Действия обходчика газопровода при несанкционированных земляных работах. Эксплуатация наружных газопроводов

Периодичность обхода трасс подземных газопроводов

#G0		Характеристика трасс газопровода
N	Газопроводы	низкого давления в застроенной части города (населенного пункта)	высокого и среднего давления в застроенной части города (населенного пункта)	всех давлений в незастроенной части города (населенного пункта) и межпоселковые
1	2	3	4	5
1	Вновь построенные	Непосредственно в день пуска и на следующий день после пуска
2	Эксплуатируемые в нормальных условиях и находящиеся в удовлетворительном техническом состоянии	Устанавливается главным инженером эксплуатирующей организации, но:
		Не реже 1 раза в мес	Не реже 2 раз в мес		Не реже 1 раза в 6 мес при ежегодном приборном техническом обследовании или 1 раз в 2 мес без его проведения
3	После реконструкции методом протяжки полиэтиленовых труб или санированием	То же	То же		То же
4	Проложение в зоне действия источников блуждающих токов, в грунте с высокой коррозионной активностью и не обеспеченные минимальным защитным электропотенциалом	Не реже 1 раза в неделю	Не реже 2 раз в неделю		Не реже 1 раза в 2 недели
5	Имеющие дефекты защитных покрытий после приборного технического обследования	То же	То же		То же
6	Имеющие положительные знакопеременные значения электропотенциалов	Ежедневно	Ежедневно		То же
7	Находящиеся в неудовлетворительном техническом состоянии, подлежащие замене	То же	То же		То же
8	Проложенные в просадочных грунтах	Не реже 1 раза в неделю	Не реже 2 раз в неделю		Не реже 1 раза в 2 недели
9	С временно устраненной утечкой	Ежедневно до проведения ремонта
10	Находящиеся в радиусе 15 м от места производства строительных работ	Ежедневно до устранения угрозы повреждения газопровода
11	Береговые части переходов через водные преграды и овраги	Ежедневно в период паводка

3.3.9. Обход трасс подземных газопроводов должен производиться бригадой в составе двух человек.
В незастроенной части города (поселка), а также вне проезжей части дорог при отсутствии в 15-метровой зоне от газопроводов колодцев, других подземных сооружений (коммуникаций) допускается обход производить одним рабочим.
3.3.10. Обходчикам подземных газопроводов должны вручаться под расписку маршрутные карты, на которых указаны схемы трасс газопроводов с местоположением газовых (в том числе электрозащиты) и других сооружений (коммуникаций), колодцев, подвалов зданий, подлежащих проверке на загазованность (15 м по обе стороны от газопровода). Маршрутные карты должны ежегодно выверяться.
Перед допуском к первому обходу рабочие должны быть ознакомлены с трассой газопровода на местности.
3.3.11. При обнаружении загазованности сооружений на трассе газопровода или утечки газа по внешним признакам рабочие, проводящие обход, обязаны немедленно известить аварийно-диспетчерскую службу и до приезда бригады принять меры по предупреждению окружающих (жильцов дома, прохожих) о загазованности и недопустимости курения, пользования открытым огнем, электроприборами и необходимости проветривания помещений.
Дополнительно должна быть организована проверка приборами и проветривание загазованных подвалов, цокольных и первых этажей зданий, колодцев и камер подземных сооружений (коммуникаций) на расстоянии 50 м по обе стороны от газопровода.
3.3.12. Результаты обхода газопроводов должны отражаться в журнале.
В случае выявления неисправностей или самовольного ведения работ в охранной зоне газопровода должен составляться рапорт.
3.3.13. Вдоль трассы подземного газопровода в пределах 2 м по обе стороны не допускается складирование материалов, оборудования, в том числе для временного хранения.
3.3.14. Администрация организации, по территории которой газопровод проложен транзитом, должна обеспечить доступ обслуживающего персонала эксплуатационной организации для проведения осмотра, ремонта газопровода, локализации и ликвидации аварийных ситуаций.
3.3.15. Владельцы смежных с газопроводом подземных сооружений (коммуникаций) должны своевременно производить очистку крышек колодцев и камер на расстоянии не менее 15 м от газопровода для проверки их на загазованность.
3.3.16. Владельцы зданий должны содержать подвалы и технические подполья в состоянии, обеспечивающем возможность их постоянного проветривания и проверки на загазованность.
3.3.17. Приборное техническое обследование действующих подземных газопроводов должно производиться не реже 1 раза в 5 лет.
Газопроводы, требующие капитального ремонта или включенные в план на замену (перекладку), должны подвергаться приборному техническому обследованию не реже 1 раза в год.
3.3.18. Внеочередные приборные технические обследования стальных газопроводов должны проводиться при обнаружении неплотности или разрыва сварных стыков, сквозных коррозионных повреждений, а также при перерывах в работе электрозащитных установок в течение года:
более 1 мес - в зонах опасного действия блуждающих токов;
более 6 мес - в остальных случаях, если защита газопровода не обеспечена другими установками.
Коррозионное состояние металла и изоляционного покрытия трубы должно определяться во всех шурфах, отрываемых в процессе эксплуатации газопровода или смежных сооружений.
Качество сварных стыков на вскрытых участках газопроводов проверяется, если ранее на газопроводе были обнаружены поврежденные сварные соединения.
3.3.19. При приборном техническом обследовании подземных стальных газопроводов должны выявляться места повреждения изоляционных покрытий и утечки газа.
3.3.20. В местах выявленных повреждений изоляционного покрытия, а также на участках, где использование приборов затруднено индустриальными помехами, должны быть отрыты контрольные шурфы длиной не менее 1,5 м для визуального обследования.
Количество шурфов в зонах индустриальных помех должно составлять не менее 1 на каждые 500 м распределительных газопроводов и на каждые 200 м газопроводов-вводов.
3.3.21. В целях проверки герметичности подземного газопровода и для обнаружения мест утечек газа допускается производить бурение скважин.
Скважины закладываются на расстоянии не менее 0,5 м от стенки газопровода через каждые 2 м глубиной не менее глубины промерзания грунта в зимнее время, в остальное время - на глубину укладки трубы.
3.3.22. Применение открытого огня для опробования устья скважин разрешается не ближе 3 м от зданий и сооружений.
Если газ в скважине не воспламенится, проверка его наличия должна проводиться приборами.
3.3.23. При использовании высокочувствительных приборов для определения наличия газа глубина скважин может быть уменьшена в целях их закладки вдоль оси газопровода.
3.3.24. Допускается производить проверку плотности газопроводов опрессовкой по нормам испытаний вновь построенных газопроводов на герметичность.
Газопроводы давлением до 0,005 МПа проверяются на герметичность давлением 0,3 МПа в течение 1 часа. Видимое падение давления по образцовому манометру не допускается.
3.3.25. При обследовании подводных переходов уточняется местоположение газопровода и наличие повреждений изоляционного покрытия по методике, разработанной специализированной организацией и утвержденной владельцем газопровода.
Работы по обследованию переходов через водные преграды должны производиться не реже 1 раза в 5 лет.
3.3.26. Утечки газа на газопроводах, обнаруженные при приборном техническом обследовании, устраняются в аварийном порядке.
Дефекты изоляционных покрытий, выявленные на газопроводах, расположенных в зонах опасного влияния блуждающих токов и на расстоянии менее 15 м от административных, общественных и жилых зданий, должны устраняться в течение 1 мес, в остальных случаях не позднее чем через 3 мес после их обнаружения.
3.3.27. По результатам приборного технического обследования должен составляться акт, в котором с учетом выявленных дефектов и оценки технического состояния дается заключение о возможности дальнейшей эксплуатации газопровода, необходимости и сроках проведения его ремонта или перекладки (замены).
3.3.28. Внеочередные технические обследования (диагностика технического состояния) газопроводов должны проводиться по истечении расчетного ресурса работы, принимаемого для стальных газопроводов - 40 лет и для полиэтиленовых - 50 лет.
Диагностика в целях определения необходимости замены или остаточного ресурса с разработкой мероприятий, обеспечивающих безопасную эксплуатацию газопровода на весь срок продления жизненного цикла, должна проводиться в соответствии с методиками, утверждаемыми Госгортехнадзором России.
3.3.29. Производство строительных и земляных работ в охранной зоне газопровода (ближе 15 м) допускается по письменному разрешению организации - владельца газопровода, в котором должны быть указаны условия и порядок их проведения и приложена схема газопровода с привязками.
До начала работ эксплуатирующей организации газового хозяйства представляется проект плана производства работ для согласования мероприятий, обеспечивающих сохранность газопровода.
Производство строительных работ в охранной зоне газопровода без разрешения запрещается.
3.3.30. До начала работ ударных механизмов и землеройной техники должно быть определено фактическое местоположение газопровода отрытием шурфов вручную в присутствии представителя организации газового хозяйства.
Ударные механизмы для рыхления грунта могут применяться не ближе 3 м от газопровода, а способные на отклонение от вертикали (клин-баба) - не ближе 5 м от газопровода.
Эксплуатационным организациям газового хозяйства допускается производить вскрытие газопровода механизированным способом, при условии удаления последнего слоя грунта (200-300 мм) вручную.
3.3.31. При строительстве вблизи действующих газопроводов зданий, инженерных сооружений (коммуникаций), дорог и в случаях пересечения ими газопроводов, строительными организациями должны быть выполнены требования действующих нормативных документов и проекта.
3.3.32. При проведении работ по расширению и капитальному ремонту железнодорожных, трамвайных путей и автомобильных дорог в местах пересечения их с газопроводами последние независимо от сроков предыдущей проверки должны быть подвергнуты внеочередному техническому обследованию и при необходимости ремонту или перекладке.
Эксплуатационные организации газового хозяйства должны быть заблаговременно уведомлены о предстоящем ремонте или расширении путей (дорог).

