6. Наружные газопроводы

6.1. Общие указания

6.1.1. При технической эксплуатации наружных газопроводов выполняются следующие виды работ:

Ввод законченных строительством газопроводов в эксплуатацию (пуск газа);

Контроль давления и степени одоризации газа, подаваемого по газораспределительным сетям на территории поселений;

Техническое обслуживание, текущий и капитальный ремонты газопроводов и сооружений на них, включая арматуру, установленную на вводе в здание или перед наружным газоиспользующим оборудованием потребителя;

Техническое обслуживание и ремонт средств защиты газопроводов от электрохимической коррозии, проверка эффективности действия ЭХЗ;

Проверка наличия и удаление влаги и конденсата из газопроводов;

Техническое диагностирование газопроводов;

Локализация и ликвидация аварий, аварийно-восстановительные работы;

Демонтаж газопроводов и сооружений на них.

Последовательность и приемы производства работ приведены в настоящем ОСТ, действующих отраслевых типовых инструкциях, руководящих документах, методиках, технологических картах, утвержденных в установленном порядке, и должны быть отражены в производственных инструкциях, разрабатываемых эксплуатационными организациями.

6.1.2. Ввод в эксплуатацию законченных строительством стальных и полиэтиленовых газопроводов производится присоединением их к действующим газопроводам газораспределительной сети с одновременным пуском газа.

Порядок выполнения работ при вводе газопроводов в эксплуатацию приведен в настоящем разделе.

Для врезки законченных строительством газопроводов следует применять технологии, соответствующие предусмотренному проектом способу их присоединения к действующим газораспределительным сетям.

6.1.3. Контроль за давлением газа в газораспределительных сетях городов и населенных пунктов производится с помощью его периодических (но не реже одного раза в год) замеров. Порядок выполнения работ по замерам давления газа приведен в настоящем разделе.

6.1.4. Контроль за степенью одоризации газа осуществляется проверкой в соответствии с государственными стандартами интенсивности запаха газа из проб, отбираемых в пунктах контроля, и с периодичностью, устанавливаемыми ГРО.

6.1.5. Проверка влаги и конденсата в газопроводах, их удаление производится с периодичностью, исключающей возможность образования закупорок.

6.1.6. При техническом обслуживании газопроводов производятся следующие виды работ:

Надзор за состоянием газопроводов путем обхода трасс;

Техническое обследование газопроводов.

Обход трасс газопроводов производится в сроки, установленные эксплуатационной организацией, но не реже предусмотренных ПБ 12-529. Графики обхода следует периодически, не реже 1 раза в 3 года, пересматривать, исходя из изменения условий эксплуатации газопроводов. Работы при обходе трасс газопроводов выполняются в соответствии с требованиями ПБ 12-529 и настоящего раздела.

Периодическое техническое обследование газопроводов производится в сроки, установленные ПБ 12-525*, с целью выявления утечек газа, а также повреждений изоляционных покрытий подземных стальных газопроводов.

________________

Внеочередные приборные технические обследования газопроводов производятся в случаях, предусмотренных ПБ 12-529.

Техническое обслуживание арматуры, установленной на газопроводах, производится в соответствии с требованиями раздела 8 настоящего ОСТ.

6.1.7. Текущий и капитальный ремонты (замена, реконструкция газопроводов) производятся по результатам технического обслуживания и диагностирования газопроводов.

Основные виды работ, относящихся к текущему и капитальному ремонтам газопроводов, способы локализации и ликвидации аварий устанавливаются ПБ 12-529.

Реконструкция стальных газопроводов, не подлежащих дальнейшей эксплуатации, производится протяжкой полиэтиленовых труб внутри изношенных стальных газопроводов, облицовкой внутренней поверхности стальных газопроводов синтетическим тканевым шлангом на основе специального двухкомпонентного клея, другими методами, разрешенными к применению в установленном порядке.

6.1.8. Техническое диагностирование газопроводов производится в соответствии с требованиями ПБ 12-529 по методикам, утвержденным Госгортехнадзором России.

6.1.9. Аварийно-диспетчерское обслуживание газопроводов осуществляется в соответствии с требованиями ПБ 12-559* и настоящего ОСТ.

________________

Аварийно-восстановительные работы производятся при необходимости ремонта газопровода и восстановления подачи газа потребителям после временной ликвидации утечки газа.

6.2. Ввод в эксплуатацию

6.2.1. Работы по врезке газопроводов и пуску газа выполняются персоналом эксплуатационной организации.

Земляные и изоляционные работы в месте присоединения выполняются строительно-монтажной организацией. Участок газопровода в месте врезки засыпают песком на высоту не менее 20 см от верхней образующей трубы, тщательно подбивая пазухи. Эксплуатационная организация проверяет качество изоляции места врезки приборным методом.

Работы по врезке и пуску газа на внутриплощадочных газопроводах предприятий разрешается выполнять бригадой газовой службы предприятия.

6.2.2. Работы по врезке газопроводов и пуску газа производятся пусковыми бригадами в составе не менее трех человек, имеющих необходимый инструмент, приборы и средства индивидуальной защиты, под руководством специалиста (мастера).

6.2.3. Врезка газопроводов и пуск газа производятся по нарядам-допускам на выполнение газоопасных работ и, при необходимости, по плану организации работ, утверждаемому в установленном порядке, согласованному с АДС.

6.2.4. При подготовке к производству работ необходимо:

Проверить и подготовить необходимую техническую документацию (эксплуатационную - на действующий газопровод, исполнительную - на присоединяемый газопровод);

Осмотреть присоединяемый газопровод, отключающие устройства, средства ЭХЗ, место присоединения, котлован (траншею, приямок) для производства работ. При выявлении дефектов работы следует выполнять после их устранения;

Разработать (при необходимости) план организации работ и известить организации, участвующие в производстве работ, и АДС;

Подготовить инструмент, механизмы, приспособления, материалы, приборы, проверить годность их к применению;

Изготовить узлы присоединения;

Обеспечить наличие необходимых транспортных средств, компрессора;

Получить наряды-допуски на выполнение газоопасных работ.

6.2.5. План организации работ содержит:

Схему узла присоединения;

Последовательность технологических операций по контрольной опрессовке, врезке газопроводов и продувке их газом;

Порядок и условия отключения газа или снижения его давления в действующем газопроводе;

Порядок продувки газом присоединяемого газопровода по схеме, на которой указываются ответвления и места установки гидрозатворов, конденсатосборников, отключающих устройств и средств ЭХЗ, манометров, заглушек, продувочных свечей;

Численный и квалифицированный состав рабочих и специалистов;

Потребность в транспорте, механизмах, приспособлениях, приборах, материалах;

Меры обеспечения безопасности.

Планом организации работ может предусматриваться оформление отдельных нарядов-допусков на выполнение газоопасных работ.

6.2.6. Потребители газа извещаются о времени производства работ по врезке, связанных с прекращением подачи газа или снижением его давления, не позднее чем за 3 суток до начала работ.

6.2.7. Перед врезкой в действующий газопровод, присоединяемый газопровод следует проверить на герметичность опрессовкой воздухом давлением 0,02 МПа. Падение давления не должно превышать 10 даПа за 1 час. На участках газопроводов, отключенных гидрозатворами, контрольная опрессовка может производиться давлением 400 даПа. Падение давления не должно превышать 5 даПа за 10 минут.

Результаты опрессовки фиксируются в наряде-допуске. Давление воздуха в присоединяемом газопроводе должно сохраняться до начала работ по пуску газа.

При наличии в присоединяемом газопроводе избыточного давления и пуске газа не позднее 6 месяцев со дня приемки его в эксплуатацию контрольную опрессовку разрешается не производить.

6.2.8. Лица, участвующие в выполнении работ, должны быть проинструктированы о последовательности технологических операций и задачах каждого члена бригады, мерах безопасности и применении средств индивидуальной защиты.

6.2.9. На период производства работ по врезке и пуску газа средства электрохимической защиты необходимо отключить.

6.2.10. Руководитель работ по врезке перед началом работ проверяет:

Давление воздуха в присоединяемом газопроводе;

Наличие заглушек и перекрытие задвижек в колодцах (стяжные болты на компенсаторах газопровода должны быть сняты);

Наличие в конце каждого подключаемого газопровода заглушки (если в конце газопровода имеется отключающее устройство, заглушка должна быть установлена после него по ходу газа);

Отсоединение газовых вводов в здание от внутренних газопроводов и наличие заглушек после отключающих устройств;

Организацию проветривания котлованов (приямков) для врезки;

Подготовку места врезки (очистка от изоляции и разметка);

Установку манометров и продувочных свечей. Краны на продувочных свечах должны быть закрыты;

Выполнение мероприятий по обеспечению безопасности при производстве работ.

6.2.11. При врезках со снижением давления газа в действующем газопроводе снижение давления и его регулировка в требуемых технологией врезки пределах производятся выпуском газа через продувочные свечи, установленные на действующем ГРП и газопроводе.

Величину давления газа в действующем газопроводе следует проверять в течение всего времени производства работ манометрами. Если давление газа в действующем газопроводе понизится ниже 40 даПа или повысится выше 200 даПа, работы необходимо прекратить до восстановления давления газа.

