Справочник по ГОСТам и стандартам
Новости Аналитика и цены Металлоторговля Доска объявлений Подписка Реклама
   ГОСТы, стандарты, нормы, правила
 

ОСТ 153-39.3-051-2003
Техническая эксплуатация газораспределительных систем. Основные положения. Газораспределительные сети и газовое оборудование зданий. Резервуарные и баллонные установки (взамен Правил технической эксплуатации и требования безопасности труда в газовом хозяйстве Российской Федерации. 1991)

ОСТ 153-39.3-051-2003. Техническая эксплуатация газораспределительных систем. Основные положения. Газораспределительные сети и газовое оборудование зданий. Резервуарные и баллонные установки (взамен Правил технической эксплуатации и требования безопасности труда в газовом хозяйстве Российской Федерации. 1991)

 

Министерствоэнергетики Российской Федерации

 

УДК697.245(083.74)                                                                                                                 Т38

 

СТАНДАРТОТРАСЛИ

 

 

ТЕХНИЧЕСКАЯЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ

 

Основныеположения.

Газораспределительныесети и газовое оборудование зданий.

Резервуарныеи баллонные установки.

 

ОСТ153-39.3-051-2003

 

Датавведения 2003-06-27

 

 

Настоящийстандарт отрасли регламентирует производство работ по технической эксплуатации объектовгазораспределительных систем, предназначенных для обеспечения потребителейприродными и сжиженными углеводородными газами и использования этих газов вкачестве топлива.

Стандартотрасли согласован Госгортехнадзором России и утвержден приказом Министерстваэнергетики Российской Федерации от 27.06.2003 № 259.

Стандартотрасли разработан ОАО "Гипрониигаз" с участием специалистов ОАО"Росгазификация". В разработке приняли участие: Аксеневич Т.П.,Астафьева Т.Н., Вольнов Ю.Н., Гордеева Р.П., Зубаилов Г.И., Кайро А.В.,Костышен Л.В., Морозова Н.Н., Недлин М.С., Осокин А.Д., Струкова А.С., ТарасовВ.В., Трофимович В.Ф., Чирчинская Г.П., Шурайц А.Л. (руководитель).

 

1.Область применения

 

1.1. Настоящийстандарт отрасли (ОСТ) содержит требования к технической эксплуатации:

- наружных(подземных, надземных, наземных) газопроводов, проложенных вне и на территориигородов и населенных пунктов;

- зданий исооружений на газопроводах;

- средствзащиты от электрохимической коррозии;

-газорегуляторных пунктов и газорегуляторных установок;

- внутреннихгазопроводов и газоиспользующего оборудования предприятий, отопительныхкотельных, зданий всех назначений;

- резервуарныхи баллонных установок сжиженных углеводородных газов.

1.2. НастоящийОСТ распространяется на организации и предприятия топливно-энергетическогокомплекса, объединения и другие хозяйствующие субъекты Российской Федерации(независимо от их организационно-правовой формы и формы собственности) ииндивидуальных предпринимателей, осуществляющих деятельность:

- потехнической эксплуатации объектов газораспределительных систем, предназначенныхдля обеспечения природными и сжиженными углеводородными газами потребителей,использующих эти газы в качестве топлива;

- потехнической эксплуатации газового хозяйства предприятий;

- потехническому обслуживанию и ремонту газового оборудования зданий всехназначений.

1.3. ОСТ нераспространяется на:

-магистральные газопроводы, указанные в СНиП 2.05.06;

-внутриплощадочные газопроводы и газовое оборудование металлургическихпроизводств;

-внутриплощадочные газопроводы и газовое оборудование химических,нефтехимических, нефтедобывающих и других производств, использующих газ вкачестве сырья;

-автомобильные газонаполнительные компрессорные станции;

- передвижныегазоиспользующие установки, газовое оборудование автомобильного,железнодорожного транспорта, летательных аппаратов, речных и морских судов;

- специальноегазовое оборудование военного назначения;

-экспериментальные газопроводы и опытные образцы газового оборудования;

- установки,использующие энергию взрыва газовоздушных смесей или предназначенные дляполучения защитных газов;

-внутриплощадочные газопроводы, ГРП и внутренние газопроводы тепловыхэлектростанций.