3.4. Газорегуляторные пункты (ГРП), газорегуляторные установки (ГРУ)

3.4.1. Режим работы ГРП, ГРУ должен устанавливаться в соответствии с проектом.
3.4.2. Параметры настройки регуляторов в ГРП городов и населенных пунктов для бытовых потребителей не должны превышать 300 даПа*.

* Декапаскаль (даПа) равен 10 Па
3.4.3. Предохранительные сбросные клапаны, в том числе встроенные в регуляторы давления, должны обеспечить сброс газа при превышении максимального рабочего давления после регулятора не более чем на 15%; верхний предел срабатывания предохранительно-запорных клапанов (ПЗК) не должен превышать максимальное рабочее давление газа после регулятора более чем на 25%.
3.4.4. Параметры настройки оборудования ГРУ газоиспользующих установок промышленных, сельскохозяйственных производств, отопительных котельных и других организаций должны устанавливаться проектом и уточняться при пусконаладочных работах.
3.4.5. Колебание давления газа на выходе из ГРП, ГРУ допускается в пределах 10% от рабочего давления.
Неисправности регуляторов, вызывающие повышение или понижение рабочего давления, неполадки в работе предохранительных клапанов, а также утечки газа должны устраняться в аварийном порядке.
3.4.6. Включение в работу регулятора давления в случае прекращения подачи газа должно производиться после выявления причины срабатывания предохранительно-запорного клапана (ПЗК) и принятия мер по устранению неисправности.
3.4.7. На случай ремонта оборудования необходимо предусматривать резервную линию редуцирования или обводной газопровод (байпас).
Устройство байпаса при подаче газа на установки, рассчитанные на работу только в автоматическом режиме, не требуется.
Газ по обводному газопроводу (байпасу) допускается подавать только в течение времени, необходимого для ремонта оборудования и арматуры. Работа должна выполняться бригадой рабочих в составе не менее двух человек, один из которых назначается старшим.
3.4.8. Температура воздуха в помещении ГРП определяется проектом в зависимости от конструкции применяемого оборудования и контрольно-измерительных приборов в соответствии с паспортами заводов-изготовителей.
3.4.9. При эксплуатации ГРП и ГРУ должны выполнятся:
осмотр технического состояния (обход) в сроки, устанавливаемые производственной инструкцией, обеспечивающие безопасность и надежность эксплуатации;
проверка параметров срабатывания предохранительно-запорных и сбросных клапанов не реже 1 раза в 3 мес, а также по окончании ремонта оборудования;
техническое обслуживание - не реже 1 раза в 6 мес;
текущий ремонт - не реже 1 раза в 12 мес, если изготовители газового оборудования не устанавливают иные сроки ремонта;
капитальный ремонт - при замене оборудования, средств измерений, ремонте здания, систем отопления, вентиляции, освещения, на основании дефектных ведомостей, составленных по результатам осмотров и текущих ремонтов.
3.4.10. Организационно-технические мероприятия и работы, выполняемые при осмотре технического состояния (обходе), техническом обслуживании, текущем и капитальном ремонте ГРП, ГРУ, должны соответствовать требованиям нормативных документов, согласованных с Госгортехнадзором России.
3.4.11. Осмотр технического состояния (обход) ГРП должен, как правило, производиться двумя рабочими.
Обход ГРП, оборудованных системами телемеханики, оснащенных сигнализаторами загазованности с контролируемым выводом сигнала, шкафных регуляторных пунктов (ШРП), а также ГРУ, допускается производить одним рабочим.
Эксплуатационным организациям газового хозяйства разрешается производить обход ГРП одним рабочим из числа постоянного персонала служб по эксплуатации газорегуляторных станций. В этих случаях должна разрабатываться специальная инструкция, определяющая дополнительные меры безопасности.
3.4.12. Перепад давления газа на фильтре не должен превышать величины, установленной заводом-изготовителем.
Разборка и очистка кассеты фильтра должны производиться при техническом обслуживании вне помещения ГРП (ГРУ) в местах, удаленных от легковоспламеняющихся веществ и материалов не менее чем на 5 метров.
3.4.13. Режим настройки и проверки параметров срабатывания предохранительных клапанов не должен приводить к изменению рабочего давления газа после регулятора.
Настройку и проверку параметров срабатывания предохранительных клапанов допускается выполнять с помощью регулятора давления, если верхний предел срабатывания предохранительного клапана не превышает 300 даПа.
3.4.14. При разборке оборудования отключающие устройства должны быть закрыты. На границах участка устанавливаются заглушки, рассчитанные на максимальное входное давление газа.
Для удобства установки заглушек при монтаже газопроводов должны предусматриваться фланцевые соединения для установки поворотной или листовой заглушки с приспособлением для разжима фланцев и токопроводящей перемычкой.
3.4.15 Техническое обслуживание и текущий ремонт регуляторов с гарантированным сроком эксплуатации могут производиться в соответствии с паспортом (инструкцией) завода-изготовителя.
По истечении гарантийного срока такие регуляторы должны пройти поверку и сервисное обслуживание.
3.4.16. Ремонт электрооборудования ГРП и замена электроламп должны проводиться при снятом напряжении.
3.4.17. Снаружи здания ГРП, на ШРП и ограждении ГРУ должны быть предупредительные надписи "Огнеопасно - газ".
3.4.18. При определении видов и необходимого количества первичных средств пожаротушения в ГРП, ГРУ следует руководствоваться нормами противопожарной службы МВД России.