6.2.12. При пуске газа производится продувка газом газопровода через продувочные свечи, установленные на присоединяемом газопроводе (на конденсатосборниках, гидрозатворах, в конечных точках газопровода). Продувочные свечи на подземных участках газопровода должны быть высотой не менее 3 м от поверхности земли. В свечи должны быть вварены патрубки с кранами и штуцерами на высоте 1,5 м от поверхности земли для отбора пробы газа.

Выпуск газовоздушной смеси при продувке газопроводов следует производить в местах, где исключена возможность попадания ее в здания и воспламенения от какого-либо источника огня.

Перед заполнением газопровода газом давление воздуха в нем необходимо снизить до атмосферного, затем удалить заглушку, установленную после отключающего устройства в месте подсоединения газопровода. При подаче газа отключающие устройства должны открываться медленно, плавно. При этом необходимо вести непрерывное наблюдение за давлением газа по манометру.

Давление газа при продувке газопроводов низкого давления должно быть не выше рабочего, газопроводов среднего и высокого давления - не выше 0,1 МПа.

Кранами на свечах регулируется скорость выхода газовоздушной смеси. Краны следует открывать последовательно по заранее намеченному плану. В случае воспламенения газа на свече, кран следует немедленно перекрыть.

Продувку газом необходимо осуществлять до вытеснения всего воздуха из газопроводов. Окончание продувки определяется путем анализа или сжигания отбираемых проб. Сгорание газовоздушной смеси, пропускаемой через мыльную эмульсию, должно происходить спокойно, без хлопков.

При продувке у свечей находятся дежурные слесари. Отбираемые пробы необходимо относить от свечи на расстояние не менее 10 м.

Во время продувки газопровода дежурный слесарь не допускает посторонних лиц и транспорт к месту продувки.

6.2.13. Перед началом работ в колодце на расстоянии 5 м от него со стороны движения транспорта устанавливают ограждения, на расстоянии 10-15 м - предупредительный знак. На рабочих должны быть надеты сигнальные жилеты.

Удаление заглушки в колодце производится рабочими в противогазах и спасательных поясах, с применением искронедающего инструмента. На поверхности земли с наветренной стороны находятся не менее двух человек, держащих концы веревок от спасательных поясов находящихся в колодце рабочих и ведущих непрерывное наблюдение за производством работ. Колодец предварительно проверяется на загазованность и при необходимости вентилируется. Не допускается появление вблизи колодца посторонних лиц и применение открытого огня.

6.2.14. По окончании продувки газом установленные на газопроводах свечи и манометры снимают. В штуцера ввертывают стальные пробки, которые затем должны быть обварены, проверены на плотность газоиндикатором или мыльной эмульсией при рабочем давлении и изолированы (на подземных газопроводах). Места нахождения заваренных пробок вносят в чертежи исполнительной документации.

6.2.15. По окончании всех работ по присоединению газопровода и пуску газа необходимо:

Проверить герметичность сварных швов врезки прибором или мыльной эмульсией под рабочим давлением газа;

Произвести обход трассы присоединенного газопровода;

Выполнить изоляцию места врезки и проверить приборным методом качество изоляции после засыпки котлована;

Включить средства ЭХЗ;

Сделать отметку в наряде на газоопасные работы о выполнении работ.

Наряд-допуск на производство газоопасных работ прикладывается к исполнительной документации и хранится вместе с ней.

6.2.16. Все газопроводы, введенные в эксплуатацию, учитываются в специальном журнале. На подземные газопроводы должен вестись эксплуатационный паспорт.

6.3. Измерение давления газа в газораспределительных сетях

6.3.1. Контроль за давлением газа в газопроводах производится путем его измерения в период наибольшего расхода (в зимний период) и в часы максимального потребления газа.

Рекомендуется производить внеплановые измерения давления для уточнения радиусов действия существующих ГРП, выявления возможности подключения новых потребителей, а также при вводе в эксплуатацию новых потребителей с расходом газа более 10% от расхода на участке газопровода, к которому присоединяется потребитель.

6.3.2. Замеры давления производятся в заранее намеченных точках газовой сети, на выходе из ГРП и у потребителей по схеме, утверждаемой техническим руководством эксплуатационной организации в установленном порядке.

Точки (пункты) замера давления на газопроводах определяются эксплуатационной организацией, исходя из опыта эксплуатации с учетом заявок потребителей о снижении давления газа.

В схему замеров должны быть включены точки замеров на участках газопроводов у наиболее удаленных от ГРП (по ходу газа) потребителей и другие неблагоприятные по условиям подачи газа точки газовой сети.

При выявлении и уточнении мест закупорки газопроводов гидратными и конденсатными пробками производятся дополнительные замеры.

6.3.3. Измерения давления следует производить одновременно во всех точках, предусмотренных схемой замеров. Продолжительность проведения работ не должна превышать 1 ч.

Выявление резких перепадов давления на отдельных линейных участках газопровода свидетельствует о наличии закупорок.

6.3.4. Давление на выходе и входе ГРП (ГРУ) потребителей измеряется манометрами.

Для измерения давления на газопроводах следует применять следующие типы манометров:

При давлении до 0,01 МПа - U-образцовые, заполняемые водой;

При давлении свыше 0,01 МПа - образцовые или пружинные контрольные с соответствующей шкалой.

6.3.5. Герметичность соединений пробок, штуцеров, установленных по окончании замеров давления газа, должна быть проверена приборами или другими способами.

6.3.6. Результаты измерений давления заносятся в специальный журнал. При необходимости оценки фактического режима давления в системе газораспределения по результатам замеров следует составлять режимную карту давлений для сравнения ее с проектной расчетной схемой и выявления причин недостаточного давления газа.

6.3.7. Для восстановления оптимального режима работы систем газораспределения рекомендуется предусматривать прочистку газопроводов, замену отдельных участков или прокладку дополнительных газопроводов, повышение давления газа после ГРП, устройство новых ГРП, кольцевание распределительных газопроводов.

6.4. Обход трасс газопроводов

6.4.1. Обход трасс газопроводов осуществляется слесарями по обслуживанию и ремонту газопроводов (обходчиками). Состав бригад устанавливается в соответствии с требованиями ПБ 12-529. Обходчики находятся в непосредственном подчинении мастера службы эксплуатации подземных газопроводов.

6.4.2. За обходчиками закрепляются отдельные трассы газопроводов, которые для удобства обслуживания разбиваются на маршруты. Маршруты обходов составляются с учетом всех видов работ, выполняемых обходчиками, удаленности трасс, протяженности газопроводов, количества сооружений (колодцев подземных коммуникаций, подвалов зданий и др.), подлежащих проверке на загазованность, интенсивности движения транспорта, затрудняющего работу по обследованию трасс, и других факторов, влияющих на трудоемкость работ, с тем, чтобы обеспечить загрузку обходчиков на полный рабочий день.

В зависимости от трудоемкости работ по обходу трассы и взаимного расположения газопроводов, при составлении маршрутов рекомендуется учитывать возможность совместного обслуживания подземных, наземных и надземных газопроводов. На каждый маршрут обхода составляется маршрутная карта, которой присваивается номер.

6.4.3. В маршрутной карте указываются:

Номер маршрута;

Схема обхода трассы газопровода с привязками характерных точек газопровода (углов поворота, сооружений) к постоянным ориентирам;

Колодцы подземных коммуникаций и подвалы зданий, расположенные на расстоянии до 15 м в обе стороны от подземного газопровода. Подвалы, в которых установлены сигнализаторы загазованности, разрешается не включать в план обхода;

Общая протяженность газопроводов;

Количество обслуживаемых сооружений по данному маршруту.

6.4.4. Все изменения на трассах газопроводов (врезка новых газопроводов, снос и постройка зданий и сооружений и др.) своевременно наносятся на маршрутные карты.

Маршрутные карты изготавливаются не менее чем в двух экземплярах, один из которых хранится у начальника службы по эксплуатации подземных газопроводов, второй экземпляр передается обходчикам под расписку после ознакомления с трассой в натуре (на местности).

6.4.5. Каждый обходчик должен знать трассы обслуживаемых им газопроводов, установленные на них сооружения (запорную арматуру, контрольные трубки, конденсатосборники, гидрозатворы и др.), а также местоположение всех колодцев подземных сооружений других организаций и подвалов домов, расположенных на расстоянии до 15 м по обе стороны от газопровода.

6.4.6. Перед каждым выходом обходчиков на трассу мастер проверяет наличие у обходчиков маршрутных карт, газоанализаторов, инструментов, средств индивидуальной защиты, проводит инструктаж.

Комплектация бригады обходчиков приборами, инструментами, инвентарем, спецодеждой, средствами защиты и материалами производится в зависимости от состава работ на данном маршруте. При каждом обходе обходчики должны иметь газоанализатор, крючки для открывания колодцев, спецодежду. При выполнении работ в пределах проезжей части необходимо наличие жилета сигнального, знаков сигнальных, табличек предупредительных.

6.4.7. Проверка выполненных работ может производиться методом повторного обхода трассы в день обхода или на следующий день.

6.4.8. Виды работ, выполняемых при обходе трасс подземных, наземных и надземных проложенных на опорах газопроводов, устанавливаются по ПБ 12-529.

При обходе газопроводов, проложенных по стенам жилых и общественных зданий, следует проверять (визуально) их целостность, состояние окраски и креплений, выявлять сплющивание и недопустимые прогибы труб, перемещения газопроводов за пределы креплений.

