Какой документацией определяются способы присоединения вновь построенных газопроводов к действующим

Постановление Правительства РФ от 1 ноября 2021 г. N 1898 "Об утверждении Правил технологического присоединения к магистральным газопроводам" (с изменениями и дополнениями)

Пункт 1 вступает в силу с 1 сентября 2023 г. и действует до 1 сентября 2029 г.

1. Утвердить прилагаемые Правила технологического присоединения к магистральным газопроводам.

2. Определить, что Федеральная антимонопольная служба является федеральным органом исполнительной власти, устанавливающим размер платы за технологическое присоединение к магистральным газопроводам строящихся и реконструируемых газопроводов, предназначенных для транспортировки газа от магистральных газопроводов до объектов капитального строительства, и газопроводов, предназначенных для транспортировки газа от месторождений природного газа до магистрального газопровода.

Информация об изменениях:

Пункт 3 изменен с 30 сентября 2022 г. — Постановление Правительства России от 30 сентября 2022 г. N 1731

3. Настоящее постановление вступает в силу со дня его официального опубликования, за исключением пункта 1, который вступает в силу 1 сентября 2023 г. и действует 6 лет.

Председатель Правительства
Российской Федерации

ГАРАНТ:

Правила вступают в силу с 1 сентября 2023 г. и действуют до 1 сентября 2029 г.

УТВЕРЖДЕНЫ
постановлением Правительства
Российской Федерации
от 1 ноября 2021 г. N 1898

Правила
технологического присоединения к магистральным газопроводам

I. Общие положения

1. Настоящие Правила определяют порядок недискриминационного доступа к услугам по технологическому присоединению к магистральным газопроводам строящихся и реконструируемых газопроводов, предназначенных для транспортировки газа от магистральных газопроводов до объектов капитального строительства, и газопроводов, предназначенных для транспортировки газа от месторождений природного газа до магистрального газопровода (далее — газопровод).

2. Для целей настоящих Правил используются следующие понятия:

«заявитель» — юридическое лицо или индивидуальный предприниматель, намеренные осуществить технологическое присоединение газопровода к магистральному газопроводу;

«исполнитель» — газотранспортная организация, владеющая на праве собственности или на ином законном основании магистральным газопроводом, к которому планируется технологическое присоединение газопровода заявителя;

«магистральный газопровод» — единый технологически неделимый, централизованно управляемый имущественный производственный комплекс, состоящий из взаимосвязанных объектов, являющихся его неотъемлемой технологической частью, предназначенных для транспортировки природного газа от точек входа газа в магистральный газопровод до точек выхода газа из магистрального газопровода, и имеющий рабочее давление газа от 1,2 МПа и выше;

«технологическое присоединение» — совокупность организационных и технических действий, включающих выполнение мероприятий по технологическому присоединению газопровода к магистральному газопроводу (далее — мероприятия по технологическому присоединению) и подачу газа в точке входа газа в магистральный газопровод или точке выхода газа из магистрального газопровода;

«точка подключения» — место соединения присоединяемого газопровода с магистральным газопроводом в точке входа газа в магистральный газопровод или точке выхода газа из магистрального газопровода;

«фактическое присоединение» — комплекс технических мероприятий, обеспечивающих физическое соединение (контакт) присоединяемого газопровода и магистрального газопровода.

3. Технологическое присоединение газопровода к магистральному газопроводу осуществляется в следующем порядке:

а) направление заявителем исполнителю заявки на технологическое присоединение газопровода к магистральному газопроводу (далее — заявка на подключение);

б) выдача договора о технологическом присоединении газопровода к магистральному газопроводу с приложением технических условий, являющихся его неотъемлемой частью (далее соответственно — договор о подключении, технические условия), или принятие мотивированного решения об отказе в его выдаче;

в) заключение договора о подключении;

г) выполнение заявителем и исполнителем технических условий;

д) осуществление исполнителем фактического присоединения;

е) подписание акта об осуществлении технологического присоединения газопровода к магистральному газопроводу, содержащего информацию о разграничении имущественной принадлежности и эксплуатационной ответственности сторон (далее — акт о подключении).

4. Технологическое присоединение к магистральному газопроводу газопровода, предназначенного для транспортировки газа от магистрального газопровода до объекта капитального строительства, возможно только в случае подтверждения региональной газораспределительной организацией отсутствия технической возможности обеспечить необходимый заявителю объем транспортировки газа с требуемым давлением по газораспределительным сетям, принадлежащим указанной газораспределительной организации, за исключением строящихся или реконструируемых газопроводов, предназначенных для транспортировки газа от магистрального газопровода до объектов капитального строительства, технические условия технологического присоединения которых выданы заявителям до вступления в силу настоящих Правил.

II. Порядок технологического присоединения к магистральным газопроводам

5. В целях технологического присоединения газопровода к магистральному газопроводу заявитель направляет исполнителю почтовым отправлением или в электронной форме посредством официального сайта исполнителя в информационно-телекоммуникационной сети «Интернет» (далее — официальный сайт) заявку на подключение, составленную в свободной форме.

6. Заявка на подключение должна содержать:

а) реквизиты заявителя (для юридических лиц — полное наименование и государственный регистрационный номер записи в Едином государственном реестре юридических лиц, дата ее внесения в указанный реестр, адрес местонахождения, контактный телефон и факс, адрес электронной почты (при наличии), для индивидуальных предпринимателей — государственный регистрационный номер записи в Едином государственном реестре индивидуальных предпринимателей, дата ее внесения в указанный реестр, адрес места жительства, контактный телефон и факс, адрес электронной почты (при наличии);

б) предполагаемые точки подключения к магистральному газопроводу;

в) планируемый максимальный объем транспортировки газа по газопроводу в точке подключения;

г) качественные характеристики и параметры газа, подлежащего транспортировке по магистральному газопроводу;

д) сроки проектирования и ввода в эксплуатацию газопровода, в том числе по этапам и очередям;

е) годовой объем поставки газа заявителем или объем отбора заявителем газа;

ж) предполагаемые даты начала и окончания поставок (отбора) заявителем газа;

з) сроки проектирования и ввода в эксплуатацию объекта капитального строительства, до которого осуществляется (планируется) транспортировка газа по газопроводу заявителя, в том числе по этапам и очередям;

и) сведения о технических характеристиках газоиспользующего оборудования, установленного (устанавливаемого) на объекте капитального строительства, до которого осуществляется (планируется) транспортировка газа по газопроводу заявителя;

к) сведения о возможности эксплуатации на резервном топливе газоиспользующего оборудования, установленного (устанавливаемого) на объекте капитального строительства, до которого осуществляется (планируется) транспортировка газа по газопроводу заявителя (указываются в случаях, предусмотренных законодательством Российской Федерации о газоснабжении).

7. В случае технологического присоединения к магистральному газопроводу газопровода, предназначенного для транспортировки газа от магистрального газопровода до объекта капитального строительства, сведения, указанные в подпункте «г» пункта 6 настоящих Правил, в составе заявки на подключение не представляются.

В случае технологического присоединения к магистральному газопроводу газопроводов, предназначенных для транспортировки газа от месторождений природного газа до магистрального газопровода, сведения, указанные в подпунктах «з» — «к» пункта 6 настоящих Правил, в составе заявки на подключение не представляются.

8. К заявке на подключение прилагаются следующие документы:

а) ситуационный план расположения газопровода, планируемого к технологическому присоединению к магистральному газопроводу, и объекта капитального строительства, до которого осуществляется (планируется) транспортировка газа по газопроводу;

б) копии документов, подтверждающих право собственности или иное предусмотренное законом право заявителя на газопровод (при их наличии);

в) расчет планируемого максимального часового расхода газа;

г) копии документов, подтверждающих намерение в указанный в заявке на подключение срок создать газопровод и (или) объект капитального строительства, до которого осуществляется (планируется) транспортировка газа по газопроводу (правоустанавливающие документы на земельный участок, на котором будут располагаться газопровод и (или) указанный объект капитального строительства, или лицензии на разработку месторождений либо утвержденная в установленном порядке проектная документация (при наличии);

д) доверенность или иные документы, подтверждающие полномочия представителя заявителя (в случае если заявка на подключение подается представителем заявителя);

е) подтверждение региональной газораспределительной организации отсутствия технической возможности обеспечить необходимый заявителю объем транспортировки газа с требуемым давлением по газораспределительным сетям, принадлежащим указанной газораспределительной организации (в случае, предусмотренном пунктом 4 настоящих Правил).

9. Исполнитель не вправе требовать представление сведений и документов, не предусмотренных настоящими Правилами.

10. При представлении заявителем сведений в составе заявки на подключение и документов, указанных в пунктах 6 — 8 настоящих Правил, в полном объеме исполнитель в течение 20 рабочих дней со дня такого представления направляет почтовым отправлением или в электронной форме посредством официального сайта заявителю подписанный со своей стороны проект договора о подключении в 2 экземплярах с приложением технических условий, являющихся его неотъемлемой частью, за исключением случая принятия исполнителем мотивированного решения об отказе в выдаче заявителю договора о подключении в соответствии с пунктом 17 настоящих Правил.

11. В случае отсутствия сведений в составе заявки на подключение и (или) документов, предусмотренных пунктами 6 — 8 настоящих Правил, исполнитель в течение 7 рабочих дней со дня получения заявки на подключение уведомляет об этом заявителя и приостанавливает рассмотрение указанной заявки до представления заявителем недостающих документов и сведений. В этом случае заявитель в течение 7 рабочих дней со дня получения уведомления обязан представить почтовым отправлением или в электронной форме посредством официального сайта исполнителю недостающие сведения и (или) документы.

В случае если заявитель в течение 7 рабочих дней после получения уведомления от исполнителя не представил недостающие сведения и (или) документы, заявка на подключение аннулируется.

12. В течение 10 рабочих дней со дня получения подписанного исполнителем проекта договора о подключении заявитель подписывает оба экземпляра проекта договора о подключении и направляет один экземпляр подписанного договора о подключении исполнителю с приложением к нему документов, подтверждающих полномочия лица, подписавшего договор о подключении, в случае, если такой договор подписывается представителем заявителя.

В случае несогласия с представленным исполнителем проектом договора о подключении и (или) несоответствия его положениям настоящих Правил заявитель в течение 10 рабочих дней со дня получения подписанного исполнителем проекта договора о подключении направляет исполнителю мотивированный отказ от подписания проекта договора о подключении, к которому прилагает при необходимости протокол разногласий. Указанный отказ направляется заявителем исполнителю заказным письмом с уведомлением о вручении.

В случае ненаправления заявителем подписанного проекта договора о подключении либо мотивированного отказа от его подписания в течение 10 рабочих дней со дня получения подписанного исполнителем проекта договора о подключении поданная заявка на подключение аннулируется.

При направлении заявителем мотивированного отказа от подписания проекта договора о подключении исполнитель обязан в течение 10 рабочих дней со дня получения указанного отказа рассмотреть его, принять меры к урегулированию разногласий и направить заявителю для подписания новый проект договора о подключении.

Договор о подключении считается заключенным со дня поступления исполнителю подписанного заявителем экземпляра договора о подключении.

13. Договор о подключении, включая указанное в пункте 24 настоящих Правил дополнительное соглашение к договору о подключении, должен содержать следующие существенные условия:

а) технические условия, прилагаемые к договору о подключении и являющиеся его неотъемлемой частью, и обязанности сторон по выполнению технических условий;

б) срок осуществления предусмотренных техническими условиями мероприятий по технологическому присоединению, который исчисляется со дня заключения договора о подключении;

в) положение об ответственности сторон за несоблюдение установленных договором о подключении и настоящими Правилами сроков исполнения своих обязательств, в том числе обязанность каждой стороны при нарушении ею сроков исполнения обязательств по договору о подключении уплатить другой стороне в течение 10 рабочих дней со дня наступления просрочки неустойку, рассчитанную как произведение 0,014 ключевой ставки Банка России, установленной на день заключения договора о подключении, и платы за технологическое присоединение газопровода к магистральному газопроводу (далее — плата за технологическое присоединение) по договору о подключении, за каждый день просрочки;

г) порядок разграничения балансовой принадлежности и эксплуатационной ответственности сторон;

д) размер платы за технологическое присоединение;

е) порядок и сроки внесения заявителем платы за технологическое присоединение;

ж) обязательства исполнителя по обеспечению непрерывного диспетчерского контроля за функционированием газопроводов, подключенных к магистральному газопроводу (в точках подключения), и обязательства заявителя по передаче необходимой для этого информации.

14. Технические условия, прилагаемые к договору о подключении и являющиеся его неотъемлемой частью, содержат следующую информацию:

а) мероприятия по технологическому присоединению, выполняемые заявителем и исполнителем;

б) точки подключения газопровода к магистральному газопроводу;

в) максимальный часовой объем поставки (расхода) газа;

г) основные технологические показатели газопровода;

д) требования к узлам запуска-приема очистных устройств, узлам редуцирования, газоизмерительным станциям;

е) требования к проведению природоохранных мероприятий;

ж) требования к параметрам и качеству газа, включая требования к минимальному давлению газа в точке подключения;

з) срок действия технических условий.

15. Срок действия технических условий составляет не более 5 лет.

16. Подготовка и направление договора о подключении и информации о плате за технологическое присоединение осуществляются без взимания платы.

17. Принятие мотивированного решения об отказе в выдаче заявителю договора о подключении допускается при отсутствии технической возможности технологического присоединения. При этом такое решение должно содержать имеющуюся у исполнителя информацию о сроках возникновения технической возможности технологического присоединения в результате реализации исполнителем мероприятий по технологическому присоединению, финансируемых как за счет собственных средств, так и за счет средств иных источников, либо сведения об отсутствии такой информации.

В случае получения заявителем мотивированного решения об отказе в выдаче договора о подключении заявитель может обратиться к исполнителю с подтверждением готовности возместить расходы, связанные с осуществлением мероприятий по технологическому присоединению, направленных на обеспечение технической возможности технологического присоединения и удовлетворение заявленного максимального часового объема поставки (отбора) газа. В случае подтверждения заявителем готовности возместить такие расходы технические условия должны содержать выполняемые исполнителем мероприятия по технологическому присоединению, направленные на обеспечение технической возможности технологического присоединения и удовлетворение заявленного максимального часового объема поставки (отбора) газа. Расходы исполнителя на выполнение им таких мероприятий включаются в размер платы за технологическое присоединение.

Техническая возможность технологического присоединения существует, если при технологическом присоединении газопровода заявителя к магистральному газопроводу сохранятся условия газоснабжения для потребителей газа, газопроводы которых на день направления заявителем заявки о подключении подключены к магистральному газопроводу, а также для заявителей, которым ранее были выданы технические условия, не утратившие силу на указанный день, и которые на день рассмотрения заявки о подключении не завершили технологическое присоединение газопровода к магистральному газопроводу.

18. Размер платы за технологическое присоединение устанавливается федеральным органом исполнительной власти в сфере государственного регулирования цен (тарифов) в соответствии с утверждаемыми им методическими указаниями по расчету размера платы за технологическое присоединение к магистральным газопроводам строящихся и реконструируемых газопроводов, предназначенных для транспортировки газа от магистральных газопроводов до объектов капитального строительства, и газопроводов, предназначенных для транспортировки газа от месторождений природного газа до магистрального газопровода (далее — методические указания).

19. При установлении федеральным органом исполнительной власти в сфере государственного регулирования цен (тарифов) размера платы за технологическое присоединение учитываются экономически и технологически обоснованные расходы исполнителя на выполнение предусмотренных в соответствии с пунктом 26 настоящих Правил мероприятий по технологическому присоединению. Расходы заявителя на выполнение им предусмотренных в соответствии с пунктом 26 настоящих Правил мероприятий по технологическому присоединению не входят в размер платы за технологическое присоединение.

В договоре о подключении указывается предварительный размер платы за технологическое присоединение, рассчитываемый исполнителем исходя из технических параметров магистрального газопровода и присоединяемого газопровода и расходов исполнителя, указанных в абзаце первом настоящего пункта, в размере стоимости строительства (реконструкции) объектов, необходимых для осуществления технологического присоединения газопровода к магистральному газопроводу.

Размер расходов исполнителя, исходя из которого рассчитывается предварительный размер платы за технологическое присоединение, не должен превышать стоимость строительства (реконструкции) объектов, необходимых для осуществления технологического присоединения газопровода к магистральному газопроводу, определяемую с применением укрупненных нормативов цены строительства, а в случае строительства (реконструкции) объектов, необходимых для осуществления технологического присоединения газопровода к магистральному газопроводу, для определения сметной стоимости которых отсутствуют укрупненные нормативы цены строительства, не должен превышать сметную стоимость строительства (реконструкции) указанных объектов, рассчитанную по сметным нормативам, включенным в федеральный реестр сметных нормативов.

20. После окончания разработки проектной документации на объекты, необходимые для обеспечения технологического присоединения газопровода к магистральному газопроводу, и проведения ее экспертизы в случаях, предусмотренных законодательством о градостроительной деятельности, исполнитель в течение 5 рабочих дней со дня утверждения проектной документации в соответствии с законодательством о градостроительной деятельности, а в случае проведения ее экспертизы — со дня получения положительного заключения экспертизы проектной документации направляет в федеральный орган исполнительной власти в сфере государственного регулирования цен (тарифов) заявление об установлении размера платы за технологическое присоединение (далее — заявление об установлении платы). К заявлению об установлении платы прилагаются следующие материалы:

а) договор о подключении, заключенный в соответствии с пунктом 12 настоящих Правил;

б) положительное заключение экспертизы проектной документации (в случае ее проведения);

в) расчет необходимой валовой выручки по технологическому присоединению с выделением стоимости каждого мероприятия, необходимого для осуществления исполнителем технологического присоединения, с приложением экономического обоснования исходных данных (с указанием применяемых норм и нормативов расчета), выполненный в соответствии с методическими указаниями.

21. Заявление об установлении платы и прилагаемые к нему материалы могут представляться в федеральный орган исполнительной власти в сфере государственного регулирования цен (тарифов) в электронной форме.

22. При непредставлении или представлении не в полном объеме материалов, прилагаемых к заявлению об установлении платы в соответствии с пунктом 20 настоящих Правил, федеральный орган исполнительной власти в сфере государственного регулирования цен (тарифов) в течение 10 рабочих дней со дня поступления заявления об установлении платы уведомляет об этом исполнителя.

Исполнитель направляет в федеральный орган исполнительной власти в сфере государственного регулирования цен (тарифов) соответствующие материалы не позднее 5 рабочих дней со дня получения уведомления.

Исполнитель уведомляет заявителя о направлении заявления об установлении платы с приложенными к нему материалами не позднее 5 рабочих дней со дня их направления в федеральный орган исполнительной власти в сфере государственного регулирования цен (тарифов).

23. Федеральный орган исполнительной власти в сфере государственного регулирования цен (тарифов) устанавливает размер платы за технологическое присоединение с выделением стоимости каждого мероприятия, необходимого для осуществления исполнителем технологического присоединения, в течение 45 рабочих дней со дня поступления заявления об установлении платы и материалов, прилагаемых к нему в соответствии с пунктом 20 настоящих Правил. Об установлении размера платы за технологическое присоединение федеральный орган исполнительной власти в сфере государственного регулирования цен (тарифов) принимает решение и уведомляет о нем исполнителя.

24. В срок не позднее 5 рабочих дней со дня получения уведомления, указанного в пункте 23 настоящих Правил, исполнитель подготавливает проект дополнительного соглашения к договору о подключении, которым предусматривается размер платы за технологическое присоединение, указанный в решении об установлении размера платы за технологическое присоединение, принятом федеральным органом исполнительной власти в сфере государственного регулирования цен (тарифов), график выполнения мероприятий по технологическому присоединению, а также порядок и сроки внесения платы за технологическое присоединение, устанавливаемые с учетом указанных размера платы и графика.

Подготовленный проект дополнительного соглашения к договору о подключении исполнитель подписывает со своей стороны и в тот же срок направляет в 2 экземплярах почтовым отправлением или посредством официального сайта заявителю для подписания.

25. Заявитель подписывает оба экземпляра проекта дополнительного соглашения к договору о подключении и направляет один экземпляр исполнителю в течение 10 рабочих дней со дня получения подписанного исполнителем проекта дополнительного соглашения к договору о подключении. В случае ненаправления заявителем дополнительного соглашения к договору о подключении в указанный срок договор о подключении считается расторгнутым в день, следующий за днем истечения указанного срока. Заявка на подключение аннулируется в тот же день. Заявитель компенсирует исполнителю расходы, связанные с разработкой и проведением экспертизы проектной документации на объекты, необходимые для обеспечения технологического присоединения газопровода к магистральному газопроводу.

26. Предусмотренные техническими условиями мероприятия по технологическому присоединению включают в себя:

а) разработку проектной документации согласно обязательствам сторон договора о подключении;

б) строительство (реконструкцию) заявителем и исполнителем объектов, необходимых для обеспечения технологического присоединения газопровода к магистральному газопроводу;

в) проверку исполнителем выполнения заявителем мероприятий по технологическому присоединению;

г) осуществление исполнителем фактического присоединения и составление акта о технологическом присоединении.

27. Срок осуществления предусмотренных в соответствии с пунктом 26 настоящих Правил мероприятий по технологическому присоединению не может превышать срок действия технических условий.

28. Запрещается навязывать заявителю услуги, не предусмотренные настоящими Правилами.

29. Заявитель после выполнения предусмотренных в соответствии с подпунктами «а» и «б» пункта 26 настоящих Правил мероприятий по технологическому присоединению направляет исполнителю уведомление о готовности к технологическому присоединению газопровода к магистральному газопроводу и выполнении указанных мероприятий с приложением заверенной в установленном порядке копии разрешения на ввод подключаемого газопровода в эксплуатацию.

30. Исполнитель проводит проверку выполнения заявителем предусмотренных техническими условиями мероприятий по технологическому присоединению в течение 20 рабочих дней со дня получения исполнителем уведомления, указанного в пункте 29 настоящих Правил.

В течение одного месяца со дня указанной проверки исполнитель осуществляет технологическое присоединение газопровода к магистральному газопроводу, после чего в течение 3 рабочих дней заявитель и исполнитель подписывают акт о технологическом присоединении.

Технологическое присоединение газопровода к магистральному газопроводу осуществляется исполнителем или по его поручению специализированными организациями, имеющими соответствующий допуск к осуществлению таких работ.

31. Договор о подключении, включая дополнительное соглашение к договору о подключении, указанное в пункте 24 настоящих Правил, а также мотивированное решение об отказе в выдаче договора о подключении могут быть обжалованы в порядке, установленном законодательством Российской Федерации.

Прописаны условия недискриминационного доступа к услугам по техприсоединению к магистрали строящихся и реконструируемых газопроводов, предназначенных для транспортировки газа от магистрали до объектов капстроительства и от месторождений природного газа до магистрали.

Газопровод для транспортировки газа до объектов капстроительства подключается к магистрали, если региональная газораспределительная организация подтвердит отсутствие технической возможности обеспечить необходимый объем транспортировки газа с требуемым давлением по принадлежащим ей газораспределительным сетям.

Размер платы за техприсоединение устанавливает ФАС.

Новые правила вводятся в действие через 30 дней после их официального опубликования и действуют 6 лет.

Постановление Правительства РФ от 1 ноября 2021 г. N 1898 "Об утверждении Правил технологического присоединения к магистральным газопроводам"

Вступает в силу с 17 ноября 2021 г., за исключением пункта 1, который вступает в силу с 1 сентября 2023 г. и действует до 1 сентября 2029 г.

Ты мастер

Информационный ресурс мастеров и инженеров, нормативные документы, экзаменационные билеты (тесты), образцы документов, справочные материалы.

Б.7.3. Проектирование, строительство, реконструкция, техническое перевооружение и капитальный ремонт сетей газораспределения и газопотребления. Вопросы № 231-240 2022 год

Для подготовки проверки знаний работников организаций по блоку «Требования промышленной безопасности на объектах газораспределения и газопотребления», предлагаем ознакомится с обновленными вопросами с ответами (тестами) которые вступают в силу с 01.02.2022, бесплатно и без регистрации, по дисциплине – Б.7.3. Проектирование, строительство, реконструкция, техническое перевооружение и капитальный ремонт сетей газораспределения и газопотребления. Вопросы взяты с официального сайта Ростехнадзора. Правильные ответы выделены жирным шрифтом.

Вопрос 231

Какой документацией определяются способы присоединения вновь построенных газопроводов к действующим?

• Определяются проектной документацией
• Определяются техническим заданием
• Определяются нарядом допуском

Вопрос 232

По указанию какого лица производится снятие заглушек, установленных на ответвлениях к потребителям (вводах), после визуального осмотра и опрессовки газопровода?

• Руководитель работами по пуску газа
• Руководитель предприятия пусконаладочной организации
• Руководитель предприятия потребителя
• Главный инженер
• Технический руководитель

Вопрос 233

Какое количество человек должно находиться снаружи с наветренной стороны для страховки на каждого работающего в колодцах и котлованах и недопущения к месту работы посторонних лиц при проведении газоопасных работ?

• По одному человеку на каждого работающего
• По два человека на каждого работающего
• По три человека на каждого работающего

Вопрос 234

Какие требования к испарителям и теплообменникам для подогрева СУГ (далее – испарительные установки) указаны неверно?

• Расстояние между испарителями принимают не менее двух диаметров испарителя, но не менее 10 м
• Испарительные установки, размещаемые вне помещений, располагают на расстоянии не менее 10 м от резервуаров для хранения СУГ
• Испарительные установки, размещаемые вне помещений, располагают на расстоянии не менее 1 м от стен здания насосно-компрессорного отделения или наполнительного цеха
• Испарительные установки производительностью до 200 кг/ч допускается размещать в насосно-компрессорном отделении или непосредственно на крышках горловин (на штуцерах) подземных и надземных резервуаров, а также в пределах базы хранения на расстоянии не менее 1 м от резервуаров

Вопрос 235

С каким уклоном в сторону сливного патрубка устанавливают надземные резервуары для хранения СУГ?

• 1 – 1,5%
• 2 – 3%
• 3.5 – 5%
• 5 – 7%

Вопрос 236

Какой вид запорного устройства предусматривают на газопроводах жидкой фазы для слива газа из железнодорожных цистерн в непосредственной близости от места соединения стационарных газопроводов ГНС со сливными устройствами транспортных средств?

• Скоростной клапан
• Штуцер с запорным органом
• Обратный клапан
• Любое из перечисленных видов устройств

Вопрос 237

Где рекомендуется предусматривать размещение помещения для окраски баллонов при реконструкции ГНС?

• В отдельном здании
• Сблокированным с отделением технического освидетельствования баллонов
• В здании наполнительного отделения (цеха)
• В любом из перечисленных мест

Вопрос 238

Какие типы запорной арматуры рекомендуется предусматривать при проектировании стальных и полиэтиленовых газопроводов?

• Краны конусные натяжные
• Краны конусные сальниковые
• Краны шаровые, задвижки, клапаны (вентили)
• Все перечисленные

Вопрос 239

На какой минимальной высоте от поверхности пола допускается размещать края футляров газопроводов?

• 50 мм
• 60 мм
• 70 мм
• 80 мм

Вопрос 240

В каких местах не рекомендуется предусматривать наружное размещение газового счетчика?

Какой документацией определяются способы присоединения вновь построенных газопроводов к действующим

ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ЭКОЛОГИЧЕСКОМУ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ

И АТОМНОМУ НАДЗОРУ

от 15 декабря 2020 г. N 531

ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ФЕДЕРАЛЬНЫХ НОРМ И ПРАВИЛ

В ОБЛАСТИ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ «ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ

СЕТЕЙ ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ И ГАЗОПОТРЕБЛЕНИЯ»

В соответствии с подпунктом 5.2.2.16(1) пункта 5 Положения о Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 30 июля 2004 г. N 401 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 32, ст. 3348; 2020, N 27, ст. 4248), приказываю:

1. Утвердить прилагаемые к настоящему приказу федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности сетей газораспределения и газопотребления».

2. Настоящий приказ вступает в силу с 1 января 2021 г. и действует до 1 января 2027 г.

приказом Федеральной службы

по экологическому, технологическому

и атомному надзору

от 15 декабря 2020 г. N 531

ФЕДЕРАЛЬНЫЕ НОРМЫ И ПРАВИЛА

В ОБЛАСТИ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ «ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ

СЕТЕЙ ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ И ГАЗОПОТРЕБЛЕНИЯ»

I. Общие положения

1. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности сетей газораспределения и газопотребления» (далее — Правила) разработаны в соответствии с Федеральным законом от 21 июля 1997 г. N 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» (Собрание законодательства Российской Федерации, 1997, N 30, ст. 3588; 2018, N 31, ст. 4860) (далее — Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов»).