№ п/п	Газопроводы	Периодичность обхода трасс
Газопроводы низкого давления	Газопроводы высокого и среднего давления
в застроенной части города (населенного пункта)	в незастроенной части города (населенного пункта)

1.	Вновь построенные и введенные в эксплуатацию	Непосредственно в день пуска газа и на следующий день
2.	Эксплуатируемые в нормальных условиях и находящиеся в удовлетворительном техническом состоянии	2 раза в месяц	1 раз в неделю	2 раза в месяц

3.	Проложенные в зоне действия источников блуждающих токов и не обеспеченные минимальным защитным электропотенциалом	1 раз в неделю	2 раза в неделю	1 раз в неделю
4.	Подлежащие ремонту после технического обследования	Ежедневно	Ежедневно	1 раз в неделю
5.	Имеющие положительные и знакопеременные электропотенциалы	–“–	–“–	2 раза в неделю
6.	Имеющие дефекты защитных покрытий, на которых ранее были зафиксированы сквозные коррозийные повреждения и разрывы сварных стыков	–“–	–“–	1 раз в неделю
7.	Находящиеся в неудовлетворительном техническом состоянии, подлежащие замене	–“–	–“–	То же
8.	Находящиеся в радиусе 15 м от места производства строительных работ	Ежедневно до окончания работ в указанной зоне
9.	Неукрепленные береговые части переходов через водные преграды и овраги в период весеннего паводка	Ежедневно до устранения угрозы повреждения

Примечание.Газопроводы с дефектами, указанными в п. 6 таблицы I, должны быть подвергнуты техническому обследованию.

Для визуального обследования выбираются участки, подверженные наибольшей коррозионной опасности, места пересечения газопроводов с другими подземными коммуникациями, конденсатосборники. При этом должно вскрываться не менее одного шурфа на каждый километр распределительных газопроводов и на каждые 200 м – дворового или внутриквартального газопровода, но не менее одного шурфа на проезд, двор или квартал.

4.3.24. Проверка герметичности и обнаружение мест утечек газа из подземных газопроводов в период промерзания грунта, а также на участках, расположенных под усовершенствованными дорожными покрытиями, должны производиться бурением скважин (или шпилькованием) с последующим взятием из них проб воздуха.

На распределительных газопроводах и вводах скважины бурятся у стыков. При отсутствии схемы расположения стыков скважины должны буриться через каждые 2 м.

Глубина бурения их в зимнее время должна быть не менее глубины промерзания грунта, в теплое время года – соответствовать глубине укладки трубы. Скважины закладываются на расстоянии не менее 0,5 м от стенки газопровода.

При использовании высокочувствительных газоискателей допускается уменьшить глубину скважин и размещать их по оси газопровода при условии, что расстояние между верхом трубы и дном скважины будет не менее 40 см.

4.3.25. Применение открытого огня для определения наличия газа в скважинах не допускается.

4.3.26. Техническое состояние полиэтиленовых труб, их соединений и изоляций стальных вставок определяются шурфовым осмотром.

Шурфовый осмотр полиэтиленовых газопроводов производится только в местах установки стальных вставок.

На 1 км распределительных газопроводов и на каждой квартальной разводке проверяется не менее 1 вставки. Для возможности осмотра стыков соединений полиэтиленового газопровода со стальной вставкой длина шурфа должна быть 1,5 – 2 м.

Вскрытие шурфов может производиться с помощью механизмов или вручную.

При механизированном рытье шурфов последний слой грунта над газопроводом толщиной не менее 300 мм должен удаляться вручную с соблюдением мер предосторожности во избежание повреждения газопровода.

Проверку состояния изоляции и металла стальных вставок необходимо проводить не реже одного раза в 5 лет.

4.3.27. Проверка герметичности подземных стальных и полиэтиленовых газопроводов осуществляется приборами. При отключении газопровода от сети допускается проверка герметичности опрессовкой воздухом согласно нормам испытаний, изложенным в п. 9.8 СНиП 3.05.02-88.

4.3.28. При техническом обследовании и техническом обслуживании полиэтиленовых газопроводов эксплуатационная организация должна руководствоваться РТМ 204 УССР 173-85.

4.3.29. По результатам технического обследования стальных и полиэтиленовых газопроводов 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 и замены.

Акт технического обследования должен утверждаться руководителем СПГХ или предприятия.

О результатах обследования должны делаться записи в паспорте газопровода.

4.3.30. Обследование подводных переходов заключается в уточнении местоположения, глубины заложения и герметичности газопроводов, а также состояния покрытия (изоляции, футеровки). Работы должны производиться не реже одного раза в 5 лет. При этом обследование переходов через судоходные водные преграды должно выполняться специализированной организацией с оформлением акта. О выполненных работах по результатам обследования делается запись в паспорте подводного перехода.

4.3.31. Утечки газа на газопроводах должны устраняться в аварийном порядке. При обнаружении опасной концентрации газа свыше 1/5 нижнего предела взрываемости (НПВ) в подвалах, подпольях зданий, коллекторах, подземных переходах, галереях газопроводы немедленно отключаются. До устранения утечек эксплуатация их запрещается.

4.3.32. Для временного (не более недели) устранения утечек газа на наружных газопроводах разрешается накладывать бандаж или хомут, обеспечивающие герметичность соединения, при условии ежедневного их осмотра.

4.3.33. При механических повреждениях стальных подземных газопроводов со смещением их относительно основного положения (оси) как по горизонтали, так и по вертикали одновременно с проведением работ по устранению утечек газа должны вскрываться и проверяться физическими методами контроля стыки на поврежденном газопроводе – ближайшему к стыку в обе стороны от места повреждения.

При обнаружении дефектов в смежных стыках вскрываются и проверяют физическими методами контроля последующие стыки.

4.3.34. Поврежденные (дефектные) сварные стыки, сквозные коррозионные и механические повреждения стальных газопроводов, каверны глубиной более 30 % толщины стенки металла трубы должны ремонтироваться путем вырезки дефектных участков и вварки катушек длиной, равной диаметру трубы, но не менее 200 мм, или путем установки муфт. Допускаются и другие методы ремонта дефектных участков газопроводов, которые получили положительную экспертную оценку специализированных организаций и согласованы с органами Госнадзорохрантруда.

Сварные стыки и сварные швы, выполненные при ремонте газопроводов, должны проверяться физическими методами контроля.

Сварные стыки и сварные швы, не удовлетворяющие требованиям раздела 2 СНиП 3.05.02-88, должны быть исправлены или удалены.

4.3.35. При нарушении стыков полиэтиленовых газопроводов, а также при механических повреждениях труб ремонт должен производиться путем вырезки дефектных участков и вварки полиэтиленовых катушек длиной не менее 500 мм.

Допускается ремонт газопровода с помощью стальной вставки на неразъемных соединениях.

При обнаружении неплотностей в неразъемных соединениях полиэтиленовых труб со стальными эти соединения вырезаются и заменяются новыми.

Качество ремонтных работ определяется наружным осмотром и проверкой герметичности приборами, мыльной эмульсией или пневматическим испытанием всей системы.

