1 мая 2013г. Обследование газопроводов проводится приборным методом в соответствии с разработанными производственными инструкциями. Для получения самых точных результатов периодическое обследование для профилактики появления возможной лучше производить в теплое время года, в сухую погоду, при талом грунте.
Проверка герметичности и состояния изоляции стальных газопроводов производится бригадой, в состав которой входит не менее 3 человек. Операторы, занимающиеся обследованием изоляционного покрытия (2 человека), идут впереди, чтобы оператор по проверке герметичности знал, где поврежденная изоляция.
Герметичность проверяется по всей трассе осматриваемого газопровода. При этом необходимо проверять на загазованность контрольные трубки газопровода и газовые колодцы. Кроме этого проверяются расположенные на расстоянии не больше 15 м с обеих сторон от газопровода колодцы всех подземных коммуникаций, подвалы зданий, коллекторы, шахты. В оператора должна быть маршрутная карта трассы обследуемого газопровода. Если были выявлены , они немедленно устраняются в аварийном порядке.
Для обеспечения максимальной безопасности работ и снижения влияния выхлопных газов от автотранспорта на качество осмотра, обследование газопроводов, размещенных вдоль транспортных магистралей, производят во время наименьшей интенсивности движения всех видов транспорта. При работе на проезжей части операторы одевают сигнальные жилеты.
В местах обнаружения повреждений изоляции и на тех участках, где из-за индустриальных помех сложно использовать приборы, для технического обследования вырывают шурфы.
Для проверки герметичности газопровода и максимально быстрого выявления мест утечек можно бурить скважины. Для проверки присутствия газа в скважинах используются определенные приборы. Применять открытый огонь для опробования устья скважин можно на расстоянии 3 м и более от сооружений и зданий.
Можно проверять герметичность газопроводов опрессовкой воздухом.
Перед началом опрессовки необходимо выполнить подготовительные работы согласно :
- проверить соответствие технической документации реальному расположению подземного газопровода;
Определить места установки заглушек, контрольно-измерительных приборов, продувочных свечей, подключения компрессора.
Рабочие и специалисты, участвующие в опрессовке, перед началом выполнения работ должны ознакомиться с планом организации и выполнения работ, а также пройти инструктаж безопасности.
Последовательность выполнения работ по опрессовке подземных газопроводов:
- отключение испытываемого участка газопровода (закрытие кранов и задвижек, установка заглушек). При разъединении фланцевых соединений необходимо установить шунтирующие перемычки;
Через свечу, установленную на стояке конденсатосборника, выпускается и сжигается газ;
Когда в газопроводе уже не будет газа, на стояке конденсатосборника устанавливают приспособление для подсоединения манометра и компрессора.
Работы по опрессовке подземных газопроводов:
- закрытие на редукционной головке вентиля высокого давления и крана на газопроводе низкого давления;
Закрытие кранов, установление заглушек;
Стравливание газа через резинотканевый рукав в безопасное место, если это возможно, газ сжигается;
Освобождение газопровода от газа и установка приспособления для подсоединения манометров и компрессора. При небольшой длине газопровода разрешается использовать ручной насос. .
Если при проведении опрессовки давление в газопроводе не падает, результаты считаются положительными. Результаты технического обследования оформляют актами, где при выявлении дефектов вписывается заключение о необходимости проведения ремонта, реконструкции или замены газопровода.
Аварийно-спасательная службы Москвы оказывает широкий спектр услуг по организации спасательных работ, а также по стационарному наблюдению за аварийно-опасными объектами производства. Связаться с нами можно при помощи страницы
Компания ООО «Технологии контроля» производит работы по техническому обслуживанию котель подземных, надземных газопроводов, газорегулирующего оборудования (ГРУ, ГРП, ГРПШ и т.д.) . Все работы производятся аттестованными специалистами газовой службы, в соответствии с нормативными документами:
При заключении договора на техническое обслуживание газового оборудования определяются объемы работ, составляются графики технического обслуживании и графики планово -предупредительных работ, разрабатываются маршрутные карты обхода трасс надземных и подземных газопроводов.
При техническом обслуживании газопроводов, газового оборудования котельных, проводится 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:
Техническое обслуживание запорной арматуры наружных газопроводов производится 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.
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.
Результаты работ, выполненных при техническом обслуживании, должны быть оформлены записями в эксплуатационном журнале газопровода.
Выполнение работ и оформление результатов контроля интенсивности запаха газа и контроля давления газа в сетях газораспределения проводится в соответствии с требованиями.
Текущий и капитальный ремонты газопроводов должны проводиться по результатам мониторинга их технического состояния и проведения технического обслуживания.
Виды работ, выполняемых при текущем ремонте 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
Выполнение регламентных работ по техническому обслуживанию газопроводов производится без наряда-допуска. 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.
Также 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.
На технологически сложные работы, требующие координации взаимодействия бригад, выполняющих газоопасные работы по отдельным нарядам-допускам, должен дополнительно разрабатываться план организации и производства газоопасных работ. 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 выдаются руководителями или специалистами производственных подразделений, назначенными приказом руководителя эксплуатационной организации, имеющими опыт выполнения газоопасных работ не менее одного года. Наряды-допуски должны выдаваться заблаговременно для организации подготовки к проведению работ.
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
|
Газопроводы |
Сроки проведения технических осмотров |
||
|
на застроенной территории поселений, с давлением газа, МПа |
на незастроенной территории и вне поселений |
||
|
до 0,005 включ. |
св. 0,005 до 1,2 включ. |
||
|
1 Стальные подземные со сроком службы свыше 15 лет |
1 раз в 2 мес |
1 раз в мес |
1 раз в 6 мес |
|
2 Надземные со сроком службы свыше 15 лет |
1 раз в 6 мес |
1 раз в год |
|
|
3 Полиэтиленовые со сроком службы свыше 15 лет |
1 раз в 6 мес |
1 раз в год |
|
|
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 |
1 раз в неделю |
2 раза в неделю |
2 раза в месяц |
|
5 Стальные подземные при наличии анодных и знакопеременных зон |
Ежедневно |
Ежедневно |
2 раза в неделю |
|
6 Стальные подземные и полиэтиленовые, подлежащие капитальному ремонту и реконструкции |
1 раз в неделю |
2 раза в неделю |
2 раза в месяц |
|
7 Стальные надземные, подлежащие капитальному ремонту и реконструкции |
1 раз в неделю |
2 раза в неделю |
1 раз в месяц |
|
Примечания 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 более15 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. Наружные газопроводы
6.1. Общие указания
6.1.1. При технической эксплуатации наружных газопроводов выполняются следующие виды работ:
Ввод законченных строительством газопроводов в эксплуатацию (пуск газа);
Контроль давления и степени одоризации газа, подаваемого по газораспределительным сетям на территории поселений;
Техническое обслуживание, текущий и капитальный ремонты газопроводов и сооружений на них, включая арматуру, установленную на вводе в здание или перед наружным газоиспользующим оборудованием потребителя;
Техническое обслуживание и ремонт средств защиты газопроводов от электрохимической коррозии, проверка эффективности действия ЭХЗ;
Проверка наличия и удаление влаги и конденсата из газопроводов;
Техническое диагностирование газопроводов;
Локализация и ликвидация аварий, аварийно-восстановительные работы;
Демонтаж газопроводов и сооружений на них.
Последовательность и приемы производства работ приведены в настоящем ОСТ, действующих отраслевых типовых инструкциях, руководящих документах, методиках, технологических картах, утвержденных в установленном порядке, и должны быть отражены в производственных инструкциях, разрабатываемых эксплуатационными организациями.
6.1.2. Ввод в эксплуатацию законченных строительством стальных и полиэтиленовых газопроводов производится присоединением их к действующим газопроводам газораспределительной сети с одновременным пуском газа.
Порядок выполнения работ при вводе газопроводов в эксплуатацию приведен в настоящем разделе.
Для врезки законченных строительством газопроводов следует применять технологии, соответствующие предусмотренному проектом способу их присоединения к действующим газораспределительным сетям.
6.1.3. Контроль за давлением газа в газораспределительных сетях городов и населенных пунктов производится с помощью его периодических (но не реже одного раза в год) замеров. Порядок выполнения работ по замерам давления газа приведен в настоящем разделе.
6.1.4. Контроль за степенью одоризации газа осуществляется проверкой в соответствии с государственными стандартами интенсивности запаха газа из проб, отбираемых в пунктах контроля, и с периодичностью, устанавливаемыми ГРО.
6.1.5. Проверка влаги и конденсата в газопроводах, их удаление производится с периодичностью, исключающей возможность образования закупорок.
6.1.6. При техническом обслуживании газопроводов производятся следующие виды работ:
Надзор за состоянием газопроводов путем обхода трасс;
Техническое обследование газопроводов.
Обход трасс газопроводов производится в сроки, установленные эксплуатационной организацией, но не реже предусмотренных ПБ 12-529. Графики обхода следует периодически, не реже 1 раза в 3 года, пересматривать, исходя из изменения условий эксплуатации газопроводов. Работы при обходе трасс газопроводов выполняются в соответствии с требованиями ПБ 12-529 и настоящего раздела.
Периодическое техническое обследование газопроводов производится в сроки, установленные ПБ 12-525*, с целью выявления утечек газа, а также повреждений изоляционных покрытий подземных стальных газопроводов.
________________
Внеочередные приборные технические обследования газопроводов производятся в случаях, предусмотренных ПБ 12-529.
Техническое обслуживание арматуры, установленной на газопроводах, производится в соответствии с требованиями раздела 8 настоящего ОСТ.
6.1.7. Текущий и капитальный ремонты (замена, реконструкция газопроводов) производятся по результатам технического обслуживания и диагностирования газопроводов.
Основные виды работ, относящихся к текущему и капитальному ремонтам газопроводов, способы локализации и ликвидации аварий устанавливаются ПБ 12-529.