2. Правила устанавливают требования, направленные на обеспечение промышленной безопасности, предупреждение аварий, случаев производственного травматизма на опасных производственных объектах газораспределения и газопотребления.

Действие Правил распространяется на опасные производственные объекты сетей газораспределения и газопотребления (в том числе сети газопотребления тепловых электрических станций (далее — ТЭС), газотурбинных установок (далее — ГТУ) и парогазовых установок (далее — ПГУ). Правила предназначены для применения при эксплуатации (включая техническое обслуживание, техническое диагностирование, текущий и капитальный ремонт, техническое перевооружение), реконструкции, консервации и ликвидации.

Действие Правил не распространяется на оборудование и газопроводы давлением до 1,2 МПа, предназначенные для обеспечения технологического процесса и функционирования площадных сооружений магистральных газопроводов, оборудование площадок автозаправочных станций (автомобильных газонаполнительных компрессорных станций), предназначенное для заправки транспортных средств природным газом, а также на технологические трубопроводы взрывопожароопасных и химически опасных производственных объектов и объектов газового хозяйства металлургических и коксохимических предприятий и производств.

3. Требования Правил распространяются на все организации независимо от их организационно-правовых форм, осуществляющие деятельность по эксплуатации, техническому перевооружению, ремонту, консервации и ликвидации сетей газораспределения и газопотребления.

4. Эксплуатация, включая ремонт и техническое перевооружение, консервация и ликвидация сетей газораспределения и газопотребления должны осуществляться в соответствии с требованиями Федерального закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», Технического регламента о безопасности сетей газораспределения и газопотребления, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 29 октября 2010 г. N 870 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2010, N 45, ст. 5853; 2011, N 26, ст. 3819), и Правил.

5. В организации, осуществляющей эксплуатацию сетей газораспределения или газопотребления, из числа руководителей или инженерно-технических работников, прошедших аттестацию в области промышленной безопасности, назначаются лица, ответственные за безопасную эксплуатацию опасных производственных объектов сетей газораспределения и газопотребления в целом и за каждый участок (объект) в отдельности.

II. Общие требования к деятельности по эксплуатации,

техническому перевооружению, реконструкции, ремонту,

консервации и ликвидации сетей газораспределения

6. Организации, осуществляющие эксплуатацию сетей газораспределения и газопотребления, кроме требований, предусмотренных Федеральным законом «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», должны:

выполнять комплекс мероприятий, включая мониторинг, техническое обслуживание, ремонт и аварийно-диспетчерское обеспечение сетей газораспределения и газопотребления, обеспечивающих содержание сетей газораспределения и газопотребления в исправном и безопасном состоянии;

обеспечивать проведение технического диагностирования газопроводов, зданий и сооружений, технических и технологических устройств сетей газораспределения и газопотребления по достижении предельных сроков эксплуатации, установленных проектной документацией;

хранить проектную и исполнительную документацию в течение всего срока эксплуатации опасного производственного объекта (до ликвидации). Порядок и условия ее хранения определяются приказом руководителя эксплуатирующей организации;

в случае отсутствия газовой службы в составе организации, эксплуатирующей сети газораспределения и газопотребления, предприятие вправе для оказания услуг по техническому обслуживанию и ремонту сети газораспределения и сети газопотребления задействовать подрядную организацию.

III. Специальные требования к эксплуатации

сетей газораспределения и газопотребления тепловых

7. Требования настоящей главы Правил распространяются на газопроводы (трубопроводы и соединительные детали), технические и технологические устройства сетей газораспределения и газопотребления ТЭС с давлением природного газа до 1,2 МПа включительно.

8. Эксплуатация сетей газораспределения и газопотребления ТЭС включает:

управление технологическими процессами;

включение и отключение оборудования, работающего сезонно.

9. Эксплуатация сетей газораспределения и газопотребления ТЭС должна осуществляться оперативным персоналом и газовой службой предприятия.

10. На ТЭС из числа руководителей (инженерно-технических работников), прошедших аттестацию в области промышленной безопасности, должны быть назначены лицо, ответственное за безопасную эксплуатацию сетей газораспределения и газопотребления, и его заместитель.

11. Лицо, ответственное за безопасную эксплуатацию сетей газораспределения и газопотребления ТЭС, должно располагать следующей документацией:

копией распорядительного документа эксплуатирующей организации о возложении обязанностей за безопасную эксплуатацию сетей газораспределения и газопотребления;

должностной инструкцией, определяющей обязанности, права и ответственность;

проектной, рабочей и исполнительной документацией;

актом о приемке сетей газопотребления;

технологическими схемами наружных и внутренних газопроводов с указанием газоопасных колодцев и камер;

эксплуатационной документацией по безопасному пользованию газом;

документами об оценке (подтверждении) соответствия технических устройств обязательным требованиям, установленным законодательством Российской Федерации;

планом мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий (далее — ПМЛА);

копиями документов, подтверждающих проведение аттестации в области промышленной безопасности работников, осуществляющих эксплуатацию сетей газораспределения и газопотребления, в объеме требований промышленной безопасности, необходимых для исполнения ими трудовых обязанностей.

12. На ТЭС с учетом особенностей оборудования, технологии и характера производства до пуска оборудования в эксплуатацию должны быть разработаны производственные (технологические) инструкции, содержащие требования технологической последовательности выполнения различных операций при подготовке к пуску оборудования технологических комплексов, выводе в резерв, ремонте, допуске ремонтного персонала (работников) к выполнению работ на оборудовании.

В производственных (технологических) инструкциях должны быть указаны методы и объемы проверки качества выполненных работ по техническому обслуживанию и ремонту.

Отдельно должны быть разработаны:

инструкции по безопасному проведению огневых и газоопасных работ;

инструкции по охране труда для работников, занятых эксплуатацией сетей газораспределения и газопотребления, разработанные исходя из профессии или вида выполняемой работы с учетом трудового законодательства Российской Федерации;

должностные инструкции для руководителей и инженерно-технических работников.

13. Производственные инструкции должны быть разработаны с учетом требований изготовителей технических устройств, конкретных условий эксплуатации и утверждены техническим руководителем ТЭС.

14. К производственной инструкции должны прилагаться технологические схемы с указанием технических устройств, мест врезки дренажей, продувочных газопроводов (воздушников), сбросных газопроводов, трубопроводов продувочного агента, установки запорной, регулирующей и предохранительной арматуры с нумерацией, соответствующей действительности по месту.

15. В процессе эксплуатации сетей газораспределения и газопотребления ТЭС должны быть обеспечены:

подача газа газоиспользующему оборудованию требуемого давления, очищенного от посторонних примесей и конденсата, в количестве, соответствующем его нагрузке;

безопасная работа оборудования, а также безопасное проведение его технического обслуживания и ремонта;

своевременное техническое обслуживание и ремонт оборудования;

производственный контроль за соблюдением требований промышленной безопасности.

16. На каждый газопровод (наружный и внутренний), технологическое устройство (пункт редуцирования газа (далее — ПРГ), газорегуляторная установка (далее — ГРУ), котел должны быть составлены паспорта, содержащие основные данные, характеризующие газопровод, помещение ПРГ, технические устройства и контрольно-измерительные приборы (далее — КИП), а также сведения о проведенных техническом диагностировании, техническом обслуживании и ремонте.

17. Технологические схемы газопроводов должны быть вывешены в помещениях ПРГ и щитов управления или воспроизведены на экране компьютеров систем автоматического управления.

18. При эксплуатации газопроводов и технических устройств необходимо выполнять:

визуальный контроль технического состояния (обход), в сроки, указанные в эксплуатационной документации;

проверку параметров срабатывания предохранительного запорного клапана (далее — ПЗК) и предохранительного сбросного клапана (далее — ПСК), установленных в ПРГ (ГРУ) после каждого ремонта, но не реже одного раза в 6 месяцев;

проверку срабатывания ПЗК, включенных в схемы защит и блокировок котлов перед каждым включением котла при его простое более 3 суток, после каждого ремонта, но не реже одного раза в шесть месяцев;

проверку герметичности фланцевых, резьбовых и сварных соединений газопроводов, сальниковых набивок арматуры с помощью приборов или пенообразующего раствора при проведении технического обслуживания, но не реже одного раза в 6 месяцев;

контроль загазованности воздуха в помещениях ПРГ и котельном зале (котельной) — постоянно автоматическими сигнализаторами загазованности и не реже 1 раза в смену с применением переносного газоанализатора;

проверку работоспособности автоматических сигнализаторов загазованности в помещениях ПРГ и котельном зале (котельной) не реже 1 раза в смену с применением переносного газоанализатора;

проверку срабатывания устройств технологических защит, блокировок и действия сигнализации перед каждым пуском в работу оборудования и периодически в соответствии с утвержденным графиком;

очистку фильтров в соответствии с требованием организации-изготовителя, но не реже 1 раз в 12 месяцев;

техническое обслуживание газопроводов и технических устройств, в соответствии с требованием организации-изготовителя, но не реже 1 раза в 6 месяцев;

техническое обслуживание средств защиты газопроводов от коррозии в соответствии с требованием организации-изготовителя, но не реже 1 раза в 12 месяцев;

включение и отключение газопроводов и технических устройств в режимы резерва, ремонта и консервации;

техническое диагностирование газопроводов и технических устройств;

отключение недействующих газопроводов и технических устройств с установкой заглушек.

19. При техническом обслуживании газопроводов выполняется проверка состояния уплотнений защитных футляров в местах прокладки газопроводов через наружные строительные конструкции здания и наличия равномерных зазоров между футлярами и газопроводами. Результаты проверки фиксируются в журналах технического обслуживания газопроводов и газоиспользующего оборудования.

20. При эксплуатации зданий сети газопотребления ТЭС эксплуатирующая организация осуществляет мониторинг за осадкой фундаментов.

21. Визуальный контроль технического состояния (обход) сети газопотребления ТЭС проводится в сроки, обеспечивающие безопасность и надежность ее эксплуатации, но не реже сроков, указанных в эксплуатационной документации. В случае их отсутствия не реже:

одного раза в смену для ПРГ, внутренних газопроводов котельной;

одного раза в месяц для надземных газопроводов.

Периодичность обхода трасс подземных газопроводов устанавливается техническим руководителем ТЭС дифференцированно в зависимости от технического состояния газопроводов, продолжительности и условий их эксплуатации (опасности коррозии, давления газа, характера местности и плотности ее застройки, времени года, грунтовых условий).

Осмотр газопроводов должен проводиться после выявления деформации грунта, сейсмических воздействий и других негативных явлений, которые могут вызвать недопустимые напряжения в газопроводе.

При осмотре подземных газопроводов проверяются на загазованность колодцы, расположенные на расстоянии до пятнадцати метров в обе стороны от газопровода, коллекторы, подвалы зданий и другие помещения, в которых возможно скопление газа.

При визуальном контроле не допускается подтягивание сальников на арматуре и откачка конденсата из дренажных устройств газопроводов с давлением более 0,3 МПа.

Проверка плотности соединений газопровода и арматуры, установленной на нем, проводится один раз в сутки по внешним признакам утечки газа (по запаху, звуку) с использованием высокочувствительных газоанализаторов (течеискателей) или пенообразующего раствора (мыльной эмульсии).

Применение открытого огня для обнаружения утечки газа не допускается.

22. Проверка параметров срабатывания ПЗК и ПСК в ПРГ должна проводиться не реже одного раза в шесть месяцев, а также после ремонта оборудования ПРГ.

23. Проверка срабатывания ПЗК котлов и горелок должна проводиться перед растопкой котла на газе после простоя более трех суток, перед плановым переводом котла на сжигание газа, а также после ремонта газопроводов котла.

Прекращение подачи электроэнергии от внешнего источника должно вызывать закрытие ПЗК горелок без дополнительного подвода энергии от других внешних источников.

24. Проверка настройки и действия предохранительных устройств газоиспользующего оборудования проводится перед пуском газа, после длительного (более двух месяцев) остановки оборудования, а также при эксплуатации в сроки, установленные в эксплуатационной документации, но не реже одного раза в два месяца.

25. Проверка срабатывания устройств технологических защит и действия сигнализации по максимальному и минимальному давлению газа в газопроводах проводится в сроки, установленные изготовителями, но не реже одного раза в шесть месяцев.

Сброс избыточного давления газа должен быть за пределы помещения и безопасен для персонала и исключающий его воспламенение от источника огня. Системы сброса газа должны обеспечивать безопасные условия рассеивания газа с учетом местных климатических условий, включая розу ветров.

При проверке не должно изменяться рабочее давление газа в газопроводах.

Проверка блокировок производится перед пуском котла или переводом его на газообразное топливо.

26. Контроль загазованности в помещениях ПРГ и котельной должен проводиться стационарными сигнализаторами загазованности или переносным прибором из верхней зоны помещений не реже одного раза в смену.

При обнаружении концентрации газа необходимо организовать дополнительную вентиляцию и незамедлительные работы по обнаружению и устранению утечки газа.

Перед входом в помещение должна быть проведена проверка загазованности помещения переносным сигнализатором.

27. Газопроводы должны регулярно (по графику) дренироваться через штуцера, устанавливаемые в нижних точках газопровода.

Конденсат собирается в передвижные емкости и утилизируется.

Сброс удаленной из газопровода жидкости в канализацию не допускается.

28. Очистку фильтра ПРГ необходимо проводить при достижении допустимого значения перепада давления, указанного в паспорте технического устройства.

29. До начала и в процессе выполнения работ по техническому обслуживанию должен быть проведен контроль воздуха рабочих зон помещений (ПРГ, машинного зала, котельной) на загазованность с отметкой результатов анализа в наряде-допуске на проведение газоопасных работ.

При концентрации газа в помещении, превышающей десять процентов нижний концентрационный предел распространения пламени (далее — НКПРП), работы должны быть приостановлены.

После окончания работ, сопровождающихся нарушением целостности и разгерметизацией, газопроводы должны быть испытаны на герметичность, а после сварочных работ — на прочность и герметичность в соответствии с проектной документацией. При отсутствии в проектной документации требований к проведению испытаний испытания должны проводиться с учетом действующих документов по стандартизации и актов в сфере технического регулирования.

Испытания должны проводиться работниками, выполнившими ремонтные работы, в присутствии оперативного персонала ТЭС. Результаты испытаний оформляются актом.

30. Техническое обслуживание технических устройств проводится по графику. Для составных частей сети газораспределения и сети газопотребления техническое обслуживание проводится совместно с газопроводом, если иное не установлено эксплуатационной документацией организации-изготовителя.

31. Техническое обслуживание газопроводов должно проводиться не реже одного раза в шесть месяцев.

32. При техническом обслуживании ПРГ необходимо выполнять:

проверку хода и герметичности отключающих устройств (задвижек, кранов), а также герметичности ПЗК и ПСК прибором или пенообразующим раствором (мыльной эмульсией);

визуальный контроль (осмотр) строительных конструкций, отделяющих помещения категории А по взрывопожароопасности (согласно требованиям Федерального закона от 22 июля 2008 г. N 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2008, N 30, ст. 3579, 2018, N 53, ст. 8464) от других помещений;

проверку герметичности мест прохода сочленений приводов механизмов с РК;

проверку герметичности фланцевых и сварных соединений газопроводов прибором или пенообразующим раствором;

осмотр, очистку фильтра;

проверку сочленений приводов механизмов с регулирующим клапаном (далее — РК), устранение люфта и других неисправностей в кинематической передаче;

продувку импульсных линий приборов средств измерений, ПЗК и РК;

проверку параметров настройки ПЗК и ПСК;

смазку трущихся частей, подтяжку сальников арматуры, их очистку;

проверку состояния и работы электрооборудования, систем вентиляции, отопления, сигнализации.

33. При техническом обслуживании внутренних газопроводов необходимо выполнять:

проверку герметичности фланцевых и сварных соединений газопроводов, сальниковых набивок арматуры приборами или пенообразующим раствором (мыльной эмульсией);

подтяжку сальников арматуры, очистку;

продувку импульсных линий приборов средств измерений.

34. При отключении газоиспользующего оборудования сезонного действия должны быть установлены заглушки на газопроводах-отводах к ним.

35. Техническое обслуживание сетей газораспределения и газопотребления ТЭС должно проводиться бригадой в составе не менее трех человек под руководством мастера с оформлением наряда-допуска на производство газоопасных работ, в светлое время суток или при достаточном искусственном освещении.

36. Текущий ремонт с разборкой регуляторов давления, предохранительных клапанов и фильтров проводится в сроки, установленные в эксплуатационной документации, но не реже одного раза в двенадцать месяцев, если иное не установлено эксплуатационной документацией организации-изготовителя.

37. Текущий ремонт газопроводов и технических устройств должен проводиться на отключенном оборудовании и газопроводах с установкой заглушек на границах отключаемого участка со стороны подачи газа.

38. При текущем ремонте надземных газопроводов производят:

устранение прогиба газопровода, выпучивания опор, замену и восстановление креплений;

разборку и ремонт запорной арматуры, не обеспечивающей герметичность закрытия, с притиркой уплотняющих поверхностей;

восстановление противошумового и теплоизоляционного покрытий;

очистку и восстановление окраски газопроводов и запорной арматуры (не реже одного раза в пять лет);

проверку герметичности соединений и устранение дефектов, выявленных при техническом обслуживании.

39. При текущем ремонте запорной арматуры необходимо выполнять:

очистку запорной арматуры, ремонт привода и его смазку, набивку сальника;

разборку запорной арматуры, не обеспечивающей плотность закрытия затворов, с притиркой уплотняющих поверхностей;

проверку затяжки (крепежа) фланцевых соединений, смену износившихся и поврежденных болтов и прокладок;

проверку исправности и ремонт приводного устройства;

при сервисном обслуживании запорной арматуры изготовителем сроки и объемы работ должны быть определены эксплуатационной документацией на арматуру.

40. Перед ремонтом газоиспользующего оборудования, осмотром и ремонтом топок котлов или газоходов газоиспользующее оборудование и запальные трубопроводы должны отключаться от действующих газопроводов с установкой заглушки после запорной арматуры.

41. После окончания ремонта на газопроводах и технических устройствах необходимо провести их испытания в соответствии с требованиями проектной документации, при отсутствии в проектной документации требований к проведению испытаний — испытания проводить в соответствии с требованиями сводов правил для сетей газораспределения и газопотребления.

42. Техническое диагностирование (экспертиза промышленной безопасности) газопроводов, технических и технологических устройств сетей газораспределения и газопотребления ТЭС должно проводиться в целях определения и прогнозирования их технического состояния (определения соответствия объекта экспертизы предъявляемым к нему требованиям промышленной безопасности в соответствии с Федеральным законом «О промышленной безопасности опасных производственных объектов»).

Сроки эксплуатации газопроводов, технических и технологических устройств сетей газораспределения и газопотребления ТЭС устанавливаются на основе расчетов и указываются в проектной документации.

43. Ремонт газопроводов и технических устройств проводится по графикам, утвержденным техническим руководителем ТЭС, составленным на основании эксплуатационной документации изготовителей. Ремонт также назначается и по результатам технического обслуживания, технического диагностирования.

Ремонт внутренних газопроводов, газоиспользующего и котлового оборудования следует совмещать.

Сведения о капитальном ремонте должны быть занесены в паспорт соответствующего газопровода и технического устройства.

В случае если техническое устройство входит в состав газопровода и внесено в раздел паспорта «Оборудование газопровода», то сведения о ремонте данного технического устройства допускается вносить только в паспорт газопровода.

Разрешается ведение паспортов соответствующего газопровода и технического устройства в электронном виде.

При ведении паспортов в электронном виде возможность изменения и/или искажения ранее внесенных записей должна быть исключена.

44. После проведения ремонтных работ необходимо провести наладочные работы.

45. Аварийное отключение газопроводов должно производиться в случаях разрыва сварных стыков, коррозионных и механических повреждений газопровода и арматуры с выходом газа, а также при взрыве, пожаре, непосредственно угрожающих газопроводам и газоиспользующему оборудованию.

46. При обнаружении загазованности все работы должны быть приостановлены, приняты меры по устранению утечки газа и выполнению мероприятий в соответствии с ПМЛА и производственными инструкциями.

Лица, не участвующие в аварийно-восстановительных работах, должны быть удалены из опасной зоны.

47. Газоопасные работы должны выполняться в соответствии с требованиями главы V Правил.

Наряд-допуск на производство газоопасных работ для ТЭС (приложение N 1 к Правилам) оформляется в соответствии с обязательными требованиями, установленными законодательством Российской Федерации о техническом регулировании.

48. До начала работ, связанных с разборкой запорной арматуры, присоединением или ремонтом внутренних газопроводов, работой внутри котлов, а также при выводе котлов в режим консервации и ремонта отключающие устройства, установленные на ответвлениях газопровода к котлу и на газопроводе к защитному запальному устройству (далее — ЗЗУ) горелок, должны быть закрыты с установкой заглушек.

Газопроводы должны быть освобождены от газа продувкой воздухом или инертным газом.

49. Установка заглушек на внутренних газопроводах должна производиться на отключенном участке после его предварительной продувки воздухом или инертным газом и взятия пробы для анализа на содержание горючего газа.

Снятие заглушек на газопроводе должно производиться после проведения испытаний (контрольной опрессовки).

Подземные и надземные (наружные) газопроводы независимо от расчетного давления подлежат контрольной опрессовке под давлением 0,02 МПа.

Скорость падения давления не должна превышать 100 Па/час.

Оборудование и газопроводы ПРГ должны подвергаться контрольной опрессовке под давлением 0,01 МПа. Скорость падения давления не должна превышать 600 Па/час.

При значениях падения давления, превышающих допустимые нормы, пуск газа и снятие заглушек на газопроводах не разрешаются до устранения причин сверхнормативного падения давления и проведения повторной контрольной опрессовки.

Результаты контрольной опрессовки должны записываться в наряде-допуске на проведение газоопасных работ.

Если осмотренные и подвергшиеся контрольной опрессовке участки газопроводов не были заполнены газом, то при возобновлении работ по пуску газа осмотр и опрессовка пускаемого участка должны быть произведены повторно.

50. Заглушки на газопроводах ПРГ при пуске газа после консервации или ремонта должны сниматься после осмотра технического состояния (обхода) газопроводов, проведения технического обслуживания и испытания, а после ремонта на газопроводе (сварочных работ) — после испытания на прочность и герметичность в соответствии с требованиями Правил.

51. До начала и в период проведения работ по установке и снятию заглушек должна проводиться проверка рабочей зоны на загазованность с использованием газоанализаторов. При предльно допустимой концентрации газа в воздухе рабочей зоны, превышающей триста миллиграмм/куб. метр, работы должны выполняться в шланговых противогазах или кислородно-изолирующих противогазах.

При концентрации газа в рабочей зоне, превышающей десять процентов НКПРП, работы должны быть приостановлены, помещение должно быть проветрено.

52. Снятие заглушек на газопроводах котла при его выводе из режима консервации или ремонта должно выполняться после осмотра технического состояния котла, проведения технического обслуживания и испытания, проверки работоспособности технологических защит, блокировок и сигнализации, а также после записи ответственного лица в оперативном журнале о готовности котла к растопке.

53. Технологические защиты, блокировки и сигнализация, введенные в постоянную эксплуатацию, должны быть включены в течение всего времени работы газоиспользующего оборудования.

54. Проведение ремонтных и наладочных работ в цепях защит, блокировок и сигнализации на действующем оборудовании без оформления наряда-допуска (распоряжения) на газоопасные работы не допускается.

55. Запорная арматура на газопроводе перед горелочным устройством должна открываться после окончания вентиляции газовоздушного тракта и включения ЗЗУ.

56. Перед пуском котла после ремонта должны быть проверены исправность и готовность к включению основного и вспомогательного оборудования, КИП, средств дистанционного и автоматического управления, устройств технологической защиты, блокировок, средств информации и оперативной связи. Выявленные при этом неисправности должны быть устранены до пуска.

Перед пуском котла после нахождения его в резерве более трех суток должны быть проверены:

работоспособность оборудования, контрольно-измерительных приборов, средств дистанционного и автоматического управления, устройств технологической защиты, блокировок, средств информации и связи;

прохождение команд технологических защит на все исполнительные устройства;

исправность и готовность к включению тех устройств и оборудования, на которых за время простоя производились ремонтные работы.

Выявленные неисправности до розжига котла должны быть устранены. При обнаружении неисправности средств защиты и блокировок, действующих на блокирующие устройства котла, розжиг котла не допускается.

57. Пуск газа в газопровод котла должен производиться при включенных в работу дымососах, дутьевых вентиляторах, дымососах рециркуляции в последовательности, указанной в производственной инструкции по эксплуатации котла.

58. Продувать газопроводы котла через трубопроводы безопасности или через газогорелочные устройства котла не допускается.

59. Перед растопкой котла из холодного состояния должна быть проведена при включенных в работу тягодутьевых механизмах предпусковая проверка плотности закрытия запорной арматуры перед горелками котла, включая общекотловой ПЗК котла, а также автоматическая проверка плотности закрытия ПЗК, установленных перед каждой горелкой котла.

При обнаружении негерметичности затворов отключающих устройств растопка котла не допускается.

60. Непосредственно перед растопкой котла и после его остановки топка, газоходы отвода продуктов сгорания котла, системы рециркуляции, а также закрытые объемы, в которых размещены коллекторы, должны быть провентилированы с включением всех дымососов, дутьевых вентиляторов и дымососов рециркуляции в течение не менее десяти минут при открытых шиберах (клапанах) газовоздушного тракта и расходе воздуха не менее двадцати пяти процентов от номинального.

61. Вентиляция котлов, работающих под наддувом, а также водогрейных котлов при отсутствии дымососа должна осуществляться при включенных дутьевых вентиляторах и дымососах рециркуляции.

62. Перед растопкой котла, если газопроводы находились не под избыточным давлением, следует определить содержание кислорода в газопроводах котла.

При содержании кислорода более одного процента по объему розжиг горелок не допускается.

63. Растопка котлов, все горелки которых оснащены ЗЗУ и двумя ПЗК, начинается с розжига любой горелки в последовательности, указанной в инструкции по эксплуатации котла.

При невоспламенении (погасании) первой растапливаемой горелки должны быть прекращена подача газа на котел и горелку, отключено ее ЗЗУ и провентилированы горелка, топка и газоходы согласно требованиям Правил, после чего растопка котла возобновляется на другой горелке.

Повторный розжиг первой растапливаемой горелки должен производиться после устранения причин ее невоспламенения (погасания).

В случае невоспламенения (погасания) факела второй или последующих растапливаемых горелок (при устойчивом горении первой) должны быть прекращена подача газа только на эту горелку, отключено ее ЗЗУ и проведена ее вентиляция при полностью открытом запорном устройстве на воздуховоде к этой горелке.

Повторный ее розжиг производится после устранения причин ее невоспламенения (погасания).

64. При погасании во время растопки всех включенных горелок должны быть немедленно прекращена подача газа на котел, отключены их ЗЗУ и проведена вентиляция горелок, топки, газоходов согласно требованиям Правил.

Повторная растопка котла должна быть произведена после выяснения и устранения причин погасания факелов горелок.

65. Подача газа в газопроводы котла должна быть немедленно прекращена оперативным персоналом в случаях:

несрабатывания технологических защит;

взрыва в топке, газоходах, разогрева (визуально) несущих балок каркаса или колонн котла, обрушения обмуровки;

исчезновения напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления или на всех КИП;

неконтролируемого изменения давления газа до значений, выходящих за пределы, установленные проектной документацией;

разрушения газопровода котла.

66. При аварийной остановке котла необходимо прекратить подачу газа на котел и все горелки котла, их ЗЗУ, открыть отключающие устройства на трубопроводах безопасности.

Следует открыть отключающие устройства на продувочных газопроводах и провентилировать топку и газоходы согласно требованиям Правил.

67. При плановой остановке котла для перевода в режим резерва должна быть прекращена подача газа к котлу, горелкам, ЗЗУ с последующим их отключением; открыты отключающие устройства на трубопроводах безопасности, а также на продувочных газопроводах, проведена вентиляция топки и газоходов.

По окончании вентиляции тягодутьевые машины должны быть отключены, закрыты лазы, лючки, шибера (клапаны) газовоздушного тракта и направляющие аппараты тягодутьевых машин.