 

2.Нормативные ссылки

 

В настоящемОСТ использованы ссылки на нормативные документы, перечень которых приведен вПриложении А.

 

3.Термины, сокращения и определения

 

В настоящемОСТ использованы следующие термины с соответствующими определениями исокращения:

аварийноеобслуживание - комплекс работ по локализации и (или) ликвидации аварий иинцидентов для устранения непосредственной угрозы здоровью и жизни людей,выполняемых аварийно-диспетчерской службой ГРО (аварийной газовой службойэксплуатационной организации) на основании заявок физических или юридическихлиц;

аварийно-восстановительныеработы - комплекс работ по восстановлению работоспособности объектовгазораспределительных систем после ликвидации аварий; 

бытовоегазоиспользующее оборудование - оборудование, использующее газ в качестветоплива для бытовых нужд потребителей: личных, семейных, домашних,хозяйственных и иных нужд, не связанных с предпринимательской деятельностью(приборы, аппараты, теплогенераторы и котлы для поквартирного теплоснабжения идр.);

вводнойгазопровод - участок газопровода от установленного снаружи отключающегоустройства на вводе в здание до внутреннего газопровода, включая газопровод,проложенный в футляре через стену здания;

внеплощадочныйгазопровод - распределительный газопровод, находящийся вне производственнойтерритории предприятия, обеспечивающий подачу газа к промышленному потребителюот источника газоснабжения;

внутреннийгазопровод - газопровод, проложенный внутри здания от вводного газопроводадо места установки газоиспользующего оборудования;

внутриплощадочныйгазопровод - участок распределительного газопровода (ввод), находящийсявнутри производственной территории предприятия, обеспечивающий подачу газа кпромышленному потребителю;

газ -горючий природный газ по ГОСТ 5542 или сжиженные углеводородные газы (СУГ) поГОСТ 27578 и ГОСТ 20448;

газовоеоборудование здания - вводной газопровод, внутренний газопровод,газоиспользующее оборудование, установленное внутри или снаружи здания,газорегуляторная установка (для производственных зданий и котельных), баллоннаяустановка (при использовании в качестве топлива СУГ);

газоиспользующееоборудование (установка) - оборудование, использующее газ в качестветоплива (котлы, турбины, печи, газопоршневые двигатели, технологические линии идр.);

газоопасныеработы - работы, выполняемые в загазованной среде, или при которых возможенвыход газа;

газопровод-ввод- газопровод газораспределительной сети от места присоединения краспределительному газопроводу до отключающего устройства перед вводнымгазопроводом или футляром при вводе в здание в подземном исполнении;

газораспределительнаяорганизация (ГРО) - специализированная организация, осуществляющаятехническую эксплуатацию газораспределительной сети и оказывающая услуги,связанные с подачей газа потребителям;

газораспределительнаясеть - технологический комплекс газораспределительной системы, состоящий изнаружных газопроводов поселений (городских, сельских и других поселений),включая межпоселковые, от выходного отключающего устройства ГРС (или иногоисточника газа) до вводного газопровода к объекту газопотребления. Вгазораспределительную сеть входят сооружения на газопроводах, средстваэлектрохимической защиты от коррозии, газорегуляторные пункты,автоматизированная система управления технологическим процессом распределениягаза (АСУ ТП РГ);

газораспределительнаясистема - имущественный производственный комплекс, состоящий изорганизационно и экономически взаимосвязанных объектов, предназначенных длятранспортировки и подачи газа непосредственно его потребителям;

газорегуляторныйпункт (ГРП), установка (ГРУ) - технологическое устройство, предназначенноедля снижения давления газа и поддержания его на заданных уровнях;

газорегуляторныйпункт блочный - технологическое устройство полной заводской готовности втранспортабельном блочном исполнении, предназначенное для снижения давлениягаза и поддержания его на заданных уровнях в газораспределительных сетях;

