнализации должна проводиться не реже 1 раза в мес., если другие
сроки не предусмотрены заводом-изготовителем.
5.7.11. Проверка сигнализаторов загазованности должна выполняться
с помощью контрольных газовых смесей.
5.7.12. Эксплуатация газового оборудования с отключенными
технологическими защитами, блокировками, сигнализацией и
контрольно-измерительными приборами, предусмотренными проектом, не
допускается.
5.7.13. Приборы, снятые в ремонт или на поверку, должны
заменяться на идентичные по условиям эксплуатации.
5.7.14. Техническое обслуживание и ремонт средств измерений,
устройств автоматики и телемеханики АСУ ТП РГ должны осуществляться
персоналом газораспределительной организацией или по договору
специализированной организацией, имеющей соответствующий опыт в
проведении таких работ.
Персонал, осуществляющий техническое обслуживание и ремонт
устройств автоматики и телемеханики АСУ ТП РГ, должен знать устройство
и работу аппаратуры, приборов КИП, уметь производить ее ремонт и
регулировку, знать устройство газового оборудования, быть
аттестованным по вопросам промышленной безопасности, а также пройти
проверку знаний настоящих Правил и правил безопасности при
эксплуатации электроустановок потребителей, с присвоением
соответствующей группы по электробезопасности.
5.7.15. Работы по регулировке и ремонту систем автоматизации,
противоаварийных защит, блокировок и сигнализации в загазованном
помещении не допускаются.
5.7.16. Устройство электрооборудования, используемого в
газораспределительных сетях, должно отвечать требованиям правил
устройства электроустановок и эксплуатироваться с соблюдением правил
технической эксплуатации и техники безопасности электроустановок
потребителей и инструкций заводов-изготовителей.
5.7.17. Порядок организации ремонта электрооборудования в
нормальном исполнении и взрывозащищенного, объем и периодичность
выполняемых при этом работ должны соответствовать требованиям
соответствующих нормативных документов.
5.8. Средства защиты газопроводов от коррозии
5.8.1. Эксплуатация средств электрохимической защиты и
периодический контроль потенциалов на подземных газопроводах должны
проводиться специализированными организациями, службами,
лабораториями, аттестованными в порядке, устанавливаемом
Госгортехнадзором России.
5.8.2. Организация, эксплуатирующая установки электрохимической
защиты, должна проводить их техническое обслуживание и ремонт, иметь
схемы мест расположения защитных установок, опорных
(контрольно-измерительных пунктов) и других точек измерения
потенциалов газопровода, данные о коррозионной агрессивности грунтов и
источниках блуждающих токов, а также проводить ежегодный анализ
коррозионного состояния газопроводов и эффективности работы
электрозащитных установок.
5.8.3. Электрохимическая защита газопроводов в грунтах высокой
коррозионной агрессивности, не зависимо от влияния блуждающих токов,
должна обеспечивать значения поляризационных потенциалов стали в
пределах от -0,85 вольт до -1,15 вольт (относительно насыщенного
медносульфатного электрода сравнения) или значения суммарного
потенциала (включающие поляризационную и омическую составляющие) -
разности потенциалов между трубой и землей в пределах от -0,9 вольт до
-2,5 вольт (относительно насыщенного медносульфатного электрода
сравнения).
При наличии опасного влияния блуждающих токов в грунтах низкой и
средней коррозионной агрессивности катодная поляризация должна
обеспечивать отсутствие на газопроводах анодных и знакопеременных зон.
5.8.4. При эксплуатации электрозащитных установок должно
проводиться их техническое обслуживание, которое включает
периодический осмотр установок и проверку эффективности их работы.
5.8.5. Технический осмотр электрозащитных установок, не
оборудованных средствами телеметрического контроля, должен
производиться не реже 4 раз в месяц - на дренажных, 2 раза в месяц -
на катодных, 1 раз в 6 месяцев - на протекторных установках.
При наличии средств телеметрического контроля сроки проведения
технических осмотров устанавливаются техническим руководителем
эксплуатационной (газораспределительной) организации с учетом данных о
надежности устройств телеметрического контроля.
5.8.6. Проверка эффективности электрохимической защиты
газопровода должна проводиться путем измерения поляризационного
потенциала или разности потенциалов между трубой и землей не реже чем
2 раза в год (с интервалом не менее 4 месяцев), а также после каждого
изменения рабочих параметров электрозащитных установок или
коррозионных условий.