4.3.36. Перед началом ремонтных работ на подземных газопроводах, связанных с разъединением газопровода (замена задвижек, снятие и установка заглушек и прокладок, вырезка стыков), необходимо отключить электрозащиту и установить на разъединяемых участках газопровода шунтирующие перемычки из кабеля сечением не менее 25 мм2(если нет стационарно установленных шунтирующих перемычек) с целью предотвращения искрообразования от действия блуждающих токов.

При невозможности установки шунтирующей перемычки указанные работы должны проводиться после продувки газопровода воздухом.

4.3.37. Об отключениях газопроводов, связанных с их ремонтом, а также о времени возобновления подачи газа потребители должны предупреждаться заблаговременно.

4.3.38. Предприятие-собственник должно своевременно принимать меры по ремонту защитных покрытий.

Дефекты защитных покрытий на газопроводах, расположенных в зонах действия блуждающих токов, вблизи зданий с возможным скоплением людей, должны устраняться в первую очередь, но не позднее чем через две недели после их обнаружения.

4.3.39. Производство сварочных и изоляционных работ при присоединении и ремонте стальных подземных газопроводов, контроль их качества должны выполняться в соответствии с требованиями СНиП 3.05.02-88.

4.3.40. Организация, выполняющая строительные и земляные работы, должна представить СПГХ проект производства работ, разработанный с учетом требований СНиП 3.02.01-87, СНиП Ш-4-80*и ДБН А3.1-5-96.

Строительные и земляные работы на расстоянии менее 15 м от газопровода допускаются только с письменного разрешения СПГХ, в котором должны быть указаны условия и порядок их проведения. К разрешению должна прилагаться схема расположения газопровода с привязками.

4.3.41. До начала работ ударных механизмов и землеройной техники вблизи подземного газопровода организация, выполняющая земляные работы, обязана определить фактическое месторасположение газопровода путем вскрытия шурфов вручную, в присутствии представителя СПГХ.

Ударные механизмы для рыхления грунта могут применяться на расстоянии не ближе 3 м от подземного газопровода, а механизмы, способные значительно отклоняться от вертикальной оси (шар, клин-баба и т.п.),– на расстоянии не ближе 5 м. Забивку свай (шпунтов) разрешается производить на расстоянии не ближе 30 м от газопровода.

При необходимости забивки свай (шпунтов) на расстоянии менее 30 м от газопровода (но не ближе чем на 10 м) стыки газопровода должны быть вскрыты на всем протяжении забивки свай (шпунтов) плюс по 20 м от крайних свай.

После окончания производства работ по забивке свай (шпунтов) все вскрытые сварные стыки стального газопровода должны быть проверены физическими методами контроля.

4.3.42. В случае строительства вблизи действующего подземного газопровода каналов, коллекторов, тоннелей и пересечения газопровода указанными инженерными сооружениями строительными организациями должны выполняться требования, предусмотренные ДБН А3.1-5-96, СНиП 3.02.01-87, СНиП Ш-4-80*; ДБН 360-92*, СНиП 2.04.08-87 и проектом.

4.3.43. При проведении работ по расширению и капитальному ремонту оснований железных и автомобильных дорог в местах их пересечения с газопроводами последние, независимо от даты предыдущей проверки и ремонта, должны проверяться (согласно требованиям п. 4.3.20) и при необходимости ремонтироваться или заменяться.

Для обеспечения сохранности и поддержания в исправном состоянии всех элементов систем газоснабжения предприятия газового хозяйства и предприятия-владельцы систем газоснабжения должны осуществлять комплекс эксплуатационных мероприятий: техническое обслуживание, плановые ремонты и аварийно-восстановительные работы.

Техническое обслуживание выполняется с последующей записью о его результатах в специальных журналах обслуживания газопроводов. Сроки обхода трасс газопроводов утверждаются вышестоящей организацией газового хозяйства и периодически пересматриваются в зависимости от условий эксплуатации и технического состояния газопроводов.

Наблюдение за состоянием наружных газопроводов и сооружений на них производится во время систематических обходов трасс газопроводов.

Трассу подземных газопроводов обходит бригада слесарей в составе не менее двух человек. За каждой бригадой закрепляются определенные участки трасс с прилегающими к ним вводами, разделенные для удобства обслуживания на маршруты.

Каждой бригаде обходчиков выдаются на руки маршрутные

карты, в которых приведена схема трассы газопровода и ее ха

рактеристики, а также колодцы и подвалы зданий, расположен

ные в 15-метровой зоне газопровода. Перед допуском к первому

обходу рабочий должен быть ознакомлен с трассой газопровода

на местности.

При обходе подземных газопроводов выполняются следующие работы:

осмотр трасс газопроводов и выявление утечек газа по внешним признакам (пожелтение растительности на трассе, бурые пятна на снегу, выделение пузырьков);

проверка на загазованность газоанализатором или газоискателем всех газовых колодцев и контрольных трубок, а также колодцев и камер других подземных коммуникаций, подвалов, шахт, коллекторов, подземных переходов, расположенных на расстоянии до 15 м по обе стороны от газопровода;

очистка крышек газовых колодцев и коверов от снега, льда, загрязнений;

проверка сохранности, состояния настенных указателей и ориентиров газовых сооружений;

визуальная проверка состояния местности по трассе с целью выявления обрушений грунта или размыва трассы талыми и дождевыми водами;

контроль за выполнением условий производства строительных работ на расстоянии 15 м от трассы газопровода с целью предупреждения его повреждения;

выявление случаев строительства зданий и сооружений на расстоянии от газопровода, менее предусмотренного нормами.

Во всех случаях обходчики обязаны быть внимательными и оперативно принимать меры при выявлении нарушений. При производстве земляных работ на трассах действующих газопроводов другими организациями предприятие-владелец газопровода обязано обеспечить присутствие на трассе своего представителя* при необходимости может выполняться вскрытие газопровода для контроля его сохранности.

Засыпка вскрытого газопровода разрешается представителям предприятия-владельца газопровода только после проверки технического состояния газопровода.

Вскрытие газопровода используется для его осмотра и оценки технического состояния. Результаты осмотра заносятся в паспорт газопровода.

При обнаружении утечек газа рабочие обязаны немедленно об этом сообщать аварийно-диспетчерской службе, руководителям газовой службы, принять меры по проветриванию загазованных подвалов, колодцев, камер, первых этажей зданий, находящихся на расстоянии 50 м от газопровода.

В случае загазованности подвала находящиеся в здании люди до приезда аварийной бригады должны быть предупреждены о недопустимости курения, пользования открытым огнем и электроприборами.

Подземные газопроводы периодически подвергаются техническому обследованию с помощью специальных приборов.

Техническое обследование подземных стальных газопроводов производится: при продолжительности эксплуатации газопроводов до 25 лет - не реже одного раза в пять лет, при продолжительности эксплуатации более 25 лет - не реже одного раза в три года. Газопроводы, предназначенные для капитального ремонта или замены, должны обследоваться не реже одного раза в год.

Внеочередное обследование подземных стальных газопроводов выполняется при разрыве сварных стыков, при сквозном коррозионном повреждении, в случае длительного (более 6 мес) бездействия установок электрохимической защиты.

При техническом обследовании проверяется герметичность газопроводов, качество сварных стыков, состояние изоляционного покрытия и металла трубы.

Для проверки состояния металла трубы, изоляционного покрытия, сварных стыков производится открытие шурфов. Длина открытого участка газопровода должна быть не менее 1,5 м. Места вскрытия шурфов, их количество определяются главным инженером предприятия газового хозяйства или начальником газовой службы предприятия. Один шурф вскрывается на каждые 500 м распределительных газопроводов и на каждые 200 м газопроводов-вводов.