При осмотре вводов в здания и выходов подземных газопроводов из земли следует проверять:

Отсутствие деформаций грунта в месте выхода газопровода из земли;

Состояние защитного футляра, компенсатора;

Состояние контрольного отверстия на футляре для проверки загазованности (при необходимости выполнить его прочистку);

Состояние неразъемного соединения полиэтилен-сталь, если конструкцией газового ввода предусмотрен колпак с отверстием;

Состояние окраски надземной части ввода и герметизацию футляра в месте его прохождения через наружную конструкцию здания.

6.4.9. Наличие газа в подвалах, колодцах, коллекторах, камерах, контрольных трубках и других сооружениях определяется газоанализаторами, газоиндикаторами. Для контрольной проверки наличия газа в указанных сооружениях, в случае необходимости, может быть взята проба воздуха для лабораторного анализа. При обнаружении лабораторным анализом загазованности сооружения болотным или другими горючими газами эксплуатационная организация уведомляет об этом собственников (арендаторов, нанимателей) этих сооружений. Определение наличия загазованности огнем запрещается.

6.4.10. При обнаружении в колодцах, подвалах или других сооружениях наличия газа необходимо сообщить об этом в аварийно-диспетчерскую службу эксплуатационной организации и принять следующие меры безопасности:

Организовать проветривание загазованных колодцев, подвалов и других мест, где обнаружено присутствие газа;

При загазованности подвалов и других помещений здания предупредить находящихся в здании людей о недопустимости курения, пользования открытым огнем и электроприборами, при необходимости принять меры по эвакуации людей из здания (с помощью домоуправления, милиции);

Организовать охрану входа в загазованное помещение.

6.4.11. Для обеспечения сохранности газопроводов и сооружений на них во время производства работ, проводимых в охранной зоне газопровода сторонними организациями, обходчик проверяет соответствие условий выполнения работ выданному разрешению, следит за сохранностью крышек газовых колодцев и коверов, правильным их положением по отношению к дорожному покрытию с целью предупреждения возможности их повреждения, замощения, асфальтирования или засыпки.

6.4.12. Результаты проверки состояния трасс газопроводов после каждого обхода обходчики записывают в журнал обхода. При выявлении нарушений и неисправностей составляется рапорт мастеру.

6.5. Техническое обследование газопроводов

6.5.1. Техническое обследование газопроводов следует проводить приборным методом (подземных - без вскрытия грунта) в соответствии с производственными инструкциями, разработанными с учетом требований эксплуатационной документации изготовителей применяемых приборов и Приложения Б настоящего ОСТ. Для получения качественных результатов периодическое приборное обследование подземных газопроводов рекомендуется производить в теплые месяцы года, при талом грунте, в сухую погоду.

Обследование подводных переходов газопроводов следует проводить по специальным методикам, утвержденным в установленном порядке.

6.5.2. Приборное обследование состояния изоляции и проверка герметичности подземных стальных газопроводов может производиться одновременно комплексной бригадой в составе не менее трех человек: двух операторов по обследованию изоляционного покрытия и одного оператора по проверке герметичности. При этом операторы по обследованию изоляционного покрытия должны идти впереди, с тем, чтобы оператор по проверке герметичности имел данные о местах повреждения изоляции.

6.5.3. Проверка герметичности газопровода производится по всей трассе обследуемого газопровода. При этом проверяются на загазованность газовые колодцы и контрольные трубки, установленные на газопроводе, а также расположенные на расстоянии до 15 м по обе стороны от газопровода колодцы других подземных коммуникаций, коллекторы, подвалы зданий, шахты устоев мостов. Оператор должен иметь маршрутную карту трассы обследуемого газопровода. Выявленные утечки газа устраняются в аварийном порядке.

6.5.4. С целью обеспечения безопасности работ и уменьшения влияния выхлопных газов автотранспорта на качество обследования, обследование газопроводов, расположенных вдоль транспортных магистралей, рекомендуется производить в часы наименьшей интенсивности движения транспорта. На проезжей части улиц операторы работают в сигнальных жилетах.

6.5.5. В местах выявленных повреждений изоляции и на участках, где использование приборов затруднено индустриальными помехами, для технического обследования подземных газопроводов должны быть вырыты шурфы (не менее 1 на каждые 500 м распределительного газопровода и 200 м газопровода - ввода) длиной не менее 1,5 м.

6.5.6. Проверку герметичности подземного газопровода и выявление мест утечек газа допускается производить бурением скважин.

Скважины закладываются на расстоянии не менее 0,5 м от стенки трубопровода через каждые 2 м трассы.

Проверка наличия газа в скважинах производится приборами. Применение открытого огня для опробования устья скважин разрешается на расстоянии не ближе 3 м от зданий и сооружений.

6.5.7. Разрешается производить проверку герметичности газопроводов опрессовкой воздухом по нормам испытаний на герметичность вновь построенных газопроводов, регламентируемых строительными нормами и правилами.

6.5.8. До начала производства работ по опрессовке выполняются следующие подготовительные работы:

Проверяется соответствие исполнительно-технической документации фактическому расположению подземного газопровода на месте производства работ;

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

6.5.9. Для выполнения работ в каждом конкретном случае, с учетом местных условий, разрабатывается план организации и производства работ, в котором предусматриваются следующие мероприятия:

Последовательность проведения работ;

Порядок отключения потребителей от газоснабжения;

Порядок освобождения газопроводов от газа;

Порядок проведения испытаний на герметичность;

Порядок производства работ при продувке газопроводов газом после проведения испытаний;

Порядок ввода газопровода в эксплуатацию;

Потребность в механизмах, приспособлениях, приборах, материалах.

6.5.10. Специалисты и рабочие, участвующие в опрессовке, до начала работ должны быть ознакомлены с планом организации и производства работ, и пройти инструктаж по безопасным методам их проведения.

6.5.11. Оповещение населения и потребителей о сроках выполнения работ и прекращении подачи газа производится не позднее чем за трое суток до их начала.

6.5.12. Отключение установок ЭХЗ производится не позднее чем за один день до начала работ по опрессовке.

6.5.13. При опрессовке подземных газопроводов работы выполняются в следующем порядке:

Производится отключение испытываемого участка газопровода с помощью закрытия задвижек и кранов на вводах к потребителям с установкой заглушек, освобождение его от газа. В местах разъединения фланцевых соединений устанавливаются шунтирующие перемычки;

Газ выпускается через свечу, установленную на стояке конденсатосборника, и по возможности сжигается;

После освобождения газопровода от газа, на стояке конденсатосборника вместо свечи устанавливается приспособление для подсоединения компрессора и манометра.

При закольцованной схеме газопроводов или при отсутствии отключающих устройств для проведения опрессовки вскрывается двухметровый участок подземного газопровода. После снижения давления газа до 40 даПа вырезается окно или катушка и устанавливаются заглушки в обе стороны газопровода.

При отсутствии на испытуемом участке газопровода конденсатосборников, присоединение свечи и приспособления для подсоединения компрессора и манометра производится с помощью штуцера с резьбой, который приваривается непосредственно к трубе или к одной из установленных заглушек.

6.5.14. При опрессовке подземных газопроводов СУГ от резервуарной установки работы выполняются в следующей последовательности:

Закрываются вентиль высокого давления на редукционной головке, кран на газопроводе низкого давления;

Закрываются краны на вводах к потребителям, устанавливаются заглушки;

Газ стравливается через резинотканевый рукав, подсоединенный к продувочному штуцеру, в безопасное место и по возможности сжигается;

После освобождения газопровода от газа на продувочный штуцер устанавливается приспособление для подсоединения компрессора и манометров. При небольшой протяженности газопровода вместо компрессора разрешается использовать ручной насос.

6.5.16. Результаты технического обследования оформляются актами, в которых при выявлении дефектов дается заключение о необходимости проведения ремонта, перекладки (замены), реконструкции газопровода.

6.6. Текущий и капитальный ремонт газопроводов

6.6.1. При текущем ремонте устраняются все дефекты, выявленные в результате проведения работ по техническому обслуживанию газопроводов.

6.6.2. При текущем ремонте надземных газопроводов производятся следующие виды работ:

Устранение провеса (прогиба) газопроводов;

Ремонт или замена креплений газопровода, устранение повреждений опор;

Окраска газопроводов и арматуры (по мере необходимости);

Ремонт и замена компенсаторов;

Очистка арматуры и компенсаторов от грязи и ржавчины;

Восстановление или замена настенных знаков;

Проверка герметичности всех сварных, резьбовых и фланцевых соединений прибором или мыльной эмульсией;

Устранение утечек газа из арматуры, вварка катушек;

Устранение закупорок газопровода и арматуры;

Устранение механических повреждений (не сопровождающихся выходом газа) труб газопровода;

Устранение утечек газа из газопроводов.

6.6.3. При текущем ремонте подземных и наземных газопроводов выполняются следующие виды работ:

Восстановление обвалования наземных газопроводов, засыпка подземного газопровода до проектных отметок в случае размыва, эрозии, оползней грунта;

Устранение перекосов, оседаний и других неисправностей коверов крышек газовых колодцев, оголовков стояков конденсатосборников и гидрозатворов;

Устранение закупорок газопроводов;

Устранение утечек газа из арматуры и газопроводов;

Ремонт отдельных мест повреждений изоляционных покрытий газопроводов;

Замена коверов и контрольных трубок;

Восстановление постели подводных переходов, футеровки труб, засыпка размытых участков прокладки газопроводов и восстановление пригрузов;

Очистка газовых колодцев от грязи, воды и посторонних предметов, проверка и закрепление лестниц и скоб, восстановление отдельных мест кирпичной кладки и штукатурки, заделка выбоин горловин, восстановление отмостки и гидроизоляции колодцев.