5.8.7. Проверка эффективности электрохимической защиты проводится
на защищаемом газопроводе в опорных точках (в точке подключения
электрозащитной установки и на границах создаваемой ею защитной зоны).
Для подключения к газопроводу могут быть использованы специальные
контрольно-измерительные пункты, вводы в здание и другие элементы
газопровода, доступные для выполнения измерений.
5.8.8. Суммарная продолжительность перерывов в работе установок
ЭХЗ не должна превышать 14 суток в течение года.
В случаях, когда в зоне действия вышедшей из строя установки
защитный потенциал газопровода обеспечивается соседними установками
(перекрывание зон защиты), сроки устранения неисправности определяются
техническим руководителем эксплуатирующей (средства защиты)
организации.
5.8.9. Если при техническом осмотре установлено, что катодная
установка не работает, а телеметрический контроль за ее работой не
осуществлялся, следует принимать, что перерыв в ее работе составил 14
суток (от одного технического осмотра до другого).
5.8.10. Исправность электроизолирующих соединений должна
проверяться не реже 1 раза в 12 месяцев.
5.8.11. Измерения потенциалов для определения опасного влияния
блуждающих токов на участках газопровода, ранее не требовавших защиты,
следует проводить не реже 1 раза в 2 года, а также при каждом
изменении коррозионных условий, с интервалом между точками измерения
не более 200 м в поселениях и не более 500 м на межпоселковых
газопроводах.
5.8.12. Собственник газопровода или газораспределительная
организация должна своевременно принимать меры по ремонту защитных
покрытий подземных стальных газопроводов.
5.8.13. Приборное обследование состояния изоляционного покрытия
газопроводов должно производиться не реже 1 раза в 5 лет.
5.8.14. Обследование состояния изоляционного покрытия (переходное
электрическое сопротивление, адгезия) и поверхности металла трубы под
покрытием должно проводиться во всех шурфах, отрываемых в процессе
эксплуатации газопровода при его ремонте, реконструкции и ликвидации
коррозионных повреждений или повреждений изоляции.
5.8.15. Изоляция сварных стыковых соединений газопроводов, мест
врезок (присоединений), ремонт поврежденных участков покрытий и
контроль качества выполненных работ должны осуществляться по
технологическим инструкциям для каждого вида покрытий, согласованным с
органами Госгортехнадзора России.
5.8.16. Сварные стыки труб и места повреждений защитного покрытия
должны изолироваться теми же материалами, что и газопроводы, а также
битумными мастиками с армирующими слоями, термоусаживающимися на
основе полиэтилена муфтами, комбинированными мастично-ленточными
материалами и другими покрытиями, разрешенными к применению в
установленном порядке.
Запрещается применять липкие ленты для изоляции стыков на
газопроводах с битумными покрытиями.
5.8.17. При изоляции стыков труб с разными защитными покрытиями
следует применять рулонные материалы, сочетающиеся с покрытием
линейной части газопроводов в соответствии с нормативно-технической
документацией, утвержденной в установленном порядке.
5.8.18. Владельцем газопровода должны устанавливаться причины
возникновения коррозионно-опасных зон.
5.8.19. Каждый случай сквозного коррозионного повреждения
газопроводов подлежит расследованию, в установленном порядке,
комиссией, в состав которой должен входить представитель
специализированной организации по защите газопроводов от коррозии. О
дате и месте работы комиссии собственник газопровода обязан
заблаговременно известить территориальный орган Госгортехнадзора
России.
5.9. Внутренние газопроводы и газоиспользующие
установки, производственные,
отопительно-производственные
и отопительные котельные
5.9.1. Производственные помещения, в которых проложены
газопроводы и установлены газоиспользующие установки и арматура,
должны быть доступны для технического обслуживания и ремонта, а также
соответствовать проекту.
5.9.2. Запрещается использовать газопроводы в качестве опорных
конструкций и заземлений.
5.9.3. Внутренние газопроводы, а также газовое оборудование
(технические устройства) должны подвергаться техническому обслуживанию
не реже 1 раза в мес. и текущему ремонту - не реже 1 раза в 12 мес. в
случаях, если в паспорте завода-изготовителя нет ресурса эксплуатации
и нет данных об его ремонте.