Реконструкция стальных газопроводов, не подлежащих дальнейшей эксплуатации, производится протяжкой полиэтиленовых труб внутри изношенных стальных газопроводов, облицовкой внутренней поверхности стальных газопроводов синтетическим тканевым шлангом на основе специального двухкомпонентного клея, другими методами, разрешенными к применению в установленном порядке.
6.1.8. Техническое диагностирование газопроводов производится в соответствии с требованиями ПБ 12-529 по методикам, утвержденным Госгортехнадзором России.
6.1.9. Аварийно-диспетчерское обслуживание газопроводов осуществляется в соответствии с требованиями ПБ 12-559* и настоящего ОСТ.
________________
Аварийно-восстановительные работы производятся при необходимости ремонта газопровода и восстановления подачи газа потребителям после временной ликвидации утечки газа.
6.2. Ввод в эксплуатацию
6.2.1. Работы по врезке газопроводов и пуску газа выполняются персоналом эксплуатационной организации.
Земляные и изоляционные работы в месте присоединения выполняются строительно-монтажной организацией. Участок газопровода в месте врезки засыпают песком на высоту не менее 20 см от верхней образующей трубы, тщательно подбивая пазухи. Эксплуатационная организация проверяет качество изоляции места врезки приборным методом.
Работы по врезке и пуску газа на внутриплощадочных газопроводах предприятий разрешается выполнять бригадой газовой службы предприятия.
6.2.2. Работы по врезке газопроводов и пуску газа производятся пусковыми бригадами в составе не менее трех человек, имеющих необходимый инструмент, приборы и средства индивидуальной защиты, под руководством специалиста (мастера).
6.2.3. Врезка газопроводов и пуск газа производятся по нарядам-допускам на выполнение газоопасных работ и, при необходимости, по плану организации работ, утверждаемому в установленном порядке, согласованному с АДС.
6.2.4. При подготовке к производству работ необходимо:
Проверить и подготовить необходимую техническую документацию (эксплуатационную - на действующий газопровод, исполнительную - на присоединяемый газопровод);
Осмотреть присоединяемый газопровод, отключающие устройства, средства ЭХЗ, место присоединения, котлован (траншею, приямок) для производства работ. При выявлении дефектов работы следует выполнять после их устранения;
Разработать (при необходимости) план организации работ и известить организации, участвующие в производстве работ, и АДС;
Подготовить инструмент, механизмы, приспособления, материалы, приборы, проверить годность их к применению;
Изготовить узлы присоединения;
Обеспечить наличие необходимых транспортных средств, компрессора;
Получить наряды-допуски на выполнение газоопасных работ.
6.2.5. План организации работ содержит:
Схему узла присоединения;
Последовательность технологических операций по контрольной опрессовке, врезке газопроводов и продувке их газом;
Порядок и условия отключения газа или снижения его давления в действующем газопроводе;
Порядок продувки газом присоединяемого газопровода по схеме, на которой указываются ответвления и места установки гидрозатворов, конденсатосборников, отключающих устройств и средств ЭХЗ, манометров, заглушек, продувочных свечей;
Численный и квалифицированный состав рабочих и специалистов;
Потребность в транспорте, механизмах, приспособлениях, приборах, материалах;
Меры обеспечения безопасности.
Планом организации работ может предусматриваться оформление отдельных нарядов-допусков на выполнение газоопасных работ.
6.2.6. Потребители газа извещаются о времени производства работ по врезке, связанных с прекращением подачи газа или снижением его давления, не позднее чем за 3 суток до начала работ.
6.2.7. Перед врезкой в действующий газопровод, присоединяемый газопровод следует проверить на герметичность опрессовкой воздухом давлением 0,02 МПа. Падение давления не должно превышать 10 даПа за 1 час. На участках газопроводов, отключенных гидрозатворами, контрольная опрессовка может производиться давлением 400 даПа. Падение давления не должно превышать 5 даПа за 10 минут.
Результаты опрессовки фиксируются в наряде-допуске. Давление воздуха в присоединяемом газопроводе должно сохраняться до начала работ по пуску газа.
При наличии в присоединяемом газопроводе избыточного давления и пуске газа не позднее 6 месяцев со дня приемки его в эксплуатацию контрольную опрессовку разрешается не производить.
6.2.8. Лица, участвующие в выполнении работ, должны быть проинструктированы о последовательности технологических операций и задачах каждого члена бригады, мерах безопасности и применении средств индивидуальной защиты.
6.2.9. На период производства работ по врезке и пуску газа средства электрохимической защиты необходимо отключить.
6.2.10. Руководитель работ по врезке перед началом работ проверяет:
Давление воздуха в присоединяемом газопроводе;
Наличие заглушек и перекрытие задвижек в колодцах (стяжные болты на компенсаторах газопровода должны быть сняты);
Наличие в конце каждого подключаемого газопровода заглушки (если в конце газопровода имеется отключающее устройство, заглушка должна быть установлена после него по ходу газа);
Отсоединение газовых вводов в здание от внутренних газопроводов и наличие заглушек после отключающих устройств;
Организацию проветривания котлованов (приямков) для врезки;
Подготовку места врезки (очистка от изоляции и разметка);
Установку манометров и продувочных свечей. Краны на продувочных свечах должны быть закрыты;
Выполнение мероприятий по обеспечению безопасности при производстве работ.
6.2.11. При врезках со снижением давления газа в действующем газопроводе снижение давления и его регулировка в требуемых технологией врезки пределах производятся выпуском газа через продувочные свечи, установленные на действующем ГРП и газопроводе.
Величину давления газа в действующем газопроводе следует проверять в течение всего времени производства работ манометрами. Если давление газа в действующем газопроводе понизится ниже 40 даПа или повысится выше 200 даПа, работы необходимо прекратить до восстановления давления газа.
6.2.12. При пуске газа производится продувка газом газопровода через продувочные свечи, установленные на присоединяемом газопроводе (на конденсатосборниках, гидрозатворах, в конечных точках газопровода). Продувочные свечи на подземных участках газопровода должны быть высотой не менее 3 м от поверхности земли. В свечи должны быть вварены патрубки с кранами и штуцерами на высоте 1,5 м от поверхности земли для отбора пробы газа.
Выпуск газовоздушной смеси при продувке газопроводов следует производить в местах, где исключена возможность попадания ее в здания и воспламенения от какого-либо источника огня.
Перед заполнением газопровода газом давление воздуха в нем необходимо снизить до атмосферного, затем удалить заглушку, установленную после отключающего устройства в месте подсоединения газопровода. При подаче газа отключающие устройства должны открываться медленно, плавно. При этом необходимо вести непрерывное наблюдение за давлением газа по манометру.
Давление газа при продувке газопроводов низкого давления должно быть не выше рабочего, газопроводов среднего и высокого давления - не выше 0,1 МПа.
Кранами на свечах регулируется скорость выхода газовоздушной смеси. Краны следует открывать последовательно по заранее намеченному плану. В случае воспламенения газа на свече, кран следует немедленно перекрыть.
Продувку газом необходимо осуществлять до вытеснения всего воздуха из газопроводов. Окончание продувки определяется путем анализа или сжигания отбираемых проб. Сгорание газовоздушной смеси, пропускаемой через мыльную эмульсию, должно происходить спокойно, без хлопков.
При продувке у свечей находятся дежурные слесари. Отбираемые пробы необходимо относить от свечи на расстояние не менее 10 м.
Во время продувки газопровода дежурный слесарь не допускает посторонних лиц и транспорт к месту продувки.
6.2.13. Перед началом работ в колодце на расстоянии 5 м от него со стороны движения транспорта устанавливают ограждения, на расстоянии 10-15 м - предупредительный знак. На рабочих должны быть надеты сигнальные жилеты.
Удаление заглушки в колодце производится рабочими в противогазах и спасательных поясах, с применением искронедающего инструмента. На поверхности земли с наветренной стороны находятся не менее двух человек, держащих концы веревок от спасательных поясов находящихся в колодце рабочих и ведущих непрерывное наблюдение за производством работ. Колодец предварительно проверяется на загазованность и при необходимости вентилируется. Не допускается появление вблизи колодца посторонних лиц и применение открытого огня.
6.2.14. По окончании продувки газом установленные на газопроводах свечи и манометры снимают. В штуцера ввертывают стальные пробки, которые затем должны быть обварены, проверены на плотность газоиндикатором или мыльной эмульсией при рабочем давлении и изолированы (на подземных газопроводах). Места нахождения заваренных пробок вносят в чертежи исполнительной документации.
6.2.15. По окончании всех работ по присоединению газопровода и пуску газа необходимо:
Проверить герметичность сварных швов врезки прибором или мыльной эмульсией под рабочим давлением газа;
Произвести обход трассы присоединенного газопровода;
Выполнить изоляцию места врезки и проверить приборным методом качество изоляции после засыпки котлована;
Включить средства ЭХЗ;
Сделать отметку в наряде на газоопасные работы о выполнении работ.
Наряд-допуск на производство газоопасных работ прикладывается к исполнительной документации и хранится вместе с ней.
6.2.16. Все газопроводы, введенные в эксплуатацию, учитываются в специальном журнале. На подземные газопроводы должен вестись эксплуатационный паспорт.
6.3. Измерение давления газа в газораспределительных сетях
6.3.1. Контроль за давлением газа в газопроводах производится путем его измерения в период наибольшего расхода (в зимний период) и в часы максимального потребления газа.
Рекомендуется производить внеплановые измерения давления для уточнения радиусов действия существующих ГРП, выявления возможности подключения новых потребителей, а также при вводе в эксплуатацию новых потребителей с расходом газа более 10% от расхода на участке газопровода, к которому присоединяется потребитель.
6.3.2. Замеры давления производятся в заранее намеченных точках газовой сети, на выходе из ГРП и у потребителей по схеме, утверждаемой техническим руководством эксплуатационной организации в установленном порядке.
Точки (пункты) замера давления на газопроводах определяются эксплуатационной организацией, исходя из опыта эксплуатации с учетом заявок потребителей о снижении давления газа.
В схему замеров должны быть включены точки замеров на участках газопроводов у наиболее удаленных от ГРП (по ходу газа) потребителей и другие неблагоприятные по условиям подачи газа точки газовой сети.