6.6.4. При капитальном ремонте газопроводов производятся следующие виды работ:

Замена отдельных участков газопроводов;

Замена газовых колодцев;

Замена изоляции на отдельных участках газопроводов;

Восстановление стенки трубы газопровода, врезка катушек;

Установка усилительных муфт;

Замена вводов газопроводов;

Разборка и замена перекрытий, перекладка горловин газовых колодцев, полное восстановление их гидроизоляции, наращивание колодцев по высоте, оштукатуривание, смена лестниц и скоб;

Демонтаж, установка дополнительных или замена коверов конденсатосборников, гидрозатворов;

Вынос участков подземных газопроводов на опоры и фасады зданий;

Замена изоляции и футляров вводов и выходов подземных газопроводов из земли;

Замена опор надземных газопроводов.

6.6.5. Работы по текущему и капитальному ремонту арматуры, установленной на газопроводах, выполняются в соответствии с требованиями раздела 8 настоящего ОСТ.

6.6.6. Результаты работ по текущему и капитальному ремонту оформляются записью в эксплуатационном паспорте газопровода.

6.7. Удаление конденсата из конденсатосборников

6.7.1. Конденсат из конденсатосборников удаляют в специальную емкость. Из газопроводов низкого давления - ручным насосом, из газопроводов высокого и среднего давления - давлением газа.

6.7.2. Работы по удалению конденсата из конденсатосборников относятся к газоопасным, выполняются по наряду-допуску установленной формы бригадой рабочих в составе не менее двух человек.

6.7.3. Перед выходом на объект бригадир или наиболее квалифицированный рабочий, которому поручено руководство указанными работами, проверяет комплектность инструментов, материалов и приспособлений, обеспеченность средствами индивидуальной защиты и спецодеждой, знакомится с соответствующей эксплуатационно-технической документацией.

6.7.4. Откачка конденсата из конденсатосборников на газопроводах низкого давления выполняется в следующей последовательности:

Отвертывается пробка на стояке конденсатосборника;

Измеряется мерной линейкой уровень конденсата в конденсатосборнике;

Через стояк опускается всасывающий патрубок ручного насоса и закрепляется на стояке;

Нагнетательный патрубок насоса вставляется в специальную емкость для слива конденсата или автоцистерну;

Производится откачка конденсата, по окончании которой вынимается всасывающий патрубок насоса и завертывается пробка на стояке;

Проверяется герметичность резьбовых соединений при помощи мыльной эмульсии или прибором.

6.7.5. Удаление конденсата из конденсатосборников на газопроводах высокого и среднего давления производится в следующем порядке:

Проверяется закрытие запорного устройства на стояке конденсатосборника, отвинчивается пробка на стояке конденсатосборника;

В муфту стояка ввинчивается отводная трубка, которую соединяют со специальной емкостью или автоцистерной;

Плавно открывается запорное устройство на стояке конденсатосборника и производится слив конденсата в емкость или в автоцистерну;

После удаления конденсата закрывается запорное устройство на стояке конденсатосборника, отвинчивается отводная трубка;

Ввинчивается пробка в муфту стояка и проверяется герметичность запорного устройства и резьбовых соединений при помощи мыльной эмульсии или прибором.

6.7.6. При удалении конденсата из газопровода крышка люка автоцистерны или емкости должна быть постоянно открыта.

6.7.7. Слив конденсата на поверхность земли, в системы водостока, канализацию и другие инженерные коммуникации запрещается.

6.7.8. Результаты работ по удалению конденсата оформляются в эксплуатационном журнале службы подземных газопроводов.

6.8. Техническое обслуживание и ремонт средств электрохимической защиты подземных стальных газопроводов от коррозии

6.8.1. Техническое обслуживание и ремонт средств электрохимической защиты подземных газопроводов от коррозии, контроль за эффективностью ЭХЗ и разработка мероприятий по предотвращению коррозионных повреждений газопроводов осуществляются персоналом специализированных структурных подразделений эксплуатационных организаций или специализированными организациями.

6.8.2. Периодичность выполнения работ по техническому обслуживанию, ремонту и проверке эффективности ЭХЗ устанавливается ПБ 12-529. Разрешается совмещать измерения потенциалов при проверке эффективности ЭХЗ с плановыми измерениями электрических потенциалов на газопроводах в зоне действия средств ЭХЗ.

6.8.3. Техническое обслуживание и ремонт изолирующих фланцев и установок ЭХЗ производятся по графикам, утверждаемым в установленном порядке техническим руководством организаций - владельцев электрозащитных установок. При эксплуатации средств ЭХЗ ведется учет их отказов в работе и времени простоя.

6.8.4. Техническое обслуживание катодных установок ЭХЗ включает в себя:

Проверку состояния контура защитного заземления (повторного заземления нулевого провода) и питающих линий. Внешним осмотром проверяется надежность видимого контакта проводника заземления с корпусом электрозащитной установки, отсутствие обрыва питающих проводов на опоре воздушной линии и надежность контакта нулевого провода с корпусом электрозащитной установки;

Осмотр состояния всех элементов оборудования катодной защиты с целью установления исправности предохранителей, надежности контактов, отсутствия следов перегревов и подгаров;

Очистку оборудования и контактных устройств от пыли, грязи, снега, проверку наличия и соответствия привязочных знаков, состояния коверов и колодцев контактных устройств;

Измерение напряжения, величины тока на выходе преобразователя, потенциала на защищаемом газопроводе в точке подключения при включенной и отключенной установке электрохимической защиты. В случае несоответствия параметров электрозащитной установки данным пусконаладки следует произвести регулировку ее режима работы;

Внесение соответствующих записей в эксплуатационном журнале.

6.8.5. Техническое обслуживание протекторных установок включает в себя:

Измерение потенциала протектора относительно земли при отключенном протекторе;

Измерение потенциала "газопровод-земля" при включенном и отключенном протекторе;

Величину тока в цепи "протектор - защищаемое сооружение".

6.8.6. Техническое обслуживание изолирующих фланцевых соединений включает в себя работы по очистке фланцев от пыли и грязи, измерении разности потенциалов "газопровод-земля" до и после фланца, падение напряжения на фланце. В зоне влияния блуждающих токов измерение разности потенциалов "газопровод-земля" до и после фланца следует производить синхронно.

6.8.7. Состояние регулируемых и нерегулируемых перемычек проверяют измерением разности потенциалов "сооружение-земля" в местах подключения перемычки (или в ближайших измерительных пунктах на подземных сооружениях), а также измерением величины и направления тока (на регулируемых и разъемных перемычках).

6.8.8. При проверке эффективности работы установок электрохимической защиты, кроме работ, выполняемых при техническом осмотре, производится измерение потенциалов на защищаемом газопроводе в опорных точках (на границах зоны защиты) и в точках, расположенных по трассе газопровода, через каждые 200 м в населенных пунктах и через каждые 500 м на прямолинейных участках межпоселковых газопроводов.

6.8.9. Текущий ремонт ЭХЗ включает в себя:

Все виды работ по техническому осмотру с проверкой эффективности работы;

Измерение сопротивления изоляции токоведущих частей;

Ремонт выпрямителя и других элементов схемы;

Устранение обрывов дренажных линий.

6.8.10. Капитальный ремонт установок ЭХЗ включает в себя работы, связанные с заменой анодных заземлителей, дренажных и питающих линий.

После капитального ремонта основное оборудование электрохимической защиты проверяется в работе под нагрузкой в течение времени, указанного заводом-изготовителем, но не менее 24 ч.

6.9. Особенности технической эксплуатации полиэтиленовых газопроводов

6.9.1. Присоединение построенного газопровода следует выполнять по технологическим инструкциям или картам, разработанным в соответствии с настоящим ОСТ и другими нормативными документами и утвержденным в установленном порядке.

6.9.2. Присоединение построенных полиэтиленовых газопроводов и стальных газопроводов, реконструированных методом протяжки полиэтиленовых труб, к газораспределительной сети (с отключением действующего газопровода) может проводиться:

К стальным газопроводам - с использованием неразъемных соединений "полиэтилен-сталь" по , и другим, утвержденным в установленном порядке;

К полиэтиленовым газопроводам - с помощью соединительных деталей из полиэтилена по , , муфт с закладным электронагревателем по и другим, утвержденным в установленном порядке.

6.9.3. Присоединение полиэтиленовых ответвлений без отключения давления в действующем газопроводе выполняется:

К стальным газопроводам - с применением неразъемных соединений "полиэтилен-сталь";

К полиэтиленовым газопроводам - с применением седелок крановых по и другим, утвержденным в установленном порядке.

6.9.4. Для врезки (присоединения) построенных или реконструированных газопроводов в действующий газопровод, кроме указанных в п.п.6.9.2 и 6.9.3, могут быть использованы и другие соединительные детали и узлы соединений (в том числе импортного производства), разрешенные к применению в установленном порядке.