5.9.4. Проверка технического состояния промышленных дымоотводящих
устройств (газоходов, боровов и дымовых труб) должна производиться
после их ремонта, а также до пуска в работу установок сезонного
действия и при нарушении тяги.
5.9.5. Газопроводы к газоиспользующим установкам, котлам и печам,
при пуске газа должны продуваться газом до вытеснения всего воздуха, в
течение времени, определенного расчетом (экспериментально), указанного
в производственной инструкции, но не менее 10 мин. Окончание продувки
определяется анализом на содержание кислорода в газопроводах. При
содержании кислорода более 1% по объему розжиг горелок не допускается.
Газопроводы должны иметь систему продувочных газопроводов с
отключающими устройствами и штуцерами для отбора проб в местах,
определенных проектом.
Продувать газопроводы через трубопроводы безопасности и
газогорелочные устройства не допускается.
5.9.6. Топки и газоходы перед пуском газоиспользующих установок,
котлов, печей должны быть провентилированы.
Время вентиляции определяется расчетом и устанавливается
инструкцией или (для автоматизированных горелок) программой запуска
(розжига).
5.9.7. Отключающая арматура на газопроводе перед горелкой должна
перед розжигом проверяться на герметичность затвора, в порядке,
установленном проектом.
Горелки пусковой мощностью свыше 0,4 МВт должны оснащаться
стационарной запальной горелкой, обеспечивающей факел у основной
горелки в режиме розжига, а также наличие факела на всех режимах
работы газоиспользующей установки.
Врезка газопровода к защитно-запальным устройствам (ЗЗУ) горелок
для газоиспользующих установок должна быть выполнена до
предохранительных запорных клапанов (ПЗК).
На котлах, конструкцией которых предусмотрены растопочные
горелки, защитно-запальные устройства (ЗЗУ), обеспечивающие наличие и
контроль запального факела у горелки в режиме розжига и селективный
контроль факела основной горелки во всех режимах работы котла, включая
режим розжига, допускается устанавливать только на растопочных
горелках.
5.9.8. Газопроводы газоиспользующих установок с горелками
единичной тепловой мощностью свыше 0,35 МВт до 1,2 МВт должны быть
оборудованы по ходу газа двумя, располагаемыми последовательно,
предохранительными запорными клапанами (ПЗК) и регулирующим
устройством перед горелкой.
Газопроводы газоиспользующих установок с горелками единичной
тепловой мощностью свыше 1,2 МВт должны быть оборудованы по ходу газа
двумя, располагаемыми последовательно, предохранительными запорными
клапанами (ПЗК), автоматическим отключающим устройством, установленным
между ними, связанным с атмосферой, обеспечивающим автоматическую
проверку герметичности затворов предохранительных запорных клапанов
(ПЗК) перед запуском (розжигом) и регулирующим устройством перед
горелкой.
5.9.9. На газоиспользующих установках, оборудованных группой
горелок с контролируемым факелом, обеспечивающим розжиг остальных
горелок (группы), допускается первый по ходу газа предохранительный
запорный клапан (ПЗК) устанавливать общим.
5.9.10. Газоиспользующие установки должны оснащаться системой
технологических защит, прекращающих подачу газа в случаях:
погасания факела горелки;
отклонения давления газа перед горелкой за пределы области
устойчивой работы;
понижения давления воздуха ниже допустимого (для двухпроводных
горелок);
уменьшения разрежения в топке (кроме топок, работающих под
наддувом);
прекращения подачи электроэнергии или исчезновения напряжения на
устройствах дистанционного и автоматического управления и средствах
измерения.
5.9.11. Каждая газоиспользующая установка должна быть оснащена
блокировкой, исключающей подачу газа в топку при отсутствии факела на
защитно-запальном устройстве (ЗЗУ).
Автоматика безопасности при ее отключении или неисправности
должна блокировать возможность подачи газа на газоиспользующую
установку в ручном режиме.
Автоматика безопасности и регулирования должна обеспечивать
нормативный процесс эксплуатации газоиспользующего оборудования в
автоматическом режиме, исключая возможность вмешательства в этот
процесс обслуживающего персонала.