68. Если котел находится в резерве или работает на другом виде топлива, заглушки после запорной арматуры на газопроводах котла могут не устанавливаться.

Допускается избыточное давление газа в газопроводах котла при работе на другом топливе при условии обеспечения плотности закрытия отключающих устройств перед горелками котла.

69. Порядок перевода котла с пылеугольного или жидкого топлива на природный газ должен определяться производственной инструкцией по эксплуатации котла.

При многоярусной компоновке горелок первыми должны переводиться на газ горелки нижних ярусов.

Перед плановым переводом котла на природный газ должна быть проведена проверка срабатывания ПЗК и работоспособности технологических защит, блокировок и сигнализации сети газопотребления с воздействием на исполнительные механизмы или на сигнал в объеме, не препятствующем работе котла.

70. Наблюдение за техническими устройствами ПРГ, показаниями средств измерений, а также автоматическими сигнализаторами контроля загазованности должно проводиться с помощью приборов со щитов управления, определенных проектной документацией:

центрального щита управления ТЭС;

с местного щита управления ПРГ;

визуально по месту, при обходах.

71. Запорная арматура перед ПСК в ПРГ должна находиться в открытом положении и быть опломбирована.

72. Резервная нитка редуцирования в ПРГ должна быть в постоянной готовности к работе.

73. Технологическое оборудование, средства контроля, управления, сигнализации, связи должны подвергаться внешнему осмотру со следующей периодичностью:

технологическое оборудование, трубопроводная арматура, электрооборудование, средства защиты, технологические трубопроводы — перед началом смены и в течение смены не реже чем через два часа;

средства контроля, управления, исполнительные механизмы, средства сигнализации и связи — не реже одного раза в сутки;

вентиляционные системы — перед началом смены;

средства обеспечения пожарной безопасности и пожаротушения — не реже одного раза в месяц.

Результаты осмотров должны быть по окончании смены занесены в журнал приема и сдачи смен (оперативный журнал).

Допускается ведение указанного журнала в электронном виде. При ведении журнала в электронном виде возможность изменения и/или искажения ранее внесенных записей должна быть исключена.

74. Вывод из работы технологических защит, обеспечивающих взрывобезопасность, на работающем оборудовании запрещается.

К технологическим защитам, обеспечивающим взрывобезопасность, относятся защиты от:

изменения давления газа до значений, выходящих за пределы, установленные проектной документацией;

невоспламенения факела первой растапливаемой горелки;

погасания факелов всех горелок в топке (общего факела в топке);

отключения всех дымососов (для котлов с уравновешенной тягой);

отключения всех дутьевых вентиляторов;

отключения всех регенеративных воздухоподогревателей.

Вывод из работы других технологических защит, а также технологических блокировок и сигнализации на работающем оборудовании разрешается только в дневное время и не более одной защиты, блокировки или сигнализации одновременно в случаях:

выявленной неисправности или отказа;

периодической проверки согласно графику, утвержденному техническим руководителем ТЭС;

при работе оборудования в переходных режимах, когда необходимость отключения защиты определена инструкцией по эксплуатации основного оборудования.

Отключение должно выполняться по письменному распоряжению начальника смены цеха или начальника смены электростанции в пределах их должностных полномочий с записью в оперативном журнале и обязательным уведомлением технического руководителя ТЭС.

Производство ремонтных и наладочных работ в цепях включенных защит запрещается.

Технологические защиты, введенные в постоянную эксплуатацию, должны быть включены в течение всего времени работы оборудования, на котором они установлены.

75. Проведение ремонтных и наладочных работ в цепях защит, блокировок и сигнализации на действующем оборудовании без оформления наряда-допуска запрещается.

76. Работы по регулировке и ремонту систем автоматизации, противоаварийных защит и сигнализации в условиях загазованности запрещаются.

77. Неисправности регуляторов, вызывающие повышение или понижение рабочего давления, неполадки в работе предохранительных клапанов, а также утечки газа должны быть устранены незамедлительно при их выявлении в соответствии с ПМЛА и производственными инструкциями.

78. Проверка срабатывания устройств защиты, блокировок и сигнализации должна производиться в сроки, предусмотренные эксплуатационной документацией изготовителей указанного оборудования, но не реже одного раза в 6 месяцев.

79. Газопроводы при заполнении газом должны быть продуты до вытеснения всего воздуха. Окончание продувки должно определяться анализом отбираемых проб, при этом содержание кислорода не должно превышать одного процента по объему, или путем безопасного сгорания отобранных проб газа, которое должно происходить спокойно, без хлопков.

Выпуск газовоздушной смеси при продувках газопроводов должен осуществляться в места, где исключена возможность попадания ее в здания, а также воспламенения от какого-либо источника огня.

Газопроводы при освобождении от газа должны продуваться воздухом или инертным газом до полного вытеснения газа. Окончание продувки определяется анализом. Остаточная объемная доля газа в продувочном воздухе не должна превышать двадцати процентов НКПРП.

IV. Специальные требования к эксплуатации сетей

газораспределения и газопотребления газотурбинных

и парогазовых установок

80. Требования настоящей главы распространяются на ГТУ ТЭС и энергетические ГТУ, работающие автономно или в составе ПГУ с давлением природного газа свыше 1,2 МПа.

81. Сети газораспределения и газопотребления ТЭС с ГТУ и ПГУ должны обеспечивать бесперебойное, безопасное транспортирование и использование природного газа с параметрами по давлению и расходу, определенными проектной документацией и условиями эксплуатации.

82. Подача газа на ТЭС при эксплуатации ГТУ и ПГУ должна предусматриваться по двум газопроводам. В случае отсутствия резервного топлива в сети ГТУ и ПГУ подачу газа на ТЭС следует предусматривать по двум газопроводам от одной газораспределительной станции, подключенной к двум независимым магистральным газопроводам, или от двух магистральных газопроводов.

83. Сеть газопотребления ГТУ и ПГУ должна обеспечивать ГТ проектным давлением газа перед горелочными устройствами.

Схемы сетей газопотребления ГТУ и ПГУ предусматриваются как совместные (с энергетическими котлами), так и раздельные в зависимости от места расположения ТЭС и давления газа в месте подключения.

84. Применяемые в сети газопотребления ГТУ и ПГУ технические устройства должны иметь документацию об оценке (подтверждении) соответствия технических устройств обязательным требованиям, установленными законодательством Российской Федерации о техническом регулировании.

85. Объем оснащения горелочных устройств и камеры сгорания газовой турбины (далее — ГТ) средствами контроля должен определяться с учетом эксплуатационной документации на ГТУ и Правилами.

86. Аппараты в каждой ступени очистки газа предусматриваются с пятидесятипроцентным резервом по производительности. На газопроводе к блоку очистки газа следует предусматривать отключающее устройство с электроприводом, управляемым с местного щита управления пункта подготовки газа (далее — ППГ).

87. Газопроводы от фильтров, установленных на газопроводе до газогорелочных устройств ГТ, следует предусматривать из коррозионностойкой стали.

88. Стали для газопроводов и запорной арматуры следует выбирать в зависимости от рабочих параметров транспортируемого газа и расчетной температуры наружного воздуха в районе строительства, которую следует принимать по температуре наиболее холодной пятидневки в году обеспеченностью 0,92.

89. На ТЭС с ГТУ и ПГУ должна быть предусмотрена защита от шума (шумоглушители, противошумовая изоляция) в целях обеспечения уровня шумового воздействия на окружающую среду.

90. Для сети газопотребления ТЭС с ГТУ и ПГУ, кроме работ, указанных в разделе III Правил, дополнительно в соответствии с графиками, утвержденными техническим руководителем ТЭС, должна выполняться проверка работоспособности ПЗК, включенных в схемы защит и блокировок ГТУ и ПГУ.

91. При эксплуатации ППГ необходимо выполнять:

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

проверку параметров срабатывания ПЗК и ПСК — не реже одного раза в три месяца, а также по окончании ремонта оборудования;

техническое обслуживание — не реже одного раза в 6 месяцев;

текущий ремонт — не реже одного раза в 12 месяцев, если изготовителями газового оборудования не установлены 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.

92. Контроль загазованности в помещениях ППГ должен проводиться стационарными сигнализаторами загазованности или переносным прибором из верхней зоны помещений не реже одного раза в сутки.

При обнаружении концентрации газа десять процентов и более НКПРП необходимо организовать дополнительную вентиляцию помещения, выявить причину и незамедлительно устранить утечку газа.

93. Техническое обслуживание газопроводов и технических устройств ППГ должно проводиться не реже одного раза в шесть месяцев.

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

95. Техническое обслуживание и текущий ремонт дожимающих компрессоров, предохранительной запорной и регулирующей арматуры производятся в соответствии с эксплуатационной документацией изготовителей указанного оборудования.

По истечении гарантийного срока они должны пройти поверку и сервисное обслуживание.

96. Дожимающие компрессоры подлежат аварийной остановке в случаях:

аварийных утечек газа;

неисправности отключающих устройств;

вибрации, посторонних шумов и стуков;

выхода из строя подшипников и уплотнения;

изменения допустимых параметров масла и воды;

выхода из строя электропривода пусковой аппаратуры;

неисправности механических передач и приводов;

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

97. Масло для смазки компрессора должно иметь сертификат и соответствовать марке, указанной в эксплуатационной документации изготовителей на компрессор (по вязкости, температурам вспышки, самовоспламенения, термической стойкости), и специфическим особенностям, характерным для работы компрессора данного типа в конкретных условиях.

98. Вентиляция газовоздушного тракта котла-утилизатора (далее — КУ), входящих в состав ГТУ и ПГУ, должна осуществляться тягодутьевыми механизмами.

99. Для проведения вентиляции газовоздушного тракта ГТУ и ПГУ после остановки ГТ необходимо использовать режим холодной прокрутки ГТ, осуществляемый с помощью пусковых устройств.

100. В производственной зоне ППГ должны ежесменно осматриваться технологическое оборудование, газопроводы, арматура, электрооборудование, вентиляционные системы, средства измерений, противоаварийные защиты, блокировки и сигнализации, выявленные неисправности должны устраняться в порядке и в сроки, установленные производственными (технологическими) инструкциями.

Включение в работу технологического оборудования без предварительного внешнего осмотра (обхода) не допускается.

101. На внутренних газопроводах ГТУ и ПГУ должны проводиться техническое обслуживание не реже одного раза в месяц и текущий ремонт не реже одного раза в двенадцать месяцев.

102. Периодичность ремонтов устанавливается в соответствии с графиками, утвержденными техническим руководителем ТЭС, с учетом фактического состояния оборудования и по результатам технического обслуживания и текущего ремонта.

103. Параметры настройки регуляторов в ППГ должны соответствовать значениям рабочего давления газа, указанным в эксплуатационной документации изготовителей на поставку ГТУ.

Колебания давления газа на выходе допускаются в пределах десяти процентов от рабочего давления.

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

105. Газопроводы, подводящие газ к агрегатам, при пуске газа должны продуваться.

Продувка должна проводиться через продувочные газопроводы в места, предусмотренные проектом.

106. Пуск ГТ осуществляется:

из холодного состояния, при температуре металла корпуса турбины менее ста пятидесяти градусов Цельсия, после монтажа или ремонта;

из неостывшего состояния, при температуре металла корпуса турбины сто пятьдесят — двести пятьдесят градусов Цельсия;

из горячего состояния, при температуре металла корпуса турбины выше двухсот пятидесяти градусов Цельсия.

Скорость повышения температуры газов в проточной части, частоты вращения и набора нагрузки при пуске из каждого теплового состояния не должны превышать значений, заданных изготовителями.

107. Пуск ГТУ и ПГУ должен производиться с полностью открытыми к дымовой трубе шиберами. Переключение шиберов, розжиг горелок КУ допускаются только после выхода ГТ на холостой ход.

108. Камеры сгорания и газовоздушные тракты ГТУ или ПГУ, включая газоходы, КУ, перед розжигом горелочных устройств ГТ должны быть провентилированы (проветрены) с использованием пускового устройства ГТ с обеспечением шестикратного воздухообмена вентилируемых объемов до дымовой трубы.

После каждой неудачной попытки пуска ГТ зажигание топлива без предварительной вентиляции газовоздушных трактов ГТУ или ПГУ запрещается.

Продолжительность вентиляции должна соответствовать проектной документации и указываться в инструкции по эксплуатации и программе запуска (розжига).

Запорная арматура на газопроводе перед горелочным устройством должна открываться после окончания вентиляции газовоздушного тракта и включения ЗЗУ.

109. Если при розжиге пламенных труб (газовых горелок) камеры сгорания ГТ или в процессе регулирования произошли отрыв, проскок или погасание пламени, подача газа на газовую горелку и ее запальное устройство должна быть немедленно прекращена.

К повторному розжигу разрешается приступить после вентиляции камер сгорания и газовоздушных трактов ГТУ или ПГУ в течение времени, указанного в производственной инструкции, а также после устранения причин неполадок.

110. Стопорные и регулирующие топливные клапаны ГТ должны обеспечивать плотность. Клапаны должны расхаживаться на полный ход перед каждым пуском, а также ежедневно на часть хода при работе ГТ в базовом режиме.

111. Проверка герметичности затвора стопорного клапана, ПЗК ГТ должна проводиться после ремонта с визуальным контролем, перед каждым пуском ГТУ, а также периодически не реже одного раза в месяц.

112. Пуском ГТУ должен руководить начальник смены, а после ремонта, проведения регламентных работ — начальник цеха или его заместитель.

113. Перед пуском ГТУ после ремонта или простоя в резерве свыше трех суток должны быть проверены исправность и готовность к включению средств технологической защиты и автоматики, блокировок вспомогательного оборудования, масляной системы, резервных и аварийных маслонасосов, КИП и средств оперативной связи. Выявленные при этом неисправности должны быть устранены.

114. Пуск ГТУ не допускается в случаях:

неисправности или отключения хотя бы одной из систем аварийной защиты;

наличия дефектов системы регулирования, которые могут привести к превышению допустимой температуры газов или разгону турбины;

неисправности одного из масляных насосов или системы их автоматического включения;

отклонения от норм качества масла, а также при температуре масла ниже установленного предела;

отклонения от норм качества топлива, а также при температуре или давлении топлива ниже или выше установленных пределов;

отклонения контрольных показателей теплового или механического состояния ГТУ от допустимых значений.

115. Пуск ГТУ после аварийной остановки или сбоя при предыдущем пуске, если причины этих отказов не устранены, не допускается.

116. Пуск ГТУ должен быть немедленно прекращен действием защит или персоналом в случаях:

нарушения установленной последовательности пусковых операций;

превышения температуры газов выше допустимой по графику пуска;

повышения нагрузки пускового устройства выше допустимой;

не предусмотренного инструкцией снижения частоты вращения разворачиваемого вала после отключения пускового устройства;

помпажных явлений в компрессорах ГТУ.

117. ГТУ должна быть немедленно отключена действием защит или персоналом в случаях:

недопустимого повышения температуры газов перед ГТ;

повышения частоты вращения ротора сверх допустимого предела;

обнаружения трещин или разрыва масло- или газопроводов;

недопустимого осевого сдвига, недопустимых относительных перемещений роторов компрессоров и турбин;

недопустимого понижения давления масла в системе смазки или уровня в масляном баке, а также недопустимого повышения температуры масла на сливе из любого подшипника или температуры любой из колодок упорного подшипника;

прослушивания металлических звуков (скрежета, стуков), необычных шумов внутри турбомашин и аппаратов ГТ;

возрастания вибрации подшипников опор выше допустимых значений;

появления искр или дыма из подшипников или концевых уплотнений турбомашин или генератора;

воспламенения масла или топлива и невозможности немедленно ликвидировать пожар имеющимися средствами;

взрыва (хлопка) в камерах сгорания ГТ, в КУ или газоходах;

погасания факела в камерах сгорания;

недопустимого понижения давления жидкого или газообразного топлива перед стопорным клапаном ГТ;

закрытого положения заслонки на дымовой трубе КУ или повышения давления газов на входе в КУ;

исчезновения напряжения на устройствах регулирования и автоматизации или на всех КИП;

отключения турбогенератора вследствие внутреннего повреждения;

возникновения помпажа компрессоров или недопустимого приближения к границе помпажа;

недопустимого изменения давления воздуха за компрессорами;

загорания отложений на поверхностях нагрева КУ.

Одновременно с отключением ГТ действием защиты или персоналом должен быть отключен генератор.

118. ГТУ должна быть разгружена и остановлена по решению технического руководителя ТЭС в случаях:

нарушения нормального режима эксплуатации ГТ или нормальной работы вспомогательного оборудования, при появлении сигналов предупредительной сигнализации, если устранение причин нарушения невозможно без остановки;

заедания стопорных, РК и противопомпажных клапанов;

обледенения воздухозаборного устройства, если не удается устранить обледенение при работе ГТУ под нагрузкой;

недопустимого повышения температуры наружных поверхностей корпусов турбин, камер сгорания, переходных трубопроводов, если понизить эту температуру изменением режима работы ГТУ не удается;

недопустимого увеличения неравномерности измеряемых температур газов;

недопустимого повышения температуры воздуха перед компрессорами высокого давления, а также в случаях нарушения нормального водоснабжения;

неисправности защит, влияющих на обеспечение взрывобезопасности;

неисправности оперативных КИП.

119. При аварийном остановке ГТУ или ПГУ с КУ необходимо:

прекратить подачу топлива в камеру сгорания ГТ закрытием стопорного клапана, ПЗК и других запорных устройств на газопроводах ГТ и КУ;

открыть продувочные газопроводы и трубопроводы безопасности на отключенных газопроводах ГТ и КУ;

отключить паровую турбину и генератор, предусмотренные в составе ПГУ.

120. Запрещается приступать к вскрытию турбин, камеры сгорания, стопорного и РК, не убедившись в том, что запорные устройства на подводе газа к ГТ закрыты, на газопроводах установлены заглушки, газопроводы освобождены от газа, арматура на продувочных газопроводах открыта.

121. После отключения ГТУ и ПГУ должна быть обеспечена эффективная вентиляция трактов и других мест, предусмотренных проектной документацией, произведена продувка горелок воздухом или инертным газом.

По окончании вентиляции должны быть перекрыты всасывающий и (или) выхлопной тракты. Продолжительность и периодичность вентиляции и прокруток роторов при остывании ГТУ должны быть указаны в инструкции по эксплуатации.

122. Запорная арматура на продувочных газопроводах и газопроводах безопасности после отключения ГТУ должна постоянно находиться в открытом положении.

123. После окончания ремонта на газопроводах и технических устройствах необходимо провести испытания их на прочность и герметичность в соответствии с требованиями проектной и эксплуатационной документации.

124. Перед ремонтом технических устройств на газопроводе, визуальным контролем и ремонтом камер сгорания или газоходов технические устройства и запальные трубопроводы должны отключаться от действующих газопроводов с установкой заглушки после запорной арматуры.

125. Технологические защиты, блокировки и сигнализация, введенные в постоянную эксплуатацию, должны быть включены в течение всего времени работы оборудования, на которых они установлены. Ввод технологических защит должен производиться автоматически.

126. Вывод из работы технологических защит, обеспечивающих взрывобезопасность, на работающем оборудовании запрещается.

Вывод из работы других технологических защит, а также технологических блокировок и сигнализации на работающем оборудовании разрешается только в светлое время суток и не более одной защиты, блокировки или сигнализации одновременно в случаях:

обнаружения неисправности или отказа;

периодической проверки согласно графику, утвержденному техническим руководителем ТЭС.

Отключение должно выполняться по письменному распоряжению начальника смены в оперативном журнале с обязательным уведомлением технического руководителя ТЭС.

127. Проведение ремонтных и наладочных работ защит, блокировок и сигнализации на действующем оборудовании без оформления наряда-допуска запрещается.

128. Работы по регулировке и ремонту систем автоматизации, противоаварийных защит и сигнализации в условиях загазованности запрещаются.

V. Газоопасные работы

129. К газоопасным работам относятся:

технологическое присоединение (врезка) вновь построенных наружных и внутренних газопроводов к действующим, отключение (обрезка) газопроводов;

пуск газа в газопроводы при вводе в эксплуатацию, расконсервации, после ремонта (реконструкции), ввод в эксплуатацию ПРГ и ГРУ;

техническое обслуживание и ремонт действующих наружных и внутренних газопроводов, газоиспользующего оборудования, ПРГ и ГРУ;

удаление закупорок, установка и снятие заглушек на действующих газопроводах, а также отключение или подключение к газопроводам газоиспользующего оборудования, проведение его наладки;

продувка газопроводов при отключении или включении газоиспользующего оборудования в работу;

технический осмотр (осмотр технического состояния) газопроводов, ПРГ и ГРУ, ремонт, осмотр и проветривание колодцев, проверка и откачка конденсата из конденсатосборников;

проверка состояния охранных зон газопроводов;

разрытия в местах утечек газа до их устранения;

ликвидация и консервация газопроводов, ПРГ, ГРУ и газоиспользующего оборудования (демонтаж газового оборудования) при постоянном или временном выводе их из эксплуатации;

работы с применением всех видов сварки и газовой резки на действующих газопроводах, технологических и технических устройствах сетей газораспределения или газопотребления;

снижение и восстановление давления газа в газопроводе;

выполнение работ на действующих газопроводах в шурфах, траншеях и котлованах или технических устройствах в газовых колодцах;

мониторинг технического состояния газопроводов (за исключением проверки состояния охранных зон);

контроль интенсивности запаха газа в конечных точках сетей газораспределения;

контроль давления газа в сети газораспределения.

130. Газоопасные работы должны выполняться бригадой в составе не менее двух работников под руководством инженерно-технического работника (в составе не менее трех работников).

Газоопасные работы, не требующие оформления наряда-допуска на их производство, могут выполняться двумя работниками, один из которых назначается руководителем работ.

Газоопасные работы в колодцах, туннелях, коллекторах, а также в траншеях и котлованах глубиной более одного метра должны выполняться бригадой в составе не менее трех работников под руководством инженерно-технического работника (в составе не менее четырех работников).

131. Проведение ремонтных работ без применения сварки и газовой резки на газопроводах низкого давления диаметром не более пятидесяти миллиметров, осмотр технического состояния наружных газопроводов, ремонт, осмотр и проветривание колодцев (без спуска в них), проверка и откачка конденсата из конденсатосборников и гидрозатворов, а также внешний осмотр и очистка внутренних газопроводов, технических устройств и газоиспользующих установок, осмотр технического состояния ПРГ и ГРУ осуществляются двумя работниками. Руководство поручается наиболее квалифицированному работнику.

132. На производство газоопасных работ в организациях, осуществляющих эксплуатацию сетей газораспределения или газопотребления, выдается наряд-допуск, оформленный по рекомендуемому образцу (приложение N 1 к Правилам), предусматривающий разработку и последующее осуществление комплекса мероприятий по подготовке и безопасному проведению этих работ.

133. В организации, осуществляющей эксплуатацию сетей газораспределения или газопотребления, должен быть разработан и утвержден руководителем такой организации или его уполномоченным заместителем, либо руководителем самостоятельного структурного подразделения (дочернего общества) указанной организации перечень газоопасных работ и инструкция, определяющая порядок подготовки и безопасность их проведения применительно к конкретным производственным условиям. Также утверждается перечень газоопасных работ, выполняемых без оформления наряда-допуска по производственным инструкциям, обеспечивающим их безопасное проведение.

Перечень газоопасных работ должен не реже одного раза в год пересматриваться и переутверждаться.

134. Работники, имеющие право выдачи нарядов-допусков к выполнению газоопасных работ, назначаются распорядительным документом из числа руководящих работников и инженерно-технических работников, осуществляющих эксплуатацию сетей газораспределения или газопотребления, аттестованных в установленном порядке и имеющих опыт работы на объектах сетей газораспределения и газопотребления не менее одного года.

135. Периодически повторяющиеся газоопасные работы, выполняемые постоянным составом работников, производятся по утвержденным производственным инструкциям без оформления наряда-допуска.

К периодически повторяющимся газоопасным работам, выполняемым без наряда-допуска, относятся:

технический осмотр газопроводов и ПРГ;

техническое обслуживание ПРГ (шкафного исполнения), осуществляемое без снижения давления газа у потребителей;

проверка состояния охранных зон газопроводов;

ремонт, осмотр и проветривание колодцев (без спуска в них);

проверка и откачка конденсата из конденсатосборников;

техническое обслуживание газопроводов без отключения газа;

контроль интенсивности запаха газа;

контроль давления газа в сети газораспределения и газопотребления;

техническое обслуживание запорной арматуры и компенсаторов, расположенных вне колодцев (без нарушения герметичности корпуса и фланцевых соединений).

Указанные работы должны выполняться бригадой работников в составе не менее двух человек под руководством инженерно-технического работника и регистрироваться в журнале учета периодически повторяющихся газоопасных работ с указанием времени начала и окончания работ.

Допускается ведение указанного журнала в электронном виде. При ведении журнала в электронном виде возможность изменения и/или искажения ранее внесенных записей должна быть исключена.

136. По специальному плану, утвержденному техническим руководителем газораспределительной организации, осуществляются следующие газоопасные работы:

пуск газа в сети газораспределения и газопотребления поселений при первичной газификации, в газопроводы высокого давления;

работы по присоединению газопроводов высокого и среднего давления;

ремонтные работы в ПРГ и ГРУ с применением сварки и газовой резки;

ремонтные работы на газопроводах среднего и высокого давлений (под газом) с применением сварки и газовой резки;

снижение и восстановление давления газа в газопроводах среднего и высокого давлений, связанные с отключением потребителей;

ремонтные работы на газопроводах низкого давления, связанные с отключением и последующим пуском газа в группы жилых домов, если для выполнения работ требуется привлечение более одной бригады; отключение и последующее включение подачи газа на промышленные производства.

В плане указываются:

последовательность проведения операций;

мероприятия, обеспечивающие безопасность;

лица, ответственные за проведение газоопасных работ (отдельно на каждом участке работы) и за общее руководство и координацию действий.

137. Каждому лицу, ответственному за проведение газоопасных работ, в соответствии с планом выдается отдельный наряд-допуск.

138. К плану и нарядам-допускам должны прилагаться исполнительная документация (чертеж или ксерокопия исполнительной документации) с указанием места и характера производимой работы.

Перед началом газоопасных работ лицом, ответственным за их проведение, проверяется соответствие документации фактическому расположению газопровода.

139. Работы по локализации и ликвидации аварий на газопроводах проводятся без наряда-допуска до устранения прямой угрозы причинения вреда жизни, здоровью или имуществу других лиц и окружающей природной среде.

Восстановительные работы по приведению газопроводов и газового оборудования в технически исправное состояние проводятся по наряду-допуску.

В случае, когда аварийно-восстановительные работы от начала до конца проводятся аварийно-диспетчерской службой в срок не более суток, наряд-допуск не оформляется.

140. Наряды-допуски на газоопасные работы должны выдаваться заблаговременно для необходимой подготовки к работе.

В наряде-допуске указываются срок его действия, время начала и окончания работы.

При невозможности окончить работу в установленный срок наряд-допуск на газоопасные работы подлежит продлению лицом, выдавшим его.

Записи в наряде-допуске на проведение газоопасной работы должны быть хорошо читаемыми, не вызывающие сомнений или неоднозначности смысла написанного для недопущения нечеткого их выполнения.

Допускается заполнение наряда-допуска на проведение газоопасных работ с использованием персонального компьютера. Не допускается заполнение наряда-допуска на проведение газоопасных работ карандашом. Исправления в тексте, подписи ответственных лиц с использованием факсимиле и их ксерокопии не допускаются.

Возможность использования электронной подписи при согласовании нарядов-допусков на проведение газоопасных работ устанавливается внутренними документами эксплуатирующей организации в соответствии с требованиями Федерального закона от 6 апреля 2011 г. N 63-ФЗ «Об электронной подписи» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2011, N 15, ст. 2036, 2020, N 24, ст. 3755).

Допускается оформление и регистрация наряда-допуска на проведение газоопасных работ в электронном виде. При этом должна быть исключена возможность изменения и/или искажения ранее внесенных записей в наряде-допуске, а также обеспечены условия хранения наряда-допуска в течение одного года со дня его закрытия.

141. Наряды-допуски должны регистрироваться в специальном журнале (рекомендуемый образец в приложении N 2 к Правилам). Допускается ведение указанного журнала в электронном виде. При ведении журнала в электронном виде возможность изменения и/или искажения ранее внесенных записей должна быть исключена.