6.9.5. Все соединительные детали, в том числе неразъемные соединения "полиэтилен-сталь", должны иметь документ, подтверждающий их качество (паспорта, сертификаты соответствия).

6.9.6. Врезка стальных ответвлений в полиэтиленовый газопровод производится через стальные вставки, длиной не менее 0,8 м.

6.9.7. Присоединение газопроводов, реконструированных синтетическим тканевым шлангом, к действующему, в том числе также реконструированному синтетическим тканевым шлангом, производится без снижения давления в нем при использовании специальных механических средств врезки. При этом запрещается прямое воздействие пламени горелки при резке трубопровода на тканевый шланг реконструированного газопровода.

6.9.8. Состав работ по техническому обслуживанию полиэтиленовых газопроводов путем обхода трасс соответствует выполняемому при эксплуатации стальных газопроводов.

6.9.9. Сроки обхода трасс газопроводов, в том числе реконструированных различными методами, в зависимости от давления газа, условий эксплуатации, пучинистости грунтов, срока службы и технического состояния, устанавливаются в соответствии с требованиями ПБ 12-529.

6.9.10. Техническое обследование газопроводов приборным методом, в том числе реконструированных, проводится с периодичностью, установленной для стальных газопроводов ПБ 12-529.

При техническом обследовании газопроводов, кроме выявления утечек газа, следует проверять наличие "провода-спутника" и качество изоляции стальных вставок.

Для обнаружения утечек газа на участках, где использование приборов затруднено индустриальными помехами, должны вскрываться контрольные шурфы в количестве не менее 1 на каждые 500 м распределительных газопроводов и на каждые 200 м газопроводов-вводов, предпочтительно в местах соединения труб, в соответствии со схемой сварных стыков.

При выполнении шурфового осмотра выполняются следующие операции:

Проверка герметичности сварных соединений высокочувствительным газоискателем;

Визуальная оценка состояния поверхности трубы и грата сварного шва или муфты с закладным нагревателем.

Для газопроводов, выполненных из труб мерной длины, при выявлении негерметичности стыка, его следует вырезать и по два стыка в каждую сторону от дефектного проверить методами визуально-измерительного и ультразвукового контроля. При неудовлетворительных результатах визуально-измерительного или ультразвукового контроля принимается одно из решений:

Продолжение эксплуатации газопровода на установленных параметрах;

Продолжение эксплуатации газопровода с ограничением параметров;

Использование по иному назначению;

Вывод из эксплуатации.

Для газопроводов, выполненных из длинномерных труб, при выявлении негерметичности стыка следует произвести его замену путем вварки катушки.

При выявлении сквозных дефектов поверхности трубы или выходящих за пределы допустимых значений, установленных нормативной документацией на трубы, дефект следует устранить путем вварки катушки.

По результатам технического обследования составляется акт.

6.9.11. Полиэтиленовые газопроводы, на которых в течение года наблюдались утечки газа в количестве более одной для межпоселковых и более двух для внутрипоселковых на 1 км газопровода, подвергаются внеочередному техническому обследованию.

6.9.12. Текущий ремонт полиэтиленовых газопроводов производится для устранения неисправностей, выявленных при техническом обслуживании. Кроме того, проводится визуальная проверка состояния поверхностей фитинга и участка полиэтиленовой трубы, расположенных в колодце.

6.9.13. Для ликвидации утечки газа в качестве временной меры (в течение одной рабочей смены) допускается использование металлических хомутов и муфт с уплотнением из маслобензостойкой резины, липкой синтетической ленты, глиняного пластыря или пережимных устройств.

6.9.14. При временном устранении дефекта в виде трещины концы ее необходимо засверлить на всю толщину стенки трубы.

6.9.15. Работы по устранению дефектов допускается производить при температуре наружного воздуха не ниже минус 15 °С. При более низких температурах необходимо осуществлять подогрев трубы, но не выше чем 40 °С (например, гибкими нагревательными элементами или др. приспособлениями) или производить работы с применением специальных отапливаемых модулей (палаток).

6.9.16. Засыпка полиэтиленового газопровода после временного устранения утечки газа не допускается.

При температуре наружного воздуха ниже минус 15 °С газопровод следует присыпать грунтом на высоту 0,2 м выше верхней образующей трубы.

6.9.17. Узлы неразъемных соединений "полиэтилен-сталь", установленные на цокольных вводах в здания или на надземных выходах, ремонту не подлежат, при выявлении утечек газа или механических повреждений - заменяются.

6.9.18. Замена дефектных стыков или участков труб производится путем вварки катушек длиной не менее 500 мм. Допускается вварка катушек длиной не менее 200 мм для труб диаметром до 50 мм.

Вварка катушек производится сваркой нагретым инструментом встык или при помощи муфт с закладными нагревателями.

6.9.19 При вварке катушек следует использовать трубы по ГОСТ Р 50838 из ПЭ 80 и ПЭ 100, не просроченные по гарантийному сроку хранения и прошедшие входной контроль качества. При использовании сварки встык и труб из разных марок полиэтилена параметры сварки следует выбирать по полиэтилену с наименьшим значением ПТР при условии разности показателей ПТР в пределах от 0,3 до 1,1 г/10 мин. ПТР измеряют в соответствии с требованием нормативной документации. Сварные стыковые соединения должны быть подвергнуты 100% ультразвуковому контролю не ранее чем через 24 часа после сварки последнего стыка.

Трубы, просроченные по гарантийному сроку хранения, могут быть использованы для ремонта газопровода после положительных результатов дополнительных испытаний на соответствие требованиям нормативной документации на их выпуск по следующим показателям:

Относительное удлинение при разрыве;

Показатель текучести расплава;

Испытание на стойкость при постоянном внутреннем давлении при 20 °С и в течение 100 часов.

При ремонте дефектных участков газопроводов разрешается использовать трубы из имеющегося аварийного запаса, в том числе и для газопроводов, построенных из ПЭ 63.

При использовании для ремонта муфт с закладным нагревателем параметры сварки устанавливаются в зависимости от способа ввода информации.

6.9.20. Допускается выполнять ремонт полиэтиленовых газопроводов с помощью вварки двух узлов неразъемных соединений "полиэтилен-сталь".

Неразъемные соединения изготавливаются по и другим, утвержденным в установленном порядке специализированной организацией.

На полиэтиленовых газопроводах низкого и среднего давления применяются соединения "полиэтилен-сталь", изготовленные из полиэтиленовых труб с SDR 17,6 и SDR 11, на газопроводах высокого - с SDR 11.

6.9.21. Ремонт газопроводов, реконструированных методом протяжки полиэтиленовых труб, необходимо выполнять отдельными участками.

Длина участка определяется с учетом его ограничения установленной на газопроводе арматурой и должна быть, как правило, не более 500 м.

6.9.22. Для обнаружения утечки газа следует использовать высокочувствительные газоанализаторы или газоискатели.

Для определения места утечки на реконструированных газопроводах возможно использование современной робототехники. Для осмотра внутренней поверхности труб могут применяться телекамеры, перемещающиеся внутри трубы с помощью специальных транспортеров или тросов.

Ремонт газопроводов, реконструированных методом протяжки полиэтиленовых труб, включает следующие виды работ:

Подготовка котлованов;

Отключение ремонтируемого участка от действующей сети с применением инвентарных заглушек;

Разгерметизация торцов футляра для извлечения полиэтиленового газопровода;

Вытягивание плети с помощью механизированных приспособлений тросом, закрепленным на трубе через хомут;

Вварка отрезка трубы или всего заменяемого участка в действующий газопровод с помощью муфт с закладным нагревателем или сваркой встык при условии 100% ультразвукового контроля сварных стыковых соединений;

Испытания полиэтиленовой плети на герметичность по нормам, предусмотренным для вновь строящихся газопроводов;

Протяжка отремонтированного участка или новой плети внутрь стального футляра;

Присоединение отремонтированного участка к действующему газопроводу;

Проверка герметичности стыков на смонтированных узлах соединений "полиэтилен-сталь" рабочим давлением газа;

Пуск газа.

После проведения ремонта на открытых участках полиэтиленовых труб на расстоянии 0,25 м от верха газопровода должна быть уложена полиэтиленовая сигнальная лента шириной не менее 0,2 м с несмываемой надписью "газ".

6.9.23. Вварка нового участка в газопроводы, реконструированные другими методами, производится в соответствии со специально разработанной технологической картой.

6.9.24. При отключении газопровода для ремонта рекомендуется применять пережимные устройства.

6.9.25. Место сжатия трубы должно находиться в углублении траншеи. При наличии сухого грунта, для исключения воздействия статического электричества, углубление должно быть залито водой. После проведения ремонта место сжатия должно быть усилено муфтой с закладным электронагревателем или хомутом.

Газопровод не должен подвергаться сжатию более одного раза в одном и том же месте.

Возможно использование заземленного проводника в виде влажной ленты, обернутой вокруг трубы.

6.9.26. При обнаружении выхода газа труба должна быть увлажнена слабым раствором моющего средства, начиная от уровня земли. Затем следует намотать влажную ленту, добавляя к воде глицерин для сохранения гибкости ленты при температуре окружающей среды ниже 0 °С. Ленту следует заземлить с помощью металлического штифта, закрепленного в земле.