групповаябаллонная установка СУГ - технологическое устройство, служащее в качествеисточника газоснабжения потребителей, включающее более двух баллонов для СУГ,трубопроводы, запорную арматуру, регулятор давления газа, предохранительныйсбросной клапан, манометр;

изделие(техническое устройство) - единица промышленной продукции, документация накоторую должна соответствовать требованиям государственных стандартов единойсистемы конструкторской документации (ЕСКД), единой системы техническойдокументации (ЕСТД) и единой системы проектной документации (ЕСПД),устанавливающим комплектность и правила оформления сопроводительной документации.Требования строительных норм и правил на конструкцию изделия и сопроводительнуюдокументацию не распространяются;

индивидуальнаябаллонная установка СУГ - технологическое устройство, служащее в качествеисточника газоснабжения потребителей, включающее не более двух баллонов дляСУГ, трубопроводы, регулятор давления газа;

межпоселковыйгазопровод - газопровод газораспределительной сети, проложенный внетерритории поселений;

наружныйгазопровод - подземный, наземный и надземный газопровод, проложенный вне зданийдо отключающего устройства перед вводным газопроводом или до футляра при вводев здание в подземном исполнении;

общественноездание - здание, отнесенное к общественным по СНиП 2.08.02;

огневыеработы - работы, связанные с применением открытого огня;

одоризация- добавление в газ вещества с резким запахом (одоранта) для обнаружения утечекгаза;

опаснаяконцентрация газа - концентрация (объемная доля газа) в воздухе,превышающая 20 % нижнего концентрационного предела распространения пламени;

охранная зонагазораспределительной сети - территория с особыми условиями использования,устанавливаемая вдоль трасс газопроводов и вокруг других объектовгазораспределительной сети в целях обеспечения нормальных условий ихэксплуатации и исключения возможности их повреждения;

потребительгаза - физическое или юридическое лицо, приобретающее газ у поставщика ииспользующее его в качестве топлива. Потребителями газа могут быть собственники(арендаторы, наниматели) газифицированных зданий всех назначений;

распределительныйгазопровод - газопровод газораспределительной сети, обеспечивающий подачугаза от источника газоснабжения до газопроводов-вводов к потребителям газа;

реконструкция- комплекс работ и организационно-технических мероприятий по переустройствусуществующих объектов газораспределительных систем, в т.ч. с изменениемосновных технических характеристик в целях повышения их технического уровня илиусловий эксплуатации;

ремонт -комплекс операций по восстановлению исправности или работоспособности изделий(газопроводов и сооружений) и восстановлению ресурсов изделий или их составныхчастей;

техническаяэксплуатация - комплекс работ по вводу объектов газораспределительныхсистем в эксплуатацию и поддержанию их в исправном и работоспособном состояниив процессе эксплуатации путем проведения технического обслуживания, ремонта,технического диагностирования и других видов работ;

техническоедиагностирование - комплекс работ и организационно-технических мероприятийдля определения технического состояния газопроводов и других объектовгазораспределительных систем в процессе эксплуатации или по истечении срокаслужбы;

техническоеобслуживание - комплекс операций или операция по поддержаниюработоспособности или исправности изделия (технического устройства) прииспользовании по назначению, в режиме ожидания при хранении и транспортировке;

резервуарнаяустановка СУГ - технологическое устройство, служащее в качествегазоснабжения потребителей, включающее резервуары СУГ, трубопроводы жидкой ипаровой фазы, испарители, регулирующую и запорную арматуру,контрольно-измерительные приборы;

шкафнойгазорегуляторный пункт (ШРП) - технологическое устройство в шкафномисполнении, предназначенное для снижения давления газа и поддержания его назаданных уровнях в газораспределительных сетях;

эксплуатационнаяорганизация - специализированная организация, осуществляющая техническуюэксплуатацию объектов газораспределительных сетей, объектов СУГ, резервуарных игрупповых баллонных установок СУГ, газового оборудования зданий. (ГРО,организация - собственник, арендатор объекта газораспределительной системы);

SDR - стандартное размерноеотношение номинального наружного диаметра трубы к номинальной толщине стенки;

АДС -аварийно-диспетчерская служба;

АСУ ТП РГ- автоматизированная система управления технологическим процессом распределениягаза;

ГРС -газораспределительная станция;

ПТР -показатель текучести расплава;

ПЭ 63, ПЭ80, ПЭ 100 - обозначение материала полиэтиленовых труб;

СУГ -сжиженные углеводородные газы;

ЭХЗ -электрохимическая защита.