142. Лицо, ответственное за проведение газоопасных работ, получая наряд-допуск, расписывается в журнале регистрации нарядов-допусков.

143. Наряды-допуски должны храниться не менее одного года с даты их закрытия. Порядок и условия хранения определяются приказом руководителя эксплуатирующей организации.

Наряды-допуски, выдаваемые на первичный пуск газа, врезку в действующий газопровод, отключения газопроводов с заваркой наглухо в местах ответвления, хранятся постоянно в исполнительно-технической документации на данный газопровод.

144. Если газоопасные работы, выполняемые по наряду-допуску, проводятся в течение более одного дня, ответственный за их выполнение обязан ежедневно докладывать в письменном виде о ходе выполнения газоопасных работ лицу, выдавшему наряд-допуск.

При невозможности окончить работу в установленный срок наряд-допуск на газоопасные работы подлежит продлению лицом, выдавшим наряд-допуск.

145. Командированным работникам наряды-допуски выдаются на срок, не превышающий период командировки лицами, указанными в пункте 136 Правил. Проведение газоопасных работ контролируется лицом, назначенным организацией, проводящей работы, с обязательным периодическим контролем работником эксплуатирующей организации.

Периодичность контроля работниками эксплуатирующей организации должна быть установлена распорядительным документом организации.

146. До начала газоопасных работ ответственный за их проведение обязан проинструктировать всех рабочих о технологической последовательности операций и необходимых мерах безопасности и путем опроса убедиться в самочувствии каждого рабочего, не препятствующем выполнению работы. После этого каждый работник, получивший инструктаж, должен расписаться в наряде-допуске.

До начала выполнения газоопасных работ в помещениях ПРГ, колодцах, туннелях, коллекторах проводят анализ газовоздушной смеси с помощью газоанализатора. Пробы должны отбираться в наиболее плохо вентилируемых местах. Выполнение газоопасных работ в помещениях ПРГ, колодцах, туннелях, коллекторах при объемной доле газа в воздухе более 20% от НКПРП и/или содержании кислорода менее 20% не допускается.

147. При проведении газоопасной работы все распоряжения должны выдаваться лицом (работником), ответственным за работу.

Другие должностные лица и руководители, присутствующие при проведении работы, дают указания только через лицо, ответственное за проведение работ.

148. Газоопасные работы должны выполняться в дневное время (дневную рабочую смену). В районах северной климатической зоны газоопасные работы проводятся независимо от времени суток.

Работы по локализации и ликвидации аварий выполняются независимо от времени суток под непосредственным руководством инженерно-технического работника.

149. Газопроводы, не введенные в эксплуатацию в течение 6 месяцев со дня испытания, должны быть повторно испытаны на герметичность.

Дополнительно проверяются работа установок электрохимической защиты, состояние дымовых и вентиляционных каналов (систем), комплектность и исправность газового оборудования, арматуры, средств измерений и автоматизации.

150. Присоединение вновь построенных газопроводов к действующим производится только перед пуском газа.

Все газопроводы и газовое оборудование перед их присоединением к действующим газопроводам, а также после ремонта необходимо подвергать внешнему осмотру и контрольной опрессовке (воздухом или инертными газами) бригадой, производящей пуск газа.

151. Наружные газопроводы всех давлений подлежат контрольной опрессовке давлением 0,02 МПа. Падение давления не должно превышать 0,0001 МПа за один час.

Наружные газопроводы с давлением природного газа до 0,005 МПа включительно с гидрозатворами подлежат контрольной опрессовке давлением 0,004 МПа. Падение давления не должно превышать 0,00005 МПа за десять минут.

Внутренние газопроводы промышленных, сельскохозяйственных и других производств, котельных, а также оборудование и газопроводы ГРП (ГРПБ), ШРП и ГРУ подлежат контрольной опрессовке давлением 0,01 МПа. Падение давления не должно превышать 0,0006 МПа за один час. Результаты контрольной опрессовки должны записываться в нарядах-допусках на выполнение газоопасных работ.

152. Избыточное давление воздуха в присоединяемых газопроводах должно сохраняться до начала работ по их присоединению (врезке).

153. Если пуск газа в газопровод не состоялся, то при возобновлении работ по пуску газа он подлежит повторному осмотру и контрольной опрессовке.

154. При ремонтных работах в загазованной среде следует применять инструмент из цветного металла, исключающий искрообразование.

Рабочая часть инструмента из черного металла должна обильно смазываться солидолом или другой аналогичной смазкой.

Использование электрических инструментов, дающих искрение, не допускается.

Обувь у лиц, выполняющих газоопасные работы в колодцах, помещениях ПРГ ГРУ, не должна иметь стальных подковок и гвоздей.

При выполнении газоопасных работ следует использовать переносные светильники во взрывозащищенном исполнении напряжением до двенадцати вольт.

155. Выполнение сварочных работ и газовой резки на газопроводах в колодцах, туннелях, коллекторах, технических подпольях, помещениях ПРГ и ГРУ без их отключения, продувки воздухом или инертным газом и установки заглушек не допускается.

До начала работ по сварке (резке) газопровода, а также замене запорной арматуры, компенсаторов и изолирующих фланцев в колодцах, туннелях, коллекторах следует снять (демонтировать) перекрытия.

156. Газовая резка и сварка на действующих газопроводах допускаются при давлении газа 0,0004 — 0,002 МПа.

Во время выполнения работы следует осуществлять постоянный контроль за давлением газа в газопроводе.

При снижении давления газа в газопроводе ниже 0,0004 МПа или его превышении свыше 0,002 МПа работы следует прекратить.

157. Присоединение газопроводов без снижения давления следует производить с использованием специального оборудования, обеспечивающего безопасность работ.

Производственная инструкция на проведение работ по присоединению газопроводов без снижения давления должна учитывать рекомендации изготовителей оборудования и содержать технологическую последовательность операций.

158. Давление газа в газопроводе при проведении работ следует контролировать по специально установленному манометру.

Допускается использовать манометр, установленный не далее ста метров от места проведения работ.

159. Работы по присоединению газоиспользующего оборудования к действующим внутренним газопроводам с использованием сварки (резки) следует проводить с отключением газопроводов и их продувкой воздухом или инертным газом.

160. Снижение давления газа в действующем газопроводе следует производить с помощью отключающих устройств или настройки редукционной арматуры в ПРГ.

Во избежание превышения давления газа в газопроводе избыточное давление следует сбрасывать на продувочный газопровод.

161. Способы присоединения вновь построенных газопроводов к действующим определяются проектной документацией.

162. Проверка герметичности газопроводов, арматуры и приборов открытым огнем не допускается.

Присутствие посторонних лиц, применение источников открытого огня, а также курение в местах проведения газоопасных работ не допускаются.

Места проведения работ следует ограждать.

Котлованы должны иметь размеры, удобные для проведения работ и эвакуации рабочих.

Вблизи мест проведения газоопасных работ вывешиваются или выставляются предупредительные знаки «Огнеопасно — газ».

163. При газовой резке (сварке) на действующих газопроводах во избежание большого пламени места выхода газа затираются шамотной глиной с асбестовой крошкой.

164. Снятие заглушек, установленных на ответвлениях к потребителям (вводах), производится по указанию лица, руководящего работами по пуску газа, после визуального осмотра и опрессовки газопровода.

165. Газопроводы при пуске газа должны продуваться газом до вытеснения всего воздуха.

Окончание продувки должно быть установлено путем анализа и сжиганием отобранных проб.

Объемная доля кислорода не должна превышать одного процента по объему, а сгорание газа должно происходить спокойно, без хлопков.

166. Газопроводы при освобождении от газа должны продуваться воздухом или инертным газом.

После проверки газоанализатором объемная доля газа в пробе воздуха (инертного газа) не должна превышать двадцати процентов от НКПРП.

При продувке газопроводов запрещается выпускать газовоздушную смесь в помещения, вентиляционные и дымоотводящие системы, а также в места, где существует возможность попадания ее в здания или воспламенения от источника огня.

167. Отключаемые участки наружных газопроводов, а также внутренних при демонтаже газового оборудования должны обрезаться, освобождаться от газа и завариваться наглухо в месте ответвления.

168. В загазованных колодцах, коллекторах, помещениях и вне помещений в загазованной атмосфере ремонтные работы с применением открытого огня (сварка, резка) недопустимы.

169. При техническом обслуживании и ремонте газоиспользующее оборудование должно быть отключено от газопровода с помощью заглушек.

170. Спуск в колодцы (без скоб), котлованы должен осуществляться по металлическим лестницам с закреплением их у края колодца (котлована).

Для предотвращения скольжения и искрения при опирании на твердое основание лестницы должны иметь резиновые упоры.

171. Перед началом проведения газоопасной работы следует провести лабораторный или экспресс-анализ воздушной среды на содержание кислорода и опасных веществ, указанных в перечне газоопасных работ, согласно месту и характеру работы, с записью результатов в наряде-допуске на проведение газоопасных работ и в сменном (оперативном) журнале.

Работы внутри колодцев, коллекторов, в тоннелях и других аналогичных устройствах и сооружениях (с наличием замкнутого пространства) без изолирующих средств защиты органов дыхания не допускаются.

Снаружи с наветренной стороны должны находиться по два человека для страховки на каждого работающего в колодцах и котлованах и недопущения к месту работы посторонних лиц.

172. Разборка (замена) установленного на наружных и внутренних газопроводах оборудования должна производиться на отключенном участке газопровода с установкой заглушек.

Заглушки должны соответствовать максимальному давлению газа в газопроводе, иметь хвостовики, выступающие за пределы фланцев, и клеймо с указанием давления газа и диаметра газопровода.

173. Подтягивание или замена сальниковой набивки запорной арматуры, разборка резьбовых соединений конденсатосборников на наружных газопроводах среднего и высокого давлений допускаются при давлении газа не более 0,1 МПа.

174. Замена прокладок фланцевых соединений на наружных газопроводах допускается при давлении газа в газопроводе 0,0004 — 0,002 МПа.

175. Разборка фланцевых, резьбовых соединений и арматуры на внутренних газопроводах любого давления должна производиться на отключенном и заглушенном участке газопровода.

176. При ремонтных работах на газопроводах и оборудовании в помещениях, где возможна загазованность, должны быть обеспечены наблюдение за ведением работ и предотвращение внесения источников огня, искрообразования.

177. Перед началом ремонтных работ на подземных газопроводах, связанных с разъединением газопровода (замена задвижек, снятие и установка заглушек, прокладок), необходимо отключить имеющуюся защиту от электрохимической коррозии и установить на разъединяемых участках газопровода перемычку (если нет стационарно установленных перемычек) в целях предотвращения искрообразования.

178. Устранение в газопроводах ледяных, смоляных, нафталиновых и других закупорок путем шуровки (металлическими шомполами), заливки растворителей или подачи пара разрешается при давлении газа в газопроводе не более 0,005 МПа.

179. Применение открытого огня для отогрева наружных полиэтиленовых, стальных санированных и внутренних газопроводов запрещается.

180. При устранении закупорок в газопроводах должны приниматься меры, максимально уменьшающие выход газа из газопровода. Работы должны проводиться в шланговых или кислородно-изолирующих противогазах. Выпуск газа в помещение запрещается.

При прочистке газопроводов потребители должны быть предупреждены о необходимости отключения газоиспользующего оборудования до окончания работ.

181. Резьбовые и фланцевые соединения, которые разбирались для устранения закупорок в газопроводе, после сборки должны быть проверены на герметичность мыльной эмульсией или с помощью высокочувствительных газоанализаторов (течеискателей).

182. Ответственным за наличие у рабочих средств индивидуальной защиты, их исправность и применение является лицо, ответственное за проведение работ.

Наличие и исправность необходимых средств индивидуальной защиты определяются при выдаче наряда-допуска на газоопасные работы.

При организации работ лицо, ответственное за проведение работ, обязано предусмотреть возможность быстрого вывода работников из опасной зоны.

Каждый участвующий в газоопасных работах должен иметь и при необходимости применять подготовленный к работе шланговый или кислородно-изолирующий противогаз (для работ, выполняемых в котлованах, тоннелях, колодцах, коллекторах и аналогичных устройствах и сооружениях (с замкнутыми пространствами).

Применение фильтрующих противогазов не допускается.

183. Разрешение на включение кислородно-изолирующих противогазов дает руководитель работ.

При работе в кислородно-изолирующем противогазе необходимо следить за остаточным давлением кислорода в баллоне противогаза, обеспечивающем возвращение работающего в незагазованную зону.

Продолжительность работы в противогазе без перерыва не должна превышать тридцати минут.

Время работы в кислородно-изолирующем противогазе следует записывать в его паспорт.

184. Воздухозаборные патрубки шланговых противогазов должны быть расположены с наветренной стороны и закреплены. При отсутствии принудительной подачи воздуха вентилятором длина шланга не должна превышать пятнадцати метров.

Шланг не должен иметь перегибов и защемлений.

Противогазы проверяют на герметичность перед выполнением работ зажатием конца гофрированной дыхательной трубки.

185. В процессе эксплуатации необходимо обеспечить регулярную проверку исправности индивидуальных систем обеспечения безопасности работ в соответствии с эксплуатационной документацией, а также своевременную замену элементов, компонентов или подсистем с понизившимися защитными свойствами в соответствии с требованиями эксплуатационной документации (инструкций по эксплуатации) изготовителей.

ГОСТ Р 54983-2012
Системы газораспределительные. Сети газораспределения природного газа. Общие требования к эксплуатации. Эксплуатационная документация

Распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО «ЦНТИ Нормоконтроль»

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Способы доставки

• Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
• Курьерская доставка (7 дней)
• Самовывоз из московского офиса
• Почта РФ

Устанавливает общие требования к эксплуатации сетей газораспределения, транспортирующих природный газ, а также к составу и оформлению эксплуатационной документации в процессе их эксплуатации. Требования настоящего стандарта распространяются: а) на следующие объекты сетей газораспределения: — распределительные газопроводы, в т. ч. внеплощадочные газопроводы предприятий, проложенные вне территорий поселений; — распределительные газопроводы и газопроводы-вводы, проложенные по территории поселений; — пункты редуцирования газа, не имеющие собственных ограждающих конструкций, размещенные в зданиях, блоках контейнерного типа, в шкафах из несгораемых материалов или ниже уровня поверхности земли; б) средства противокоррозионной защиты стальных подземных газопроводов; в) средства автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП).

Оглавление

1 Область применения

2 Нормативные ссылки

3 Термины и определения

4 Общие требования

5 Организация эксплуатации сетей газораспределения

6 Эксплуатация газопроводов

7 Эксплуатация средств электрохимической защиты стальных подземных газопроводов

8 Эксплуатация пунктов редуцирования газа

9 Эксплуатация автоматизированных систем управления технологическими процессами

10 Оперативно-диспетчерское управление сетями газораспределения

Приложение А (обязательное) Наряд-допуск на производство газоопасных работ

Приложение Б (рекомендуемое) Регистрация газоопасных работ

Приложение В (рекомендуемое) План организации и производства газоопасных работ

Приложение Г (обязательное) Эксплуатационный паспорт газопровода

Приложение Д (рекомендуемое) Эксплуатационный паспорт установки электрохимической защиты

Приложение Е (рекомендуемое) Эксплуатационный паспорт протекторной установки электро-химической защиты

Приложение Ж (обязательное) Эксплуатационный паспорт пункта редуцирования газа

Приложение И (рекомендуемое) Эксплуатационный журнал газопроводов по маршруту

Приложение К (рекомендуемое) Эксплуатационный журнал установки электрохимической защиты

Приложение Л (рекомендуемое) Эксплуатационный журнал пункта редуцирования газа

Приложение М (рекомендуемое) Эксплуатационный журнал средств автоматизированной системы управления технологическими процессами

Приложение Н (рекомендуемое) Акт ввода в эксплуатацию законченного строительством распределительного газопровода, газопровода-ввода

Приложение П (обязательное) Расстояния от газопровода до сооружений, подлежащих проверке на загазованность при техническом осмотре подземных газопроводов

Приложение Р (рекомендуемое) Акт технического обследования подземного газопровода

Приложение С (рекомендуемое) Акт контроля интенсивности запаха газа

Приложение Т (рекомендуемое) Акт ввода в эксплуатацию установки электрохимической защиты

Приложение У (рекомендуемое) Акт шурфового обследования подземного газопровода

Приложение Ф (рекомендуемое) Режимная карта настройки оборудования пункта редуцирования газа

Приложение Х (рекомендуемое) Акт ввода в эксплуатацию пункта редуцирования газа

Приложение Ц (рекомендуемое) Примерная организационная структура аварийно-диспетчерской службы

Приложение Ш (рекомендуемое) Примерный перечень оснащения аварийно-диспетчерской службы материально-техническими средствами

Приложение Щ (рекомендуемое) Примерный перечень документации аварийно-диспетчерской службы

Приложение Э (рекомендуемое) Журнал аварийных заявок

Приложение Ю (рекомендуемое) Примерный план локализации и ликвидации аварий в процессе эксплуатации объектов сетей газораспределения

Приложение Я (рекомендуемое) Журнал регистрации тренировочных занятий с персоналом аварийно-диспетчерской службы

Приложение 1 (рекомендуемое) Оперативный журнал аварийно-диспетчерской службы

Дата введения	01.01.2013
Добавлен в базу	01.10.2014
Актуализация	01.01.2021

Этот ГОСТ находится в:

• Раздел Экология
  • Раздел 75 ДОБЫЧА И ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ, ГАЗА И СМЕЖНЫЕ ПРОИЗВОДСТВА
    • Раздел 75.180 Оборудование для нефтяной и газовой промышленности
      • Раздел 75.180.20 Оборудование для переработки нефти и газа
      • Раздел Электроэнергия
        • Раздел 75 ДОБЫЧА И ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ, ГАЗА И СМЕЖНЫЕ ПРОИЗВОДСТВА
          • Раздел 75.180 Оборудование для нефтяной и газовой промышленности
            • Раздел 75.180.20 Оборудование для переработки нефти и газа
            • Раздел Строительство
              • Раздел Стандарты
                • Раздел Другие государственные стандарты, применяемые в строительстве
                  • Раздел 75 Добыча и переработка нефти, газа и смежные производства

                  Организации:

                  13.09.2012	Утвержден	Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии	299-ст
                  Разработан	ОАО Гипрониигаз
                  Разработан	ОАО Газпромрегионгаз
                  Издан	Стандартинформ	2013 г.

                  Gas distribution systems. Natural Gas Distribution Networks. General requirements to operation. Operational documentation

                  • Приказ 125Об утверждении «Порядка проведения поверки средств измерений»
                  • Федеральный закон 116-ФЗО промышленной безопасности опасных производственных объектов
                  • Постановление 1636О правилах подтверждения пригодности новых материалов, изделий, конструкций и технологий для применения в строительстве
                  • Постановление 263Об организации и осуществлении производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на опасном производственном объекте
                  • ПОТ Р М-016-2001Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок
                  • Постановление 76Порядок подтверждения пригодности новых материалов, изделий, конструкций и технологий для применения в строительстве
                  • Федеральный закон 184-ФЗО техническом регулировании
                  • СНиП 42-01-2002Газораспределительные системы
                  • ГОСТ Р 8.596-2002Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
                  • Постановление 878Об утверждении Правил охраны газораспределительных сетей
                  • ГОСТ 22387.5-77Газ для коммунально-бытового потребления. Методы определения интенсивности запаха. Заменен на ГОСТ 22387.5-2014.
                  • СП 42-102-2004Проектирование и строительство газопроводов из металлических труб
                  • ГОСТ Р 1.0-2004Стандартизация в Российской Федерации. Основные положения. Заменен на ГОСТ Р 1.0-2012.
                  • Постановление 1/29Об утверждении Порядка обучения по охране труда и проверки знаний требований охраны труда работников организаций
                  • ГОСТ 9.602-2005Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии. Заменен на ГОСТ 9.602-2016.
                  • Правила определения и предоставления технических условий подключения объ.
                  • Федеральный закон 102-ФЗОб обеспечении единства измерений
                  • КодексТрудовой кодекс Российской Федерации
                  • Положение о проведении строительного контроля при осуществлении строител.
                  • Технический регламентТехнический регламент о безопасности сетей газораспределения и газопотребления
                  • ГОСТ Р 53672-2009Арматура трубопроводная. Общие требования безопасности
                  • СП 62.13330.2011*Газораспределительные системы
                  • ГОСТ Р 53865-2010Системы газораспределительные. Термины и определения
                  • Порядок проведения технического расследования причин аварий, инцидентов .
                  • ГОСТ Р 54961-2012Системы газораспределительные. Сети газопотребления. Общие требования к эксплуатации. Эксплуатационная документация
                  • ГОСТ 25100-2011Грунты. Классификация
                  • Показать все

                  Чтобы бесплатно скачать этот документ в формате PDF, поддержите наш сайт и нажмите кнопку:

                  ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО
                  ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

                  НАЦИОНАЛЬНЫЙ
                  СТАНДАРТ
                  РОССИЙСКОЙ
                  ФЕДЕРАЦИИ

                  ГОСТ Р
                  54983-2012

                  Системы газораспределительные

                  СЕТИ ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ
                  ПРИРОДНОГО ГАЗА

                  Общие требования к эксплуатации.
                  Эксплуатационная документация

                  Стандартинформ

                  Предисловие

                  Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. № 184-ФЗ «О техническом регулировании», а правила применения национальных стандартов Российской Федерации — ГОСТ Р 1.0-2004 «Стандартизация в Российской Федерации. Основные положения»

                  Сведения о стандарте

                  1 РАЗРАБОТАН Открытым акционерным обществом «Головной научно-исследовательский и проектный институт по использованию газа в народном хозяйстве» (ОАО «Гипрониигаз»), Открытым акционерным обществом «Газпромрегионгаз» (ОАО «Газпромрегионгаз»)

                  2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 23 «Техника и технологии добычи нефти и газа» ПК 4 «Газораспределение и газопотребление»

                  3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 13 сентября 2012 г. № 299-ст

                  4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

                  Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодно издаваемом информационном указателе «Национальные стандарты», а текст изменений и поправок — в ежемесячно издаваемых информационных указателях «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячно издаваемом информационном указателе «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет

                  1 Область применения. 3

                  2 Нормативные ссылки. 3

                  3 Термины и определения. 3

                  4 Общие требования. 3

                  5 Организация эксплуатации сетей газораспределения. 5

                  6 Эксплуатация газопроводов. 14

                  7 Эксплуатация средств электрохимической защиты стальных подземных газопроводов. 26

                  8 Эксплуатация пунктов редуцирования газа. 29

                  9 Эксплуатация автоматизированных систем управления технологическими процессами. 37

                  10 Оперативно-диспетчерское управление сетями газораспределения. 38

                  Приложение А (обязательное) Наряд-допуск на производство газоопасных работ. 41

                  Приложение Б (рекомендуемое) Регистрация газоопасных работ. 43

                  Приложение В (рекомендуемое) План организации и производства газоопасных работ. 44

                  Приложение Г (обязательное) Эксплуатационный паспорт газопровода. 46

                  Приложение Д (рекомендуемое) Эксплуатационный паспорт установки электрохимической защиты.. 49

                  Приложение Е (рекомендуемое) Эксплуатационный паспорт протекторной установки электрохимической защиты.. 51

                  Приложение Ж (обязательное) Эксплуатационный паспорт пункта редуцирования газа. 52

                  Приложение И (рекомендуемое) Эксплуатационный журнал газопроводов по маршруту. 54

                  Приложение К (рекомендуемое) Эксплуатационный журнал установки электрохимической защиты.. 54

                  Приложение Л (рекомендуемое) Эксплуатационный журнал пункта редуцирования газа. 55

                  Приложение М (рекомендуемое) Эксплуатационный журнал средств автоматизированной системы управления технологическими процессами. 56

                  Приложение Н (рекомендуемое) Акт ввода в эксплуатацию законченного строительством распределительного газопровода, газопровода-ввода. 57

                  Приложение П (обязательное) Расстояния от газопровода до сооружений, подлежащих проверке на загазованность при техническом осмотре подземных газопроводов. 58

                  Приложение Р (рекомендуемое) Акт технического обследования подземного газопровода. 58

                  Приложение С (рекомендуемое) Акт контроля интенсивности запаха газа. 59

                  Приложение Т (рекомендуемое) Акт ввода в эксплуатацию установки электрохимической защиты.. 59

                  Приложение У (рекомендуемое) Акт шурфового обследования подземного газопровода. 60

                  Приложение Ф (рекомендуемое) Режимная карта настройки оборудования пункта редуцирования газа. 61

                  Приложение X (рекомендуемое) Акт ввода в эксплуатацию пункта редуцирования газа. 62

                  Приложение Ц (рекомендуемое) Примерная организационная структура аварийно-диспетчерской службы.. 63

                  Приложение Ш (рекомендуемое) Примерный перечень оснащения аварийно-диспетчерской службы материально-техническими средствами. 63

                  Приложение Щ (рекомендуемое) Примерный перечень документации аварийно-диспетчерской службы.. 65

                  Приложение Э (рекомендуемое) Журнал аварийных заявок. 65

                  Приложение Ю (рекомендуемое) Примерный план локализации и ликвидации аварий в процессе эксплуатации объектов сетей газораспределения. 67

                  Приложение Я (рекомендуемое) Журнал регистрации тренировочных занятий с персоналом аварийно-диспетчерской службы.. 79

                  Приложение 1 (рекомендуемое) Оперативный журнал аварийно-диспетчерской службы.. 79

                  НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

                  Системы газораспределительные

                  СЕТИ ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА

                  Общие требования к эксплуатации. Эксплуатационная документация

                  Gas distribution systems. Natural gas distribution networks.
                  General requirements for operation. Operational documentation

                  Дата введения — 2013-01-01

                  1 Область применения

                  1.1 Настоящий стандарт устанавливает общие требования к эксплуатации сетей газораспределения, транспортирующих природный газ, а также к составу и оформлению эксплуатационной документации в процессе их эксплуатации.

                  1.2 Требования настоящего стандарта распространяются:

                  а) на следующие объекты сетей газораспределения:

                  — распределительные газопроводы, в т. ч. внеплощадочные газопроводы предприятий, проложенные вне территорий поселений,

                  — распределительные газопроводы и газопроводы-вводы, проложенные по территории поселений,

                  — пункты редуцирования газа, не имеющие собственных ограждающих конструкций, размещенные в зданиях, блоках контейнерного типа, в шкафах из несгораемых материалов или ниже уровня поверхности земли;

                  б) средства противокоррозионной защиты стальных подземных газопроводов;

                  в) средства автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП).

                  2 Нормативные ссылки

                  В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

                  ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

                  ГОСТ Р 53672-2009 Арматура трубопроводная. Общие требования безопасности

                  ГОСТ Р 53865-2010 Системы газораспределительные. Термины и определения

                  ГОСТ Р 54961-2012 Системы газораспределительные. Сети газопотребления. Общие требования к эксплуатации. Эксплуатационная документация

                  ГОСТ 9.602-2005 Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии

                  ГОСТ 22387.5-77 Газ для коммунально-бытового потребления. Методы определения интенсивности запаха

                  Примечание — При пользовании настоящими стандартами целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный стандарт заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться заменяющим (измененным) стандартом. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

                  3 Термины и определения

                  В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ Р 53865, а также следующие термины с соответствующими определениями:

                  3.1 газоопасные работы: Технологические операции, выполняемые в загазованной среде или при выполнении которых возможен выход газа.

                  3.2 огневые работы: Работы, связанные с применением открытого огня (сварка, газовая резка или механическая обработка металла, при которой возможно воспламенение газовоздушной смеси).

                  3.3 предельный срок эксплуатации: Срок перехода объекта в предельное состояние, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна по причинам экономической или экологической опасности.

                  3.4 регламентные работы: Работы, выполняемые в процессе эксплуатации объектов сети газораспределения с периодичностью и в объеме, установленными нормативными требованиями независимо от технического состояния объектов.

                  4 Общие требования

                  4.1 Эксплуатация сетей газораспределения должна осуществляться в соответствии с настоящим стандартом и [1].

                  4.2 Организации, владеющие сетями газораспределения или отдельными объектами сетей газораспределения на праве собственности или другом законном основании, должны обеспечивать содержание их в исправном и работоспособном состоянии путем выполнения комплекса работ, предусмотренных требованиями настоящего стандарта, а также своевременного проведения экспертизы промышленной безопасности опасных производственных объектов.