6.9.27. С целью исключения разряда статического электричества продувка ремонтируемого участка может выполняться только при заземленном полиэтиленовом газопроводе.

6.9.28. Необходимость капитального ремонта устанавливается в процессе эксплуатации в случае обнаружения неудовлетворительного состояния газопровода (разрушение стыков и соединений "полиэтилен-сталь", механических повреждений, пришедших в негодность сооружений на газопроводе и др). Назначение на капитальный ремонт осуществляется на основании результатов технического обследования.

6.9.29. Капитальный ремонт полиэтиленовых газопроводов заключается в замене пришедших в негодность труб и стыков на отдельных участках газопровода, соединительных деталей и узлов соединений "полиэтилен-сталь" или участков газопровода.

6.9.30. Капитальный ремонт газопроводов, реконструированных методом протяжки полиэтиленовых труб, заключается в удалении пришедших в негодность полиэтиленовых труб и выполняется как при текущем ремонте.

6.9.31. Капитальный ремонт газопроводов, реконструированных методом протяжки профилированных полиэтиленовых труб, заключается в удалении всего реконструированного участка и замене его новым.

6.9.32. Капитальный ремонт газопроводов, восстановленных с использованием синтетического тканевого шланга и двухкомпонентного клея, заключается в замене участков газопровода.

При капитальном ремонте производятся все виды работ, предусмотренные при техническом обслуживании и текущем ремонте.

6.9.33. Поиск трассы газопровода, если для обозначения ее был использован изолированный медный или алюминиевый провод, необходимо выполнять прибором типа АНПИ или аналогичным.

6.9.34. После проведения работ по капитальному ремонту на 0,25 м от верха газопровода следует произвести укладку сигнальной полиэтиленовой ленты шириной не менее 0,2 м с несмываемой надписью "газ".

6.9.35. Сведения о работах, выполняемых при капитальном ремонте полиэтиленовых и реконструированных газопроводов, заносятся в эксплуатационный паспорт газопровода.

6.9.36. Аварийно-восстановительные работы на полиэтиленовых газопроводах, в том числе реконструированных, выполняются в соответствии с планами локализации и ликвидации аварий, утверждаемыми в установленном порядке.

6.9.37. Место снежно-ледяных, кристаллогидратных, смоляных закупорок газопровода определяют:

По рельефу трассы газопровода в местах ее понижения, а также в местах местных сопротивлений (повороты, сужения и пр.);

От ближайшего разъемного соединения на газопроводе (например, от колодца) методом проталкивания до упора стеклопластикового стержня (типа "Кобра") в закупорку. Уточняют место ее нахождения по длине проталкиваемого стержня до упора.

6.9.38. Для ликвидации снежно-ледяных, кристаллогидратных, смоляных закупорок на полиэтиленовом газопроводе применяются:

Заливка органических спиртов-растворителей, к которым полиэтилен химически стоек (например, этанол, бутанол);

Обогрев мест закупорки паром, гибкими нагревательными элементами или разогрев через слой песка инфракрасными горелками. Температура разогрева песка не должна превышать 80 °С;

Шуровка газопровода мягким ершом;

Др. методы по ТК, инструкциям, утвержденным в установленном порядке.

6.9.39. Аварийно-восстановительные работы на газопроводах, восстановленных с использованием синтетических тканевых шлангов и двухкомпонентного клея, проводятся по специально разработанной инструкции и включают в себя следующие основные виды операций:

Отключение поврежденного участка;

Продувка;

Высверливание окна на поврежденном месте для установки кляпов, для вырезки катушек;

Проверка герметичности кляпов (кирпичной стенки шара с шамотной глиной);

Вырезка катушек на поврежденных участках, при врезке по границе кляпа постоянно должен находиться жгут из ветоши, смоченной водой.

Врезка новой катушки с окном производится в обратном порядке.

6.9.40. Работы по технической эксплуатации полиэтиленовых газопроводов, не регламентируемые настоящим подразделом, выполняются аналогично работам, предусмотренным для стальных газопроводов.

Газопроводы Трассы газопроводов низкого давления в застроенной части города (населенного пункта) высокого и среднего давления в застроенной части города (населенного пункта) всех давлений в незастроенной части города (населенного пункта) и межпоселковые 1. Вновь построенные Непосредственно в день пуска и на следующий день после пуска 2. Эксплуатируемые в нормальных условиях и находящиеся в Устанавливается главным инженером эксплуатирующей организации, но: удовлетворительном техническом состоянии не реже 1 раза в мес. не реже 2 раз в мес. не реже 1 раза в 6 мес. при ежегодном приборном обследовании или 1 раза в 2 мес. без его проведения 3. После реконструкции методом протяжки полиэтиленовых труб или санированием То же То же То же 4. Проложенные в зоне действия источников блуждающих токов, в грунте с высокой коррозионной активностью и не обеспеченные минимальным защитным электропотенциалом Не реже 1 раза в неделю Не реже 2 раз в неделю Не реже 1 раза в 2 недели 5. Имеющие дефекты защитных покрытий после приборного технического обследования Не реже 1 раза в неделю Не реже 2 раз в неделю Не реже 1 раза в 2 недели 6. Имеющие положительные и знакопеременные значения электропотенциалов Ежедневно Ежедневно Не реже 2 раз в неделю 7. Находящиеся в неудовлетворительном техническом состоянии, подлежащие замене Ежедневно Ежедневно Не реже 2 раз в неделю 8. Проложенные в просадочных грунтах Не реже 1 раза в неделю Не реже 2 раз в неделю Не реже 1 раза в 2 недели 9. С временно устраненной утечкой (бинт, бандаж) Ежедневно до проведения ремонта 10 Находящиеся в радиусе 15 м от места производства строительных работ Ежедневно до устранения угрозы повреждения газопровода 11 Береговые части переходов через водные преграды и овраги Ежедневно в период паводка

Смотрите также:

В случае выявления неисправностей или самовольного ведения работ в охранной зоне газопровода должен составляться рапорт.

3.3.13. Вдоль трассы подземного газопровода в пределах 2 м по обе стороны не допускается складирование материалов, оборудования, в том числе для временного хранения.

3.3.14. Администрация организации, по территории которой газопровод проложен транзитом, должна обеспечить доступ обслуживающего персонала эксплуатационной организации для проведения осмотра, ремонта газопровода, локализации и ликвидации аварийных ситуаций.

3.3.15. Владельцы смежных с газопроводом подземных сооружений (коммуникаций) должны своевременно производить очистку крышек колодцев и камер на расстоянии не менее 15 м от газопровода для проверки их на загазованность.

3.3.16. Владельцы зданий должны содержать подвалы и технические подполья в состоянии, обеспечивающем возможность их постоянного проветривания и проверки на загазованность.

3.3.17. Приборное техническое обследование действующих подземных газопроводов должно производиться не реже 1 раза в 5 лет.

Газопроводы, требующие капитального ремонта или включенные в план на замену (перекладку), должны подвергаться приборному техническому обследованию не реже 1 раза в год.

3.3.18. Внеочередные приборные технические обследования стальных газопроводов должны проводиться при обнаружении неплотности или разрыва сварных стыков, сквозных коррозионных повреждений, а также если у электрозащитных установок в течение года были перерывы в работе:

более 1 мес. - в зонах опасного действия блуждающих токов;

более 6 мес. - в зонах отсутствия блуждающих токов, если защита газопровода не обеспечена другими установками.

Коррозионное состояние металла и изоляционного покрытия трубы должно определяться во всех шурфах, отрываемых в процессе эксплуатации газопровода или смежных сооружений.

Качество сварных стыков на вскрытых участках газопроводов проверяется, если ранее на газопроводе были обнаружены поврежденные сварные соединения.

3.3.19. При приборном техническом обследовании подземных стальных газопроводов должны выявляться места повреждения изоляционных покрытий и утечки газа.

3.3.20. В местах выявленных повреждений изоляционного покрытия, а также на участках, где использование приборов затруднено индустриальными помехами, должны быть отрыты контрольные шурфы длиной не менее 1,5 м для визуального обследования.

Количество шурфов в зонах индустриальных помех должно составлять не менее 1 на каждые 500 м распределительных газопроводов и на каждые 200 м газопроводов - вводов.

3.3.21. С целью проверки герметичности подземного газопровода и для обнаружения мест утечек газа допускается производить бурение скважин.

Скважины закладываются на расстоянии не менее 0,5 м от стенки газопровода через каждые 2 м глубиной не менее глубины промерзания грунта в зимнее время, в остальное время - на глубину укладки трубы.

3.3.22. Применение открытого огня для опробования устья скважин разрешается не ближе 3 м от зданий и сооружений.

Если газ в скважине не воспламенится, проверка его наличия должна проводиться приборами.

3.3.23. При использовании высокочувствительных приборов для определения наличия газа глубина скважин может быть уменьшена с целью их закладки вдоль оси газопровода.

3.3.24. Допускается производить проверку плотности газопроводов опрессовкой по нормам испытаний вновь построенных газопроводов на герметичность.

Газопроводы давлением до 0,005 МПа проверяются на герметичность давлением 0,3 МПа в течение 1 часа. Видимое падение давления по образцовому манометру не допускается.

3.3.25. При обследовании подводных переходов уточняется местоположение газопровода и наличие повреждений изоляционного покрытия по методике, разработанной специализированной организацией и утвержденной владельцем газопровода.