При выявлении и уточнении мест закупорки газопроводов гидратными и конденсатными пробками производятся дополнительные замеры.
6.3.3. Измерения давления следует производить одновременно во всех точках, предусмотренных схемой замеров. Продолжительность проведения работ не должна превышать 1 ч.
Выявление резких перепадов давления на отдельных линейных участках газопровода свидетельствует о наличии закупорок.
6.3.4. Давление на выходе и входе ГРП (ГРУ) потребителей измеряется манометрами.
Для измерения давления на газопроводах следует применять следующие типы манометров:
При давлении до 0,01 МПа - U-образцовые, заполняемые водой;
При давлении свыше 0,01 МПа - образцовые или пружинные контрольные с соответствующей шкалой.
6.3.5. Герметичность соединений пробок, штуцеров, установленных по окончании замеров давления газа, должна быть проверена приборами или другими способами.
6.3.6. Результаты измерений давления заносятся в специальный журнал. При необходимости оценки фактического режима давления в системе газораспределения по результатам замеров следует составлять режимную карту давлений для сравнения ее с проектной расчетной схемой и выявления причин недостаточного давления газа.
6.3.7. Для восстановления оптимального режима работы систем газораспределения рекомендуется предусматривать прочистку газопроводов, замену отдельных участков или прокладку дополнительных газопроводов, повышение давления газа после ГРП, устройство новых ГРП, кольцевание распределительных газопроводов.
6.4. Обход трасс газопроводов
6.4.1. Обход трасс газопроводов осуществляется слесарями по обслуживанию и ремонту газопроводов (обходчиками). Состав бригад устанавливается в соответствии с требованиями ПБ 12-529. Обходчики находятся в непосредственном подчинении мастера службы эксплуатации подземных газопроводов.
6.4.2. За обходчиками закрепляются отдельные трассы газопроводов, которые для удобства обслуживания разбиваются на маршруты. Маршруты обходов составляются с учетом всех видов работ, выполняемых обходчиками, удаленности трасс, протяженности газопроводов, количества сооружений (колодцев подземных коммуникаций, подвалов зданий и др.), подлежащих проверке на загазованность, интенсивности движения транспорта, затрудняющего работу по обследованию трасс, и других факторов, влияющих на трудоемкость работ, с тем, чтобы обеспечить загрузку обходчиков на полный рабочий день.
В зависимости от трудоемкости работ по обходу трассы и взаимного расположения газопроводов, при составлении маршрутов рекомендуется учитывать возможность совместного обслуживания подземных, наземных и надземных газопроводов. На каждый маршрут обхода составляется маршрутная карта, которой присваивается номер.
6.4.3. В маршрутной карте указываются:
Номер маршрута;
Схема обхода трассы газопровода с привязками характерных точек газопровода (углов поворота, сооружений) к постоянным ориентирам;
Колодцы подземных коммуникаций и подвалы зданий, расположенные на расстоянии до 15 м в обе стороны от подземного газопровода. Подвалы, в которых установлены сигнализаторы загазованности, разрешается не включать в план обхода;
Общая протяженность газопроводов;
Количество обслуживаемых сооружений по данному маршруту.
6.4.4. Все изменения на трассах газопроводов (врезка новых газопроводов, снос и постройка зданий и сооружений и др.) своевременно наносятся на маршрутные карты.
Маршрутные карты изготавливаются не менее чем в двух экземплярах, один из которых хранится у начальника службы по эксплуатации подземных газопроводов, второй экземпляр передается обходчикам под расписку после ознакомления с трассой в натуре (на местности).
6.4.5. Каждый обходчик должен знать трассы обслуживаемых им газопроводов, установленные на них сооружения (запорную арматуру, контрольные трубки, конденсатосборники, гидрозатворы и др.), а также местоположение всех колодцев подземных сооружений других организаций и подвалов домов, расположенных на расстоянии до 15 м по обе стороны от газопровода.
6.4.6. Перед каждым выходом обходчиков на трассу мастер проверяет наличие у обходчиков маршрутных карт, газоанализаторов, инструментов, средств индивидуальной защиты, проводит инструктаж.
Комплектация бригады обходчиков приборами, инструментами, инвентарем, спецодеждой, средствами защиты и материалами производится в зависимости от состава работ на данном маршруте. При каждом обходе обходчики должны иметь газоанализатор, крючки для открывания колодцев, спецодежду. При выполнении работ в пределах проезжей части необходимо наличие жилета сигнального, знаков сигнальных, табличек предупредительных.
6.4.7. Проверка выполненных работ может производиться методом повторного обхода трассы в день обхода или на следующий день.
6.4.8. Виды работ, выполняемых при обходе трасс подземных, наземных и надземных проложенных на опорах газопроводов, устанавливаются по ПБ 12-529.
При обходе газопроводов, проложенных по стенам жилых и общественных зданий, следует проверять (визуально) их целостность, состояние окраски и креплений, выявлять сплющивание и недопустимые прогибы труб, перемещения газопроводов за пределы креплений.
При осмотре вводов в здания и выходов подземных газопроводов из земли следует проверять:
Отсутствие деформаций грунта в месте выхода газопровода из земли;
Состояние защитного футляра, компенсатора;
Состояние контрольного отверстия на футляре для проверки загазованности (при необходимости выполнить его прочистку);
Состояние неразъемного соединения полиэтилен-сталь, если конструкцией газового ввода предусмотрен колпак с отверстием;
Состояние окраски надземной части ввода и герметизацию футляра в месте его прохождения через наружную конструкцию здания.
6.4.9. Наличие газа в подвалах, колодцах, коллекторах, камерах, контрольных трубках и других сооружениях определяется газоанализаторами, газоиндикаторами. Для контрольной проверки наличия газа в указанных сооружениях, в случае необходимости, может быть взята проба воздуха для лабораторного анализа. При обнаружении лабораторным анализом загазованности сооружения болотным или другими горючими газами эксплуатационная организация уведомляет об этом собственников (арендаторов, нанимателей) этих сооружений. Определение наличия загазованности огнем запрещается.
6.4.10. При обнаружении в колодцах, подвалах или других сооружениях наличия газа необходимо сообщить об этом в аварийно-диспетчерскую службу эксплуатационной организации и принять следующие меры безопасности:
Организовать проветривание загазованных колодцев, подвалов и других мест, где обнаружено присутствие газа;
При загазованности подвалов и других помещений здания предупредить находящихся в здании людей о недопустимости курения, пользования открытым огнем и электроприборами, при необходимости принять меры по эвакуации людей из здания (с помощью домоуправления, милиции);
Организовать охрану входа в загазованное помещение.
6.4.11. Для обеспечения сохранности газопроводов и сооружений на них во время производства работ, проводимых в охранной зоне газопровода сторонними организациями, обходчик проверяет соответствие условий выполнения работ выданному разрешению, следит за сохранностью крышек газовых колодцев и коверов, правильным их положением по отношению к дорожному покрытию с целью предупреждения возможности их повреждения, замощения, асфальтирования или засыпки.
6.4.12. Результаты проверки состояния трасс газопроводов после каждого обхода обходчики записывают в журнал обхода. При выявлении нарушений и неисправностей составляется рапорт мастеру.
6.5. Техническое обследование газопроводов
6.5.1. Техническое обследование газопроводов следует проводить приборным методом (подземных - без вскрытия грунта) в соответствии с производственными инструкциями, разработанными с учетом требований эксплуатационной документации изготовителей применяемых приборов и Приложения Б настоящего ОСТ. Для получения качественных результатов периодическое приборное обследование подземных газопроводов рекомендуется производить в теплые месяцы года, при талом грунте, в сухую погоду.
Обследование подводных переходов газопроводов следует проводить по специальным методикам, утвержденным в установленном порядке.
6.5.2. Приборное обследование состояния изоляции и проверка герметичности подземных стальных газопроводов может производиться одновременно комплексной бригадой в составе не менее трех человек: двух операторов по обследованию изоляционного покрытия и одного оператора по проверке герметичности. При этом операторы по обследованию изоляционного покрытия должны идти впереди, с тем, чтобы оператор по проверке герметичности имел данные о местах повреждения изоляции.
6.5.3. Проверка герметичности газопровода производится по всей трассе обследуемого газопровода. При этом проверяются на загазованность газовые колодцы и контрольные трубки, установленные на газопроводе, а также расположенные на расстоянии до 15 м по обе стороны от газопровода колодцы других подземных коммуникаций, коллекторы, подвалы зданий, шахты устоев мостов. Оператор должен иметь маршрутную карту трассы обследуемого газопровода. Выявленные утечки газа устраняются в аварийном порядке.
6.5.4. С целью обеспечения безопасности работ и уменьшения влияния выхлопных газов автотранспорта на качество обследования, обследование газопроводов, расположенных вдоль транспортных магистралей, рекомендуется производить в часы наименьшей интенсивности движения транспорта. На проезжей части улиц операторы работают в сигнальных жилетах.
6.5.5. В местах выявленных повреждений изоляции и на участках, где использование приборов затруднено индустриальными помехами, для технического обследования подземных газопроводов должны быть вырыты шурфы (не менее 1 на каждые 500 м распределительного газопровода и 200 м газопровода - ввода) длиной не менее 1,5 м.
6.5.6. Проверку герметичности подземного газопровода и выявление мест утечек газа допускается производить бурением скважин.
Скважины закладываются на расстоянии не менее 0,5 м от стенки трубопровода через каждые 2 м трассы.
Проверка наличия газа в скважинах производится приборами. Применение открытого огня для опробования устья скважин разрешается на расстоянии не ближе 3 м от зданий и сооружений.
6.5.7. Разрешается производить проверку герметичности газопроводов опрессовкой воздухом по нормам испытаний на герметичность вновь построенных газопроводов, регламентируемых строительными нормами и правилами.
6.5.8. До начала производства работ по опрессовке выполняются следующие подготовительные работы:
Проверяется соответствие исполнительно-технической документации фактическому расположению подземного газопровода на месте производства работ;
Определяются места установки заглушек, продувочных свечей, контрольно-измерительных приборов, подключения компрессора.