Проверка герметичности подземных газопроводов на участках, расположенных под усовершенствованными дорожными покрытиями, или в период промерзания грунта производится методом бурения скважин. Скважины бурят у стыков газопровода, а при отсутствии схемы стыков - через каждые 2 м. Расстояние от стенки газопровода должно быть не менее 0,5 м.

Допускается герметичность газопроводов проверять опрессов-кой воздухом по нормам испытаний, согласно СНиП 3.05.02-88.

Герметичность газопроводов всех давлений и состояние изоляции t проверяют также с помощью приборов без вскрытия грунта. Для этих целей используют приборы ГИВ-0,5, «Вариотек», АНПИ, BTP-V и др.

Текущий ремонт газопроводов включает 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 колодцев, коверов и устранение перекосов, оседаний и других неисправностей;

окраска люков колодцев и коверов;

разборка задвижек, замена износившихся деталей, шабровка, расточка или замена уплотнительных колец и т. д.;

окраска задвижек, кранов и компенсаторов;

проверка плотности резьбовых соединений конденсатосборников, устранение повреждений их оголовков, наращивание или обрезка выводных трубок конденсатосборников и контрольных трубок;

проверка подземных вводов газопроводов в здания и приведение их в надлежащее состояние.

Работы по текущему ремонту должны выполняться по графику, утвержденному главным инженером предприятия. Ремонт запорной арматуры, компенсаторов, колодцев и коверов производится по мере необходимости; окраска надземных газопроводов и оборудования - по мере необходимости, но не реже одного раза в 5 лет.

При ремонте запорной арматуры и компенсаторов выполняют: очистку арматуры и компенсаторов от грязи и ржавчины; окраску (при необходимости); разгон червяка у задвижек, его смазку; проверку и набивку сальника; проверку и ремонт приводного устройства задвижек; контроль состояния компенсаторов (стяжные болты должны быть сняты); проверку плотности всех сварных, резьбовых и фланцевых соединений мыльной эмульсией; смену износившихся и поврежденных болтов и прокладок.

Результаты проверки и ремонта арматуры и компенсаторов заносят в паспорт газопровода.

Капитальный ремонт. Отбор объектов для капитального ремонта производится на основании дефектных ведомостей.

При капитальном ремонте подземных и надземных газопроводов выполняются следующие основные работы:

усиление отдельных сварных стыков путем установки муфт;

ремонт отдельных мест повреждений изоляции;

устранение провеса надземных газопроводов;

замена участков труб, пришедших в негодность;

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, полное восстановление или ремонт гидроизоляции колодцев;

наращивание колодцев по высоте, оштукатуривание колодцев заново, замена лестниц, ходовых скоб;

замена неисправных кранов и задвижек.

Кроме перечисленных работ при капитальном ремонте газопроводов производятся все виды работ, выполняемые при текущем ремонте и техническом обслуживании.

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

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

Для ликвидации образующихся закупорок газопроводов и арматуры пользуются: заливкой растворителя в газопровод; отогревом мест ледяной закупорки паром, продувкой газом или воздухом; прочисткой газопровода ершом.

Газопроводы в местах пересечения с железнодорожными путями и автомобильными дорогами, независимо от даты предыдущей проверки и ремонта, при проведении работ по расширению и капитальному ремонту основания дороги должны проверяться и при необходимости ремонтироваться или заменяться.

В случае строительства каналов, коллекторов и тоннелей на расстоянии до 3 м от подземного газопровода ранее не проверенные сварные стыки газопроводов, находящиеся на расстоянии 3 м от прокладываемого канала, подлежат контролю радиографическим методом.

Ударные механизмы для рыхления грунта при строительстве сооружений могут применяться на расстоянии не менее 3 м от подземного газопровода, а механизмы, способные значительно отклоняться от вертикальной оси (шар, клин-баба),- на расстоянии не менее 5 м.

Дефектные сварные стыки, сквозные коррозионные и механические повреждения газопроводов, каверны глубиной свыше 30 % толщины стенки металла трубы устраняются вваркой катушек длиной не менее 200 мм. Установка «заплат» на газопроводах запрещается. Для временного устранения утечки газа разрешается применение хомутов и бандажей, обеспечивающих герметичность соединений, при условии ежедневного их осмотра.

Персонал, связанный с эксплуатацией систем газоснабжения, обязан помнить, что при обнаружении опасной концентрации газа (более 1/5 нижнего предела взрываемости) в воздухе подвала здания, коллектора, подземного перехода газопроводы с утечками газа должны быть немедленно отключены. До устранения неплотностей эксплуатация газопроводов запрещается.. Пользование открытым огнем недопустимо.

Дополнительные требования по эксплуатации систем газоснабжения на подрабатываемых территориях. Применение труб по ГОСТ 3262-75*, а также труб из кипящих сталей для строительства и ремонта подземных газопроводов не допускается.

Соединение труб газовой сваркой допускается только для газопроводов надземной прокладки давлением до 0,3 МПа, диаметром не более 100 мм.

Резинокордовые компенсаторы, устанавливаемые в колодцах на газопроводах, после окончания деформаций земной поверхности, если не предусмотрена повторная подработка, должны быть заменены прямыми вставками, а колодцы (ниши) засыпаны грунтом.

Обход подземных газопроводов в период сдвижения земной поверхности и до снятия напряжений в газопроводах путем разрезки должен производиться ежедневно.

Обслуживанием действующих подземных газопроводов занимается служба подземных газопроводов (СПГ). Техническое обслуживание подземных газопроводов должно производиться в соответствии с "Правилами в газовом хозяйстве ПБ 12-529-03".

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.

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 одного раза в три месяца. Выявленные неисправности должны своевременно устраняться.

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.

При обходе трасс газопровода следует обращать внимание на состояние берегов оврагов, балок, ручьев, рек 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 др.). Периодичность обхода трасс подземных газопроводов устанавливается 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: газопроводы среднего и высокого давления - зимой два раза в неделю, летом один раз в неделю или по графику.

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 иметь номер маршрута и ежегодно выверяться. Все изменения на трассах газопроводов своевременно наносятся на маршрутные карты. До начала самостоятельной работы обходчики должны быть ознакомлены с трассой газопровода на местности.

Маршрутные карты изготавливают не менее чем в двух экземплярах, один из которых хранится у начальника службы по эксплуатации подземных газопроводов, второй экземпляр передается обходчику под расписку.

При обнаружении загазованности сооружений на трассе газопровода или утечки газа по внешним признакам рабочие, проводящие обход, обязаны немедленно известить аварийно-диспетчерскую службу и до приезда бригады принять меры по предупреждению окружающих (жильцов дома, прохожих) о загазованности и недопустимости открытого огня, пользования электроприборами и необходимости проветривания помещений.

Дополнительно должны быть организованы проверка приборами и проветривание загазованных подвалов, цокольных и первых этажей зданий, колодцев и камер подземных сооружений (коммуникаций) на расстоянии до 50 м по обе стороны от газопровода.

Результаты обхода газопроводов должны отражаться в журнале.

Обход трасс должен производиться бригадой слесарей-обходчиков, состоящих из двух человек, один из них старший. За каждой бригадой должны быть закреплены трассы газопроводов, для удобства разделены на маршруты. Каждая трасса и маршрут имеет номер. В каждой маршрутной карте должны быть указаны: схема трассы газопровода с привязками, а также расположенные на расстоянии 15 м по обе стороны от газопровода колодцы подземных коммуникаций. Мастером выдаются слесарям-обходчикам маршрутные карты под роспись.