5.9.12. Если при розжиге горелки или в процессе регулирования
произошел отрыв, проскок или погасание пламени, подача газа на горелку
и защитно-запальное устройство (ЗЗУ) должна быть немедленно
прекращена.
К повторному розжигу разрешается приступить после устранения
причины неполадок, вентиляции топки и газоходов в течение времени,
указанного в производственной инструкции, но не менее 10 мин., а также
проверки герметичности затвора отключающей арматуры перед горелкой.
5.9.13. Допускается эксплуатация газоиспользующих установок без
постоянного наблюдения со стороны персонала при оборудовании их
системой автоматизации, обеспечивающей безаварийную работу и
противоаварийную защиту в случае возникновения неполадок.
Сигналы о загазованности и неисправности оборудования, состоянии
охранной сигнализации помещения, где оно размещено, должны выводиться
на диспетчерский пункт или в помещение с постоянным присутствием
работающих, способных направить персонал для принятия мер или передать
информацию в организацию, с которой заключен договор на обслуживание.
5.9.14. Установленные средства защиты должны немедленно
прекращать подачу газа на газоиспользующую установку при возникновении
недопустимых отклонений в работе оборудования, предусмотренных
производственной инструкцией.
5.9.15. Запорная арматура на газопроводах безопасности после
отключения установки должна находиться в открытом положении.
5.9.16. Перед ремонтом газового оборудования, осмотром и ремонтом
топок или газоходов, а также при выводе из работы установок сезонного
действия, газовое оборудование и запальные трубопроводы должны
отключаться от газопроводов с установкой заглушек после запорной
арматуры.
Газоходы котлов, печей и других агрегатов, выведенных в ремонт,
должны отключаться от общего борова с помощью шиберов или глухих
перегородок.
5.9.17. До включения в работу газоиспользующих установок, в том
числе сезонного действия, должны обеспечиваться:
проверка знаний инструкций обслуживающим персоналом в
соответствии с требованиями настоящих Правил;
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.
5.9.18. Помещения с установленным в нем газоиспользующим
оборудованием должны быть оснащены системой контроля воздуха по
содержанию в нем окиси углерода и метана.
5.9.19. Прямоточные теплогенераторы, отапливающие каменки в
парильном отделении бань, выключаются до открытия бань.
5.9.20. Конструкция газового оборудования (технических
устройств), используемого в газораспределении и газопотреблении,
должна обеспечивать надежность и безопасность эксплуатации в течение
расчетного ресурса работы, принятого в технических условиях и
государственных стандартах, а также возможность его ремонта или замены
отдельных узлов (блоков).
Система автоматики безопасности и регулирования процессов горения
газа должна обеспечивать контроль параметров безопасности в
автоматическом режиме.
5.9.21. Оборудование должно соответствовать требованиям "Правил
применения технических устройств на опасных производственных
объектах", утвержденных Постановлением Правительства Российской
Федерации от 25.12.1998 N 1540 <*>, и другой нормативно-технической
документации в области промышленной безопасности.
--------------------------------
<*> Собрание законодательства Российской Федерации, 1999, N 1,
ст. 191;
5.9.22. Газовое оборудование (технические устройства), в том
числе иностранного производства, должно быть сертифицировано, а также
иметь разрешение Госгортехнадзора России на применение в соответствии
с требованием "Инструкции о порядке выдачи Госгортехнадзором России
разрешений на выпуск и применение оборудования для газового хозяйства
Российской Федерации" РД 12-88-95, утвержденной Постановлением
Госгортехнадзора России от 14.02.1995 N 8 и зарегистрированной в
Минюсте России 15.06.1995, рег. N 872 <*>.
--------------------------------
<*> Газета "Российские вести", N 134, 20.07.1995.
Номер сертификата и разрешения вносится в паспорт технического
устройства.
6. ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СТРОИТЕЛЬСТВО И ЭКСПЛУАТАЦИЯ
ГАЗОПРОВОДОВ НА ТЕРРИТОРИЯХ С ОСОБЫМИ УСЛОВИЯМИ
6.1. Общие требования
6.1.1. Проектирование, строительство и эксплуатация газопроводов
на территориях с особыми условиями должны осуществляться с учетом
наличия и значений их воздействия на газопровод, связанными с рельефом
местности, геологическим строением грунта, гидрогеологическим режимом,
подработкой территории строительства газопровода, климатическими и
сейсмическими условиями, а также с другими воздействиями и
возможностью их изменения во времени.