6.5.9. Для выполнения работ в каждом конкретном случае, с учетом местных условий, разрабатывается план организации и производства работ, в котором предусматриваются следующие мероприятия:
Последовательность проведения работ;
Порядок отключения потребителей от газоснабжения;
Порядок освобождения газопроводов от газа;
Порядок проведения испытаний на герметичность;
Порядок производства работ при продувке газопроводов газом после проведения испытаний;
Порядок ввода газопровода в эксплуатацию;
Потребность в механизмах, приспособлениях, приборах, материалах.
6.5.10. Специалисты и рабочие, участвующие в опрессовке, до начала работ должны быть ознакомлены с планом организации и производства работ, и пройти инструктаж по безопасным методам их проведения.
6.5.11. Оповещение населения и потребителей о сроках выполнения работ и прекращении подачи газа производится не позднее чем за трое суток до их начала.
6.5.12. Отключение установок ЭХЗ производится не позднее чем за один день до начала работ по опрессовке.
6.5.13. При опрессовке подземных газопроводов работы выполняются в следующем порядке:
Производится отключение испытываемого участка газопровода с помощью закрытия задвижек и кранов на вводах к потребителям с установкой заглушек, освобождение его от газа. В местах разъединения фланцевых соединений устанавливаются шунтирующие перемычки;
Газ выпускается через свечу, установленную на стояке конденсатосборника, и по возможности сжигается;
После освобождения газопровода от газа, на стояке конденсатосборника вместо свечи устанавливается приспособление для подсоединения компрессора и манометра.
При закольцованной схеме газопроводов или при отсутствии отключающих устройств для проведения опрессовки вскрывается двухметровый участок подземного газопровода. После снижения давления газа до 40 даПа вырезается окно или катушка и устанавливаются заглушки в обе стороны газопровода.
При отсутствии на испытуемом участке газопровода конденсатосборников, присоединение свечи и приспособления для подсоединения компрессора и манометра производится с помощью штуцера с резьбой, который приваривается непосредственно к трубе или к одной из установленных заглушек.
6.5.14. При опрессовке подземных газопроводов СУГ от резервуарной установки работы выполняются в следующей последовательности:
Закрываются вентиль высокого давления на редукционной головке, кран на газопроводе низкого давления;
Закрываются краны на вводах к потребителям, устанавливаются заглушки;
Газ стравливается через резинотканевый рукав, подсоединенный к продувочному штуцеру, в безопасное место и по возможности сжигается;
После освобождения газопровода от газа на продувочный штуцер устанавливается приспособление для подсоединения компрессора и манометров. При небольшой протяженности газопровода вместо компрессора разрешается использовать ручной насос.
6.5.16. Результаты технического обследования оформляются актами, в которых при выявлении дефектов дается заключение о необходимости проведения ремонта, перекладки (замены), реконструкции газопровода.
6.6. Текущий и капитальный ремонт газопроводов
6.6.1. При текущем ремонте устраняются все дефекты, выявленные в результате проведения работ по техническому обслуживанию газопроводов.
6.6.2. При текущем ремонте надземных газопроводов производятся следующие виды работ:
Устранение провеса (прогиба) газопроводов;
Ремонт или замена креплений газопровода, устранение повреждений опор;
Окраска газопроводов и арматуры (по мере необходимости);
Ремонт и замена компенсаторов;
Очистка арматуры и компенсаторов от грязи и ржавчины;
Восстановление или замена настенных знаков;
Проверка герметичности всех сварных, резьбовых и фланцевых соединений прибором или мыльной эмульсией;
Устранение утечек газа из арматуры, вварка катушек;
Устранение закупорок газопровода и арматуры;
Устранение механических повреждений (не сопровождающихся выходом газа) труб газопровода;
Устранение утечек газа из газопроводов.
6.6.3. При текущем ремонте подземных и наземных газопроводов выполняются следующие виды работ:
Восстановление обвалования наземных газопроводов, засыпка подземного газопровода до проектных отметок в случае размыва, эрозии, оползней грунта;
Устранение перекосов, оседаний и других неисправностей коверов крышек газовых колодцев, оголовков стояков конденсатосборников и гидрозатворов;
Устранение закупорок газопроводов;
Устранение утечек газа из арматуры и газопроводов;
Ремонт отдельных мест повреждений изоляционных покрытий газопроводов;
Замена коверов и контрольных трубок;
Восстановление постели подводных переходов, футеровки труб, засыпка размытых участков прокладки газопроводов и восстановление пригрузов;
Очистка газовых колодцев от грязи, воды и посторонних предметов, проверка и закрепление лестниц и скоб, восстановление отдельных мест кирпичной кладки и штукатурки, заделка выбоин горловин, восстановление отмостки и гидроизоляции колодцев.
6.6.4. При капитальном ремонте газопроводов производятся следующие виды работ:
Замена отдельных участков газопроводов;
Замена газовых колодцев;
Замена изоляции на отдельных участках газопроводов;
Восстановление стенки трубы газопровода, врезка катушек;
Установка усилительных муфт;
Замена вводов газопроводов;
Разборка и замена перекрытий, перекладка горловин газовых колодцев, полное восстановление их гидроизоляции, наращивание колодцев по высоте, оштукатуривание, смена лестниц и скоб;
Демонтаж, установка дополнительных или замена коверов конденсатосборников, гидрозатворов;
Вынос участков подземных газопроводов на опоры и фасады зданий;
Замена изоляции и футляров вводов и выходов подземных газопроводов из земли;
Замена опор надземных газопроводов.
6.6.5. Работы по текущему и капитальному ремонту арматуры, установленной на газопроводах, выполняются в соответствии с требованиями раздела 8 настоящего ОСТ.
6.6.6. Результаты работ по текущему и капитальному ремонту оформляются записью в эксплуатационном паспорте газопровода.
6.7. Удаление конденсата из конденсатосборников
6.7.1. Конденсат из конденсатосборников удаляют в специальную емкость. Из газопроводов низкого давления - ручным насосом, из газопроводов высокого и среднего давления - давлением газа.
6.7.2. Работы по удалению конденсата из конденсатосборников относятся к газоопасным, выполняются по наряду-допуску установленной формы бригадой рабочих в составе не менее двух человек.
6.7.3. Перед выходом на объект бригадир или наиболее квалифицированный рабочий, которому поручено руководство указанными работами, проверяет комплектность инструментов, материалов и приспособлений, обеспеченность средствами индивидуальной защиты и спецодеждой, знакомится с соответствующей эксплуатационно-технической документацией.
6.7.4. Откачка конденсата из конденсатосборников на газопроводах низкого давления выполняется в следующей последовательности:
Отвертывается пробка на стояке конденсатосборника;
Измеряется мерной линейкой уровень конденсата в конденсатосборнике;
Через стояк опускается всасывающий патрубок ручного насоса и закрепляется на стояке;
Нагнетательный патрубок насоса вставляется в специальную емкость для слива конденсата или автоцистерну;
Производится откачка конденсата, по окончании которой вынимается всасывающий патрубок насоса и завертывается пробка на стояке;
Проверяется герметичность резьбовых соединений при помощи мыльной эмульсии или прибором.
6.7.5. Удаление конденсата из конденсатосборников на газопроводах высокого и среднего давления производится в следующем порядке:
Проверяется закрытие запорного устройства на стояке конденсатосборника, отвинчивается пробка на стояке конденсатосборника;
В муфту стояка ввинчивается отводная трубка, которую соединяют со специальной емкостью или автоцистерной;
Плавно открывается запорное устройство на стояке конденсатосборника и производится слив конденсата в емкость или в автоцистерну;
После удаления конденсата закрывается запорное устройство на стояке конденсатосборника, отвинчивается отводная трубка;
Ввинчивается пробка в муфту стояка и проверяется герметичность запорного устройства и резьбовых соединений при помощи мыльной эмульсии или прибором.
6.7.6. При удалении конденсата из газопровода крышка люка автоцистерны или емкости должна быть постоянно открыта.
6.7.7. Слив конденсата на поверхность земли, в системы водостока, канализацию и другие инженерные коммуникации запрещается.
6.7.8. Результаты работ по удалению конденсата оформляются в эксплуатационном журнале службы подземных газопроводов.
6.8. Техническое обслуживание и ремонт средств электрохимической защиты подземных стальных газопроводов от коррозии
6.8.1. Техническое обслуживание и ремонт средств электрохимической защиты подземных газопроводов от коррозии, контроль за эффективностью ЭХЗ и разработка мероприятий по предотвращению коррозионных повреждений газопроводов осуществляются персоналом специализированных структурных подразделений эксплуатационных организаций или специализированными организациями.
6.8.2. Периодичность выполнения работ по техническому обслуживанию, ремонту и проверке эффективности ЭХЗ устанавливается ПБ 12-529. Разрешается совмещать измерения потенциалов при проверке эффективности ЭХЗ с плановыми измерениями электрических потенциалов на газопроводах в зоне действия средств ЭХЗ.
6.8.3. Техническое обслуживание и ремонт изолирующих фланцев и установок ЭХЗ производятся по графикам, утверждаемым в установленном порядке техническим руководством организаций - владельцев электрозащитных установок. При эксплуатации средств ЭХЗ ведется учет их отказов в работе и времени простоя.
6.8.4. Техническое обслуживание катодных установок ЭХЗ включает в себя:
Проверку состояния контура защитного заземления (повторного заземления нулевого провода) и питающих линий. Внешним осмотром проверяется надежность видимого контакта проводника заземления с корпусом электрозащитной установки, отсутствие обрыва питающих проводов на опоре воздушной линии и надежность контакта нулевого провода с корпусом электрозащитной установки;
Осмотр состояния всех элементов оборудования катодной защиты с целью установления исправности предохранителей, надежности контактов, отсутствия следов перегревов и подгаров;
Очистку оборудования и контактных устройств от пыли, грязи, снега, проверку наличия и соответствия привязочных знаков, состояния коверов и колодцев контактных устройств;
Измерение напряжения, величины тока на выходе преобразователя, потенциала на защищаемом газопроводе в точке подключения при включенной и отключенной установке электрохимической защиты. В случае несоответствия параметров электрозащитной установки данным пусконаладки следует произвести регулировку ее режима работы;
Внесение соответствующих записей в эксплуатационном журнале.