Работы по обследованию переходов через водные преграды должны производиться не реже 1 раза в 5 лет.

3.3.26. Утечки газа на газопроводах, обнаруженные при приборном техническом обследовании, устраняются в аварийном порядке.

Дефекты изоляционных покрытий, выявленные на газопроводах, расположенных в зонах опасного влияния блуждающих токов и на расстоянии менее 15 м от административных, общественных и жилых зданий, должны устраняться в течение 1 мес., в остальных случаях - не позднее чем через 3 мес. после их обнаружения.

3.3.27. По результатам приборного технического обследования должен составляться акт, в котором с учетом выявленных дефектов и оценки технического состояния дается заключение о возможности дальнейшей эксплуатации газопровода, необходимости и сроках проведения его ремонта или перекладки (замены).

3.3.28. Внеочередные технические обследования (диагностика технического состояния) газопроводов должны проводиться по истечении расчетного ресурса работы, принимаемого для стальных газопроводов 40 лет и для полиэтиленовых 50 лет.

Диагностика с целью определения необходимости замены или остаточного ресурса с разработкой мероприятий, обеспечивающих безопасную эксплуатацию газопровода на весь срок продления жизненного цикла, должна проводиться в соответствии с методиками, утверждаемыми Госгортехнадзором России.

3.3.29. Производство строительных и земляных работ в охранной зоне газопровода (ближе 15 м) допускается по письменному разрешению организации - владельца газопровода, в котором должны быть указаны условия и порядок их проведения и приложена схема газопровода с привязками.

До начала работ эксплуатирующей организации газового хозяйства представляется проект плана производства работ для согласования мероприятий, обеспечивающих сохранность газопровода.

Производство строительных работ в охранной зоне газопровода без разрешения запрещается.

3.3.30. До начала работ ударных механизмов и землеройной техники должно быть определено фактическое местоположение газопровода отрытием шурфов вручную в присутствии представителя организации газового хозяйства.

Ударные механизмы для рыхления грунта могут применяться не ближе 3 м от газопровода, а способные на отклонение от вертикали (клин - баба) - не ближе 5 м от газопровода.

Эксплуатационным организациям газового хозяйства допускается производить вскрытие газопровода механизированным способом, при условии удаления последнего слоя грунта (200 - 300 мм) вручную.

3.3.31. При строительстве вблизи действующих газопроводов зданий, инженерных сооружений (коммуникаций), дорог и в случаях пересечения ими газопроводов строительными организациями должны быть выполнены требования действующих нормативных документов и проекта.

3.3.32. При проведении работ по расширению и капитальному ремонту железнодорожных, трамвайных путей и автомобильных дорог в местах пересечения их с газопроводами последние, независимо от сроков предыдущей проверки, должны быть подвергнуты внеочередному техническому обследованию и, при необходимости, ремонту или перекладке.

Эксплуатационные организации газового хозяйства должны быть заблаговременно уведомлены о предстоящем ремонте или расширении путей (дорог).

«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.

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

Обход и техническое обслуживание газопроводов

4.1. Все работы по техническому обслуживанию газопроводов должны выполняться в соответствии с требованиями "Правил безопасности в газовом хозяйстве", настоящих Правил, а также производственных инструкций, инструкций по безопасным методам работ и противопожарной безопасности, разработанных и утвержденных в установленном порядке.

Техническое обслуживание газового оборудования осуществляется по графикам, утвержденным главным инженером предприятия-владельца.

На предприятиях, где газовое оборудование обслуживается по договорам, графики технического обслуживания должны быть согласованы с главным инженером (техническим директором) предприятия, выполняющего указанные работы по договору.

4.2. К техническому обслуживанию относятся следующие работы:

Наблюдение за состоянием наружных газопроводов и сооружений на них, включая средства электрозащиты, а также устранение мелких неисправностей, возникающих в процессе эксплуатации;

Осмотр арматуры, установленной на газопроводах;

Проверка состояния газопроводов и их изоляции приборами, буровым и шурфовым осмотром или посредством опрессовки;

Измерение давления газа в газопроводах;

Измерение электрических потенциалов на газопроводах.

4.3. Наблюдение за состоянием наружных газопроводов и сооружений на них должно проводиться путем систематического обхода трасс газопровода.

Обход трасс в городах и населенных пунктах должен производиться в сроки, предусмотренные "Правилами безопасности в газовом хозяйстве".

Объем и сроки выполнения работ по обходу трасс газопроводов устанавливаются календарным графиком, утвержденным главным инженером предприятия газового хозяйства.

4.4. Обход трасс подземных газопроводов должен осуществляться бригадой слесарей по обслуживанию газопроводов.

За каждой бригадой должны быть закреплены определенные участки трасс с прилегающими к ним вводами, разделенные для удобства обслуживания на маршруты.

4.5. В зависимости от протяженности и взаимного расположения газопроводов разных давлений при составлении маршрутов должна быть учтена возможность совместного обслуживания.

4.6. Обход трасс надземных и наземных газопроводов предусматривает следующий комплекс работ:

Внешний осмотр газопроводов со всеми установленными на них отключающими устройствами;

Проверка состояния компенсаторов;

Очистка запорной арматуры от загрязнения.

4.7. При осмотре подземных, надземных и наземных газопроводов следует проверять состояние окраски труб и арматуры, целостность арматуры, исправность крепления газопровода к стенам зданий или опорам, наличие и состояние средств защиты газопроводов от падения электропроводов в местах их пересечения.

4.8. Для обслуживания подземных газопроводов должны быть составлены и выданы на руки обходчикам (под расписку) маршрутные карты с присвоенными номерами. В каждой маршрутной карте должны быть указаны: схема кабелей активной защиты газопровода трассы газопровода, колодцы подземных коммуникаций и подвалы зданий, расположенные на расстоянии до 15 м в обе стороны от газопроводов. (в ред. Изменений N 1, утв. Минтопэнерго РФ 22.03.1994)

4.9. При обходе трасс подземных газопроводов должны выполняться работы, предусмотренные требованиями "Правил безопасности в газовом хозяйстве".

4.10. Предприятия и организации, эксплуатирующие здания с подвальными и цокольными этажами, расположенные на расстоянии до 50 м в обе стороны от оси газопровода, обязаны содержать в исправном состоянии вентиляционные устройства подвалов и их освещение, проветривать подвалы, следить за уплотнением вводов подземных коммуникаций в подвалы зданий, а также мест пересечения газопроводами строительных элементов зданий и обеспечивать беспрепятственный доступ работников предприятий газового хозяйства.

4.11. Наличие газа в подвалах, колодцах, коллекторах, камерах, контрольных трубках и других сооружениях должно определяться специальными приборами. Для контрольной проверки наличия газа в указанных сооружениях, в случае необходимости, должна быть взята проба воздуха для лабораторного анализа. Определение наличия газа огнем категорически запрещается. При обнаружении лабораторным анализом загазованности указанных выше сооружений болотным и другими горючими газами предприятия газового хозяйства должны уведомить об этом их владельцев.

4.14. Производство дорожных и строительных работ, проводимых в охранной зоне газопровода, должно осуществляться в соответствии с требованиями "Правил безопасности в газовом хозяйстве" Госгортехнадзора РФ и "Правил охраны систем газоснабжения".

4.15. При выполнении дорожных работ предприятия газового хозяйства должны следить 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.

4.16. С целью защиты газопровода от возможных повреждений представитель предприятия газового хозяйства из числа руководителей или специалистов обязан выдать производителю работ, выполняющему земляные работы в охранной зоне газопроводов, письменное уведомление установленной формы о порядке производства работ в охранной зоне газопроводов, сооружений и коммуникаций с указанием мер предосторожности и эскиз расположения газопровода, контура анодных заземлений установок электрохимической защиты (ЭХЗ), кабельных линий с привязками и указанием глубины их заложения.

Копии уведомлений и эскизов с распиской о получении должны храниться на предприятии газового хозяйства.

Организациям разрешается производить все виды работ в охранной зоне наружных газопроводов только при наличии проекта производства работ, согласованного с предприятиями газового хозяйства, и определении на месте прохождения трассы подземного газопровода.

В случае выявления самовольного ведения работ в охранной зоне наружных газопроводов предприятием газового хозяйства должно вручаться предписание производителю работ о запрещении производства работ.

4.17. При производстве земляных работ какой-либо организацией на трассах действующих газопроводов предприятие газового хозяйства при получении вызова должно обеспечить присутствие на трассе своего представителя для контроля за обеспечением сохранности газопровода.

Представитель предприятия газового хозяйства может разрешить засыпку вскрытого газопровода только после проверки технического состояния газопровода и "постели". При этом засыпка до отметки 0,2 м выше верха трубы должна производиться песком с тщательным его трамбованием и подбивкой пазух, а после окончательной засыпки участок газопровода проверяется приборным методом.

4.18. Все вскрытые газопроводы должны быть осмотрены, должно быть оценено состояние изоляции металла трубы; результаты осмотра должны быть занесены в паспорта газопроводов с составлением эскиза.

4.19. Проверка конденсатосборников и гидрозатворов на наличие в них воды и конденсата осуществляется по графикам. Удаление из них воды и конденсата производится в соответствии с утвержденной производственной инструкцией.