Слесари-обходчики при себе должны иметь: спецодежду - оранжевый жилет, исправленный газоанализатор, крюк, деревянный брусок, емкость для отбора воды, предупредительные знаки.

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

Основной задачей службы наружных газопроводов является бесперебойное снабжение газопотребителей и безопасное пользование газом.

Предприятия газового хозяйства должны иметь паспорт и комплект документации, дающей характеристику каждого газопровода и сооружений на нем (диаметр, тип изоляции, средства электрозащиты, точное местоположение, техническое состояние и др.). Для ведения и хранения эксплуатационной документации назначаются ответственные лица из ИТР предприятия газового хозяйства. В паспорт газопровода необходимо систематически заносить все виды проводимых работ (капитальный и текущий ремонты, буровой и шурфовой осмотры либо приборный метод контроля электрозащиты).

При эксплуатации газопроводов осуществляют техническое обслуживание, плановые ремонты (текущий и капитальный) и аварийно-восстановительные работы.

Основой безопасной эксплуатации газопроводов является обеспечение, в первую очередь, их герметичности и исключения закупорок, поддержания давления газа на уровнях, определяемых протоколом.

Природные газы, подаваемые потребителям, должны соответствовать требованиям государственного стандарта и (или) техническим условиям.

Интенсивность запаха газа (одоризация) обеспечивается газотранспортной организацией в конечных точках газораспределительной сети (у потребителя) в пределах от трех до четырех баллов.

Пункты контроля, периодичность отбора проб, а также интенсивность запаха газа (одоризация) определяются газораспределительными организациями в соответствии с государственным стандартом определения интенсивности запаха газа с записью результатов проверки в журнале.

Контроль давления газа в газопроводах поселений осуществляется измерением его не реже одного раза в 12 месяцев (в зимний период), в часы максимального потребления газа в точках, наиболее неблагополучных по режиму газоснабжения, устанавливаемых газораспределительной организацией.

Газораспределительные организации обязаны обеспечивать нормативное давление газа у потребителя, при необходимости осуществляя телеметрический контроль давления газа после газорегуляторной станции.

Проверка наличия влаги и конденсата в газопроводах, их удаления проводятся с периодичностью, исключающей возможность образования закупорок.

Установленные на газопроводах запорная арматура и компенсаторы подвергаются ежегодному техническому обслуживанию и при необходимости - ремонту.

Сведения о техническом обслуживании заносятся в журнал, а о капитальном ремонте (замене) - в паспорт газопровода.

3.3.5. Действующие наружные газопроводы должны подвергаться периодическим обходам, приборному техническому обследованию, диагностике технического состояния, а также текущим и капитальным ремонтам с периодичностью, установленной настоящими Правилами.

3.3.6. При обходе надземных газопроводов должны выявляться утечки газа, перемещения газопроводов за пределы опор, наличие вибрации, сплющивания, недопустимого прогиба газопровода, просадки, изгиба и повреждения опор, проверяться состояние отключающих устройств и изолирующих фланцевых соединений, средств защиты от падения электропроводов, креплений и окраски газопроводов, сохранность устройств электрохимической защиты.

Обход может проводиться одним рабочим, не реже 1 раза в 3 мес.

Выявленные неисправности должны устраняться, повреждения окраски газопроводов восстанавливаться.

3.3.7. При обходе подземных газопроводов должны выявляться утечки газа на трассе газопровода по внешним признакам и приборами - отбор и анализ проб на присутствие газа в колодцах и камерах инженерных подземных сооружений (коммуникаций), контрольных трубках, подвалах зданий, шахтах, коллекторах, подземных переходax, расположенных на расстоянии до 15 м по обе стороны от газопровода; уточняться сохранность настенных указателей и ориентиров сооружений; очищаться крышки газовых колодцев и коверов от снега, льда и загрязнений; выявляться пучения, просадки, оползни, обрушения и эрозии грунта, размывы газопровода паводковыми или дождевыми водами; контролироваться условия производства строительных работ, предусматривающие сохранность газопровода от повреждений.

3.3.8. Периодичность обхода трасс подземных газопроводов должна устанавливаться в зависимости от их технического состояния, наличия и эффективности электрозащитных установок, категории газопровода по давлению; от пучинистости, просадочности и степени набухания грунтов, горных подработок, сейсмичности района, времени года и других факторов, но не реже сроков, приведенных в таблице.

Периодичность обхода трасс подземных газопроводов

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

3.3.9. Обход трасс подземных газопроводов должен производиться бригадой в составе двух человек.

В незастроенной части города (поселка), а также вне проезжей части дорог при отсутствии в 15-метровой зоне от газопроводов колодцев, других подземных сооружений (коммуникаций) допускается обход производить одним рабочим.

3.3.10. Обходчикам подземных газопроводов должны вручаться под расписку маршрутные карты, на которых указаны схемы трасс газопроводов с местоположением газовых (в том числе электрозащиты) и других сооружений (коммуникаций), колодцев, подвалов зданий, подлежащих проверке на загазованность (15 м по обе стороны от газопровода). Маршрутные карты должны ежегодно выверяться.

Перед допуском к первому обходу рабочие должны быть ознакомлены с трассой газопровода на местности.

3.3.11. При обнаружении загазованности сооружений на трассе газопровода или утечки газа по внешним признакам рабочие, проводящие обход, обязаны немедленно известить аварийно-диспетчерскую службу и до приезда бригады принять меры по предупреждению окружающих (жильцов дома, прохожих) о загазованности и недопустимости курения, пользования открытым огнем, электроприборами и необходимости проветривания помещений.

Дополнительно должна быть организована проверка приборами и проветривание загазованных подвалов, цокольных и первых этажей зданий, колодцев и камер подземных сооружений (коммуникаций) на расстоянии 50 м по обе стороны от газопровода.

3.3.12. Результаты обхода газопроводов должны отражаться в журнале.

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

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

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

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

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

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

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

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

более 1 мес - в зонах опасного действия блуждающих токов;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Производство строительных работ в охранной зоне газопровода без разрешения запрещается.

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

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

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

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

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

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

3.4. Газорегуляторные пункты, газорегуляторные установки

3.4.1. Режим работы ГРП, ГРУ должен устанавливаться в соответствии с проектом.

3.4.2. Параметры настройки регуляторов в ГРП городов и населенных пунктов для бытовых потребителей не должны превышать 300 даПа*.

___________

* Декапаскаль (даПа) равен 10 Па.

3.4.3. Предохранительные сбросные клапаны, в том числе встроенные в регуляторы давления, должны обеспечить сброс газа при превышении максимального рабочего давления после регулятора не более чем на 15%; верхний предел срабатывания предохранительно-запорных клапанов (ПЗК) не должен превышать максимальное рабочее давление газа после регулятора более чем на 25%.

3.4.4. Параметры настройки оборудования ГРУ газоиспользующих установок промышленных, сельскохозяйственных производств, отопительных котельных и других организаций должны устанавливаться проектом и уточняться при пусконаладочных работах.

3.4.5. Колебания давления газа на выходе из ГРП, ГРУ допускается в пределах 10% от рабочего давления.

Неисправности регуляторов, вызывающие повышение или понижение рабочего давления, неполадки в работе предохранительных клапанов, а также утечки газа, должны устраняться в аварийном порядке.