                  4.3 Эксплуатация объектов сетей газораспределения должна осуществляться газораспределительными (ГРО) или другими эксплуатационными организациями, оказывающими услуги по их техническому обслуживанию и ремонту на законном основании. В договорах оказания услуг по техническому обслуживанию и ремонту объектов сетей газораспределения должны быть определены объемы работ, выполняемых эксплуатационными организациями, установлены границы эксплуатационной ответственности и обязательства эксплуатационных организаций и владельцев объектов по обеспечению условий их безопасной эксплуатации.

                  4.4 Технические устройства, оборудование и материалы, используемые в процессе эксплуатации объектов сетей газораспределения, должны соответствовать установленным нормативным требованиям к их транспортированию, хранению и области применения. Номенклатура изделий, требующих получения специального разрешения к применению на объектах сетей газораспределения, устанавливается федеральным органом исполнительной власти, уполномоченным в области промышленной безопасности.

                  Сварочные работы должны выполняться с применением сварочных материалов, оборудования и технологий, аттестованных в аттестационных центрах — специализированных организациях, аккредитованных в установленном порядке Национальным аттестационным комитетом по сварочному производству (НАКС).

                  Техническое обслуживание, текущий, капитальный ремонты и техническое диагностирование трубопроводной арматуры должны осуществляться в соответствии с ГОСТ Р 53672.

                  Приборы и средства измерения, применяемые в процессе эксплуатации объектов сетей газораспределения, должны содержаться в исправном и работоспособном состоянии в соответствии с требованиями документации изготовителей, проходить своевременную поверку в порядке, установленном [2], [3].

                  Эксплуатация устройств электрооборудования (в т. ч. во взрывозащищенном исполнении) должна осуществляться в соответствии с документацией изготовителей и правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей.

                  4.5 Технологии, применяемые при эксплуатации объектов сетей газораспределения, а также методы контроля качества выполняемых работ, должны соответствовать требованиям настоящего стандарта и [4], предусматривать соблюдение требований эксплуатационной документации изготовителей технических устройств, обеспечивать оптимизацию производственной деятельности персонала эксплуатационных организаций.

                  Внедрение в практику эксплуатации объектов сетей газораспределения технологий, материалов, технических устройств и средств автоматизации технологических процессов, не предусмотренных действующими нормативными требованиями в области строительства, должно осуществляться в порядке, установленном [5], [6].

                  4.6 Аварийно-диспетчерское обслуживание объектов сетей газораспределения должно проводиться круглосуточно (включая выходные и праздничные дни).

                  По каждому факту возникновения аварии и инцидента, произошедших в процессе эксплуатации объектов сетей газораспределения, должно проводиться техническое расследование причин их возникновения в соответствии с [7]. По результатам технического расследования владельцами объектов сетей газораспределения должны разрабатываться организационно-технические мероприятия и приниматься своевременные меры по предупреждению повторения подобных происшествий.

                  4.7 Расследование несчастных случаев на производстве при эксплуатации объектов сетей газораспределения должно проводиться в соответствии с [8].

                  5 Организация эксплуатации сетей газораспределения

                  5.1 Общие требования

                  5.1.1 При технической эксплуатации сетей газораспределения должны выполняться следующие виды работ:

                  — ввод в эксплуатацию законченных строительством газопроводов, пунктов редуцирования газа, средств электрохимической защиты от коррозии стальных подземных газопроводов (средств ЭХЗ), средств автоматизированной системы управления технологическим процессом (средств АСУ ТП);

                  — мониторинг технического состояния газопроводов и пунктов редуцирования газа, включая проверку состояния охранных зон, технический осмотр, техническое обследование, оценку технического состояния, техническое диагностирование;

                  — техническое обслуживание газопроводов, пунктов редуцирования газа, средств ЭХЗ и АСУ ТП;

                  — текущий и капитальный ремонты газопроводов, пунктов редуцирования газа, средств ЭХЗ и АСУ ТП;

                  — проверка наличия и удаление конденсата из конденсатосборников и гидрозатворов;

                  — контроль интенсивности запаха газа в конечных точках сети газораспределения;

                  — контроль давления газа в сети газораспределения;

                  — контроль и управление режимами сетей газораспределения;

                  — аварийно-диспетчерское обслуживание объектов сетей газораспределения;

                  — утилизация (ликвидация) и консервация газопроводов и пунктов редуцирования газа при выводе их из эксплуатации.

                  5.1.2 Организационно-управленческие структуры и кадровый состав эксплуатационных организаций должны формироваться в зависимости от состава и объема работ по эксплуатации объектов сетей газораспределения, выполняемых собственными силами.

                  В эксплуатационных организациях должны быть разработаны и утверждены руководителем организации:

                  — положения о структурных подразделениях (филиалах, службах, отделах) организации;

                  — должностные инструкции, устанавливающие обязанности, права и ответственность руководителей и специалистов;

                  — инструкции по охране труда для работников;

                  — перечень инструкций по охране труда для конкретных профессий (должностей) и видов работ.

                  В эксплуатационных организациях должны быть разработаны и утверждены техническим руководителем организации производственные (технологические) инструкции, устанавливающие последовательность выполнения технологических операций при производстве работ, методы и объемы проверки качества работ и условия обеспечения их безопасного проведения.

                  Должны быть согласованы с территориальным органом федерального органа исполнительной власти, уполномоченного в области промышленной безопасности, следующие документы:

                  — инструкции на проведение работ по врезке газопроводов без снижения давления газа в действующие распределительные газопроводы;

                  — инструкции по изоляции сварных стыковых соединений газопроводов, мест врезок (присоединений), ремонту поврежденных участков покрытий и контролю качества выполненных работ (для каждого вида покрытий).

                  5.1.3 В эксплуатационных организациях должно быть обеспечено проведение:

                  — производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на опасных производственных объектах (производственный контроль) в соответствии с [9];

                  — входного контроля технических устройств, сварочных и изоляционных материалов в соответствии с [4], [10];

                  — предустановочного контроля запорной арматуры и других технических устройств в соответствии с требованиями документации изготовителей;

                  — приемочного контроля качества выполняемых сварочных и изоляционных работ в соответствии с [4];

                  — контроля соблюдения требований обеспечения единства измерений в соответствии с [2];

                  — контроля соблюдения требований охраны труда на производстве в соответствии с [8];

                  — контроля соблюдения требований пожарной безопасности;

                  — контроля выбросов (инвентаризации источников выбросов) загрязняющих веществ в атмосферу в процессе производственно-хозяйственной деятельности.

                  Лица, ответственные за соблюдение требований промышленной безопасности, охраны труда, охраны окружающей среды и пожарной безопасности должны назначаться приказом руководителя эксплуатационной организации.

                  5.1.4 Регламентные работы по эксплуатации сети газораспределения должны выполняться по графикам, утвержденным техническим руководителем эксплуатационной организации (филиала эксплуатационной организации). Графики выполнения регламентных работ по техническому осмотру газопроводов и пунктов редуцирования газа, а также работ по контролю интенсивности запаха газа в конечных точках сети газораспределения должны ежегодно корректироваться по результатам работ, выполненных в предыдущий период.

                  Работы по капитальному ремонту газопроводов, пунктов редуцирования газа, средств ЭХЗ и АСУ ТП должны выполняться по планам, утвержденным техническим руководителем эксплуатационной организации.

                  Планы и графики выполнения работ, предусмотренных договорами оказания услуг по техническому обслуживанию и ремонту объектов сетей газораспределения, должны быть согласованы с организациями-заказчиками.

                  Перспективное (среднесрочное и долгосрочное) планирование работ по эксплуатации объектов сети газораспределения и горизонт планирования определяются эксплуатационной организацией самостоятельно с учетом требований настоящего стандарта и федерального органа исполнительной власти в области промышленной безопасности.

                  5.1.5 Подготовка к эксплуатации сетей газораспределения в осенне-зимний период должна осуществляться в соответствии с планами, утвержденными техническим руководителем эксплуатационной организации. Планы по подготовке к работе в осенне-зимний период должны предусматривать выполнение комплекса организационно-технических мероприятий, обеспечивающих надежность и безопасность эксплуатации сетей газораспределения.

                  Состав организационно-технических мероприятий по подготовке к работе в осенне-зимний период должен устанавливаться с учетом технического состояния объектов сетей газораспределения, местных климатических и гидрогеологических условий их эксплуатации, структуры и объема производственной деятельности эксплуатационной организации.

                  Минимально необходимый объем организационно-технических мероприятий должен предусматривать выполнение следующих работ:

                  — поддержание работоспособности запорной арматуры на газопроводах;

                  — проверка наличия и удаление конденсата из конденсатосборников и гидрозатворов;

                  — проведение текущего и капитального ремонтов газопроводов, пунктов редуцирования газа и установок ЭХЗ;

                  — проведение технического диагностирования;

                  — техническое обследование участков газопроводов на переходах через водные преграды;

                  — техническое обследования подземных газопроводов, устранение повреждений изоляционных покрытий и сквозных коррозионных повреждений;

                  — корректировка маршрутных карт обходов трасс газопроводов и планшетов аварийно-диспетчерской службы (АДС);

                  — подготовка объектов сетей газораспределения к паводкам;

                  — обеспечение аварийного запаса труб, оборудования, материалов;

                  — обеспечение персонала производственных подразделений зимней рабочей одеждой;

                  — подготовка автотранспорта и строительной техники;

                  — обеспечение запаса горюче-смазочных материалов в соответствии с нормами, утвержденными руководителем организации;

                  — подготовка к работе сетей газопотребления в котельных эксплуатационных организаций, обеспечение отопления помещений административных зданий, пунктов редуцирования газа и других зданий эксплуатационной организации, проверка работоспособности систем пожаротушения, водо- и теплоснабжения, электроснабжения, аварийного освещения.

                  Подготовка эксплуатационной организации к работе в осенне-зимний период должна быть закончена до начала отопительного периода.

                  5.2 Подготовка персонала эксплуатационных организаций

                  5.2.1 Руководители и специалисты организаций, осуществляющих эксплуатацию сетей газораспределения, не реже одного раза в три года должны проходить проверку знаний требований промышленной безопасности в объеме, соответствующем их должностным обязанностям. Порядок проведения аттестации в области промышленной безопасности и предаттестационной подготовки руководителей и специалистов эксплуатационных организаций устанавливается уполномоченным федеральным органом исполнительной власти в области промышленной безопасности.

                  5.2.2 Рабочие эксплуатационных организаций не реже одного раза в год и в случае перевода на другой участок работы, отличающийся в части требований к обеспечению безопасности при выполнении технологических операций, должны проходить проверку знаний безопасных методов и приемов выполняемых работ в объеме соответствующих производственных инструкций. Перед проверкой знаний безопасных методов и приемов выполнения работ рабочие должны пройти теоретическое обучение в соответствии с программами, утвержденными техническим руководителем эксплуатационной организации.

                  Программы теоретической подготовки рабочих к выполнению газоопасных работ должны предусматривать обучение пользованию средствами индивидуальной защиты и оказанию доврачебной помощи пострадавшим. Перед первичной проверкой знаний безопасных методов и приемов производства газоопасных работ или проверкой знаний их выполнения на другом участке работы рабочие должны проходить дополнительное практическое обучение на учебных полигонах эксплуатационных организаций по программам, согласованным с федеральным органом исполнительной власти в области промышленной безопасности. Допуск рабочих к самостоятельному выполнению газоопасных работ должен оформляться приказом руководителя эксплуатационной организации после проведения их теоретического и практического обучения, проверки знаний безопасных методов и приемов их выполнения и прохождения стажировки на рабочем месте под руководством опытного работника в течение первых десяти рабочих смен. Порядок проведения стажировки должен устанавливаться приказом руководителя эксплуатационной организации.

                  5.2.3 К выполнению сварочных работ допускаются сварщики и специалисты сварочного производства, аттестованные в аттестационных центрах.

                  5.2.4 Персонал эксплуатационной организации, осуществляющий обслуживание и ремонт электроустановок, должен пройти обучение и проверку знаний правил устройства, технической эксплуатации и правил безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей в пределах требований, предъявляемых к должности или профессии, с присвоением соответствующей группы по электробезопасности. Подготовка и допуск персонала к самостоятельной работе должны осуществляться в соответствии с [8], [11], [12].

                  5.2.5 Обслуживание средств автоматизации, телемеханизации и вычислительной техники должно осуществляться квалифицированным персоналом, прошедшим специальную подготовку с учетом объема и сложности выполняемых работ по техническому обслуживанию и ремонту средств АСУ ТП.

                  Персонал, обслуживающий средства АСУ ТП, должен иметь соответствующую квалификационную группу на право проведения работ при эксплуатации электроустановок.

                  5.2.6 Профессиональная подготовка и переподготовка персонала, а также повышение квалификации руководителей и специалистов эксплуатационных организаций должны осуществляться в учебных организациях (центрах, комбинатах, курсах и др.). Повышение квалификации руководителей и специалистов производственных подразделений должно проводиться не реже одного раза в пять лет.

                  5.3 Производство газоопасных работ

                  5.3.1 Газоопасные работы, за исключением регламентных, должны выполняться по наряду-допуску. Наряд-допуск на производство газоопасных работ оформляется в соответствии с приложением А.

                  Регламентные газоопасные работы выполняются по производственным инструкциям без оформления наряда-допуска. Газоопасные работы должны регистрироваться в журналах, формы которых приведены в приложении Б.

                  На технологически сложные работы, требующие координации взаимодействия бригад, выполняющих газоопасные работы по отдельным нарядам-допускам, должен дополнительно разрабатываться план организации и производства газоопасных работ, форма которого приведена в приложении В.

                  5.3.2 К газоопасным работам, выполняемым по наряду-допуску, относятся:

                  — технологическое присоединение (врезка) к действующим газопроводам;

                  — пуск газа и проведение пусконаладочных работ при вводе в эксплуатацию газопроводов, пунктов редуцирования газа;

                  — повторный пуск газа в газопроводы, пункты редуцирования газа после их остановки, ремонта или расконсервации;

                  — текущий и капитальный ремонты технических устройств на газопроводах и пунктах редуцирования газа с отключением подачи или снижением давления газа у потребителей;

                  — снижение и восстановление давления газа в газопроводах;

                  — установка и снятие заглушек на газопроводах;

                  — выполнение работ в газовых колодцах, туннелях, коллекторах, траншеях и котлованах глубиной более одного метра;

                  — консервация и ликвидация газопроводов, пунктов редуцирования газа;

                  — огневые работы на действующих объектах сети газораспределения.

                  Наряды-допуски должны выдаваться руководителями или специалистами производственных подразделений, назначенными приказом руководителя эксплуатационной организации (филиала эксплуатационной организации), имеющими опыт выполнения газоопасных работ не менее одного года. Наряды-допуски должны выдаваться заблаговременно для организации подготовки к проведению работ.

                  5.3.3 К регламентным газоопасным работам, выполняемым без наряда-допуска, относятся:

                  — работы по мониторингу технического состояния газопроводов (за исключением проверки состояния охранных зон);

                  — техническое обслуживание газопроводов без отключения подачи газа;

                  — работы по мониторингу технического состояния и техническому обслуживанию пунктов редуцирования газа;

                  — ремонт технических устройств на газопроводах и в пунктах редуцирования газа без отключения подачи или снижения давления газа у потребителей;

                  — удаление закупорок газопроводов;

                  — контроль давления газа в сети газораспределения;

                  — удаление конденсата из конденсатосборников и гидрозатворов;

                  — контроль интенсивности запаха газа в конечных точках сети газораспределения.

                  5.3.4 Без наряда-допуска проводятся работы по локализации и ликвидации аварий до устранения угрозы причинения вреда жизни и здоровью людей, окружающей среде, имуществу физических и юридических лиц и аварийно-восстановительные работы при их выполнении в срок не более суток. Работы по локализации и ликвидации аварийных ситуаций выполняются независимо от времени суток под непосредственным руководством специалиста.

                  5.3.5 К технологически сложным работам, выполняемым в соответствии с планом организации и производства газоопасных работ, относятся:

                  — первичный или повторный пуск газа в сеть газораспределения поселений;

                  — ремонтные работы на газопроводах среднего и высокого давлений;

                  — работы по присоединению газопроводов со снижением давления газа, связанные с изменением режимов работы действующей сети газораспределения и/или отключением потребителей.

                  В плане указывают последовательность проведения операций, расстановку людей, техническое оснащение, мероприятия, обеспечивающие максимальную безопасность, лиц, ответственных за проведение газоопасных работ (отдельно на каждом участке работы) и за общее руководство и координацию действий.

                  Планы организации и производства газоопасных работ должны утверждаться техническим руководителем эксплуатационной организации (филиала эксплуатационной организации). К планам организации и производства газоопасных работ на подземных газопроводах должны прилагаться ситуационный план и, при необходимости, копии исполнительной документации.

                  Планы организации и производства газоопасных работ с отключением подачи газа или изменением режимов давления газа в сети газораспределения должны своевременно доводиться до сведения АДС эксплуатационной организации.

                  5.3.6 Перечень газоопасных работ, выполняемых по наряду-допуску, без наряда-допуска, по плану организации и производства газоопасных работ, а также порядок выдачи, получения, оформления, продления, хранения и срок действия нарядов-допусков должен быть уточнен с учетом местных условий и утвержден техническим руководителем эксплуатационной организации.

                  5.3.7 Газоопасные работы должны выполняться бригадой в составе не менее двух рабочих под руководством специалиста. Газоопасные работы, не требующие оформления наряда-допуска на их производство, могут выполняться двумя рабочими, один из которых назначается руководителем работ.

                  Работы в газовых колодцах, туннелях, коллекторах, а также в траншеях и котлованах глубиной более одного метра должны выполняться бригадой в составе не менее трех рабочих под руководством специалиста. Для обеспечения безопасности проведения работ и страховки работающих на поверхности земли должны находиться не менее двух человек на каждого работающего в колодце.

                  Все распоряжения при проведении газоопасной работы должны выдаваться лицом, ответственным за работу. Другие должностные лица и руководители, присутствующие при проведении работы, могут давать указания только через лицо, ответственное за проведение работ.

                  5.3.8 Специалисты и рабочие, выполняющие газоопасные работы, должны быть обеспечены инструментами, исключающими искрообразование, переносными светильниками во взрывозащищенном исполнении, приборами контроля загазованности помещений и колодцев, сигнальными жилетами, средствами индивидуальной защиты и предупредительными знаками для выполнения работ на проезжей части.

                  До начала выполнения работ в помещении пунктов редуцирования газа, газовых колодцах, туннелях, коллекторах должна быть обеспечена проверка их загазованности газоанализатором. Выполнение работ в помещениях газорегуляторных пунктов и колодцах при концентрации газа свыше 1 % не допускается.

                  5.4 Организация эксплуатации средств защиты стальных подземных газопроводов от коррозии

                  5.4.1 Работы по эксплуатации средств ЭХЗ и контролю коррозионного состояния стальных подземных газопроводов (в т. ч. стальных защитных футляров газопроводов) должны выполняться специализированными службами (филиалами, отделами) эксплуатационных организаций. Допускается выполнение работ специализированными сторонними организациями на основании соответствующих договоров.

                  5.4.2 Организация, осуществляющая эксплуатацию средств ЭХЗ, должна иметь:

                  — схемы трасс подземных газопроводов с указанием мест расположения установок ЭХЗ и опорных точек измерения потенциалов;

                  — данные о коррозионной (включая биокоррозионную) агрессивности грунта по трассе защищаемого газопровода;

                  — данные об источниках блуждающих токов (постоянного и переменного) в местах прокладки подземных газопроводов;

                  — данные об установленных электроизолирующих соединениях и блоках совместной защиты;

                  — данные о наличии и состоянии переходов газопроводов через естественные и искусственные преграды (автомобильные и железные дороги);

                  — схемы трасс подземных газопроводов, не требующих защиты от электрохимической коррозии в соответствии с ГОСТ 9.602, с точками отбора проб грунта и измерения потенциалов для оценки опасности коррозии;

                  — схемы трасс подземных газопроводов, защита которых осуществляется средствами ЭХЗ владельцев смежных подземных коммуникаций.

                  5.4.3 Организация работ по защите стальных подземных газопроводов от коррозии должна обеспечивать:

                  — своевременное проведение технического обслуживания и ремонта установок катодной, дренажной и протекторной защиты;

                  — поддержание нормируемой величины защитного потенциала непрерывно во времени и по протяженности защищаемого газопровода;

                  — проведение периодической проверки эффективности средств электрохимической защиты;

                  — определение наличия блуждающих токов и коррозионной агрессивности грунтов на участках газопроводов, не требующих защиты в соответствии с ГОСТ 9.602;

                  — контроль состояния изоляционных покрытий и коррозионного состояния газопроводов в процессе их эксплуатации;

                  — выявление не обеспеченных защитой участков газопроводов;

                  — контроль исправности электроизолирующих соединений;

                  — проведение оценки эффективности противокоррозионной защиты газопроводов;

                  — внедрение современных технологий, средств измерений и методов обследования защитных свойств изоляционных покрытий и коррозионного состояния газопроводов;

                  — внедрение автоматизированных систем контроля и управления процессом защиты от коррозии, создание автоматизированных рабочих мест ЭХЗ.

                  5.5 Организация эксплуатации автоматизированных систем управления технологическими процессами

                  5.5.1 Организация эксплуатации устройств автоматики и телемеханики АСУ ТП должна обеспечивать их круглосуточную бесперебойную работу и получение достоверной информации по автоматизированным зонам обслуживания.

                  5.5.2 Приказом руководителя эксплуатационной организации из числа руководителей или специалистов назначается лицо, ответственное за исправное состояние и безопасную эксплуатацию АСУ ТП.

                  5.5.3 Эксплуатация средств АСУ ТП должна осуществляться специализированными службами (участками, группами) эксплуатационных организаций. Для выполнения работ по ремонту средств АСУ ТП на договорной основе могут привлекаться сторонние специализированные организации.

                  5.5.4 Пункты управления должны быть оборудованы диспетчерскими телефонными станциями, внутренней сигнализацией и аппаратурой для записи телефонных сообщений.

                  5.5.5 Метрологическое обеспечение измерительных каналов АСУ ТП должно осуществляться в соответствии с ГОСТ Р 8.596.

                  5.6 Эксплуатационная документация

                  5.6.1 Эксплуатационные организации должны иметь и хранить в течение всего срока эксплуатации комплект проектной и исполнительной документации на введенные в эксплуатацию объекты сетей газораспределения и объекты газификации, подключенные к сетям газораспределения.

                  При отсутствии или утрате исполнительной документации ее восстановление должно проводиться визуальным осмотром, замерами, техническими обследованиями и другими методами, позволяющими получить необходимую информацию. В процессе дальнейшей эксплуатации объекта восстановленная документация должна уточняться и дополняться по результатам работ, выполняемых эксплуатационной организацией в целях содержания объекта в исправном и работоспособном состоянии.

                  5.6.2 В процессе эксплуатации объектов сетей газораспределения по результатам работ, выполняемых эксплуатационными организациями, должна составляться эксплуатационная документация, предусмотренная требованиями настоящего стандарта.

                  Результаты выполнения работ по входному контролю качества материалов и технических устройств, а также приемочному контролю качества сварочных, изоляционных и других строительно-монтажных работ, выполняемых при эксплуатации объектов газораспределительных систем, должны оформляться соответствующими документами (актами, протоколами и др.).

                  5.6.3 Для организации эксплуатации газопроводов и сооружений на них должны быть разработаны маршрутные карты газопроводов в соответствии с требованиями 6.2.

                  На каждый введенный в эксплуатацию газопровод, пункт редуцирования газа, установку ЭХЗ должен составляться эксплуатационный паспорт, содержащий основные технические характеристики по формам, приведенным в приложениях Г, Д, Е, Ж.

                  К эксплуатационным паспортам пунктов редуцирования газа должны прилагаться технологические схемы и режимные карты с параметрами настройки редукционной, защитной и предохранительной арматуры. Копии технологических схем (за исключением пунктов редуцирования газа с одним комбинированным регулятором) и режимных карт должны находиться в соответствующих пунктах редуцирования газа. В пунктах редуцирования газа, оснащенных средствами АСУ ТП, должны находиться схемы размещения устройств автоматики технологических защит, блокировок и сигнализации.

                  Сведения о проведенных капитальных ремонтах, а также работах по их консервации (расконсервации) и ликвидации в процессе эксплуатации газопроводов, пунктов редуцирования газа и средств ЭХЗ должны быть оформлены записями в эксплуатационных паспортах. Результаты работ по оценке технического состояния и техническому диагностированию пунктов редуцирования газа должны оформляться записями в эксплуатационных паспортах. Результаты работ по техническому обследованию, оценке технического состояния и техническому диагностированию подземных газопроводов должны оформляться записями в эксплуатационных паспортах.

                  5.6.4 Необходимо вести учет введенных в эксплуатацию газопроводов, пунктов редуцирования газа, средств ЭХЗ в журналах подразделений, выполняющих работы по эксплуатации соответствующих объектов сетей газораспределения и в журналах производственных отделов эксплуатационных организаций.

                  5.6.5 Результаты работ по техническому осмотру газопроводов и пунктов редуцирования газа, техническому обслуживанию и текущему ремонту газопроводов, пунктов редуцирования газа, средств ЭХЗ и АСУ ТП, техническому обслуживанию приборной техники, проведению поверок средств измерений должны быть оформлены записями в эксплуатационных журналах по формам, приведенным в приложениях И, К, Л, М, актах выполненных работ.

                  5.6.6 Эксплуатационная документация должна оформляться персоналом производственного подразделения, выполняющего соответствующие работы по эксплуатации сетей газораспределения.

                  Оформление эксплуатационных паспортов и журналов должно проводиться на бумажном или (при условии обеспечения архивирования) электронном носителе. Эксплуатационные журналы пунктов редуцирования газа должны оформляться на бумажном носителе и находиться в соответствующих пунктах.

                  5.6.7 При необходимости в формы эксплуатационной документации допускается вносить изменения с учетом местных условий эксплуатации сетей газораспределения.

                  Виды и/или формы эксплуатационной документации, не предусмотренной настоящим стандартом, могут устанавливаться эксплуатационной организацией самостоятельно.

                  5.6.8 Порядок и условия хранения эксплуатационной документации должны устанавливаться приказом (распоряжением) руководителя эксплуатационной организации.

                  5.7 Организация оперативно-диспетчерского управления сетями газораспределения

                  5.7.1 Оперативно-диспетчерское управление сетями газораспределения должно обеспечивать:

                  — контроль и управление режимами работы сетей газораспределения;

                  — аварийно-диспетчерское обслуживание объектов сетей газораспределения и сетей газопотребления.

                  5.7.2 Оперативно-диспетчерское управление сетями газораспределения должно осуществляться АДС филиалов региональных ГРО, городских, районных и межрайонных ГРО, выполняющих следующие основные функции:

                  — контроль и оперативное управление режимами работы сетей газораспределения, в т. ч. изменение параметров и режимов работы объектов, изменение положения запорной и запорно-регулирующей арматуры, отключение и ввод в работу участков сетей газораспределения;

                  — круглосуточный прием, регистрация, обработка и передача оперативной информации об авариях, произошедших в процессе эксплуатации сетей газораспределения и сетей газопотребления;

                  — координация работы аварийных бригад и производственных подразделений эксплуатационной организации при локализации и ликвидации аварий;

                  — взаимодействие со службами различных ведомств при локализации и ликвидации аварий;

                  — контроль выполнения аварийно-восстановительных работ;

                  — учет и анализ аварий в зоне обслуживания АДС, разработка предложений, направленных на сокращение аварийности.

                  5.7.3 Аварийно-восстановительные работы, в зависимости от объема их выполнения, могут проводиться персоналом производственных подразделений ГРО и/или персоналом АДС.

                  С целью обеспечения возможности своевременной локализации и ликвидации аварий АДС может иметь в своем составе территориально удаленные структурные подразделения (филиалы и участки АДС с круглосуточным или односменным дежурством аварийных бригад), находящиеся в ее оперативном подчинении. Зоны обслуживания и места размещения в них АДС и их структурных подразделений должны определяться с учетом времени прибытия аварийной бригады к месту аварии не позднее, чем через 1 ч после поступления оперативной информации (аварийной заявки) об аварии.