4.20. Подземные стальные газопроводы всех давлений в процессе эксплуатации должны подвергаться периодическому техническому обследованию с целью определения их герметичности, качества сварных стыков, подверженности коррозийной опасности, состояния защитного покрытия и металла трубы. Обследования должны производиться по графикам, утвержденным главным инженером предприятия газового хозяйства, в сроки, предусмотренные "Правилами безопасности в газовом хозяйстве".

4.21. Проверку герметичности газопроводов всех давлений следует производить с помощью приборов, позволяющих выявлять утечки газа и места повреждений изоляции подземных газопроводов без вскрытия грунта. Проверка герметичности подземных газопроводов на участках, расположенных под усовершенствованным дорожным покрытием, в период промерзания грунта, а также обнаружение мест утечек газа должны производиться методом бурения скважин с последующим замером прибором.

На распределительном газопроводе скважины бурятся у стыков газопровода. При отсутствии схемы расположения стыков, а также на газопроводах - вводах скважины должны буриться через каждые 2 м.

При использовании приборов чувствительностью не ниже 0,01% объема расстояния между скважинами допускается увеличить до 5 м.

4.22. Применение открытого огня для определения наличия газа в пробуренных скважинах разрешается не ближе 3 м от здания и сооружения. Если газ в скважине не воспламеняется, проводится проверка его наличия прибором.

4.23. Допускается проверять герметичность газопровода опрессовкой воздухом по нормам испытаний, указанным в СНиП 3.05.02-88.

4.24. Качество сварных стыков проверяется, если в процессе эксплуатации на данном газопроводе обнаружены дефекты сварных стыков.

4.25. Осмотр подземных стальных газопроводов с целью определения состояния защитного покрытия металла трубы (путем вскрытия на газопроводах контрольных шурфов длиной не менее 1,5 м) должен выполняться только в местах выявления повреждений покрытий, а также на участках, где использование приборов затруднено индустриальными помехами.

4.26. Места вскрытия контрольными шурфами, их количество в зонах индустриальных помех определяются главным инженером предприятия газового хозяйства или начальником газовой службы. Для визуального обследования должны выбираться участки, подверженные наибольшей коррозионной опасности, места пересечения газопроводов с другими подземными коммуникациями, конденсатосборники, гидрозатворы. При этом должно быть не менее одного шурфа на каждые 500 м распределительных газопроводов и на каждые 200 м газопроводов - вводов.

4.27. Состояние металла и изоляционного покрытия трубы должно определяться во всех шурфах, отрываемых в процессе эксплуатации газопровода с целью проведения ремонта изоляции или устранения утечек газа.

4.28. Предприятие-владелец должно своевременно принимать меры по ремонту защитных покрытий и предотвращению дальнейшего разрушения подземных стальных газопроводов. Дефекты изоляции на газопроводах, расположенных в зоне действия блуждающих токов или вблизи зданий с возможным скоплением людей, должны устраняться в первую очередь, но не позднее чем через месяц после их обнаружения.

4.29. По результатам технического обследования должен составляться акт, в котором с учетом выявленных дефектов и оценки технического состояния следует дать заключение о возможности дальнейшей эксплуатации газопровода, необходимости и сроках проведения его ремонта или замены.

Акт технического обследования должен утверждаться руководителем предприятия, выполнявшего эти работы.

Результаты технического обследования газопроводов должны заноситься в эксплуатационный паспорт газопровода.

Текущий ремонт

4.30. В состав текущего ремонта газопроводов должны входить следующие основные работы:

Устранение дефектов, выявленных при техническом обслуживании;

Устранение провеса надземных газопроводов, восстановление или замена креплений надземных газопроводов;

Окраска надземных газопроводов;

Приведение в порядок настенных знаков;

Проверка состояния люков, крышек газовых колодцев, коверов и устранение перекосов, оседаний и других неисправностей;

Ремонт запорной арматуры и компенсаторов;

Окраска задвижек, кранов и компенсаторов;

Проверка герметичности резьбовых соединений, конденсатосборников и гидрозатворов, устранение повреждений их стояков, наращивание или обрезка выводных трубок конденсатосборников, гидрозатворов и контрольных трубок.

4.31. Текущий ремонт запорной арматуры и компенсаторов проводится не реже одного раза в год и включает следующее:

Очистку арматуры и компенсаторов от грязи и ржавчины;

Окраску (при необходимости);

Разгон червяка у задвижек, его смазку;

Проверку и набивку сальников;

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.

Результаты проверки и ремонта арматуры и компенсаторов должны быть занесены в паспорт газопровода (форма 10-э).

4.32. Неплотности в арматуре газопроводов должны устраняться путем подтягивания болтов фланцевых соединений, уплотнения сальниковых устройств, замены отдельных деталей.

4.33. Работы по текущему ремонту, перечисленные в пп. 4.30 и 4.31, должны выполняться по плану или графику, утвержденному главным инженером предприятия газового хозяйства.

Окраска надземных газопроводов и оборудования должна производиться по мере необходимости.

Капитальный ремонт

4.34. К капитальному ремонту газопроводов относят работы по замене изношенных конструкций, узлов и деталей более прочными или экономичными, а также работы по ремонту основных конструкций.

4.35. Для всех газопроводов, отобранных для капитального ремонта в соответствии с требованиями РД-204 РСФСР 33-87 "Техническое состояние подземных газопроводов. Общие требования. Методы оценки", должна быть составлена документация.

Для объектов со сложной технологией ремонтных работ должны составляться планы производства работ.

В планах производства работ на капитальный ремонт газопроводов и сооружений на них должны быть определены методы и сроки выполнения работ, потребность в рабочей силе, материалах, арматуре, деталях, строительных материалах.

Планы производства работ должны разрабатываться организацией, выполняющей капитальный ремонт, и утверждаться главным инженером этой организации по согласованию с главным инженером предприятия газового хозяйства.

4.36. К производству основных работ по капитальному ремонту газопроводов и сооружений на них разрешается приступить при:

Наличии утвержденной технической документации на капитальный ремонт;

Получении ордера или соответствующего разрешения на производство земляных работ;

Устройстве требуемых нормами ограждений места работ и выполнении других охранных мероприятий.

4.37. В состав капитального ремонта подземных и надземных газопроводов входят следующие основные работы:

Ремонт или замена участков труб, пришедших в негодность, установка усилительных муфт;

Замена изоляции вместе с трубами или без них на отдельных участках газопроводов;

Ремонт кирпичной кладки колодцев с разборкой и заменой перекрытий, замена изношенных люков и крышек, перекладка горловин, полное восстановление или ремонт гидроизоляции колодцев;

Наращивание колодцев по высоте, оштукатуривание колодцев заново, смена лестниц, ходовых скоб и др.;

Замена неисправных кранов и задвижек;

Разборка задвижек и кранов, замена износившихся узлов и деталей;

Демонтаж или замена конденсатосборников, гидрозатворов, ремонт и замена коверов и др.

Кроме перечисленных работ при капитальном ремонте газопроводов должны производиться все виды работ, предусмотренные при текущем ремонте и техническом обслуживании.

4.38. Контроль за выполнением работ по капитальному ремонту в соответствии с утвержденной технической документацией и требованиями "Правил безопасности в газовом хозяйстве" и последующая приемка работ должны осуществляться организацией, эксплуатирующей газопровод.

4.39. Законченные работы по капитальному ремонту, связанные с заменой отдельных участков газопровода, принимаются комиссией, назначенной руководителем организации, эксплуатирующей газопровод. В состав приемочной комиссии должны входить представители заказчика, организации, эксплуатирующей газопровод, и строительно-монтажной организации.

4.40. При перекладке участка газопроводов составляется проектная и исполнительно-техническая документация в соответствии с требованиями, предъявляемыми к новому строительству. В случаях, когда трассы газопроводов не изменяются, составляется только исполнительно-техническая документация. Работы производятся по ранее разработанному проекту.

4.41. Результаты работ по капитальному ремонту должны заноситься в паспорт газопровода (форма 10-э).

Аварийно-восстановительные работы

4.42. Аварийно-восстановительные работы относятся к внеплановым работам, необходимость выполнения которых появляется вследствие нарушений целостности газопровода или сооружений на нем, создающих аварийную ситуацию. Аварийно-восстановительные работы должны проводиться немедленно.

4.43. Устранение снежно-ледяных и кристаллогидратных пробок в газопроводах, конденсатосборниках, гидрозатворах относится к аварийно-восстановительным работам.

4.44. Для ликвидации образующихся во время эксплуатации водяных, снежно-ледяных, кристаллогидратных, смоляных, нафталиновых, грязевых и других закупорок газопроводов и арматуры могут применяться следующие способы и средства:

Заливка растворителя в газопровод;

Отогрев мест ледяной закупорки производится гибкими нагревательными элементами, паром или огнем (на участке, где нет резьбовых или фланцевых соединений). Применение открытого огня для отогрева газопроводов в помещениях запрещается;

Шуровка газопровода стальной проволокой или прочистка ершом;

Продувка газом или воздухом;

Извлечение посторонних предметов через специально вырезанные окна;

Проведение соответствующих ремонтных работ.

По окончании прочистки или продувки возобновляется подача газа в приборы с соблюдением необходимых мер безопасности при пуске газа. (Докипедия: "Правила технической эксплуатации и требования безопасности труда в газовом хозяйстве Российской Федерации")