3.4.6. Включение в работу регулятора давления в случае прекращения подачи газа должно производиться после выявления причины срабатывания предохранительно-запорного клапана (ПЗК) и принятия мер по устранению неисправности.

3.4.7. На случай ремонта оборудования необходимо предусматривать резервную линию редуцирования или обводной газопровод (байпас).

Устройство байпаса при подаче газа на установки, рассчитанные на работу только в автоматическом режиме, не требуется.

Газ по обводному газопроводу (байпасу) допускается подавать только в течение времени, необходимого для ремонта оборудования и арматуры. Работа должна выполняться бригадой рабочих в составе не менее двух человек, один из которых назначается старшим.

3.4.8. Температура воздуха в помещении ГРП определяется проектом в зависимости от конструкции применяемого оборудования и контрольно-измерительных приборов в соответствии с паспортами заводов-изготовителей.

3.4.9. При эксплуатации ГРП и ГРУ должны выполняться:

осмотр технического состояния (обход) в сроки, устанавливаемые производственной инструкцией, обеспечивающие безопасность и надежность эксплуатации;

проверка параметров срабатывания предохранительно-запорных и сбросных клапанов - не реже 1 раза в 3 мес, а также по окончании ремонта оборудования;

техническое обслуживание - не реже 1 раза в 6 мес;

текущий ремонт - не реже 1 раза в 12 мес, если изготовители газового оборудования не устанавливают иные сроки ремонта;

капитальный ремонт - при замене оборудования, средств измерений, ремонте здания, систем отопления, вентиляции, освещения - на основании дефектных ведомостей, составленных по результатам осмотров и текущих ремонтов.

3.4.10. Организационно-технические мероприятия и работы, выполняемые при осмотре технического состояния (обходе), техническом обслуживании, текущем и капитальном ремонте ГРП, ГРУ, должны соответствовать требованиям "Правил технической эксплуатации и требованиям безопасности труда в газовом хозяйстве Российской Федерации".

3.4.11. Осмотр технического состояния (обход) ГРП должен, как правило, производиться двумя рабочими.

Обход ГРП, оборудованных системами телемеханики, оснащенных сигнализаторами загазованности с контролируемым выводом сигнала, шкафных регуляторных пунктов (ШРП), а также ГРУ допускается производить одним рабочим.

Эксплуатационным организациям газового хозяйства разрешается производить обход ГРП одним рабочим, из числа постоянного персонала служб по эксплуатации газорегуляторных станций. В этих случаях должна разрабатываться специальная инструкция, определяющая дополнительные меры безопасности.

3.4.12. Перепад давления газа на фильтре не должен превышать величины, установленной заводом-изготовителем.

Разборка и очистка кассеты фильтра должны производиться при техническом обслуживании вне помещения ГРП (ГРУ) в местах, удаленных от легковоспламеняющихся веществ и материалов не менее чем на 5 метров.

3.4.13. Режим настройки и проверки параметров срабатывания предохранительных клапанов не должен приводить к изменению рабочего давления газа после регулятора.

Настройку и проверку параметров срабатывания предохранительных клапанов допускается выполнять с помощью регулятора давления, если верхний предел срабатывания предохранительного клапана не превышает 300 даПа.

3.4.14. При разборке оборудования отключающие устройства должны быть закрыты. На границах участка устанавливаются заглушки, рассчитанные на максимальное входное давление газа.

Для удобства установки заглушек при монтаже газопроводов должны предусматриваться фланцевые соединения для установки поворотной или листовой заглушки с приспособлением для разжима фланцев и токопроводящей перемычкой.

3.4.15 Техническое обслуживание и текущий ремонт регуляторов с гарантированным сроком эксплуатации может производиться в соответствии с паспортом (инструкцией) завода-изготовителя.

По истечении гарантийного срока такие регуляторы должны пройти поверку и сервисное обслуживание.

3.4.16. Ремонт электрооборудования ГРП и замена электроламп должны проводиться при снятом напряжении.

3.4.17. Снаружи здания ГРП, на ШРП и ограждении ГРУ должны быть предупредительные надписи - "Огнеопасно - газ".

3.4.18. При определении видов и необходимого количества первичных средств пожаротушения в ГРП, ГРУ следует руководствоваться нормами противопожарной службы МВД России.

(Измененная редакция, Изм. № 1)

3.5. Газонаполнительные станции, газонаполнительные пункты, автомобильные газозаправочные станции сжиженных углеводородных газов

3.5.1. Ведение производственных процессов, техническое состояние технологического и электрооборудования, газопроводов, санитарно-технических сооружений на ГНС, ГНП и АГЗС должны обеспечивать безаварийную работу и безопасность персонала.

3.5.2. Производственные процессы должны вестись согласно утвержденным производственным инструкциям и технологическим схемам согласованным с Госгортехнадзором России соблюдением требований настоящих Правил.

(Измененная редакция, Изм. № 1)

3.5.3. Расширение (дополнительная установка технологического оборудования), техническое перевооружение (замена на новый тип оборудования) или полная реконструкция ГНС, ГНП, АГЗС должны осуществляться по проектам, разработанным в соответствии с требованиями действующих нормативно-технических документов и утвержденным в установленном порядке.

3.5.4. Для каждого производственного помещения и наружной установки в зависимости от характера технологического процесса должны быть определены в проекте категории и класс по взрывопожарной опасности.

На газопроводах ГНС (ГНП), АГЗС должны быть указаны направления движения потока газа.

(Измененная редакция, Изм. № 1)

5. Технологическое оборудование, газопроводы, арматура, электрооборудование, вентиляционные системы, средства измерений, противоаварийной защиты, блокировки и сигнализации в производственной зоне ГНС, ГНП, АГЗС должны ежесменно осматриваться, выявленные неисправности своевременно устраняться.

Включение станций в работу без предварительного внешнего осмотра (обхода) запрещается.

3.5.6. Неисправные агрегаты, резервуары, газопроводы должны отключаться, обнаруженные утечки газа устраняться незамедлительно.

3.5.7. Устранение утечек газа на работающем технологическом оборудовании не разрешается.

Разборка арматуры, резьбовых и фланцевых соединений на газопроводах допускается после их отключения и продувки инертным газом или паром.

Запрещается подтягивать крепежные детали фланцевых соединений, удалять (менять) болты на газопроводах и оборудовании под давлением.

3.5.8. Техническое обслуживание, ремонт газопроводов, арматуры и технологического оборудования, за исключением аварийно-восстановительных работ, должны производиться в дневное время.

3.5.9. Техническое обслуживание, текущий и капитальный ремонт газопроводов, арматуры и технологического оборудования должны производиться в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей по монтажу и эксплуатации оборудования и с требованиями настоящих Правил.

(Измененная редакция, Изм. № 1)

3.5.10. Запорная арматура, обратные и скоростные клапаны должны обеспечивать быстрое и надежное отключение.

На маховиках арматуры должно быть обозначено направление вращения при открывании и закрывании арматуры.

Обслуживание и текущий ремонт арматуры должны производиться в соответствии с регламентом не реже 1 раза в 12 мес.

3.5.11. Резервуары и газопроводы должны быть оборудованы предохранительными сбросными клапанами.

Эксплуатация технологического оборудования при неисправных и неотрегулированных предохранительных сбросных клапанах запрещается.

3.5.12. Верхний предел срабатывания предохранительных сбросных клапанов не должен превышать максимальное рабочее давление в резервуарах, газопроводах более чем на 15%.