6.8.5. Техническое обслуживание протекторных установок включает в себя:
Измерение потенциала протектора относительно земли при отключенном протекторе;
Измерение потенциала "газопровод-земля" при включенном и отключенном протекторе;
Величину тока в цепи "протектор - защищаемое сооружение".
6.8.6. Техническое обслуживание изолирующих фланцевых соединений включает в себя работы по очистке фланцев от пыли и грязи, измерении разности потенциалов "газопровод-земля" до и после фланца, падение напряжения на фланце. В зоне влияния блуждающих токов измерение разности потенциалов "газопровод-земля" до и после фланца следует производить синхронно.
6.8.7. Состояние регулируемых и нерегулируемых перемычек проверяют измерением разности потенциалов "сооружение-земля" в местах подключения перемычки (или в ближайших измерительных пунктах на подземных сооружениях), а также измерением величины и направления тока (на регулируемых и разъемных перемычках).
6.8.8. При проверке эффективности работы установок электрохимической защиты, кроме работ, выполняемых при техническом осмотре, производится измерение потенциалов на защищаемом газопроводе в опорных точках (на границах зоны защиты) и в точках, расположенных по трассе газопровода, через каждые 200 м в населенных пунктах и через каждые 500 м на прямолинейных участках межпоселковых газопроводов.
6.8.9. Текущий ремонт ЭХЗ включает в себя:
Все виды работ по техническому осмотру с проверкой эффективности работы;
Измерение сопротивления изоляции токоведущих частей;
Ремонт выпрямителя и других элементов схемы;
Устранение обрывов дренажных линий.
6.8.10. Капитальный ремонт установок ЭХЗ включает в себя работы, связанные с заменой анодных заземлителей, дренажных и питающих линий.
После капитального ремонта основное оборудование электрохимической защиты проверяется в работе под нагрузкой в течение времени, указанного заводом-изготовителем, но не менее 24 ч.
6.9. Особенности технической эксплуатации полиэтиленовых газопроводов
6.9.1. Присоединение построенного газопровода следует выполнять по технологическим инструкциям или картам, разработанным в соответствии с настоящим ОСТ и другими нормативными документами и утвержденным в установленном порядке.
6.9.2. Присоединение построенных полиэтиленовых газопроводов и стальных газопроводов, реконструированных методом протяжки полиэтиленовых труб, к газораспределительной сети (с отключением действующего газопровода) может проводиться:
К стальным газопроводам - с использованием неразъемных соединений "полиэтилен-сталь" по , и другим, утвержденным в установленном порядке;
К полиэтиленовым газопроводам - с помощью соединительных деталей из полиэтилена по , , муфт с закладным электронагревателем по и другим, утвержденным в установленном порядке.
6.9.3. Присоединение полиэтиленовых ответвлений без отключения давления в действующем газопроводе выполняется:
К стальным газопроводам - с применением неразъемных соединений "полиэтилен-сталь";
К полиэтиленовым газопроводам - с применением седелок крановых по и другим, утвержденным в установленном порядке.
6.9.4. Для врезки (присоединения) построенных или реконструированных газопроводов в действующий газопровод, кроме указанных в п.п.6.9.2 и 6.9.3, могут быть использованы и другие соединительные детали и узлы соединений (в том числе импортного производства), разрешенные к применению в установленном порядке.
6.9.5. Все соединительные детали, в том числе неразъемные соединения "полиэтилен-сталь", должны иметь документ, подтверждающий их качество (паспорта, сертификаты соответствия).
6.9.6. Врезка стальных ответвлений в полиэтиленовый газопровод производится через стальные вставки, длиной не менее 0,8 м.
6.9.7. Присоединение газопроводов, реконструированных синтетическим тканевым шлангом, к действующему, в том числе также реконструированному синтетическим тканевым шлангом, производится без снижения давления в нем при использовании специальных механических средств врезки. При этом запрещается прямое воздействие пламени горелки при резке трубопровода на тканевый шланг реконструированного газопровода.
6.9.8. Состав работ по техническому обслуживанию полиэтиленовых газопроводов путем обхода трасс соответствует выполняемому при эксплуатации стальных газопроводов.
6.9.9. Сроки обхода трасс газопроводов, в том числе реконструированных различными методами, в зависимости от давления газа, условий эксплуатации, пучинистости грунтов, срока службы и технического состояния, устанавливаются в соответствии с требованиями ПБ 12-529.
6.9.10. Техническое обследование газопроводов приборным методом, в том числе реконструированных, проводится с периодичностью, установленной для стальных газопроводов ПБ 12-529.
При техническом обследовании газопроводов, кроме выявления утечек газа, следует проверять наличие "провода-спутника" и качество изоляции стальных вставок.
Для обнаружения утечек газа на участках, где использование приборов затруднено индустриальными помехами, должны вскрываться контрольные шурфы в количестве не менее 1 на каждые 500 м распределительных газопроводов и на каждые 200 м газопроводов-вводов, предпочтительно в местах соединения труб, в соответствии со схемой сварных стыков.
При выполнении шурфового осмотра выполняются следующие операции:
Проверка герметичности сварных соединений высокочувствительным газоискателем;
Визуальная оценка состояния поверхности трубы и грата сварного шва или муфты с закладным нагревателем.
Для газопроводов, выполненных из труб мерной длины, при выявлении негерметичности стыка, его следует вырезать и по два стыка в каждую сторону от дефектного проверить методами визуально-измерительного и ультразвукового контроля. При неудовлетворительных результатах визуально-измерительного или ультразвукового контроля принимается одно из решений:
Продолжение эксплуатации газопровода на установленных параметрах;
Продолжение эксплуатации газопровода с ограничением параметров;
Использование по иному назначению;
Вывод из эксплуатации.
Для газопроводов, выполненных из длинномерных труб, при выявлении негерметичности стыка следует произвести его замену путем вварки катушки.
При выявлении сквозных дефектов поверхности трубы или выходящих за пределы допустимых значений, установленных нормативной документацией на трубы, дефект следует устранить путем вварки катушки.
По результатам технического обследования составляется акт.
6.9.11. Полиэтиленовые газопроводы, на которых в течение года наблюдались утечки газа в количестве более одной для межпоселковых и более двух для внутрипоселковых на 1 км газопровода, подвергаются внеочередному техническому обследованию.
6.9.12. Текущий ремонт полиэтиленовых газопроводов производится для устранения неисправностей, выявленных при техническом обслуживании. Кроме того, проводится визуальная проверка состояния поверхностей фитинга и участка полиэтиленовой трубы, расположенных в колодце.
6.9.13. Для ликвидации утечки газа в качестве временной меры (в течение одной рабочей смены) допускается использование металлических хомутов и муфт с уплотнением из маслобензостойкой резины, липкой синтетической ленты, глиняного пластыря или пережимных устройств.
6.9.14. При временном устранении дефекта в виде трещины концы ее необходимо засверлить на всю толщину стенки трубы.
6.9.15. Работы по устранению дефектов допускается производить при температуре наружного воздуха не ниже минус 15 °С. При более низких температурах необходимо осуществлять подогрев трубы, но не выше чем 40 °С (например, гибкими нагревательными элементами или др. приспособлениями) или производить работы с применением специальных отапливаемых модулей (палаток).
6.9.16. Засыпка полиэтиленового газопровода после временного устранения утечки газа не допускается.
При температуре наружного воздуха ниже минус 15 °С газопровод следует присыпать грунтом на высоту 0,2 м выше верхней образующей трубы.
6.9.17. Узлы неразъемных соединений "полиэтилен-сталь", установленные на цокольных вводах в здания или на надземных выходах, ремонту не подлежат, при выявлении утечек газа или механических повреждений - заменяются.
6.9.18. Замена дефектных стыков или участков труб производится путем вварки катушек длиной не менее 500 мм. Допускается вварка катушек длиной не менее 200 мм для труб диаметром до 50 мм.
Вварка катушек производится сваркой нагретым инструментом встык или при помощи муфт с закладными нагревателями.
6.9.19 При вварке катушек следует использовать трубы по ГОСТ Р 50838 из ПЭ 80 и ПЭ 100, не просроченные по гарантийному сроку хранения и прошедшие входной контроль качества. При использовании сварки встык и труб из разных марок полиэтилена параметры сварки следует выбирать по полиэтилену с наименьшим значением ПТР при условии разности показателей ПТР в пределах от 0,3 до 1,1 г/10 мин. ПТР измеряют в соответствии с требованием нормативной документации. Сварные стыковые соединения должны быть подвергнуты 100% ультразвуковому контролю не ранее чем через 24 часа после сварки последнего стыка.
Трубы, просроченные по гарантийному сроку хранения, могут быть использованы для ремонта газопровода после положительных результатов дополнительных испытаний на соответствие требованиям нормативной документации на их выпуск по следующим показателям:
Относительное удлинение при разрыве;
Показатель текучести расплава;
Испытание на стойкость при постоянном внутреннем давлении при 20 °С и в течение 100 часов.
При ремонте дефектных участков газопроводов разрешается использовать трубы из имеющегося аварийного запаса, в том числе и для газопроводов, построенных из ПЭ 63.
При использовании для ремонта муфт с закладным нагревателем параметры сварки устанавливаются в зависимости от способа ввода информации.
6.9.20. Допускается выполнять ремонт полиэтиленовых газопроводов с помощью вварки двух узлов неразъемных соединений "полиэтилен-сталь".
Неразъемные соединения изготавливаются по и другим, утвержденным в установленном порядке специализированной организацией.
На полиэтиленовых газопроводах низкого и среднего давления применяются соединения "полиэтилен-сталь", изготовленные из полиэтиленовых труб с SDR 17,6 и SDR 11, на газопроводах высокого - с SDR 11.