                  5.7.4 Локализация и ликвидация аварий на объектах сетей газораспределения, не принадлежащих ГРО на праве собственности или другом законном основании, должна осуществляться АДС ГРО на основании договоров оказания услуг по аварийно-диспетчерскому обслуживанию объектов. В договорах должны быть определены:

                  — порядок взаимодействия сторон при ликвидации и локализации аварий;

                  — условия выполнения аварийно-восстановительных работ, связанных с возобновлением подачи газа.

                  5.7.5 Эксплуатационные организации, имеющие собственные АДС, должны обеспечивать согласованность их действий при локализации и ликвидации аварий на обслуживаемых объектах с АДС соответствующих территориальных ГРО.

                  6 Эксплуатация газопроводов

                  6.1 Ввод в эксплуатацию законченных строительством распределительных газопроводов и газопроводов-вводов

                  6.1.1 Ввод в эксплуатацию законченных строительством распределительных газопроводов и газопроводов-вводов должен проводиться при их технологическом присоединении (врезке) к действующему распределительному газопроводу или другому источнику газа.

                  6.1.2 Технологическое присоединение вновь построенных и принятых комиссией газопроводов к действующим распределительным газопроводам должно выполняться при наличии у заказчика строительства объекта разрешения поставщика газа и разрешения ГРО, выдавшей технические условия присоединения в соответствии с [13].

                  6.1.3 До начала работ по врезке газопровода должны быть выполнены следующие подготовительные работы:

                  — подготовка комплекта необходимой исполнительной документации;

                  — разработка плана организации работ, схемы узла присоединения;

                  — подготовка монтажного узла присоединения;

                  — подготовка инструмента, механизмов, приспособлений, материалов, приборов, транспортных средств;

                  — внешний осмотр присоединяемого газопровода и места врезки;

                  — отключение средств ЭХЗ на действующем и присоединяемом стальном газопроводе;

                  — установка продувочных свечей и манометров (при необходимости) на присоединяемом газопроводе;

                  — установка заглушки на запорной арматуре присоединяемого газопровода-ввода;

                  — контрольная опрессовка воздухом присоединяемого газопровода.

                  6.1.4 Контрольная опрессовка присоединяемого газопровода должна проводиться избыточным давлением воздуха, равным 0,1 МПа в течение 1 ч с использованием манометра с классом точности не ниже 0,6. Падение давления в газопроводе по окончании опрессовки не допускается. Избыточное давление воздуха в газопроводе должно сохраняться до начала работ по его врезке в действующий распределительный газопровод.

                  При выполнении работ по врезке более чем через 6 мес после оформления акта приемки газопровода должно проводиться его повторное испытание на герметичность в соответствии с [4].

                  При избыточном давлении воздуха в присоединяемом газопроводе не ниже 0,1 МПа допускается не проводить его контрольную опрессовку воздухом.

                  6.1.5 Работы по врезке газопроводов должны проводиться без прекращения подачи газа, с использованием специального оборудования, обеспечивающего безопасность их выполнения. В обоснованных случаях допускается осуществлять работы по врезке газопроводов при давлении газа в действующем газопроводе в пределах от 0,0004 до 0,002 МПа. Способы снижения давления газа в действующем газопроводе должны определяться планом организации и производства работ.

                  6.1.6 Первичный пуск газа при вводе газопроводов в эксплуатацию должен осуществляться путем их продувки газом. Давление газа при продувке газопровода с установленным проектной документацией рабочим давлением газа до 0,005 МПа должно быть не выше рабочего давления, газопровода с рабочим давлением газа свыше 0,005 МПа — не выше 0,1 МПа.

                  Окончание продувки газопровода газом должно определяться путем проведения анализа состава или сжиганием отобранных проб газовоздушной смеси. Методы отбора, анализа и сжигания проб газовоздушной смеси должны устанавливаться производственными инструкциями.

                  По окончании продувки газопроводов газом объемная доля кислорода в пробах газовоздушной смеси не должна превышать 1 %, а сгорание газовоздушной смеси при сжигании проб должно происходить спокойно, без хлопков.

                  6.1.7 По окончании продувки газом вводимого в эксплуатацию газопровода и установления в нем рабочего давления в соответствии с проектной документацией должны быть выполнены (при необходимости) следующие пусконаладочные работы:

                  — восстановление режимов давления газа в действующем газопроводе и проверка параметров настройки технологического оборудования пунктов редуцирования газа на участке присоединения вводимого в эксплуатацию газопровода;

                  — включение и регулирование режимов работы средств ЭХЗ на действующем и вводимом в эксплуатацию стальном подземном газопроводе.

                  В месте врезки газопровода должна быть проведена проверка герметичности сварного соединения прибором или пенообразующим раствором при рабочем давлении газа.

                  Сварное соединение должно быть проверено методом неразрушающего контроля (в случае невозможности проверки над местом врезки устанавливается контрольная трубка).

                  Место врезки стального подземного газопровода должно быть заизолировано. Качество изоляционного покрытия должно быть проверено приборным методом после восстановления засыпки газопровода.

                  6.1.8 Окончание работ по вводу газопроводов в эксплуатацию оформляется актом, подписанным представителями ГРО и заказчика строительства объекта. Форма акта приведена в приложении Н.

                  6.2 Мониторинг технического состояния газопроводов

                  6.2.1 В процессе эксплуатации сети газораспределения должны выполняться следующие регламентные работы по мониторингу технического состояния газопроводов:

                  — проверка состояния охранных зон газопроводов;

                  — технический осмотр (осмотр технического состояния) подземных и надземных газопроводов;

                  — техническое обследование подземных газопроводов;

                  — оценка технического состояния подземных и надземных газопроводов;

                  — техническое диагностирование подземных газопроводов.

                  6.2.2 Проверка состояния охранных зон газопроводов должна проводиться путем визуального осмотра относящихся к ним земельных участков с целью выявления:

                  — утечек газа из газопроводов по внешним признакам: пожелтению растительности на трассе, появлению пузырей на поверхности воды, запаху одоранта, шипению газа, появлению бурых пятен на снегу и др.;

                  — нарушения ограничений, установленных [14];

                  — нарушения условий выполнения сторонними организациями земляных и строительных работ, установленных выданными эксплуатационной организацией разрешениями на производство работ или несанкционированного выполнения этих работ;

                  — нарушения состояния грунта на трассе подземного газопровода вследствие его просадки, обрушения, эрозии, размыва паводковыми или дождевыми водами.

                  При выявлении несанкционированного производства сторонними организациями земляных и строительных работ в охранной зоне подземного или наземного газопровода должны быть приняты оперативные меры:

                  — по прекращению работ до получения разрешения на их проведение от эксплуатационной организации сети газораспределения;

                  — привлечению к ответственности виновных в производстве работ, при проведении которых произошло повреждение газопровода;

                  — проверке герметичности газопровода и состояния изоляции в месте производства работ.

                  6.2.3 Проверку состояния охранных зон газопроводов допускается проводить одним рабочим.

                  Периодичность проведения проверок состояния охранных зон газопроводов должна устанавливаться эксплуатационной организацией самостоятельно с учетом плотности застройки территории, гидрогеологических условий эксплуатации и прокладки газопроводов, но не реже сроков проведения технического осмотра газопроводов.

                  Проверка состояния охранных зон газопроводов, проложенных в просадочных грунтах, должна проводиться не реже одного раза в 10 дней.

                  При выполнении работ в охранных зонах газопроводов, а также в период паводка, проверка состояния охранных зон в местах переходов через водные преграды и овраги должна проводиться ежедневно.

                  6.2.4 Технический осмотр подземных газопроводов проводится двумя рабочими, при этом руководство поручается наиболее квалифицированному рабочему. Технический осмотр трасс надземных газопроводов может проводиться одним рабочим.

                  Маршрутные карты газопроводов должны составляться в двух экземплярах, один из которых с личными подписями рабочих, закрепленных за данным маршрутом, об ознакомлении с ним хранится у мастера. Маршрутные карты должны корректироваться ежегодно, а также по факту изменений на трассе газопровода, выявленных при техническом осмотре. Маршрутные карты должны содержать информацию о дате корректировок и подпись мастера, вносившего изменения в карту. Маршрутные карты разрабатываются с учетом объемов работ и периодичности их выполнения, удаленности трасс и протяженности газопроводов, числа объектов, подлежащих проверке на загазованность, интенсивности движения транспорта на маршруте и других факторов, влияющих на трудоемкость работ.

                  В маршрутной карте должны указываться:

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

                  — объекты, подлежащие проверке на загазованность в соответствии с приложением П;

                  — общая протяженность газопроводов;

                  — число обслуживаемых сооружений по данному маршруту.

                  6.2.5 При техническом осмотре подземных газопроводов должны выполняться следующие виды работ:

                  — выявление утечек газа;

                  — проверка внешним осмотром состояния сооружений и технических устройств надземной установки (защитных футляров газовых вводов, средств ЭХЗ, запорной арматуры, коверов, контрольных трубок и др.), настенных знаков привязок газопровода, крышек газовых колодцев;

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

                  — выявление пученений, просадок, оползней, обрушений грунта.

                  При техническом осмотре надземных газопроводов должны выполняться внешним осмотром проверки:

                  — состояния газопроводов (с выявлением их перемещений за пределы опор, вибраций и деформаций, необходимости окраски), их опор и креплений;

                  — состояния защитных футляров газопроводов в местах входа и выхода из земли;

                  — состояния запорной арматуры, компенсаторов, электроизолирующих соединений, средств защиты от падения электропроводов, габаритных знаков в местах проезда автотранспорта.

                  6.2.6 Выявление утечек газа при техническом осмотре подземных газопроводов должно осуществляться по внешним признакам и с помощью приборов (газоиндикаторов, газоанализаторов) путем проверки:

                  — герметичности разъемных соединений запорной арматуры (при ее надземной установке);

                  — герметичности резьбовых соединений сифонных трубок конденсатосборников;

                  — наличия газа в контрольных трубках защитных футляров подземных газопроводов;

                  — загазованности газовых колодцев;

                  — загазованности подвалов зданий, не оборудованных средствами контроля загазованности помещений, колодцев инженерных коммуникаций, шахт, коллекторов, подземных переходов, расположенных по обе стороны от газопровода на расстояниях, указанных в приложении П, а также ближайших колодцев коммуникаций, пересекающих трассу газопровода:

                  для бесканальных коммуникаций — в радиусе 50 м от газопровода;

                  для канальных коммуникаций — до ближайшего колодца независимо от расстояния (при отсутствии контрольной трубки в канале коммуникации).

                  При выявлении внешних признаков утечек газа из подземных газопроводов или загазованности подвалов зданий, газовых колодцев и других сооружений должна быть сделана аварийная заявка в АДС. При выявлении загазованности подвала здания свыше 1 % по объему до приезда аварийной бригады должны быть приняты меры по эвакуации людей из загазованного помещения, организации его проветривания и предупреждению людей о недопустимости курения, пользования открытым огнем и электроприборами.

                  При необходимости определения природы метана должен проводиться лабораторный анализ пробы газа, отобранной из загазованного помещения или сооружения.

                  6.2.7 Технический осмотр подземных и надземных газопроводов должен проводиться в сроки, обеспечивающие безопасность их эксплуатации, но не реже приведенных в таблице 1.

                  Таблица 1 — Сроки проведения технических осмотров газопроводов

                  Сроки проведения технических осмотров

                  на застроенной территории поселений, с давлением газа, МПа

                  на незастроенной территории и вне поселений

                  св. 0,005 до 1,2 включ.

                  1 Стальные подземные со сроком службы свыше 15 лет

                  2 Надземные со сроком службы свыше 15 лет

                  3 Полиэтиленовые со сроком службы свыше 15 лет

                  4 Стальные подземные, эксплуатируемые в зоне действия источников блуждающих токов и/или в грунтах высокой коррозионной агрессивности, необеспеченные минимальным защитным потенциалом, а также с неустраненными дефектами защитных покрытий

                  2 раза в неделю

                  5 Стальные подземные при наличии анодных и знакопеременных зон

                  2 раза в неделю

                  6 Стальные подземные и полиэтиленовые, подлежащие капитальному ремонту и реконструкции

                  2 раза в неделю

                  7 Стальные надземные, подлежащие капитальному ремонту и реконструкции

                  2 раза в неделю

                  1 Сроки проведения технического осмотра газопроводов, указанных в графах 1 и 2, распространяются на газопроводы, срок службы которых продлен на основании результатов экспертизы промышленной безопасности.

                  2 Сроки проведения технического осмотра газопроводов, указанных в графе 3, распространяются на газопроводы, восстановленные с применением полиэтиленовых технологий или синтетических тканевых рукавов.

                  3 Сроки проведения технического осмотра газопроводов, указанных в графах 1 — 3, при сроке службы газопроводов менее 15 лет устанавливаются эксплуатационной организацией самостоятельно с учетом их технического состояния, но не реже 1 раза в 6 мес — для стальных подземных газопроводов и 1 раза в год — для полиэтиленовых газопроводов.

                  4 Технический осмотр стальных подземных газопроводов может быть заменен техническим обследованием (в части контроля герметичности) с использованием приборов с чувствительностью не менее 0,001 % по объему газа, обеспечивающих возможность выявления мест утечек газа без вскрытия грунта и дорожных покрытий. Техническое обследование должно проводиться:

                  — ежегодно на газопроводах, находящихся в эксплуатации менее 15 лет;

                  — 2 раза в год на газопроводах, находящихся в эксплуатации более 15 лет.

                  При применении метода технического обследования с использованием приборов с чувствительностью не менее 0,001 % по объему газа в период максимального промерзания и последующего оттаивания грунта должен быть обеспечен дополнительный контроль герметичности. Проверке подлежат участки газопроводов в местах неравномерного промерзания грунта (переходы через железные и автомобильные дороги, места резкого изменения снежного покрова и глубины заложения газопровода). Периодичность и сроки таких проверок устанавливаются эксплуатационной организацией самостоятельно с учетом гидрогеологических и климатических условий региона.

                  6.2.8 При техническом обследовании подземных газопроводов должны выполняться следующие виды работ:

                  — выявление мест повреждений изоляционных покрытий стальных газопроводов;

                  — выявление мест утечек газа из труб и соединений стальных и полиэтиленовых газопроводов;

                  — электрометрическое обследование участков стальных газопроводов, проложенных под автомобильными и железными дорогами, с целью определения наличия (отсутствия) контактов «труба — футляр».

                  Техническое обследование подземных газопроводов должно проводиться с использованием приборной техники с чувствительностью не менее 0,001 % по объему газа, обеспечивающей возможность выявления мест повреждений изоляционных покрытий и утечек газа без вскрытия грунта и дорожных покрытий.

                  На участках трасс газопроводов, где использование приборов для выявления мест повреждений изоляционного покрытия без вскрытия грунта технически затруднено, должно быть проведено обследование газопроводов в шурфах (не менее одного на каждые 500 м распределительного газопровода и 200 м газопровода-ввода) длиной не менее 1,5 м.

                  6.2.9 Первое плановое техническое обследование полиэтиленовых и стальных газопроводов должно проводиться через 15 лет после ввода их в эксплуатацию.

                  Последующие плановые технические обследования полиэтиленовых газопроводов должны проводиться не реже одного раза в 10 лет, стальных газопроводов — не реже одного раза в пять лет.

                  Техническое обследование участков стальных газопроводов, не обеспеченных минимальным защитным потенциалом, при их эксплуатации в зонах опасного действия источников блуждающих токов или в грунтах с высокой коррозионной агрессивностью, включая биокоррозионную агрессивность, должно проводиться не реже одного раза в год.

                  Внеплановое техническое обследование отдельных участков стальных газопроводов должно проводиться:

                  — при обнаружении сквозных коррозионных повреждений;

                  — при суммарных перерывах в работе электрозащитных установок (если защита газопровода не была обеспечена другими средствами ЭХЗ) в течение календарного года более одного месяца — в зонах опасного действия блуждающих токов, более шести месяцев — в остальных случаях.

                  6.2.10 Плановое техническое обследование стальных газопроводов на участках подводных переходов через судоходные водные преграды должно производиться не реже одного раза в три года, через несудоходные водные преграды — не реже одного раза в пять лет.

                  Периодичность проведения технического обследования газопроводов, проложенных методом наклонно-направленного бурения, должна устанавливаться эксплуатационной организацией самостоятельно.

                  Техническое обследование газопроводов на участках подводных переходов через судоходные водные преграды должно выполняться специализированными организациями. При проведении технического обследования должны определяться:

                  — глубина, рельеф дна водоема в месте прокладки газопровода;

                  — оголенные и провисающие участки газопровода;

                  — соответствие фактического положения газопровода проектной документации;

                  — состояние балластировки газопровода;

                  — наличие посторонних предметов на дне водной преграды в месте прокладки газопровода.

                  Результаты технического обследования газопроводов должны оформляться актами по форме, приведенной в приложении Р.

                  Выявленные утечки газа устраняются в аварийном порядке.

                  При выявлении повреждений изоляционных покрытий газопроводов должно осуществляться планирование проведения работ по их устранению.

                  6.2.11 Оценка технического состояния стальных и полиэтиленовых газопроводов должна проводиться в соответствии с методикой, утвержденной в установленном порядке, и содержать оценку технического состояния с расчетом величины риска и принятием решения о его допустимости.

                  Периодичность проведения оценки технического состояния газопроводов должна устанавливаться эксплуатационной организацией самостоятельно, но не реже одного раза в пять лет — для стальных подземных газопроводов, не реже одного раза в 10 лет — для полиэтиленовых и стальных надземных газопроводов. Первая плановая оценка технического состояния стальных подземных газопроводов должна проводиться через 30 лет, полиэтиленовых и стальных надземных газопроводов — через 40 лет после ввода их в эксплуатацию.

                  Результаты проведения оценки технического состояния газопроводов должны оформляться документацией по формам, установленным методикой проведения работ, и использоваться для определения приоритетов при назначении газопровода на капитальный ремонт или реконструкцию, а также для определения необходимости проведения технического диагностирования подземных газопроводов с целью установления предельного срока эксплуатации (перехода объекта в предельное состояние). Решение о проведении работ по диагностированию принимается владельцем сети газораспределения. По истечении установленного по результатам технического диагностирования предельного срока эксплуатация объекта должна быть прекращена.

                  6.2.12 Техническое диагностирование подземных газопроводов должно проводиться в соответствии с методикой, утвержденной уполномоченным федеральным органом исполнительной власти в области промышленной безопасности. При проведении технического диагностирования могут быть использованы данные технического обследования газопровода, проведенного не позднее, чем год назад.

                  Плановое техническое диагностирование подземных газопроводов должно проводиться:

                  — по результатам проведения оценки технического состояния газопроводов;

                  — по достижении срока эксплуатации, установленного в проектной документации, эксплуатационной документации изготовителя технических устройств.

                  Внеплановое техническое диагностирование газопроводов должно проводиться в следующих случаях:

                  — при изменении категории газопроводов по давлению газа (при переводе на более высокое давление);

                  — после аварий, не связанных с механическими разрушениями газопроводов;

                  — после воздействия на газопроводы деформаций грунта (просадок, оползневых явлений, размывов);

                  — после землетрясения силой свыше 6 баллов;

                  — по решению владельца сети газораспределения.

                  Результаты проведения технического диагностирования газопроводов должны оформляться документацией по формам, установленным методикой проведения работ.

                  6.2.13 Результаты проверки охранных зон и технического осмотра газопроводов должны оформляться записями в эксплуатационных журналах газопроводов по форме, приведенной в приложении И.

                  Результаты технического обследования, оценки технического состояния и технического диагностирования газопроводов должны оформляться записями в эксплуатационном паспорте газопровода по форме, приведенной в приложении Г.

                  6.2.14 При выявлении в процессе мониторинга технического состояния газопроводов утечек газа, дефектов, неисправностей и других нарушений условий безопасной эксплуатации газопроводов должны быть приняты меры по их устранению.

                  Утечки газа из труб и неразъемных соединений газопроводов должны устраняться в аварийном порядке.

                  6.3 Техническое обслуживание газопроводов

                  6.3.1 При техническом обслуживании газопроводов должно проводиться техническое обслуживание запорной арматуры, проверка состояния газовых колодцев, а также устранение следующих нарушений условий безопасной эксплуатации газопроводов, выявленных при проведении их технического осмотра и проверке состояния охранных зон:

                  — устранение перекосов и оседаний коверов, крышек газовых колодцев;

                  — наращивание или обрезка контрольных трубок, сифонных трубок конденсатосборников и гидрозатворов на подземных газопроводах;

                  — замена крышек газовых колодцев;

                  — восстановление креплений и окраска надземных газопроводов;

                  — восстановление и замена опознавательных столбиков и настенных указателей привязок подземных газопроводов, а также габаритных знаков надземных газопроводов в местах проезда автотранспорта;

                  — восстановление засыпки грунтом подземных газопроводов, а также опор надземных газопроводов;

                  — очистка охранных зон газопроводов от посторонних предметов и древесно-кустарниковой растительности;

                  — проверка наличия и удаление конденсата из конденсатосборников и гидрозатворов;

                  — проверка интенсивности запаха газа;

                  — контроль давления газа в конечных точках сети газораспределения.

                  6.3.2 Техническое обслуживание запорной арматуры наружных газопроводов должно производиться не реже одного раза в год (если другие сроки не установлены документацией изготовителей). В состав выполняемых работ должны входить следующие виды работ:

                  — внешний осмотр запорной арматуры;

                  — очистка от загрязнений и ржавчины;

                  — смазка подвижных элементов;

                  — проверка герметичности разъемных соединений прибором или пенообразующим раствором и устранение утечек газа (при их выявлении);

                  — проверка работоспособности затвора частичным перемещением запирающего элемента;

                  — проверка состояния и замена (при необходимости) износившихся и поврежденных крепежных элементов фланцевых соединений;

                  — проверка работоспособности и устранение неисправностей привода (при необходимости) в соответствии с документацией изготовителя;

                  — проверка состояния окраски и (при необходимости) ее восстановление.

                  Устранение утечек газа из разъемных соединений запорной арматуры надземных и подземных газопроводов допускается проводить следующими способами:

                  — подтягиванием болтов и гаек фланцевых и резьбовых соединений при давлении газа в газопроводе не более 0,1 МПа;

                  — подтягиванием или заменой сальниковой набивки при давлении газа в газопроводе не более 0,1 МПа;

                  — заменой прокладок фланцевых соединений при давлении газа в газопроводе от 0,0004 до 0,002 МПа включительно;

                  — другими способами, обеспечивающими безопасное проведение работ без снижения давления газа в газопроводе.

                  При выявлении дефектов запорной арматуры, требующих устранения в условиях ремонтно-механических мастерских, должна проводиться ее замена.

                  6.3.3 Проверка состояния газовых колодцев должна проводиться не реже одного раза в год. В состав выполняемых работ должны входить следующие виды работ:

                  — очистка колодцев от грязи, воды и посторонних предметов;

                  — внешний осмотр состояния кирпичной кладки, штукатурки, отмостки и гидроизоляции;

                  — внешний осмотр состояния горловин и перекрытий;

                  — проверка целостности, восстановление и замена скоб и лестниц.

                  При выявлении необходимости полного или частичного восстановления строительных конструкций газового колодца или его наращивания, замены перекрытий, горловин, полного или частичного восстановления гидроизоляции должно быть организовано проведение необходимых ремонтных работ.

                  Работы по проверке состояния газовых колодцев могут совмещаться с проведением регламентных работ по техническому обслуживанию установленной в них запорной арматуры.

                  6.3.4 Результаты работ, выполненных при техническом обслуживании, должны быть оформлены записями в эксплуатационном журнале газопровода, форма которого приведена в приложении И.

                  Выполнение работ и оформление результатов контроля интенсивности запаха газа и контроля давления газа в сетях газораспределения проводится в соответствии с требованиями 6.6 и 6.7.

                  6.4 Текущий и капитальный ремонты газопроводов

                  6.4.1 Текущий и капитальный ремонты газопроводов должны проводиться по результатам мониторинга их технического состояния и проведения технического обслуживания. Виды работ, выполняемых при текущем ремонте газопроводов:

                  — устранение утечек газа (кроме утечек газа из разъемных соединений запорной арматуры, устраняемых при проведении регламентных работ по поддержанию ее работоспособности);

                  — замена прокладок фланцевых соединений технических устройств;

                  — устранение отдельных мест повреждений изоляционных покрытий стальных подземных газопроводов;

                  — частичное восстановление кирпичной кладки, штукатурки, отмостки и гидроизоляции газовых колодцев;

                  — устранение перемещений за пределы опор и деформаций (провиса, прогиба) надземных газопроводов;

                  — восстановление и замена устройств защиты надземных газопроводов от падения электропроводов;

                  — замена креплений и окраска надземных газопроводов;

                  — восстановление уплотнений защитных футляров газопроводов в местах их входа и выхода из земли;

                  — замена защитных футляров и изоляционных покрытий газопроводов в местах их входа и выхода из земли;

                  — устранение закупорок газопроводов;

                  — замена арматуры, коверов, контрольных трубок, сифонных трубок конденсатосборников подземных газопроводов, восстановление и замена ограждений мест надземной установки запорной арматуры и опор газопроводов.

                  Сроки выполнения работ по текущему ремонту газопроводов устанавливаются эксплуатационными организациями самостоятельно, исходя из характера неисправностей и условий обеспечения безопасной эксплуатации газопроводов.

                  Устранение утечек газа из газопроводов должно проводиться в аварийном порядке.

                  Ремонт мест повреждений изоляционного покрытия стальных подземных газопроводов должен проводиться в следующие сроки:

                  — в зонах опасного влияния блуждающих токов — в течение одного месяца;

                  — при обеспечении средствами электрохимической защиты нормируемой величины защитного потенциала (вне зависимости от коррозионной агрессивности грунта) — в течение года;

                  — в других случаях — не позднее чем через 3 мес после их обнаружения.

                  6.4.2 Ремонт сквозных коррозионных и механических повреждений труб стальных газопроводов, разрывов и трещин сварных соединений, каверн глубиной свыше 30 % толщины стенки трубы должен проводиться врезкой катушек длиной не менее 200 мм или установкой усилительных муфт. Сварка усилительных муфт должна проводиться при давлении газа в газопроводе не выше 0,1 МПа.

                  Применение лепестковых муфт при ремонте газопроводов с давлением газа свыше 0,6 МПа не допускается.

                  При выявлении в ходе выполнения ремонтных работ смещения стального газопровода относительно проектного положения по вертикали и/или горизонтали должны быть проверены физическим методом контроля два ближайших сварных стыка в обе стороны от места устранения дефекта. При обнаружении в них повреждений в результате смещения газопровода физическим методом контроля должны быть проверены последующие стыки с устранением выявленных дефектов.

                  6.4.3 Утечки газа из труб и сварных соединений полиэтиленовых газопроводов (в т. ч. протянутых в стальных газопроводах) должны устраняться врезкой катушек длиной не менее 500 мм с применением деталей с закладными электронагревателями.

                  Ремонт несквозных механических повреждений труб полиэтиленовых газопроводов может проводиться приваркой усилительных муфт или седелок с закладными электронагревателями.

                  6.4.4 Устранение закупорок газопровода должно проводиться при давлении газа в газопроводе не более 0,005 МПа с использованием следующих способов их ликвидации:

                  — заливка в газопровод органических спиртов-растворителей;

                  При устранении закупорок полиэтиленовых газопроводов следует применять растворители, к которым полиэтилен химически стоек (этанол, бутанол).

                  Устранение закупорок газопровода может проводиться также путем отогрева мест закупорки горячим паром, гибкими нагревательными элементами или (через слой песка) инфракрасными горелками. Применение открытого огня для отогрева газопровода запрещается.

                  6.4.5 Виды работ, выполняемых при капитальном ремонте газопроводов:

                  — замена участков стальных и полиэтиленовых газопроводов, в т. ч. с изменением местоположения надземных газопроводов относительно поверхности земли;

                  — наращивание по высоте газовых колодцев;

                  — замена перекрытий и горловин газовых колодцев, полное восстановление их гидроизоляции;

                  — замена (восстановление) изоляционных покрытий газопроводов;

                  — замена арматуры и компенсаторов с изменением их характеристик;

                  — замена опор надземных газопроводов с изменением их конструкции;

                  — замена, установка дополнительных и ликвидация компенсаторов, конденсатосборников, гидрозатворов и контрольно-измерительных пунктов;

                  — замена соединений «полиэтилен-сталь» и других соединительных деталей полиэтиленовых газопроводов;

                  — восстановление антикоррозионного защитного покрытия стальных надземных газопроводов;

                  — ремонт уплотнительной конструкции футляров переходов газопроводов под автомобильными и железными дорогами;

                  — устранение нарушений условий прокладки газопроводов на участках подводных переходов (восстановление пригрузов и футеровки труб, засыпка размытых участков и др.);

                  — устранение нарушений условий прокладки газопроводов на участках переходов под автомобильными и железными дорогами (устранение контактов «труба-футляр»).