6.1.2. Допускается не предусматривать дополнительные мероприятия
в просадочных грунтах I типа, слабонабухающих, слабопучинистых,
слабозасоленных, слежавшихся насыпных грунтах, если напряжения в
газопроводах от деформаций не превышают допустимые, определенные на
стадии проектирования, и (или) отсутствуют условия, вызывающие эти
деформации.
6.1.3. Допускается прокладка полиэтиленовых газопроводов на
территории городских и сельских поселений, при сейсмичности более 7
баллов, на подрабатываемых и закарстованных территориях, в районах
распространения вечномерзлых грунтов из труб с коэффициентом запаса
прочности не менее 2,8 при 100% контроле соединений, сваренных в стык
ультразвуковым методом.
6.1.4. При проектировании зданий ГРП, опор газопроводов, колодцев
и других сооружений на газопроводах следует руководствоваться
требованиями настоящих Правил, а также соответствующих строительных
норм и правил, учитывающих особые условия строительства.
6.1.5. При прокладке подземных газопроводов в водонасыщенных
грунтах, ниже уровня 2% обеспеченности, необходимо предусматривать
пригрузку (балластировку) газопроводов.
Конструкция грузов должна быть стойкой к агрессивному воздействию
грунта и грунтовых вод, исключать возможность повреждения изоляции.
6.1.6. При высоком уровне грунтовых вод следует предусматривать
водопонижение, дренажные устройства. Допускается наземная или
надземная прокладка газопровода.
6.1.7. В местах ввода газопроводов в здания и сооружения следует
предусматривать эластичные уплотнения, допускающие свободные
перемещения труб.
6.1.8. При прокладке подземных газопроводов на участках с
неравномерной деформацией грунта следует предусматривать мероприятия,
снижающие напряжение в газопроводе (установку компенсаторов, засыпку
газопровода незащемляющими грунтами на участках не менее 50 диаметров
по обе стороны).
6.1.9. При строительстве газопроводов следует, как правило,
применять длинномерные трубы.
6.1.10. На вводах в здания следует предусматривать футляры с
диаметром обеспечения зазора между футляром и газопроводом не менее
1/3 величины осадки или выпучивания здания.
6.1.11. Перед началом строительства газопровода необходимо
уточнить соответствие данных инженерных изысканий (топографию,
геологию, гидрологию, сейсмичность площадки) проекту.
При выявлении их несоответствия следует согласовывать дальнейшее
ведение работ по строительству газопровода с проектной организацией.
Проектная организация должна обеспечить авторский надзор за
строительством газопровода на весь период его строительства.
6.1.12. Проверка качества сварных соединений (стыков) физическими
методами контроля при строительстве газопроводов в районах с особыми
условиями должна производиться в соответствии с действующими
строительными нормами и правилами, учитывающими степень риска от
газопроводов и условия их эксплуатации.
6.1.13. Газовые хозяйства, эксплуатирующие газопроводы на
территориях с особыми условиями, должны иметь службы, в задачи которых
должны входить:
контроль выполнения технических мероприятий как в период
строительства, так и при проведении технического обслуживания,
текущего и капитального ремонтов газопроводов;
изучение и анализ сведений о проводимых и планируемых горных
подработках, оказывающих вредное влияние на газопроводы и вызывающих
их деформацию;
организация и проведение наблюдений за изменением
напряженно-деформированного состояния газопроводов в процессе горных
подработок, а также прогнозирование этих изменений по данным
инструментальных наблюдений за сдвижением земной поверхности;
решение организационно-технических вопросов по обеспечению
надежности и безопасности газопроводов перед началом очередных горных
подработок, в процессе интенсивного сдвижения земной поверхности, а
также в других случаях, вызванных геологическим строением грунта и его
гидрогеологическим режимом;
разработка совместно с горными производствами, проектными
организациями мер защиты эксплуатируемых газопроводов от вредного
влияния горных разработок, а также мероприятий по предупреждению
проникновения газа в подземные коммуникации и здания.
6.1.14. В газовом хозяйстве должны быть составлены дополнительные
планы и графики осмотра газопроводов после выявления деформации грунта
и других явлений, которые могут вызвать недопустимые напряжения в
газопроводе.