6.9.21. Ремонт газопроводов, реконструированных методом протяжки полиэтиленовых труб, необходимо выполнять отдельными участками.
Длина участка определяется с учетом его ограничения установленной на газопроводе арматурой и должна быть, как правило, не более 500 м.
6.9.22. Для обнаружения утечки газа следует использовать высокочувствительные газоанализаторы или газоискатели.
Для определения места утечки на реконструированных газопроводах возможно использование современной робототехники. Для осмотра внутренней поверхности труб могут применяться телекамеры, перемещающиеся внутри трубы с помощью специальных транспортеров или тросов.
Ремонт газопроводов, реконструированных методом протяжки полиэтиленовых труб, включает следующие виды работ:
Подготовка котлованов;
Отключение ремонтируемого участка от действующей сети с применением инвентарных заглушек;
Разгерметизация торцов футляра для извлечения полиэтиленового газопровода;
Вытягивание плети с помощью механизированных приспособлений тросом, закрепленным на трубе через хомут;
Вварка отрезка трубы или всего заменяемого участка в действующий газопровод с помощью муфт с закладным нагревателем или сваркой встык при условии 100% ультразвукового контроля сварных стыковых соединений;
Испытания полиэтиленовой плети на герметичность по нормам, предусмотренным для вновь строящихся газопроводов;
Протяжка отремонтированного участка или новой плети внутрь стального футляра;
Присоединение отремонтированного участка к действующему газопроводу;
Проверка герметичности стыков на смонтированных узлах соединений "полиэтилен-сталь" рабочим давлением газа;
Пуск газа.
После проведения ремонта на открытых участках полиэтиленовых труб на расстоянии 0,25 м от верха газопровода должна быть уложена полиэтиленовая сигнальная лента шириной не менее 0,2 м с несмываемой надписью "газ".
6.9.23. Вварка нового участка в газопроводы, реконструированные другими методами, производится в соответствии со специально разработанной технологической картой.
6.9.24. При отключении газопровода для ремонта рекомендуется применять пережимные устройства.
6.9.25. Место сжатия трубы должно находиться в углублении траншеи. При наличии сухого грунта, для исключения воздействия статического электричества, углубление должно быть залито водой. После проведения ремонта место сжатия должно быть усилено муфтой с закладным электронагревателем или хомутом.
Газопровод не должен подвергаться сжатию более одного раза в одном и том же месте.
Возможно использование заземленного проводника в виде влажной ленты, обернутой вокруг трубы.
6.9.26. При обнаружении выхода газа труба должна быть увлажнена слабым раствором моющего средства, начиная от уровня земли. Затем следует намотать влажную ленту, добавляя к воде глицерин для сохранения гибкости ленты при температуре окружающей среды ниже 0 °С. Ленту следует заземлить с помощью металлического штифта, закрепленного в земле.
6.9.27. С целью исключения разряда статического электричества продувка ремонтируемого участка может выполняться только при заземленном полиэтиленовом газопроводе.
6.9.28. Необходимость капитального ремонта устанавливается в процессе эксплуатации в случае обнаружения неудовлетворительного состояния газопровода (разрушение стыков и соединений "полиэтилен-сталь", механических повреждений, пришедших в негодность сооружений на газопроводе и др). Назначение на капитальный ремонт осуществляется на основании результатов технического обследования.
6.9.29. Капитальный ремонт полиэтиленовых газопроводов заключается в замене пришедших в негодность труб и стыков на отдельных участках газопровода, соединительных деталей и узлов соединений "полиэтилен-сталь" или участков газопровода.
6.9.30. Капитальный ремонт газопроводов, реконструированных методом протяжки полиэтиленовых труб, заключается в удалении пришедших в негодность полиэтиленовых труб и выполняется как при текущем ремонте.
6.9.31. Капитальный ремонт газопроводов, реконструированных методом протяжки профилированных полиэтиленовых труб, заключается в удалении всего реконструированного участка и замене его новым.
6.9.32. Капитальный ремонт газопроводов, восстановленных с использованием синтетического тканевого шланга и двухкомпонентного клея, заключается в замене участков газопровода.
При капитальном ремонте производятся все виды работ, предусмотренные при техническом обслуживании и текущем ремонте.
6.9.33. Поиск трассы газопровода, если для обозначения ее был использован изолированный медный или алюминиевый провод, необходимо выполнять прибором типа АНПИ или аналогичным.
6.9.34. После проведения работ по капитальному ремонту на 0,25 м от верха газопровода следует произвести укладку сигнальной полиэтиленовой ленты шириной не менее 0,2 м с несмываемой надписью "газ".
6.9.35. Сведения о работах, выполняемых при капитальном ремонте полиэтиленовых и реконструированных газопроводов, заносятся в эксплуатационный паспорт газопровода.
6.9.36. Аварийно-восстановительные работы на полиэтиленовых газопроводах, в том числе реконструированных, выполняются в соответствии с планами локализации и ликвидации аварий, утверждаемыми в установленном порядке.
6.9.37. Место снежно-ледяных, кристаллогидратных, смоляных закупорок газопровода определяют:
По рельефу трассы газопровода в местах ее понижения, а также в местах местных сопротивлений (повороты, сужения и пр.);
От ближайшего разъемного соединения на газопроводе (например, от колодца) методом проталкивания до упора стеклопластикового стержня (типа "Кобра") в закупорку. Уточняют место ее нахождения по длине проталкиваемого стержня до упора.
6.9.38. Для ликвидации снежно-ледяных, кристаллогидратных, смоляных закупорок на полиэтиленовом газопроводе применяются:
Заливка органических спиртов-растворителей, к которым полиэтилен химически стоек (например, этанол, бутанол);
Обогрев мест закупорки паром, гибкими нагревательными элементами или разогрев через слой песка инфракрасными горелками. Температура разогрева песка не должна превышать 80 °С;
Шуровка газопровода мягким ершом;
Др. методы по ТК, инструкциям, утвержденным в установленном порядке.
6.9.39. Аварийно-восстановительные работы на газопроводах, восстановленных с использованием синтетических тканевых шлангов и двухкомпонентного клея, проводятся по специально разработанной инструкции и включают в себя следующие основные виды операций:
Отключение поврежденного участка;
Продувка;
Высверливание окна на поврежденном месте для установки кляпов, для вырезки катушек;
Проверка герметичности кляпов (кирпичной стенки шара с шамотной глиной);
Вырезка катушек на поврежденных участках, при врезке по границе кляпа постоянно должен находиться жгут из ветоши, смоченной водой.
Врезка новой катушки с окном производится в обратном порядке.
6.9.40. Работы по технической эксплуатации полиэтиленовых газопроводов, не регламентируемые настоящим подразделом, выполняются аналогично работам, предусмотренным для стальных газопроводов.
|
Смотрите также: |
В случае выявления неисправностей или самовольного ведения работ в охранной зоне газопровода должен составляться рапорт.
3.3.13. Вдоль трассы подземного газопровода в пределах 2 м по обе стороны не допускается складирование материалов, оборудования, в том числе для временного хранения.
3.3.14. Администрация организации, по территории которой газопровод проложен транзитом, должна обеспечить доступ обслуживающего персонала эксплуатационной организации для проведения осмотра, ремонта газопровода, локализации и ликвидации аварийных ситуаций.
3.3.15. Владельцы смежных с газопроводом подземных сооружений (коммуникаций) должны своевременно производить очистку крышек колодцев и камер на расстоянии не менее 15 м от газопровода для проверки их на загазованность.
3.3.16. Владельцы зданий должны содержать подвалы и технические подполья в состоянии, обеспечивающем возможность их постоянного проветривания и проверки на загазованность.
3.3.17. Приборное техническое обследование действующих подземных газопроводов должно производиться не реже 1 раза в 5 лет.
Газопроводы, требующие капитального ремонта или включенные в план на замену (перекладку), должны подвергаться приборному техническому обследованию не реже 1 раза в год.
3.3.18. Внеочередные приборные технические обследования стальных газопроводов должны проводиться при обнаружении неплотности или разрыва сварных стыков, сквозных коррозионных повреждений, а также если у электрозащитных установок в течение года были перерывы в работе:
более 1 мес. - в зонах опасного действия блуждающих токов;
более 6 мес. - в зонах отсутствия блуждающих токов, если защита газопровода не обеспечена другими установками.
Коррозионное состояние металла и изоляционного покрытия трубы должно определяться во всех шурфах, отрываемых в процессе эксплуатации газопровода или смежных сооружений.
Качество сварных стыков на вскрытых участках газопроводов проверяется, если ранее на газопроводе были обнаружены поврежденные сварные соединения.
3.3.19. При приборном техническом обследовании подземных стальных газопроводов должны выявляться места повреждения изоляционных покрытий и утечки газа.
3.3.20. В местах выявленных повреждений изоляционного покрытия, а также на участках, где использование приборов затруднено индустриальными помехами, должны быть отрыты контрольные шурфы длиной не менее 1,5 м для визуального обследования.
Количество шурфов в зонах индустриальных помех должно составлять не менее 1 на каждые 500 м распределительных газопроводов и на каждые 200 м газопроводов - вводов.
3.3.21. С целью проверки герметичности подземного газопровода и для обнаружения мест утечек газа допускается производить бурение скважин.
Скважины закладываются на расстоянии не менее 0,5 м от стенки газопровода через каждые 2 м глубиной не менее глубины промерзания грунта в зимнее время, в остальное время - на глубину укладки трубы.
3.3.22. Применение открытого огня для опробования устья скважин разрешается не ближе 3 м от зданий и сооружений.
Если газ в скважине не воспламенится, проверка его наличия должна проводиться приборами.
3.3.23. При использовании высокочувствительных приборов для определения наличия газа глубина скважин может быть уменьшена с целью их закладки вдоль оси газопровода.
3.3.24. Допускается производить проверку плотности газопроводов опрессовкой по нормам испытаний вновь построенных газопроводов на герметичность.