                  Работы по устранению нарушений условий прокладки и замене газопроводов на участках подводных переходов через судоходные реки должны проводиться специализированными организациями, имеющими соответствующее оборудование и снаряжение.

                  6.4.6 Документация на капитальный ремонт опасных производственных объектов должна разрабатываться в соответствии с [15].

                  При замене стальных подземных газопроводов и футляров, как правило, следует предусматривать применение полиэтиленовых труб.

                  6.4.7 При выполнении работ по текущему и капитальному ремонту газопроводов должны соблюдаться следующие технологические требования, обеспечивающие качество и безопасное выполнение работ:

                  — выбор технологий ремонта газопроводов должен проводиться исходя из возможности выполнения работ без снижения давления газа в газопроводе или его отключения. При необходимости снижение и регулирование давления газа в газопроводе должно проводиться перекрытием запорной арматуры на газопроводе, сбросом газа через продувочные свечи ближайшего пункта редуцирования газа или через продувочные свечи, установленные на действующем газопроводе в месте производства работ. Давление газа в газопроводе должно контролироваться в течение всего времени производства работ по манометру, установленному не далее 100 м от места их выполнения;

                  — перед установкой запорной арматуры и других технических устройств взамен вышедших из строя в ремонтно-механических мастерских должны быть выполнены работы по их расконсервации и предустановочному контролю в соответствии с документацией изготовителей. Ремонт демонтированной запорной арматуры должен проводиться в ремонтно-механических мастерских ГРО (эксплуатационных организаций) или в специализированных организациях изготовителя;

                  — технические устройства, устанавливаемые на место демонтированных неисправных или изношенных технических устройств, должны иметь идентичные эксплуатационные характеристики;

                  — газовая резка и сварочные работы в газовых колодцах, а также замена запорной арматуры и компенсаторов должны выполняться при отключенных средствах ЭХЗ после отключения и продувки газопроводов воздухом, установки заглушек, демонтажа перекрытий, проверки загазованности колодца газоанализатором. При концентрации газа свыше 1 % (по показанию прибора) выполнение работ не допускается;

                  — при замене стальных и полиэтиленовых газопроводов, соединительных деталей полиэтиленовых газопроводов должны применяться технологии сварки и монтажа вновь строящихся газопроводов;

                  — качество соединений стальных и полиэтиленовых газопроводов, выполненных в процессе проведения ремонтных работ (кроме соединений полиэтиленовых газопроводов, выполненных с помощью деталей с закладными нагревательными элементами), должно проверяться физическими методами контроля, обеспечивающими выявление возможных дефектов с учетом физических свойств материала труб газопроводов;

                  — герметичность резьбовых и фланцевых соединений технических устройств после сборки должна проверяться газоанализаторами или пенообразующими растворами;

                  — состояние изоляционных покрытий стальных подземных газопроводов и значения параметров, характеризующих его защитные свойства, наличие коррозии металла трубы должны определяться во всех шурфах, отрываемых для ремонта газопроводов;

                  — при ремонте и восстановлении изоляционных покрытий газопроводов должны использоваться материалы, соответствующие нормативным требованиям, предъявляемым к основному (заводскому) покрытию газопровода. Контроль качества всех работ по ремонту и восстановлению изоляционных покрытий стальных подземных газопроводов должен проводиться в объеме, предусмотренном [16].

                  — инвентарные заглушки, применяемые при отключении газопроводов, должны соответствовать максимальному давлению газа в газопроводе, иметь хвостовики, выступающие за пределы фланцев, клеймо с указанием давления газа и диаметра газопровода;

                  — до начала ремонтных работ на подземных газопроводах, связанных с их разъединением, следует отключать средства ЭХЗ и устанавливать токопроводящие перемычки в целях предотвращения искрообразования.

                  6.4.8 Сведения о текущем ремонте должны быть оформлены записями в эксплуатационных журналах газопроводов.

                  Сведения о капитальном ремонте должны быть оформлены записями в эксплуатационных паспортах газопроводов.

                  Документация на капитальный ремонт газопроводов должна включаться в состав исполнительной документации соответствующих газопроводов.

                  6.5 Удаление конденсата из конденсатосборников и гидрозатворов

                  6.5.1 Проверка наличия конденсата в конденсатосборниках и гидрозатворах на подземных газопроводах должна проводиться с периодичностью, исключающей возможность образования закупорок газопроводов. Сроки проведения проверки наличия конденсата в конденсатосборниках и гидрозатворах должны устанавливаться эксплуатационной организацией с учетом местных условий эксплуатации сетей газораспределения, но не реже одного раза в год.

                  6.5.2 Удаление конденсата из конденсатосборников и гидрозатворов должно проводиться по мере необходимости. Откачка конденсата должна проводиться в специальную емкость или автоцистерну. Слив конденсата на поверхность земли, в системы водостока, канализацию и другие инженерные коммуникации не допускается.

                  6.5.3 Результаты работ по удалению конденсата из конденсатосборников и гидрозатворов должны оформляться записями в эксплуатационных журналах газопроводов.

                  6.6 Контроль интенсивности запаха газа в конечных точках сети газораспределения

                  6.6.1 Интенсивность запаха газа (одоризация) в пределах 3 — 4 баллов в конечных точках сети газораспределения должна обеспечиваться газотранспортной организацией.

                  6.6.2 Контроль степени одоризации газа, подаваемого потребителям по сети газораспределения, должен осуществляться путем проверки интенсивности запаха газа на тупиковых участках сети газораспределения с периодичностью не реже одного раза в 10 дней.

                  Пункты контроля интенсивности запаха газа должны определяться эксплуатационной организацией самостоятельно, с учетом местных условий эксплуатации сетей газораспределения. Схемы размещения пунктов контроля должны утверждаться техническим руководителем эксплуатационной организации (филиала эксплуатационной организации).

                  6.6.3 Проверка интенсивности запаха газа должна проводиться приборами контроля интенсивности запаха газа или по ГОСТ 22387.5.

                  6.6.4 Результаты проверки интенсивности запаха газа должны оформляться актом по форме, приведенной в приложении С.

                  6.7 Контроль давления газа в сети газораспределения

                  6.7.1 Контроль давления газа в сети газораспределения на территории поселений должен осуществляться его измерением не реже одного раза в год (в зимний период) в часы максимального потребления газа.

                  Внеплановые измерения давления газа в распределительных газопроводах могут проводиться для уточнения радиуса действия действующих пунктов редуцирования газа и выявления возможности подключения к сети газораспределения новых потребителей газа, а также для выявления мест закупорок газопроводов гидратными и конденсатными пробками.

                  6.7.2 Измерение давления газа должно проводиться на выходе из пунктов редуцирования газа у наиболее удаленных от пунктов редуцирования газа потребителей газа и в других неблагоприятных по условиям подачи газа точках сети газораспределения по схеме, утвержденной техническим руководителем эксплуатационной организации (филиала эксплуатационной организации).

                  Пункты замера давления газа должны определяться эксплуатационной организацией, исходя из опыта эксплуатации сети газораспределения, с учетом заявок о снижении давления газа, подаваемого в сети газопотребления.

                  6.7.3 Результаты измерений давления газа в газопроводах должны оформляться записями в специальном эксплуатационном журнале и использоваться для оценки фактического режима давления газа в сети газораспределения и принятия, при необходимости, мер по его оптимизации.

                  6.8 Консервация и утилизация (ликвидация) газопроводов

                  6.8.1 При выводе из эксплуатации участков газопроводов должна проводиться их утилизация (ликвидация). Консервация отдельных участков газопроводов проводится при их временном выводе из эксплуатации.

                  Выполнение работ по консервации и утилизации (ликвидации) участков газопроводов должно осуществляться в соответствии с документацией, разработанной на основании [1], [4] или типовых технологических карт.

                  6.8.2 При ликвидации выводимых из эксплуатации участков газопроводов или переводе их в режим консервации должны проводиться следующие виды работ:

                  — отключение и освобождение от газа продувкой воздухом действующего газопровода на участке демонтажа выводимого из эксплуатации участка газопровода;

                  — вырезка (обрезка) выводимого из эксплуатации участка газопровода;

                  — установка и заварка заглушек на действующем и переводимом в режим консервации газопроводах.

                  6.8.3 Результаты работ по консервации и утилизации (ликвидации) газопроводов должны оформляться записями в эксплуатационных паспортах газопроводов. Документация на консервацию и утилизацию газопроводов должна включаться в состав исполнительной документации.

                  7 Эксплуатация средств электрохимической защиты стальных подземных газопроводов

                  7.1 Ввод в эксплуатацию

                  7.1.1 Средства ЭХЗ должны вводиться в эксплуатацию в процессе строительства стального подземного газопровода, но не позднее, чем через шесть месяцев после укладки газопровода в грунт, а в зонах опасного влияния блуждающих токов — не позднее чем через месяц.

                  Соблюдение указанных сроков должно обеспечиваться заказчиком строительства объекта.

                  7.1.2 Ввод средств ЭХЗ в эксплуатацию должен осуществляться после проведения пусконаладочных работ. К проведению пусконаладочных работ заказчиком строительства объекта должны привлекаться специализированные организации.

                  До окончания работ по строительству защищаемого газопровода и ввода его в эксплуатацию заказчиком строительства должно быть обеспечено проведение технического обслуживания принятых в эксплуатацию установок ЭХЗ.

                  7.1.3 Ввод средств ЭХЗ в эксплуатацию должен оформляться актом по форме, приведенной в приложении Т.

                  7.1.4 Каждой введенной в эксплуатацию установке ЭХЗ должен быть присвоен порядковый номер и составлен эксплуатационный паспорт.

                  Эксплуатационные паспорта должны составляться по формам, приведенным в приложениях Д и Е.

                  7.1.5 Ввод в эксплуатацию электроизолирующих соединений должен проводиться на основании справок об их приемке после окончания монтажа.

                  7.2 Техническое обслуживание и ремонт средств электрохимической защиты

                  7.2.1 Техническое обслуживание установок ЭХЗ, не оборудованных автоматизированными системами управления, должно проводиться не реже:

                  — двух раз в месяц — для катодных;

                  — четырех раз в месяц — для дренажных;

                  — одного раза в шесть месяцев — для протекторных.

                  При наличии автоматизированных систем управления, отвечающих требованиям 5.5.5, периодичность проведения технического обслуживания установок ЭХЗ может устанавливаться эксплуатационной организацией самостоятельно.

                  При техническом обслуживании катодных и дренажных установок ЭХЗ должны выполняться следующие виды работ:

                  — контроль режимов работы (измерение напряжения, величины тока на выходе преобразователя);

                  — измерение защитных потенциалов в точках подключения к защищаемому сооружению;

                  — оценка непрерывности работы;

                  — осмотр контактных соединений, анодных заземлений, узлов и блоков преобразователей, выявление обрывов кабельных линий;

                  — проверка наличия и состояния знаков привязки на местности анодного заземления и точек подключения к защищаемым сооружениям, наличие и состояние маркировочных бирок кабельных линий.

                  На протекторных установках защиты должно выполняться техническое обслуживание с проверкой эффективности их работы.

                  Результаты технического обслуживания установок ЭХЗ должны оформляться записями в эксплуатационных журналах, составленных по форме, приведенной в приложении К.

                  7.2.2 Техническое обслуживание электроизолирующих соединений и проверка их диэлектрических свойств должны проводиться со следующей периодичностью:

                  — неразъемных по диэлектрику — в сроки, установленные требованиями документации изготовителя;

                  — фланцевых — не реже одного раза в год.

                  Результаты технического обслуживания электроизолирующих соединений должны быть оформлены документацией по формам, установленным стандартами эксплуатационных организаций.

                  7.2.3 Проверка эффективности работы установок катодной и дренажной защиты должна проводиться не реже, чем два раза в год, с интервалом не менее 4 мес.

                  При проверке эффективности работы катодных и дренажных установок защиты должны выполняться следующие виды работ:

                  — все работы, предусмотренные при техническом обслуживании;

                  — измерения защитных потенциалов в опорных точках по трассе защищаемого сооружения;

                  — контроль распределения тока между защищаемыми сооружениями в блоках совместной защиты.

                  При техническом обслуживании с проверкой эффективности работы протекторных установок должны выполняться следующие виды работ:

                  — контроль режима работы (измерение силы тока в цепи «протектор — защищаемое сооружение»; разность потенциалов между протектором и защищаемым сооружением);

                  — измерение защитных потенциалов в точке подключения к защищаемому сооружению и в опорных точках по трассе защищаемого сооружения;

                  — измерение потенциала «протектор — земля»;

                  — осмотр контактных соединений.

                  Порядок проведения и объем необходимых измерений при проверке эффективности установок ЭХЗ устанавливаются методикой, утвержденной в установленном порядке.

                  Результаты проверки эффективности работы установок ЭХЗ должны быть оформлены документацией по формам, установленным методикой проведения работ.

                  7.2.4 Корректировка режимов работы средств ЭХЗ должна проводиться:

                  — при изменении рабочих параметров преобразователя;

                  — при изменении коррозионных условий эксплуатации газопроводов, связанных с прокладкой новых подземных сооружений, изменением конфигурации газовой и рельсовой сетей в зоне действия защиты, строительством установок ЭХЗ на смежных коммуникациях.

                  7.2.5 Дефекты и неисправности, выявленные при техническом обслуживании установок ЭХЗ, должны устраняться при текущем или капитальном ремонте. Классификация работ должна выполняться с учетом требований законодательства и стандартов организаций.

                  7.2.6 Ремонт установок ЭХЗ должен проводиться по результатам проведения технического обслуживания и проверки эффективности их работы.

                  Срок ремонта вышедшей из строя установки ЭХЗ должен определяться эксплуатационной организацией, исходя из возможности обеспечения защитного потенциала на газопроводе соседними установками (перекрытие зон защиты).

                  Перекрытие зоны защиты вышедшей из строя установки ЭХЗ должно быть оформлено документами по формам, установленным стандартами организаций.

                  Внеплановый ремонт установок ЭХЗ должен проводиться для устранения причин отказов в процессе их эксплуатации и оформляться соответствующим актом с указанием причины его проведения.

                  7.2.7 Эксплуатационная организация должна вести учет числа и времени простоев установок ЭХЗ в процессе их эксплуатации. Суммарная продолжительность перерывов в работе установок ЭХЗ не должна превышать 14 сут в течение года.

                  Для сокращения перерывов в работе установок ЭХЗ в эксплуатационных организациях должен создаваться резервный фонд преобразователей катодной и дренажной защиты в объеме, установленном стандартом организации.

                  7.2.8 Сведения о проведении текущего ремонта средств ЭХЗ должны оформляться записями в эксплуатационных журналах, о проведении капитального ремонта — в эксплуатационных паспортах установок ЭХЗ.

                  7.2.9 На участках подземных газопроводов, не требовавших на стадии их проектирования электрохимической защиты в соответствии с ГОСТ 9.602, должны выполняться следующие работы по проверке коррозионных условий их эксплуатации:

                  — контроль опасности блуждающих токов с периодичностью не реже одного раза в два года;

                  — контроль коррозионной агрессивности грунтов с периодичностью не реже одного раза в пять лет.

                  7.2.10 Контроль состояния переходов газопроводов под автомобильными и железными дорогами с целью определения наличия (отсутствия) контакта «труба-футляр» должен проводиться электрометрическим методом с периодичностью два раза в год.

                  7.2.11 При эксплуатации средств ЭХЗ должны выполняться работы по техническому обслуживанию и ремонту, установленные [17].

                  7.3 Оценка эффективности противокоррозионной защиты подземных газопроводов

                  7.3.1 Эффективность противокоррозионной защиты стальных подземных газопроводов должна осуществляться на основании следующих данных:

                  — проверки эффективности работы средств ЭХЗ;

                  — оценки защищенности газопроводов от электрохимической коррозии по протяженности и по времени;

                  — обследования во всех шурфах, отрываемых в процессе эксплуатации.

                  Для оценки эффективности могут использоваться дополнительные данные, полученные при других обследованиях, виды и объем которых устанавливаются стандартами организаций.

                  7.3.2 В шурфах, отрываемых для ремонта коррозионных повреждений и дефектов изоляционных покрытий, должны выполняться следующие работы:

                  — визуальный контроль состояния изоляционного покрытия (складки, гофры, зоны отслаивания, сквозные дефекты и т.п.);

                  — определение переходного сопротивления, адгезии и сплошности изоляции;

                  — определение характера, размеров и расположения повреждений изоляционного покрытия, включая сквозные дефекты;

                  — определение количества, глубины, площади и расположения по периметру газопровода коррозионных повреждений металла трубы;

                  — отбор проб грунта для определения коррозионной агрессивности, включая биокоррозионную агрессивность;

                  — измерение потенциала при включенной и отключенной ЭХЗ.

                  По результатам обследования оформляется акт по форме, приведенной в приложении У, проводится анализ причин возникновения коррозионных повреждений и разрабатываются мероприятия по повышению эффективности противокоррозионной защиты газопроводов.

                  7.3.3 В шурфах, отрываемых сторонними организациями при производстве земляных работ в зоне прокладки газопровода, должен проводиться визуальный контроль состояния изоляционного покрытия. Выполнение дополнительных работ по контролю состояния изоляционного покрытия и металла труб может устанавливаться эксплуатационной организацией самостоятельно.

                  7.3.4 Электрохимическая защита должна обеспечивать в течение всего срока эксплуатации непрерывную по времени катодную поляризацию газопровода на всей его протяженности и на всей поверхности.

                  Защищенность газопровода от электрохимической коррозии должна оцениваться по протяженности и по времени.

                  Защищенность газопровода по протяженности должна определяться как соотношение длин участков, имеющих защитные потенциалы не менее требуемых значений, и общей длины защищаемого газопровода.

                  Защищенность газопровода по времени должна определяться как соотношение суммарного времени (часы, сутки) нормальной работы в установленном режиме всех средств защиты в течение года и продолжительности календарного года (часы, сутки).

                  Комплексный показатель защищенности газопровода вычисляют по произведению его защищенности по протяженности на защищенность по времени.

                  7.3.5 Оценка эффективности противокоррозионной защиты стальных подземных газопроводов должна проводиться ежегодно.

                  Результаты оценки эффективности противокоррозионной защиты газопроводов должны использоваться для прогнозирования их коррозионного состояния и разработки мероприятий по повышению эксплуатационной надежности системы противокоррозионной защиты.

                  8 Эксплуатация пунктов редуцирования газа

                  8.1 Ввод пунктов редуцирования газа в эксплуатацию

                  8.1.1 До начала работ по присоединению пункта редуцирования газа к газопроводу должны быть выполнены следующие подготовительные работы:

                  — подготовка комплекта необходимой исполнительной документации;

                  — разработка плана организации работ, схем узлов присоединения;

                  — подготовка мест присоединения;

                  — подготовка монтажных узлов присоединения;

                  — подготовка инструмента, механизмов, приспособлений, материалов, приборов, транспортных средств;

                  — внешний осмотр пункта редуцирования газа и мест присоединения его к газопроводу;

                  — отключение подачи или снижение давления газа в газопроводе на участке присоединения пункта редуцирования газа (при необходимости, в зависимости от применяемой технологии врезки);

                  — отключение средств ЭХЗ газопровода на участке присоединения пункта редуцирования газа;

                  — контрольная опрессовка пункта редуцирования газа.

                  Качество сварных соединений в местах присоединения пункта редуцирования газа к газопроводу проверяется по нормам контроля неразрушающими методами для соответствующей категории давления.

                  8.1.2 Контрольная опрессовка пунктов редуцирования газа должна проводиться воздухом с избыточным давлением 0,01 МПа в течение одного часа. Падение давления по окончании опрессовки не должно превышать 0,6 кПа. Контрольная опрессовка блочных газорегуляторных пунктов и шкафных пунктов редуцирования газа должна проводиться непосредственно перед их присоединением к газопроводу.

                  8.1.3 Первичный пуск газа в пункты редуцирования газа должен проводиться продувкой газопроводов обвязки газом с давлением не выше 0,1 МПа. Выпуск газовоздушной смеси должен проводиться через продувочные свечи.

                  Окончание продувки газопровода газом должно определяться путем проведения анализа состава или сжиганием отобранных проб газовоздушной смеси. Методы отбора, анализа и сжигания проб газовоздушной смеси должны устанавливаться производственными инструкциями.

                  По окончании продувки газопроводов газом объемная доля кислорода в пробах газовоздушной смеси не должна превышать 1 %, а сгорание газовоздушной смеси при сжигании проб должно происходить спокойно, без хлопков.

                  8.1.4 Ввод пунктов редуцирования газа в эксплуатацию проводится путем пусконаладочных работ по настройке технологического оборудования на установленный проектной документацией режим работы.

                  По результатам выполнения пусконаладочных работ должны быть составлены режимные карты в соответствии с приложением Ф, содержащие данные о параметрах настройки редукционной, защитной и предохранительной арматуры.

                  Режимные карты должны быть утверждены техническим руководителем эксплуатационной организации (филиала эксплуатационной организации).

                  8.1.5 Параметры настройки редукционной арматуры пунктов редуцирования газа должны определяться с учетом потерь давления газа в распределительных газопроводах, диапазона рабочего давления перед газоиспользующим оборудованием потребителей, колебаний давления газа в сети газораспределения, обусловленных неравномерностью газопотребления.

                  При давлении газа в распределительном газопроводе на выходе из пунктов редуцирования газа до 0,005 МПа параметры настройки редукционной арматуры должны обеспечивать следующие параметры рабочего давления газа перед бытовым газоиспользующим оборудованием потребителя:

                  — при номинальном давлении бытового газоиспользующего оборудования 0,0013 МПа — не более 0,002 МПа;

                  — при номинальном давлении бытового газоиспользующего оборудования 0,002 МПа — не более 0,003 МПа.

                  8.1.6 Параметры настройки (срабатывания) предохранительной и защитной арматуры должны обеспечивать защиту газопроводов и оборудования, расположенных ниже по потоку газа, от недопустимого изменения давления, а также безопасную работу газоиспользующего оборудования потребителей в диапазоне давлений, установленном изготовителями.

                  8.1.7 Верхний предел настройки защитной арматуры (предохранительных запорных клапанов) не должен превышать:

                  1,3 Р — при давлении газа в газопроводе на выходе из пунктов редуцирования газа в пределах от 0,3 до 1,2 МПа;

                  1,4 Р — при давлении газа в газопроводе на выходе из пунктов редуцирования газа в пределах от 0,005 до 0,3 МПа;

                  1,5 Р — при давлении газа в газопроводе на выходе из пунктов редуцирования газа ниже 0,005 МПа,

                  — для газопроводов высокого и среднего давления — максимальное избыточное давление газа для данной категории газопровода, установленное [1];

                  — для газопроводов низкого давления — максимальное избыточное давление газа, принятое в соответствии с 8.1.5 (0,002 или 0,003 МПа).

                  8.1.8 Настройка предохранительной арматуры (предохранительных сбросных клапанов) газопроводов всех давлений не должна допускать сброса газа в атмосферу при повышении давления в газопроводе, обусловленного конструктивными характеристиками регуляторов давления, в т. ч. при малом расходе или отсутствии расхода газа (работа на тупик).

                  Давление начала открытия предохранительной арматуры для газопроводов среднего и высокого давлений должно быть не менее чем на 5 % выше давления, принятого для данной категории газопровода.

                  Для газопроводов низкого давления начало открытия предохранительной арматуры должно устанавливаться на 0,0005 МПа выше давления, принятого в соответствии с 8.1.5.

                  8.1.9 В пунктах редуцирования газа тупиковых сетей газораспределения срабатывание предохранительной арматуры должно происходить раньше срабатывания защитной арматуры. Для предотвращения отключения пунктов редуцирования газа закольцованных сетей газораспределения срабатывание защитной арматуры в них должно происходить раньше предохранительной.

                  8.1.10 Нижний предел настройки защитной арматуры должен устанавливаться с учетом потерь давления газа в газопроводе и его минимального давления перед газоиспользующим оборудованием, установленного изготовителями. При отсутствии в документации изготовителя информации о минимальном давлении газа перед газоиспользующим оборудованием его величина должна приниматься в соответствии с требованиями стандартов на изготовление газоиспользующего оборудования.

                  8.1.11 В процессе эксплуатации пунктов редуцирования газа параметры настройки редукционной, предохранительной и защитной арматур, установленные проектной документацией, могут корректироваться по результатам выполнения замеров давления газа, проведенных в соответствии с 6.7, или изменения загрузки сети газораспределения, обусловленной подключением новых потребителей.

                  Изменения, внесенные в режимные карты, должны быть утверждены техническим руководителем эксплуатационной организации (филиала эксплуатационной организации).

                  8.1.12 Окончание работ по вводу пункта редуцирования газа в эксплуатацию должно оформляться актом по форме, приведенной в приложении X.

                  8.2 Мониторинг технического состояния пунктов редуцирования газа в процессе эксплуатации

                  8.2.1 В процессе эксплуатации пунктов редуцирования газа должны выполняться следующие регламентные работы по мониторингу их технического состояния:

                  — технический осмотр (осмотр технического состояния);

                  — оценка технического состояния.

                  8.2.2 Технический осмотр пунктов редуцирования газа должен проводиться слесарями по эксплуатации и ремонту газового оборудования. Обход пунктов редуцирования газа, оснащенных средствами АСУ ТП, может проводиться одним рабочим.

                  8.2.3 При техническом осмотре пунктов редуцирования газа должны выполняться следующие виды работ:

                  — внешний и внутренний осмотр здания (блоков контейнерного типа) или шкафа;

                  — проверка состояния окраски шкафов, ограждений, газопроводов обвязки и технических устройств;

                  — внешний осмотр газопроводов и технических устройств, очистка их от загрязнений;

                  — проверка положения регулировочных элементов защитной и предохранительной арматуры;

                  — внешний осмотр систем инженерно-технического обеспечения (отопление, вентиляция, электроснабжение и молниезащита);

                  — выявление утечек газа из разъемных соединений прибором или пенообразующим раствором;

                  — проверка соответствия режимной карте давления газа на выходе из пункта редуцирования газа;

                  — проверка перепада давления на фильтре;

                  — проверка наличия пломб на запорной арматуре байпаса счетчика и счетном механизме;

                  — внешний осмотр средств измерений и контроль сроков проведения их поверки;

                  — проверка температуры воздуха в помещении (в отопительный период, при наличии отопительного оборудования);

                  — проверка состояния и очистка от посторонних предметов прилегающей территории.

                  8.2.4 Периодичность проведения технического осмотра пунктов редуцирования газа должна устанавливаться эксплуатационной организацией самостоятельно с учетом обеспечения условий их безопасной эксплуатации, но не реже одного раза в месяц для пунктов редуцирования газа, размещенных в зданиях и в блоках контейнерного типа.

                  Проверку перепада давления на фильтре вновь введенных в эксплуатацию пунктов редуцирования газа в течение первых двух недель эксплуатации рекомендуется производить ежедневно.

                  8.2.5 Результаты технического осмотра должны быть оформлены записями в эксплуатационных журналах пунктов редуцирования газа по форме, приведенной в приложении Л. При выявлении необходимости устранения дефектов технических устройств, замены средств измерений, ремонта здания или систем инженерно-технического обеспечения должны быть приняты меры по организации соответствующих работ.

                  8.2.6 С целью определения возможности дальнейшей эксплуатации технических устройств, периодически, но не менее чем за два года до истечения среднего срока службы, установленного изготовителем, должна проводиться оценка технического состояния с расчетом величины риска и принятием решения о его допустимости.

                  Если в документации производителей отсутствует информация о среднем сроке службы технических устройств, то принимается средний срок службы аналогичных устройств.

                  Внеплановая оценка технического состояния может быть проведена по инициативе эксплуатационной организации или контролирующих органов при выявлении случаев невыполнения регламентных работ, нарушения сроков их проведения или при отказе в работе в процессе эксплуатации.

                  Результаты работ по оценке технического состояния должны учитываться при принятии решения о проведении капитального ремонта (замены) технических устройств, установлении срока и режима его эксплуатации или определения срока проведения технического диагностирования.