6.1.15. Внеплановый обход трассы газопроводов следует производить
после аварий на водонесущих коммуникациях, сооружениях, расположенных
в районе прокладки газопровода, обильных дождей, подъема грунтовых вод
и уровня воды в реках, ручьях, оврагах, обводнения и заболачивания
трассы газопровода.
6.1.16. Газопроводы в слабопучинистых, слабонабухающих грунтах,
грунтах I типа просадочности, слежавшихся насыпных, вечномерзлых
грунтах, районах с сейсмичностью до 6 баллов (для надземных
газопроводов) и до 7 баллов (для подземных) следует обходить в
общеустановленные сроки.
6.1.17. При эксплуатации газопроводов следует уделять внимание
участкам ввода газопроводов в здания. Вести наблюдение за зазором
между трубопроводом и футлярами, а также за состоянием напряжения
компенсаторов.
6.1.18. Следует предусматривать мероприятия по отводу воды от
траншеи газопровода, не допускать обводнения и заболачивания трассы.
6.1.19. При обходе подземных газопроводов следует производить
проверку на загазованность колодцев, цокольных и подвальных этажей
зданий в радиусе 50 м от газопроводов низкого и среднего давления и 80
м высокого давления.
6.1.20. При обходе подземных газопроводов следует следить за
деформациями колодцев сооружений, вызванными осадками или
выпучиванием, а также за наличием в них воды.
6.1.21. При выявлении подвижек (осадок) или выпучивания грунта
при подземной прокладке газопровода следует отрывать шурфы для
определения состояния изоляции и причины, приведшие к деформациям
газопровода.
Результаты обследования газопровода следует представлять
проектной организации для принятия решений по дальнейшей его
эксплуатации или разработки компенсирующих мероприятий.
6.1.22. Как правило, следует предусматривать устройство автодорог
для строительства и эксплуатации газопроводов на территории с особыми
условиями.
6.2. Вечномерзлые грунты
6.2.1. Прокладка газопроводов в районах с вечномерзлыми грунтами
допускается надземной. Наземная прокладка газопровода выполняется в
обваловании с укладкой его на основание из песка или другого
непучинистого грунта. Габариты основания и обваловки газопровода
следует принимать по теплотехническому расчету, подтверждающему
обеспечение устойчивости газопровода.
6.2.2. При проектировании газопроводов в вечномерзлых грунтах в
качестве основания следует предусматривать:
вечномерзлые основания в мерзлом состоянии, сохраняемом в
процессе строительства и эксплуатации;
вечномерзлые грунты, основания которых используются в оттаявшем
состоянии.
6.2.3. Надземную прокладку газопровода следует выполнять на
земляных подушках при строительстве газопроводов на основании из
вечномерзлых грунтов в оттаявшем состоянии и (или) на опорах и сваях,
при использовании оснований в мерзлом состоянии.
6.2.4. Подземную прокладку газопроводов следует выполнять при
отрицательной температуре газа.
6.2.5. При проектировании газопроводов следует предусматривать
устойчивость газопроводов и сооружений на них от воздействия
оттаивающих и промерзающих грунтов.
6.2.6. При переходе подземного газопровода через железнодорожные
пути и автодороги следует предусматривать мероприятия по
предупреждению оттаивания грунта земляного полотна и основания насыпи
дорог.
6.2.7. Строительство газопроводов, прокладываемых на вечномерзлых
грунтах, следует производить, как правило, в зимнее время, а в летний
период выполнять сопутствующие работы.
6.2.8. В летний период следует предусматривать мероприятия по
предотвращению протаивания грунтов.
В зимний период, как правило, следует разрабатывать
переувлажненные грунты с малой несущей способностью.
6.2.9. Устройство обвалования и земляных опор при наличии в
основании устойчивых грунтов не требует дополнительных условий.
Для обеспечения устойчивости газопроводов на переувлажненных
основаниях, неустойчивых при оттаивании грунтов, следует производить
присыпку газопровода сухим не смерзшимся грунтом при сохранении
мохового покрова под отсыпками.
6.2.10. Скважины под опоры следует, как правило, закладывать в
зимний период механическим (бурением) или термическим (пропариванием)
мерзлых грунтов способами.