3.5.13. Исправность предохранительных сбросных клапанов должна проверяться:

кратковременным принудительным открыванием (подрывом) не реже 1 раза в мес;

в соответствии с инструкцией завода-изготовителя, если ручное приоткрывание клапана не предусмотрено.

3.5.14. Проверка параметров настройки клапанов, их регулировка должны производиться на стенде или на месте установки с помощью специального приспособления с периодичностью:

предохранительные сбросные клапаны резервуаров - не реже 1 раза в 6 мес;

остальные - при проведении текущего ремонта, но не реже 1 раза в 12 мес.

3.5.15. Снимаемый для ремонта или проверки клапан должен заменяться исправным.

Клапаны после проверки параметров настройки пломбируются и регистрируются в журнале.

3.5.16. Режим эксплуатации, количество отработанного времени и замеченные неполадки в работе компрессоров и насосов должны фиксироваться в эксплуатационном журнале.

3.5.17. Работающие насосы и компрессоры должны находиться под постоянным надзором. Эксплуатация насосов и компрессоров с отключенными или вышедшими из строя автоматикой, аварийной вентиляцией, блокировкой с вентиляторами вытяжных систем запрещается.

3.5.18. Давление газа на всасывающей линии насоса должно быть на 0,1-0,2 МПа выше упругости насыщенных паров жидкой фазы при данной температуре.

3.5.19. Давление газа в нагнетательном патрубке компрессора не должно превышать давления конденсации паров СУГ при температуре нагнетания.

Максимальное давление газа после компрессора не должно быть выше 1,6 МПа.

3.5.20. Компрессоры и насосы подлежат аварийной остановке в случаях:

утечек или неисправностей отключающих устройств;

вибрации, посторонних шумов и стуков;

выхода из строя подшипников и сальникового уплотнения;

изменения допустимых параметров масла и воды;

выхода из строя электропривода, пусковой арматуры;

неисправности механических передач и приводов;

повышения или понижения нормируемого давления газа во входном и выходном патрубках.

3.5.21. Насосы и компрессоры при ремонтных и регламентных работах в насосно-компрессорных отделениях (НКО) станций (пунктов), а также на время производства газоопасных работ в производственной зоне должны быть остановлены.

3.5.22. На станциях (пунктах) должен назначаться ответственный за эксплуатацию вентиляционных систем.

3.5.23. Вентиляционные системы должны быть определены по функциональному признаку (приточная, вытяжная, аварийная) с присвоением порядкового номера.

Обозначения наносятся на кожухе вентилятора и воздуховодах.

3.5.24. На вентиляционные системы должны составляться паспорта. В каждом паспорте должны быть информация о производительности системы, ее схема, характеристики и тип вентилятора и электродвигателя, сведения о ремонтах и наладках.

3.5.25. Все изменения в конструкции вентиляционных систем должны вноситься на основании проекта.

3.5.26. Пуск вентиляционных систем в производственной зоне должен производиться за 15 мин до включения технологического оборудования.

Первоначально включаются вытяжные системы.

3.5.27. В местах забора воздуха приточными вентиляционными системами должна исключаться возможность появления паров сжиженных углеводородных газов и других вредных веществ.

3.5.28. При остановке приточных вентиляционных систем обратные клапаны на воздуховодах должны быть закрыты.

3.5.29. Вентиляционные системы не реже 1 раза в год, а также после капитального ремонта, наладки или неудовлетворительных результатов анализа воздушной среды должны подвергаться испытаниям.

Оценка эффективности работы вентиляционных систем подтверждается техническим отчетом специализированной организации с указаниями (рекомендациями) по режиму эксплуатации систем.

3.5.30. Принимаемые и поставляемые потребителям газы должны отвечать требованиям ГОСТ 20448-90 "Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления" и ГОСТ 27578-87 "Газы углеводородные сжиженные для автомобильного транспорта".

3.5.31. Интенсивность запаха газа должна проверяться в соответствии с ГОСТ 22387.5-77 "Газ для коммунально-бытового потребления. Метод определения интенсивности запаха".

3.5.32. Подготовка к сливу сжиженных газов из железнодорожных цистерн должна быть начата после закрепления цистерн на рельсовом пути и удаления локомотива с территории ГНС.

3.5.33. Число железнодорожных цистерн, одновременно находящихся на территории ГНС, не должно превышать числа постов слива.

3.5.34. Сливо-наливные операции должны выполняться по письменному распоряжению руководителя станции с соблюдением требований производственной инструкции. Бригада должна состоять не менее чем из 3 рабочих.

3.5.35. Выполнение сливо-наливных операций во время грозы и при проведении огневых работ запрещается.

3.5.36. Железнодорожные (автомобильные) цистерны, резинотканевые рукава должны заземляться.

Отсоединять заземляющие устройства разрешается после окончания сливо-наливных операций и установки заглушек на штуцеры вентилей цистерн.

3.5.37. Резинотканевые рукава, применяемые при сливо-наливных операциях, должны соответствовать техническим условиям и государственным стандартам, допускающим их применение для сжиженных углеводородных газов; для защиты от статического электричества они должны быть обвиты медной проволокой диаметром не менее 2 мм или медным тросиком площадью сечения не менее 4 мм с шагом витка не более 100 мм.

Оба конца проволоки (тросика) соединяются с наконечниками рукава пайкой или болтом.

3.5.38. Допускается применение металлокордовых рукавов, а также гибких металлических газопроводов с шарнирными соединениями, рассчитанных на использование с сжиженными углеводородными газами.

Осмотр, испытания, отбраковка рукавов, используемых при сливо-наливных операциях, должны проводиться в соответствии с требованиями "Правил безопасности при эксплуатации газового хозяйства автомобильных заправочных станций сжиженного газа".

3.5.39. Запрещается подтягивать накидные гайки рукавов, отсоединять рукава, находящиеся под давлением, а также применять ударный инструмент при навинчивании и отвинчивании гаек.

Открывать задвижки и вентили на газопроводах следует плавно, не вызывая гидравлических ударов.

3.5.40. Перед выполнением сливо-наливных операций из автоцистерн, за исключением оборудованных насосами для перекачки СУГ, а также при заправке газобаллонных автомобилей двигатели автомашин должны быть отключены.

Включать двигатели разрешается только после отсоединения рукавов и установки заглушек на штуцеры.

3.5.41. Во время слива и налива СУГ оставлять без надзора наполнительные, сливные и заправочные колонки, железнодорожные и автомобильные цистерны, газобаллонные автомобили запрещается.

Между персоналом, выполняющим сливо-наливные операции, и машинистами насосно-компрессорного отделения должна осуществляться телефонная, громкоговорящая или визуальная связь для передачи информации о давлении и уровне газа в цистерне и приемном резервуаре.

3.5.42. Максимальный уровень наполнения резервуаров не должен превышать 85% объема резервуара.

3.5.43. При наполнении резервуаров, автоцистерн и баллонов снижение в них давления путем сброса паров в атмосферу запрещается.

3.5.44. Давление жидкой фазы в газопроводах, подающих газ на наполнение баллонов, не должно превышать рабочее (1,6 МПа).

3.5.45. Наполнение баллонов, не соответствующих требованиям "Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением" (ПБ 10-115-96), запрещается.

3.5.46. Пригодность к наполнению автомобильных баллонов транспорта, принадлежащего юридическим лицам, должна подтверждаться соответствующей отметкой в путевом (маршрутном) листе.

Порядок заправки личного автотранспорта и автомобилей индивидуальных предпринимателей определяется инструкцией, утвержденной владельцем станции.