                  Оценка технического состояния технических устройств пунктов редуцирования газа, ее периодичность и оформление результатов должны проводиться в соответствии с методикой, утвержденной в установленном порядке.

                  Изготовителем может быть установлен иной порядок диагностирования оборудования в соответствии с требованиями ГОСТ Р 53672.

                  8.2.7 Техническое диагностирование технических устройств или пункта редуцирования газа в целом проводится с целью установления предельного срока дальнейшей эксплуатации. Решение о проведении работ по диагностированию принимается владельцем сети газораспределения.

                  Техническое диагностирование технических устройств или пункта редуцирования газа в целом и оформление его результатов должно проводиться в соответствии с методикой, утвержденной уполномоченным федеральным органом исполнительной власти в области промышленной безопасности.

                  Если до наступления предельного срока дальнейшей эксплуатации замена технических устройств или пункта редуцирования газа в целом не проводилась, то по истечении срока эксплуатация должна быть прекращена.

                  8.2.8 Сведения о результатах оценки технического состояния и технического диагностирования пунктов редуцирования газа должны оформляться записями в эксплуатационных паспортах в соответствии с приложением Ж.

                  8.3 Техническое обслуживание и ремонт технологического оборудования пунктов редуцирования газа

                  8.3.1 При техническом обслуживании технологического оборудования пунктов редуцирования газа должны выполняться следующие виды работ:

                  — работы, выполняемые при техническом осмотре;

                  — устранение утечек газа из разъемных соединений технических устройств;

                  — осмотр фильтра и (при необходимости) очистка фильтрующего элемента;

                  — проверка соответствия параметров настройки предохранительной и защитной арматуры режимной карте;

                  — смазка подвижных элементов запорной арматуры (без разборки);

                  — проверка работоспособности запорной арматуры;

                  — проверка уровня заправки счетчика маслом, смазка счетного механизма и заливка масла (при необходимости), промывка счетчика (при необходимости);

                  — проверка работоспособности средств измерений установкой стрелки на нулевое деление шкалы и (при необходимости) их замена;

                  — очистка помещения и технических устройств пунктов редуцирования газа от загрязнений (при необходимости);

                  — устранение выявленных дефектов и неисправностей.

                  Технические устройства с дефектами и неисправностями, не позволяющими обеспечить герметичность закрытия или требуемые параметры настройки рабочего режима пунктов редуцирования газа, должны быть заменены исправными идентичными техническими устройствами.

                  8.3.2 Техническое обслуживание газорегуляторных пунктов (далее — ГРП) должно проводиться не реже одного раза в шесть месяцев.

                  Периодичность технического обслуживания других пунктов редуцирования газа должна устанавливаться в соответствии с документацией изготовителей; при отсутствии установленных изготовителями требований техническое обслуживание должно проводиться в сроки, обеспечивающие безопасность их эксплуатации, но не реже:

                  — одного раза в шесть месяцев — при пропускной способности регулятора давления свыше 50 м 3 /ч;

                  — одного раза в год — при пропускной способности регулятора давления до 50 м 3 /ч.

                  8.3.3 Результаты проведения технического обслуживания должны быть оформлены записями в эксплуатационных журналах пунктов редуцирования газа.

                  8.3.4 Внеплановое техническое обслуживание отдельных технических устройств пунктов редуцирования газа должно проводиться по истечении среднего срока службы, установленного изготовителем.

                  8.3.5 Текущий ремонт технологического оборудования должен проводиться по результатам мониторинга технического состояния и проведения технического обслуживания пунктов редуцирования газа, но не реже одного раза в три года, если иное не установлено изготовителем оборудования. При эксплуатации оборудования свыше среднего срока службы, установленного изготовителем, текущий ремонт проводится ежегодно.

                  При текущем ремонте должны выполняться следующие виды работ:

                  — замена изношенных деталей технических устройств;

                  — устранение повреждений газопроводов обвязки технологического оборудования;

                  — восстановление окраски шкафов пунктов редуцирования газа, ограждений, газопроводов обвязки и технических устройств.

                  Внеплановый текущий ремонт должен производиться при возникновении инцидентов (нарушений режимов работы или работоспособности технических устройств) в процессе эксплуатации пунктов редуцирования газа.

                  Капитальный ремонт должен проводиться в сроки, установленные изготовителем.

                  Внеплановый капитальный ремонт может проводиться, при необходимости, на основании дефектных ведомостей, составленных по результатам мониторинга технического состояния, технического обслуживания и текущего ремонта пунктов редуцирования газа.

                  При капитальном ремонте должны выполняться следующие виды работ:

                  — замена неисправных технических устройств с изменением их характеристик;

                  — замена изношенных технических устройств с истекшим сроком эксплуатации;

                  — замена узлов учета, газопроводов обвязки, ограждений и шкафов пунктов редуцирования газа.

                  8.3.6 Перед проведением работ по ремонту и замене технических устройств должны быть приняты меры по обеспечению бесперебойной подачи газа потребителю путем перевода работы пункта редуцирования газа на байпас или резервную линию редуцирования.

                  Разборка и замена технических устройств должны проводиться на отключенных участках обвязки газопроводов. При отсутствии на отключаемом участке поворотных заглушек после первой и перед последней запорной арматурой на границах отключаемого участка должны быть установлены инвентарные заглушки, соответствующие максимальному давлению газа. При невозможности установки заглушек (приварная или резьбовая запорная арматура) необходимо проверить герметичность закрытия запорной арматуры, расположенной на границах отключаемой линии в следующей последовательности: закрыть продувочные свечи и наблюдать в течение 10 мин за показаниями манометра, установленного на обвязке фильтра. Если давление по манометру не повышается, то запорная арматура обеспечивает герметичность перекрытия газа, и заглушки на границах отключаемой линии могут не устанавливаться. Отключенные участки должны быть освобождены от газа продувкой воздухом с выпуском газовоздушной смеси через продувочные свечи.

                  Технические устройства, устанавливаемые на место демонтированных неисправных или изношенных технических устройств, должны иметь идентичные эксплуатационные характеристики.

                  По окончании ремонта должны быть выполнены следующие работы:

                  — продувка отключаемого участка газом;

                  — проверка герметичности разъемных и сварных соединений прибором или пенообразующим раствором при рабочем давлении газа;

                  — проверка и, при необходимости, настройка рабочих параметров технологического оборудования.

                  8.3.7 Сведения о текущем ремонте должны быть оформлены записями в эксплуатационных журналах пунктов редуцирования газа. Сведения о капитальном ремонте должны быть оформлены записями в эксплуатационных паспортах пунктов редуцирования газа. В технологические схемы пунктов редуцирования газа по результатам проведения капитального ремонта должны вноситься соответствующие изменения.

                  8.4 Техническое обслуживание и ремонт систем инженерно-технического обеспечения пунктов редуцирования газа

                  8.4.1 Техническое обслуживание систем отопления, вентиляции, электроснабжения и молниезащиты пунктов редуцирования газа должно проводиться не реже одного раза в год. Техническое обслуживание системы отопления пунктов редуцирования газа должно проводиться перед началом отопительного сезона.

                  8.4.2 При техническом обслуживании системы отопления пунктов редуцирования газа должны выполняться следующие виды работ:

                  — внешний осмотр элементов системы;

                  — проверка наличия воздуха в водяных системах отопления и, при необходимости, его удаление;

                  — техническое обслуживание теплогенераторов (при автономном отоплении);

                  — проверка и прочистка дымоходов;

                  — проверка герметичности разъемных соединений на газопроводе к газоиспользующему оборудованию прибором или пенообразующим раствором;

                  — проверка работоспособности затворов запорной арматуры;

                  — устранение выявленных неисправностей.

                  8.4.3 При техническом обслуживании системы вентиляции пунктов редуцирования газа должны выполняться следующие виды работ:

                  — проверка целостности клапанов, шиберов, жалюзийных решеток;

                  — проверка работоспособности устройств регулирования воздуха на воздухораспределителях приточной вентиляции;

                  — проверка состояния дефлекторов и воздуховодов;

                  — устранение выявленных неисправностей.

                  8.4.4 При техническом обслуживании систем электроснабжения и молниезащиты пунктов редуцирования газа должны выполняться следующие виды работ:

                  — проверка работоспособности и очистка светильников от загрязнений;

                  — проверка состояния стационарных устройств и электропроводки аварийного и рабочего освещения;

                  — измерение сопротивления изоляции электропроводки;

                  — проверка состояния соединений между токоведущими частями элементов устройств молниезащиты;

                  — устранение выявленных неисправностей.

                  8.4.5 При текущем ремонте систем инженерно-технического обеспечения пунктов редуцирования газа должны выполняться следующие виды работ:

                  — замена отдельных узлов и частей оборудования, кабелей электропроводки;

                  — восстановление целостности воздуховодов;

                  — окраска трубопроводов и технических устройств;

                  — замена запорной арматуры и средств измерений.

                  При выявлении необходимости проведения капитального ремонта систем инженерно-технического обеспечения пунктов редуцирования газа должны составляться дефектные ведомости.

                  8.4.6 Сведения о техническом обслуживании и текущем ремонте систем инженерно-технического обеспечения пунктов редуцирования газа должны быть оформлены записями в эксплуатационных журналах пунктов редуцирования газа, о капитальном ремонте — в эксплуатационных паспортах пунктов редуцирования газа.

                  8.5 Эксплуатация зданий газорегуляторных пунктов

                  8.5.1 Состояние строительных конструкций зданий ГРП должно проверяться не реже двух раз в год путем выполнения следующих работ:

                  — проверка внешним осмотром состояния стен, перегородок, кровли, балок перекрытия, отверстий в стенах для прохода коммуникаций;

                  — проверка состояния искронедающих покрытий полов;

                  — очистка от загрязнений и проверка состояния легкосбрасываемых строительных конструкций;

                  — проверка уплотнений коммуникаций в местах прокладки через наружные строительные конструкции здания.

                  8.5.2 Устранение выявленных нарушений и повреждений строительных конструкций зданий должно проводиться при проведении текущего или капитального ремонта зданий ГРП.

                  При текущем ремонте зданий ГРП выполняются следующие виды работ:

                  — штукатурка и побелка наружных и внутренних стен;

                  — восстановление уплотнений в местах прокладки коммуникаций через наружные строительные конструкции здания;

                  — ремонт кровли и полов, окраска оконных и дверных проемов.

                  При капитальном ремонте здания ГРП выполняются следующие виды работ:

                  — восстановление кирпичной кладки;

                  — восстановление газонепроницаемости стен технологических помещений;

                  — замена кровли, ремонт оконных рам и дверей.

                  8.5.3 Техническое обследование зданий ГРП должно проводиться по истечении 50 лет после ввода ГРП в эксплуатацию, а также в следующих случаях:

                  — при воздействии на здание нагрузок от аварий и стихийных бедствий;

                  — при увеличении эксплуатационных нагрузок и воздействий на несущие конструкции здания.

                  Техническое обследование зданий ГРП должно проводиться в соответствии с методиками, утвержденными в установленном порядке, с привлечением, при необходимости, специализированных организаций и экспертов в области строительства.

                  Результаты проведения работ по техническому обследованию зданий ГРП должны оформляться актами. Сведения о результатах технического обследования зданий ГРП должны быть оформлены записями в эксплуатационных паспортах ГРП.

                  8.6 Консервация и ликвидация пунктов редуцирования газа

                  8.6.1 Консервация пунктов редуцирования газа в целом и отдельных линий редуцирования проводится при их временном выводе из эксплуатации. При выводе пунктов редуцирования газа и отдельных линий редуцирования из эксплуатации на постоянный срок должна проводиться ликвидация (демонтаж) пунктов редуцирования газа, всего оборудования ГРП, а также выводимых из эксплуатации линий редуцирования действующих пунктов редуцирования газа.

                  Выполнение работ по консервации и ликвидации пунктов редуцирования газа, ликвидации отдельных линий редуцирования должно осуществляться в соответствии с документацией, разработанной на основании [1], [4] или типовых технологических карт, с учетом требований документации изготовителей технических устройств.

                  8.6.2 При ликвидации выводимых из эксплуатации пунктов редуцирования газа, отдельных линий редуцирования или переводе их в режим консервации, должны проводиться следующие виды работ:

                  — отключение и освобождение от газа продувкой воздухом участков демонтажа или консервации;

                  — обрезка газопроводов на участке демонтажа пунктов редуцирования газа, отдельных линий редуцирования с установкой и заваркой заглушек на концах труб действующих газопроводов;

                  — отключение, с установкой заглушек, запорной арматуры на входе и выходе пунктов редуцирования газа, а также на конечных участках линий редуцирования, отключение электропотребляющего оборудования и электроприводов запорной арматуры пунктов редуцирования газа (при переводе в режим консервации);

                  — опломбирование переводимых в режим консервации пунктов редуцирования газа и линий редуцирования.

                  8.6.3 При выполнении работ по консервации и демонтажу в зданиях ГРП и блоках контейнерного типа должны быть организованы постоянная вентиляция помещений и проведение периодической проверки их загазованности.

                  8.6.4 Полностью выведенные из эксплуатации по каким-либо причинам, но работоспособные пункты редуцирования газа с неистекшим сроком службы после проверки технического состояния и устранения выявленных дефектов могут применяться на других технологических участках сети газораспределения.

                  Поддержание работоспособности переведенных в режим консервации пунктов редуцирования газа и линий редуцирования должно осуществляться путем периодического проведения их технического осмотра. Периодичность проведения технического осмотра устанавливается ГРО самостоятельно.

                  8.6.5 По окончании работ документация на консервацию или ликвидацию пунктов редуцирования газа должна включаться в состав исполнительной документации соответствующих пунктов редуцирования газа. Сведения о консервации и ликвидации линий редуцирования должны быть оформлены записями в эксплуатационных паспортах пунктов редуцирования газа.

                  9 Эксплуатация автоматизированных систем управления технологическими процессами

                  9.1 Ввод в эксплуатацию устройств автоматики и телемеханики АСУ ТП должен проводиться после проведения специализированной организацией пусконаладочных работ, индивидуальных испытаний и комплексного опробования средств АСУ ТП вместе с технологическим оборудованием в течение не менее 72 ч. При необходимости к проведению индивидуальных испытаний и комплексному опробованию средств АСУ ТП могут привлекаться представители проектной и монтажной организаций. Результаты проведения комплексного опробования должны оформляться актом. При соответствии результатов комплексного опробования проектной документации должно оформляться разрешение на ввод средств АСУ ТП в эксплуатацию, заверенное личной подписью руководителя эксплуатационной организации.

                  9.2 Результаты проведения пусконаладочных работ должны оформляться техническим отчетом, содержащим сведения о настройке и регулировке средств АСУ ТП, а также об изменениях, внесенных в исполнительную документацию в результате проведения пусконаладочных работ. К отчету о проведении пусконаладочных работ должна прилагаться следующая документация:

                  — исполнительная документация с изменениями, внесенными по результатам проведения пуско-наладочных работ;

                  — техническая документация изготовителей средств АСУ ТП (технические паспорта на оборудование и аппаратуру, инструкции по эксплуатации и т.п.);

                  — протоколы индивидуальных испытаний АСУ ТП;

                  — структурная схема АСУ ТП с обозначением оборудованных средствами АСУ ТП объектов, а также линий связи и передачи данных;

                  — схемы размещения средств АСУ ТП на объектах сетей газораспределения и в диспетчерском пункте АДС.

                  9.3 Эксплуатация устройств автоматики и телемеханики, средств измерений АСУ ТП должна осуществляться в соответствии с документацией изготовителей. Устройства автоматики технологических защит, блокировок и сигнализации на объектах сетей газораспределения должны быть обеспечены постоянным электроснабжением и защищены от вибраций или сотрясений при выполнении работ, связанных с эксплуатацией технологического оборудования.

                  Средства АСУ ТП должны быть постоянно включены в работу, за исключением устройств, которые по своему функциональному назначению могут быть отключены при неработающем технологическом оборудовании. Отключение и включение в работу средств АСУ ТП, используемых АДС, должно проводиться по согласованию с АДС и оформляться записями в эксплуатационном журнале.

                  9.4 Проведение метрологического надзора за средствами измерений осуществляется в соответствии с требованиями нормативных актов в области метрологического контроля.

                  9.5 Техническое обслуживание средств АСУ ТП должно проводиться в сроки, установленные эксплуатационной организацией, но не реже одного раза в три года.

                  Проверка параметров срабатывания устройств автоматики технологических защит, блокировок и сигнализации на объектах сетей газораспределения должна проводиться не реже одного раза в три месяца, а также после устранения нарушений работы отдельных устройств в процессе эксплуатации средств АСУ ТП.

                  При техническом обслуживании средств АСУ ТП должны выполняться следующие работы:

                  — внешний осмотр аппаратуры и коммутационных элементов;

                  — проверка соответствия параметров настройки устройств автоматики данным отчета о проведении пусконаладочных работ;

                  — внешний осмотр средств измерений и проверка сроков проведения их поверки;

                  — измерение сопротивления изоляции кабелей электроснабжения;

                  — проверка соответствия условий эксплуатации средств АСУ ТП (по температуре и влажности воздуха, отсутствию вибраций и др.) документации изготовителей;

                  — устранение выявленных нарушений и неисправностей.

                  Техническое обслуживание средств АСУ ТП должно проводиться без отключения технологического оборудования объектов сетей газораспределения или нарушения условий его нормальной эксплуатации.

                  9.6 Текущий и капитальный ремонты средств АСУ ТП должны проводиться специализированными организациями. Структурные изменения АСУ ТП, произошедшие в результате проведения ремонта автоматики и телемеханики, должны быть отражены в схемах размещения средств АСУ ТП на объектах сетей газораспределения и в диспетчерском пункте АДС.

                  9.7 Результаты проведения технического обслуживания и ремонта средств АСУ ТП должны быть оформлены записями в эксплуатационном журнале по форме, приведенной в приложении М.

                  10 Оперативно-диспетчерское управление сетями газораспределения

                  10.1 Контроль и управление режимами работы сетей газораспределения

                  10.1.1 Контроль и управление режимами работы объектов сетей газораспределения должны обеспечивать:

                  — анализ режимов транспортирования газа;

                  — заданный объем транспортирования газа;

                  — регулирование режимов работы сетей газораспределения;

                  — предотвращение нарушений процесса транспортирования газа и аварий на объектах сетей газораспределения.

                  10.1.2 Разработка оптимальных режимов работы сети и выявление мест с недостаточной пропускной способностью должны осуществляться с учетом:

                  — технических характеристик сетей (длины, диаметров и топологии сети);

                  — параметров газа на выходе газораспределительной станции (ГРС);

                  — параметров газоиспользующего оборудования потребителей;

                  — существующих и перспективных объемов транспортирования газа потребителям;

                  — существующих и планируемых ограничений технологических параметров сетей газораспределения (отключенные участки, планируемые ремонтные работы с отключением участков сетей, плановые остановки газораспределительных станций и т.п.);

                  — подключения вновь построенных участков сетей;

                  Периодичность проведения работ определяется ГРО с учетом действующих нормативных документов и результатов контроля давления газа в сети газораспределения, выполненного в соответствии с требованиями 6.7.

                  10.2 Аварийно-диспетчерское обслуживание объектов сетей газораспределения

                  10.2.1 Аварийно-диспетчерское обслуживание объектов сетей газораспределения должно осуществляться АДС ГРО с единым номером телефонной связи для приема оперативной информации. Примерная организационная структура, материально-техническое оснащение и документация АДС ГРО приведены соответственно в приложениях Ц, Ш и Щ.

                  10.2.2 Поступающая в АДС оперативная информация об авариях (аварийные заявки) должна записываться на цифровой носитель информации, подлежащий хранению в течение не менее 10 сут, а также регистрироваться в журнале аварийных заявок по форме, приведенной в приложении Э с указанием времени поступления заявки, времени выезда и прибытия на место аварийной бригады, характера аварии и перечня выполненных работ.

                  Журнал аварийных заявок может вестись в электронном виде при условии обеспечения постоянного хранения информации на цифровых носителях.

                  10.2.3 При поступлении аварийной заявки о взрыве, пожаре, загазованности помещений аварийная бригада АДС должна выехать к месту произошедшей аварии не позднее, чем через 5 мин после поступления информации. Специальные автомобили АДС должны быть оборудованы средствами связи и специальными звуковыми и световыми сигналами, укомплектованы необходимыми инструментами, материалами, приборами контроля, оснасткой и приспособлениями для своевременной локализации возможных аварий в зоне обслуживания АДС. При выезде на ликвидацию аварии на подземном газопроводе аварийная бригада должна иметь копию исполнительной документации (план, профиль и схему сварных стыков газопровода) и планшет (схему трассы газопровода с привязкой к постоянным ориентирам и местами расположения колодцев подземных инженерных коммуникаций и подвалов зданий на расстоянии до 50 м в обе стороны от газопровода).

                  Оповещение подразделений ГРО, сбор и выезд на аварийные объекты персонала производственных подразделений, аварийно-восстановительных бригад и техники должны проводиться по схеме оповещения, утвержденной техническим руководителем ГРО (филиала ГРО).

                  10.2.4 Деятельность персонала АДС при локализации и ликвидации аварий должна осуществляться в соответствии с планом локализации и ликвидации аварий на объектах сетей газораспределения, утвержденным техническим руководителем ГРО (филиала ГРО).

                  План локализации и ликвидации аварий на объектах сетей газораспределения должен разрабатываться для всех возможных видов аварий в зоне обслуживания АДС и устанавливать:

                  — последовательность действий персонала аварийных бригад на месте аварии;

                  — мероприятия по спасению людей;

                  — порядок взаимодействия персонала АДС с другими производственными подразделениями ГРО.

                  Примерный план локализации и ликвидации аварий на объектах сетей газораспределения приведен в приложении Ю.

                  Участие в локализации и ликвидации аварий на объектах сетей газораспределения сторонних организаций и служб различных ведомств должно определяться планом взаимодействия АДС со службами различных ведомств, согласованным с уполномоченным территориальным органом исполнительной власти в области промышленной безопасности и утвержденным в установленном порядке.

                  10.2.5 Практические навыки аварийных бригад АДС по локализации и ликвидации аварий должны отрабатываться на учебных полигонах ГРО. Тренировочные занятия должны проводиться с каждой бригадой АДС не реже одного раза в 6 мес в объеме плана локализации и ликвидации аварий. Сведения о проведении тренировочных занятий должны регистрироваться в журнале по форме, приведенной в приложении Я.

                  Тренировочные занятия по плану взаимодействия со службами различных ведомств должны проводиться не реже одного раза в год.

                  10.2.6 При локализации и ликвидации аварии на объекте в зоне обслуживания АДС оперативный диспетчерский персонал обязан:

                  — проинструктировать заявителя о необходимых мерах обеспечения безопасности до прибытия аварийной бригады;

                  — направить на место аварии аварийную бригаду АДС на специальном автомобиле АДС;

                  — принять меры по локализации места аварии, обеспечению нормальной работы исправных участков и объектов сетей газораспределения;

                  — произвести действия согласно плану локализации и ликвидации аварий и плану взаимодействия со службами различных ведомств;

                  — сообщить об аварии руководству подразделений эксплуатационной организации согласно схеме оповещения;

                  — при необходимости организовать привлечение дополнительных сил и средств (аварийно-восстановительных бригад) для локализации и ликвидации аварии;

                  — обеспечить восстановление заданного режима работы сети газораспределения и максимально возможной в аварийной ситуации подачи газа потребителям;

                  — при сокращении или прекращении подачи газа потребителям известить газотранспортную организацию;

                  — при аварии вблизи инженерных коммуникаций (в т. ч. линий электропередач, нефтепродуктопроводов, железных и автомобильных дорог) известить их владельцев.

                  Сведения об отключении аварийной бригадой газопроводов и пунктов редуцирования газа при локализации аварии должны фиксироваться в оперативном журнале АДС по форме, приведенной в приложении 1. Оперативный журнал АДС должен вестись на бумажном носителе или в электронном виде.

                  Порядок отключения аварийных объектов, в т. ч. при возникновении пожара или внезапном выбросе газа, должен определяться производственными инструкциями.

                  10.2.7 Аварийная бригада АДС должна прибыть на место аварии в возможно короткий срок, но не позднее, чем через 1 ч после получения оперативной информации (аварийной заявки). По прибытии аварийной бригады на место аварии руководитель бригады должен сообщить время прибытия диспетчеру АДС.

                  В ходе локализации и ликвидации аварии должна обеспечиваться постоянная связь диспетчера АДС с руководителем аварийной бригады.

                  Руководитель аварийной бригады АДС должен обеспечить оперативное выполнение мероприятий, предусмотренных планом локализации и ликвидации аварий, определить необходимость привлечения к ликвидации аварии организаций и служб различных ведомств в соответствии с планом взаимодействия, а также технических средств и персонала производственных подразделений эксплуатационной организации.

                  Персонал аварийной бригады должен осуществлять следующие действия на месте аварии:

                  — определение аварийного участка газопровода;

                  — организация усиленной естественной или принудительной вентиляции загазованных помещений и сооружений;

                  — принятие мер по предотвращению включения и выключения электроприборов, пользования открытым огнем и нагревательными приборами, искрообразования в загазованных зонах;

                  — ограждение и охрана загазованных зон или помещений с целью предотвращения проникновения посторонних лиц;

                  — принятие мер по обеспечению безопасности населения, близлежащих инженерных коммуникаций и мест их пересечений с газопроводами, а также гражданских и промышленных объектов;

                  — содействие в проведении эвакуации (при необходимости организация эвакуации) людей из загазованных помещений;

                  — оказание, при необходимости, первой помощи пострадавшим и принятие мер по тушению возгораний до прибытия службы скорой медицинской помощи и противопожарной службы.

                  10.2.8 Выполнение работ по устранению утечек газа в пунктах редуцирования газа должно проводиться с временным снижением давления газа на входе в пункты редуцирования газа или отключением пунктов редуцирования газа от действующей сети с установкой заглушки.

                  Временную ликвидацию утечек газа из газопроводов допускается проводить с помощью установки бандажей или хомутов, наложенных на газопровод. Продолжительность эксплуатации газопровода с бандажом или хомутом не должна превышать одной рабочей смены.

                  10.2.9 При продолжительности проведения работ по локализации и ликвидации аварии более одной смены, по прибытии очередной сменной аварийной бригады, руководитель работающей смены должен проинформировать руководителя прибывшей аварийной бригады о характере аварии и принятых мерах по ее локализации и ликвидации.

                  Смена аварийных бригад во время проведения работ по локализации и ликвидации аварий должна проводиться по разрешению технического руководителя эксплуатационной организации (структурного подразделения эксплуатационной организации).

                  10.2.10 Работы аварийной бригады АДС на месте аварии считаются законченными после полной локализации аварии при условии устранения непосредственной угрозы жизни и здоровью людей или, в зависимости от объема аварийно-восстановительных работ, после ликвидации аварии.

                  Результаты работы аварийной бригады АДС по локализации аварий на объектах сетей газораспределения должны оформляться в порядке, установленном ГРО.

                  10.2.11 Восстановление работоспособности сети газораспределения и возобновление подачи газа потребителям (аварийно-восстановительные работы) должны осуществляться персоналом производственных подразделений на основании оперативной информации об аварии, передаваемой в соответствующее подразделение в порядке, установленном ГРО.

                  При необходимости выполнения больших объемов или технически сложных аварийно-восстановительных работ руководитель работ должен назначаться приказом по организации или распоряжением технического руководителя.

                  При проведении аварийно-восстановительных работ должна быть организована связь с АДС и постоянное дежурство персонала в местах установки запорной арматуры на границах отключенного участка газопровода, приняты меры, исключающие ее самопроизвольное или ошибочное открытие.

                  Приближение к зоне аварии аварийно-восстановительных бригад и техники запрещается до полной локализации аварии и организации постоянного дежурства в местах установки запорной арматуры на границах отключенного участка газопровода.

                  10.2.12 Анализ поступивших в АДС аварийных заявок должен проводиться ежемесячно. Результаты анализа аварийных заявок должны использоваться для корректировки планов локализации и ликвидации аварий, разработки мероприятий по устранению причин их возникновения, снижению аварийности и обеспечению оптимальных режимов работы сетей газораспределения.

                  Похожие публикации:

                  1. Зачем коллекторы покупают безнадежные долги
                  2. Как получить исковое заявление ответчику
                  3. Какие организации вправе составлять годовую бухгалтерскую отчетность по упрощенным формам
                  4. Номер договора основания ипотека где искать