Газопроводы давлением до 0,005 МПа проверяются на герметичность давлением 0,3 МПа в течение 1 часа. Видимое падение давления по образцовому манометру не допускается.
3.3.25. При обследовании подводных переходов уточняется местоположение газопровода и наличие повреждений изоляционного покрытия по методике, разработанной специализированной организацией и утвержденной владельцем газопровода.
Работы по обследованию переходов через водные преграды должны производиться не реже 1 раза в 5 лет.
3.3.26. Утечки газа на газопроводах, обнаруженные при приборном техническом обследовании, устраняются в аварийном порядке.
Дефекты изоляционных покрытий, выявленные на газопроводах, расположенных в зонах опасного влияния блуждающих токов и на расстоянии менее 15 м от административных, общественных и жилых зданий, должны устраняться в течение 1 мес., в остальных случаях - не позднее чем через 3 мес. после их обнаружения.
3.3.27. По результатам приборного технического обследования должен составляться акт, в котором с учетом выявленных дефектов и оценки технического состояния дается заключение о возможности дальнейшей эксплуатации газопровода, необходимости и сроках проведения его ремонта или перекладки (замены).
3.3.28. Внеочередные технические обследования (диагностика технического состояния) газопроводов должны проводиться по истечении расчетного ресурса работы, принимаемого для стальных газопроводов 40 лет и для полиэтиленовых 50 лет.
Диагностика с целью определения необходимости замены или остаточного ресурса с разработкой мероприятий, обеспечивающих безопасную эксплуатацию газопровода на весь срок продления жизненного цикла, должна проводиться в соответствии с методиками, утверждаемыми Госгортехнадзором России.
3.3.29. Производство строительных и земляных работ в охранной зоне газопровода (ближе 15 м) допускается по письменному разрешению организации - владельца газопровода, в котором должны быть указаны условия и порядок их проведения и приложена схема газопровода с привязками.
До начала работ эксплуатирующей организации газового хозяйства представляется проект плана производства работ для согласования мероприятий, обеспечивающих сохранность газопровода.
Производство строительных работ в охранной зоне газопровода без разрешения запрещается.
3.3.30. До начала работ ударных механизмов и землеройной техники должно быть определено фактическое местоположение газопровода отрытием шурфов вручную в присутствии представителя организации газового хозяйства.
Ударные механизмы для рыхления грунта могут применяться не ближе 3 м от газопровода, а способные на отклонение от вертикали (клин - баба) - не ближе 5 м от газопровода.
Эксплуатационным организациям газового хозяйства допускается производить вскрытие газопровода механизированным способом, при условии удаления последнего слоя грунта (200 - 300 мм) вручную.
3.3.31. При строительстве вблизи действующих газопроводов зданий, инженерных сооружений (коммуникаций), дорог и в случаях пересечения ими газопроводов строительными организациями должны быть выполнены требования действующих нормативных документов и проекта.
3.3.32. При проведении работ по расширению и капитальному ремонту железнодорожных, трамвайных путей и автомобильных дорог в местах пересечения их с газопроводами последние, независимо от сроков предыдущей проверки, должны быть подвергнуты внеочередному техническому обследованию и, при необходимости, ремонту или перекладке.
Эксплуатационные организации газового хозяйства должны быть заблаговременно уведомлены о предстоящем ремонте или расширении путей (дорог).
Все документы, представленные в каталоге, не являются их официальным изданием и предназначены исключительно для ознакомительных целей. Электронные копии этих документов могут распространяться без всяких ограничений. Вы можете размещать информацию с этого сайта на любом другом сайте.
ФИЛИАЛ ОАО «ИНЖЕНЕРНЫЙ ЦЕНТР ЕЭС» - «ФИРМА ОРГРЭС»
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ОСМОТРУ И ПРОВЕРКЕ КОЛОДЦЕВПОДЗЕМНЫХ ГАЗОПРОВОДОВСИСТЕМЫ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ ТЭСИ КОТЕЛЬНЫХ
Центр
производственно
-
технической
информации
энергопредприятий
и
технического
обучения
ОРГРЭС
Москва 2005
Разработано Филиалом ОАО «Инженерный центр ЕЭС» - «Фирма ОРГРЭС»
Исполнители Л.Н. ПОПОВ, Г.Н. РОСТОВСКИЙ, Д.А. ПОПОВ
Утверждено Филиалом ОЛО «Инженерный центр ЕЭС» - «Фирма ОРГРЭС» 10.2005 г.
Главный инженер В.Л. КУПЧЕНКО
Настоящие Методические указания устанавливают объем и последовательность работ по осмотру и проверке колодцев общего назначения, подземных газопроводов и подземных сооружений при обходе трассы газопроводов систем газоснабжения ТЭС.
В Методических указаниях приведены основные меры безопасности при проведении работ по осмотру и проверке колодцев подземных газопроводов и сооружений.
Методические указания предназначены для эксплуатационного персонала действующих ТЭС и котельных, занятого обслуживанием и ремонтом оборудования и газопроводов, и ИТР, отвечающих за организацию эксплуатации газового хозяйства ТЭС.
Требования Методических указаний обязательны для оперативного и ремонтного персонала ТЭС и котельных, в ведении которых находятся подземные газопроводы, а также специалистов, ответственных за безопасную эксплуатацию газового хозяйства ТЭС и котельных. При ведении эксплуатации подземных газопроводов собственными силами на ТЭС на основе настоящих Методических указаний должны быть разработаны местные производственные инструкции по организации работ по осмотру и проверке колодцев подземных газопроводов и сооружений с учетом местных условий.
1.1. Осмотр и проверка технического состояния колодцев подземных газопроводов и сооружений проводится при обходе трасс подземных газопроводов. Обход трасс подземных газопроводов должен проводиться по утвержденному техническим руководителем графику. Периодичность обхода трасс подземных газопроводов должна устанавливаться техническим руководителем энергообъекта дифференцированно в зависимости от технического состояния газопроводов, продолжительности их эксплуатации, коррозионной активности грунта, давления газа, характера местности и плотности застройки, эффективности средств электрозащиты времени года и других факторов (ведение строительных работ, наличие приборного метода обследования технического состояния газопроводов и др.).
Сроки обхода трасс должны периодически пересматриваться с учетом изменения технического состояния газопроводов, условий эксплуатации и накопленного в процессе эксплуатации опыта.
1.2. Обход трасс подземных газопроводов должен производиться бригадой слесарей-обходчиков в составе не менее двух человек, один из которых назначается старшим.
Обход трасс в незастроенной части города, а также при отсутствии в 15-метровой части колодцев и других подземных коммуникаций допускается производить одним слесарем-обходчиком.
1.3. К обходу трасс подземных газопроводов допускаются лица, прошедшие специальное обучение, проверку знания «Правил безопасности систем газораспределения и газопотребления» в объеме выполняемых ими работ и прошедшие стажировку в установленном порядке.
1.4. Каждый слесарь-обходчик обязан знать трассы обслуживаемых им газопроводов, все установленные на них газовые сооружения (запорную арматуру, конденсатосборники, ковера и др.), а также местоположение всех колодцев подземных сооружений других коммуникаций и подвалов домов, расположенных на расстоянии до 15 м по обе стороны газопровода.
Обходчик должен знать также устройство и правила пользования приборами для обнаружения загазованности; отравляющие действия вредных веществ и признаки отравления ими; правила производства работ и пребывания в газоопасных местах; правила установки дорожных привязочных знаков; правила эвакуации лиц, пострадавших от вредных веществ, из газоопасных мест; способы оказания первой доврачебной помощи при ожогах, ушибах, удушье газом; правила пользования средствами личной защиты органов дыхания и правила уличного движения.
1.5. Рабочим, производящим обход подземных газопроводов, должны выдаваться под расписку маршрутные карты. На маршрутную схему-карту должны быть нанесены схема трассы газопровода, основные постоянные ориентиры (здания и другие надземные сооружения), сооружения на газопроводах (колодцы, ковера), колодцы других коммуникаций, коллекторы, шахты и другие подземные сооружения, подлежащие проверке на загазованность и расположенные на расстоянии до 15 м в обе стороны от газопровода. На маршрутной карте должны быть указаны также: общая протяженность газопровода и количество обслуживаемых сооружений и их месторасположение на газопроводах и других коммуникациях (водопроводы, канализация, тепловые сети, телефон и др.). Все изменения на трассе газопровода (врезка новых газопроводов, снос и постройка новых зданий и сооружений и др.) должны своевременно наноситься на маршрутные карты.
1.6. Мастер газовой службы (участка) ТЭС, эксплуатирующая подземные газопроводы собственными силами, обязан осуществлять постоянный контроль за работой слесарей-обходчиков и нести вместе с ними ответственность за качество профилактического обслуживания газопроводов, в том числе за производство строительных и ремонтных работ сторонними организациями вблизи трасс действующих газопроводов, и своевременно принимать меры по обеспечению сохранности этих газопроводов и сооружений на них.
1.7. Перед каждым выходом слесарей-обходчиков на трассу мастер должен проверить наличие у обходчиков маршрутных карт, наличие и исправность газоанализаторов, средств личной безопасности и инструмента и провести инструктаж.
1.8. Мастер газовой службы энергообъекта обязан ежемесячно проводить контрольную проверку качества выполняемых работ слесарями-обходчиками по техническому обслуживанию газопроводов.
1.9. Для контрольных проверок могут приниматься следующие формы: навешивание контрольных жетонов в установленных местах; повторный контрольный обход трассы в день обхода или на следующий день с осмотром состояния костров, арматуры, настенных указателей и проверкой наличия конденсата в конденсатосборниках после обхода трасс слесарями-обходчиками.
2.1. Внешний осмотр трасс газопроводов с целью обнаружения утечек газа по различным признакам: пожелтению растительности на трассе, появлению пузырей на поверхности воды, запаху одоранта, шипению газа, выходящего на поверхность, появлению бурых пятен на снегу и др.
2.2. Проверка на загазованность газовых колодцев и коверов, установленных на газопроводах, колодцев и камер смежных коммуникаций, коллекторов, подвалов зданий и других сооружений, расположенных до 15 м по обе стороны от газопровода.