6.2.11. После проходки скважины следует заполнить ее на 1/3
высоты шламом (глиняным или другим раствором), обеспечивающим
свободное погружение сваи и связь раствора после смерзания со сваей и
стенками скважин.
Сваи с целью обеспечения их вертикального положения следует
раскреплять.
6.2.12. Укладка труб на сваи допускается только после обеспечения
полного смерзания сваи с грунтом.
6.2.13. Забивка свай в грунты при залегании вечномерзлых грунтов
ниже острия сваи должна производиться как в обычных грунтовых
условиях.
6.3. Просадочные грунты
6.3.1 При подземной прокладке газопроводов при величине
недопустимых осадок и просадок грунта следует устраивать
маловодопроницаемый экран из уплотненных грунтов, толщина которого
определяется расчетом. Засыпку пазух траншеи следует производить
недренирующим водонепроницаемым грунтом (местные лессовидные суглинки,
супеси, глины), слоями с уплотнением до естественной плотности грунта.
6.3.2 При надземной прокладке газопровода следует предусматривать
водонепроницаемые экраны под основанием фундаментов опор, засыпку
пазух фундамента недренирующим грунтом и устройство отмостки.
Отмостка должна перекрывать пазухи фундаментов не менее чем на
0,5 м. Под отмосткой следует устраивать глиняный замок толщиной не
менее 0,15 м.
6.3.3. Рытье траншеи в грунтах II типа просадочности следует
производить после окончания предусмотренных проектом работ,
обеспечивающих предотвращение стока поверхностных вод в траншею как в
период строительства, так и в период эксплуатации.
6.3.4. При рытье траншеи в грунтах II типа просадочности следует
ее длину назначать с учетом обеспечения укладки и засыпки трубопровода
после окончания смены. Засыпка должна производиться недренирующими
грунтами с уплотнением до естественной плотности грунта. Устройство
водонепроницаемого экрана, отмостки, засыпка траншеи должны
производиться с учетом требований проекта, а также общих указаний.
6.4. Набухающие грунты
6.4.1. Для подземных газопроводов при величине расчетных
деформаций основания с набухающими грунтами больше допустимых следует
предусматривать:
устройство компенсирующих песчаных (кроме пылеватых и
мелкозернистых) подушек с шириной и высотой по расчету на кровле
ненабухающих или в пределах слоя набухающих грунтов с их уплотнением
до объемного веса не менее 1,6 г/см3;
выполнение водозащитных мероприятий;
планировку территории, обеспечивающую отвод поверхностных вод от
траншеи;
полную или частичную замену набухающего грунта ненабухающим.
Выбор метода устранения или снижения действия набухающих грунтов
на газопровод следует осуществлять исходя из технико-экономических
обоснований, определенных проектом.
6.4.2. Засыпку траншей следует предусматривать либо привозным
недренирующим грунтом, либо местным грунтом с предварительным его
увлажнением.
6.4.3. Строительство газопроводов в средненабухающих и
сильнонабухающих грунтах должно осуществляться аналогично
строительству в просадочных грунтах II типа.
6.4.4. При эксплуатации газопроводов следует выявлять появление
выпучивания засыпки траншеи и опор газопровода.
6.5. Элювиальные грунты
6.5.1. При проектировании следует предусматривать мероприятия,
аналогичные для просадочных и набухающих грунтов, в зависимости от
характера воздействия элювиальных грунтов на газопроводы.
В грунтах, с наличием включений скальных пород, следует
предусматривать полную замену их рыхлых включений из верхней зоны
основания на толщину не менее 0,2 м песком (кроме пылеватого и
мелкого) или мелкозернистым щебнем, гравием с уплотнением.
6.5.2. При наличии в основании грунтов, теряющих свою
устойчивость и несущую способность под воздействием воздуха и воды,
следует предусматривать недобор грунта не менее 0,3 м для
пылевато-глинистых и песчаных, а также крупнообломочных
аргиллито-алевритовых грунтов, 0,15 м для прочих элювиальных грунтов и
0,5 м для пологозалегающих углистых и сажистых прослоев.
6.5.3. При строительстве газопроводов в элювиальных грунтах
следует выполнять мероприятия, предусмотренные при строительстве на
набухающих, просадочных грунтах, обладающих аналогичными свойствами.
|