При обнаружении загазованности более 0,1% (по объему) в каком-либо из указанных в п. 2.2 месте - дополнительная проверка на загазованность, перечисленных в п. 2.2 сооружений (в том числе подвалов и первых этажей зданий) в радиусе 50 м от места обнаружения загазованности. При обнаружении загазованности должны быть приняты следующие меры:
Немедленное извещение (по телефону) начальника смены станции (НСС) об обнаруженной загазованности для принятия необходимых мер;
Проветривание загазованных колодцев, подвалов и других мест, где обнаружена загазованность, до прибытия бригады аварийно-диспетчерской службы (АДС) газоснабжающей (газосбытовой) организации (спуск в загазованный колодец или другое подземное сооружение персоналу, проводящему контрольный осмотр трассы подземных газопроводов, до прибытия бригады аварийно-диспетчерской службы запрещается);
При загазованности подвалов - предупреждение находящихся в здании людей о недопустимости курения, использования открытого огня, включения или отключения электроприборов и при необходимости (при концентрации газа в составе воздуха более 1% по объему) - удаление людей из здания, организация охраны входа в загазованное здание или сооружение.
2.3. Наружный осмотр, проверка технического состояния (исправности) крышек газовых колодцев, коверов и арматуры, находящихся под ними, очистка крышек колодцев и коверов от грязи, снега, льда, мусора, посторонних предметов.
2.4. Мелкий ремонт коверов и верхней арматуры газовых сооружений (находящихся под крышей ковера): смена и смазка пробок на трубках конденсатосборников, замена неисправных крышек коверов, исправление неправильной установки ковера.
2.5. Проверка наличия настенных указателей местоположения газовых колодцев и коверов, контроль за их состоянием и соответствием их фактическому расположению. Восстановление настенных указателей, пришедших в негодность, или установка новых (по мере необходимости).
2.6. Выявление и недопущение строительства зданий и сооружений вблизи от газопровода с нарушением действующих норм разрыва, а также посадки деревьев на расстоянии от газопровода менее 1,5 м.
2.7. Наблюдение за ходом строительных и дорожных работ, выполняемых вблизи газопровода сторонними организациями, и контроль за выполнением требований предприятия газового хозяйства, направленных на сохранность газопроводов и сооружений на них, изложенных в специальном уведомлении, выданном организации, выполняющей строительные работы.
Проверка наличия у строительной организации указанного уведомления, и в случае его отсутствия - запрещение производства работ вблизи трассы и немедленное сообщение о проводимых строительных работах мастеру газовой службы или НСС.
2.8. Наблюдение за состоянием местности по трассе газопровода с целью своевременного принятия мер в случаях обрушения грунта или разрыва траншей газопроводов талыми или дождевыми водами, а также загромождения трассы газопровода строительными или другими материалами.
2.9. Составление в конце рабочего дня рапорта о результатах обхода трассы газопровода. Рапорт сдается мастеру газовой службы ТЭС после каждого обхода в тот же день.
Осмотр колодцев подземных сооружений относится к газоопасным работам, которые допускается проводить без оформления нарядов-допусков на производство газоопасных работ. Осмотр колодцев проводится в следующем порядке:
3.1. Установка при необходимости ограждения.
3.2. Очистка крышки колодца от грязи, снега, льда.
3.3. Приподнимается крючком, смазанным тавотом или солидолом, крышка колодца, под которую подкладывается деревянная прокладка.
3.4. Поверка колодца на загазованность. Пробы воздуха следует отбирать с помощью шланга, опускаемого в люк колодца или другого подземного сооружения на расстоянии 20-30 см от крышки люка. Для определения достаточности кислорода в воздухе подземного сооружения допускается применять газобезопасную бензиновую лампу ЛБВК. Работа с лампой ЛБВК производится по заводской инструкции. Содержание кислорода в воздухе должно быть не менее 20% по объему.
3.5. После проверки колодца на загазованность крышка колодца открывается полностью и проводится его проветривание (естественным путем).
3.6. После проветривания в течение 5-10 мин осуществляется повторная проверка колодца на загазованность.
3.7. При необходимости осуществляется откачка воды из колодца.
3.8. При отсутствии загазованности (содержании кислорода в воздухе 20% и более по объему) в колодец спускается один из рабочих в спасательном поясе со спасательной веревкой. Члены бригады, находящиеся на поверхности земли, должны держать концы веревок от спасательного пояса рабочего, находящегося в колодце, и вести непрерывное наблюдение за ним. При этом они должны располагаться с наветренной стороны и периодически удостоверяться в хорошем самочувствии работающего.
3.9. Рабочий в колодце производит визуальный осмотр состояния арматуры на предмет обнаружения перекосов, раковин, трещин, коррозии и т.п., производит очистку арматуры (при необходимости) от грязи и ржавчины, проверку состояния стен колодца, скоб (лестницы) и проводит очистку колодца от грязи (при необходимости).
4.1. На рабочих, осуществляющих обход трассы подземных газопроводов, должны быть надеты жилеты оранжевого цвета. До начала обхода необходимо проверить исправность противогаза и шлангов. Герметичность противогаза и шланга проверяется путем зажатия рукой конца шланга при надетом противогазе. Если в таком положении дышать невозможно, то противогаз исправен.
4.2. Перед спуском в колодец гофрированный шланг, подводящий воздух к дыхательному клапану маски противогаза, должен быть закреплен на поясном ремне.
Воздухозаборные патрубки противогаза должны быть расположены с наветренной стороны от места расположения колодца и укреплены таким образом, чтобы было исключено засасывание пыли с поверхности грунта. При отсутствии принудительной подачи воздуха с помощью вентилятора длина шланга должна быть не более 15 м. Шланг не должен иметь резких перегибов или чем-либо заземляться.
4.3. Наличие шланговых противогазов, спасательных веревок и поясов у слесарей-обходчиков обязательно.
У спасательных поясов должны быть наплечные ремни со стороны спины с кольцом на их пересечении для крепления спасательной веревки. Пояс должен подгоняться таким образом, чтобы кольцо располагалось не ниже лопаток. Применение поясов без наплечных ремней запрещается. Другой конец спасательной веревки должен быть в руках наблюдающего.
4.4. Проверка наличия газа в колодцах, подвалах, коллекторах, шахтах и других подземных сооружениях должна проводиться газоанализатором во взрывозащищенном исполнении.
Анализ проб воздуха в подвалах зданий может проводиться непосредственно в подвале газоанализаторами взрывозащищенного исполнения, а при их отсутствии путем отбора пробы воздуха из подвала и анализа ее вне здания. Содержание кислорода в воздухе должно быть не менее 20% по объему.
4.5 . При отборе проб воздуха из коллекторов, шахт, колодцев и других подземных сооружений спускаться в них запрещается.
4.6. При нахождении в подвале, а также у колодцев, шахт, коллекторов и других подземных сооружений курить и пользоваться открытым огнем запрещается.
4.7. При открывании люка колодца или других подземных сооружений стоять следует с наветренной стороны (спиной к ветру).
4.8. Проверять плотность всех сварных, резьбовых, фланцевых соединений и сальниковых уплотнений следует специальными приборами или мыльной эмульсией. Применение огня для обнаружения газа запрещается.
4.9. Рабочий, спускающийся в колодец, должен быть в спецодежде и обуви без стальных подковок и гвоздей (в резиновых сапогах или галошах).
4.10. Спускаться в колодец следует только по скобам или лестнице. При спуске по скобам необходимо убедиться в надежности их крепления. Металлическая лестница должна быть достаточной длины с приспособлением для ее закрепления у края колодца и не дающая искр.
4.11. Спуск в колодцы или другие подземные сооружения при наличии в них загазованности более 1% (по объему) или при содержании кислорода в воздухе менее 20%
(по объему) при обходе трассы газопроводов запрещается.
4.12. Работа в колодце или в другом подземном сооружении при уровне воды в нем выше 200 мм (над уровнем пола) запрещается.
4.13. Не допускается оставлять вблизи открытого колодца предметы во избежание их попадания в колодец. Инструмент должен подаваться в колодец только на веревке или из рук в руки.
4.14. При очистке арматуры от ржавчины и грязи необходимо пользоваться защитными очками и рукавицами.
4.15. Запрещается открывать и закрывать крышки люков подземных газопроводов и других сооружений непосредственно руками, гаечными ключами или другими не предназначенными для этого предметами.
4.16. Все члены бригады должны уметь оказывать первичную медицинскую помощь при ожогах, ушибах, удушье газом, поражении электрическим током.
1. Шланговые противогазы ПШ-1 (на каждого члена бригады).
2. Брезентовые костюмы, рукавицы, защитные каски, очки, резиновые сапоги (галоши), перчатки диэлектрические, резиновые шланги диаметром 8-25 мм.
3. Газоанализатор ПГФ 2М-И1Л (газобезопасная бензиновая лампа ЛБВК).
4. Спасательные пояса со спасательными веревками.
5. Насос для откачки воды с ручным приводом.
6. Переносной светильник во взрывозащищенном исполнении.
7. Металлическая щетка, защитные очки.
8. Набор накидных гаечных ключей и газовые ключи № 1-4.
9. Лестница, крючок длиной не менее 50 см для открывания крышек колодцев, деревянная прокладка, ведра, спирт, мыло, кусок поролона, веревка из льняных волокон (ГОСТ 1868-72).
10. Смазка НК 50 или ГЛЗ 41, тавот, солидол (ГОСТ 4366-76).
11. Предупредительные и запрещающие знаки безопасности ограждения (ГОСТ 10807-78 , ГОСТ 12.4.026 -76)*.
12. Средства и медикаменты первой доврачебной помощи.
* Ограждения должны быть окрашены в сигнальные цвета по ГОСТ 12.4.026 -76. Знаки безопасности должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.4.026 -76. Сигнальные дорожные знаки и сигнальные лампы должны обеспечивать хорошую видимость места ограждения со всех сторон возможного проезда автотранспорта и прохода пешеходов.