 

4.Основные положения

 

4.1. Общиеуказания

 

4.1.1. Притехнической эксплуатации газораспределительных систем следует выполнятьтребования ПБ 12-529, ПБ 12-609, ПБ 10-115 и других нормативных актов,утвержденных в установленном порядке, а также требования настоящего ОСТ. Приэксплуатации газоиспользующего оборудования следует соблюдать требованияэксплуатационной документации изготовителей.

4.1.2.Аварийное обслуживание газораспределительных сетей осуществляется круглосуточноАДС ГРО или (при отсутствии функции по распределению потоков газа) аварийнойгазовой службой эксплуатационной организации.

 

4.2.Организация технической эксплуатации

 

4.2.1. Притехнической эксплуатации объектов газораспределительных систем выполняютсяследующие виды работ:

- техническийнадзор за строительством;

- подключение(врезка) к действующим газопроводам законченных строительством газопроводов игазифицированных объектов при вводе их в эксплуатацию;

-пусконаладочные работы;

- техническоеобслуживание;

- ремонты(текущий и капитальный);

-реконструкция подземных газопроводов;

- аварийноеобслуживание;

-аварийно-восстановительные работы;

- включение иотключение газоиспользующего оборудования, работающего сезонно;

- отключение идемонтаж недействующих газопроводов и газоиспользующего оборудования;

- техническоедиагностирование;

- ведениеэксплуатационной технической документации.

Техническаяэксплуатация газонаполнительных станций и пунктов, складов бытовых баллонов,автогазозаправочных станций осуществляется в соответствии с требованиями ПБ12-609, ОСТ 153-39.3-052-2003 и другими нормативными документами, утвержденнымив установленном порядке.

4.2.2.Эксплуатационной организации следует иметь оборудование, приборную технику,автотранспортные средства и механизмы, технологическую оснастку, инструменты иматериалы, достаточные для выполнения работ по технической эксплуатации вобъеме, предусмотренном нормативными документами, утвержденными в установленномпорядке.

4.2.3.Проверка качества применяемых материалов, производства изоляционных и сварочныхработ и т. п. выполняется лабораторией или другими специализированнымиподразделениями эксплуатационной организации.

4.2.4. Составработ по технической эксплуатации, сроки, методы и приемы их выполнения должнысоответствовать требованиям ПБ 12-529, ПБ 12-609 и настоящего ОСТ.

4.2.5.Организация газоопасных и огневых работ осуществляется в порядке, установленномПБ 12-529.

4.2.6.Производственные инструкции разрабатываются в соответствии с требованиями ПБ12-259, ПБ 12-609, настоящего ОСТ, документации изготовителей оборудования,типовых инструкций и положений, утвержденных в установленном порядке.

4.2.7.Производственный контроль в эксплуатационной организации осуществляется наосновании положения, разработанного в соответствии с требованиями ПБ 12-529 сучетом профиля выполняемых работ.

Повышениеквалификации специалистов производственных подразделений (служб) рекомендуетсяпроизводить не реже 1 раза в 5 лет на специализированных учебных курсах (вучебных центрах, комбинатах и т.д.).

 

4.3. Составэксплуатационной документации

 

4.3.1. Актыприемки объектов в эксплуатацию и прилагаемую к ним исполнительную документациюна проектирование и строительство следует хранить в архиве эксплуатационнойорганизации в течение всего срока эксплуатации объектов. Эксплуатационнаяорганизация составляет и ведет эксплуатационную документацию по видамвыполняемых при технической эксплуатации работ, показателям производственнойдеятельности, поверке средств измерений.

4.3.2.Разрешается ведение эксплуатационной документации на ПЭВМ и хранение ее намагнитных носителях.

4.3.3. Виды иформы эксплуатационной документации устанавливаются действующиминормативно-техническими документами.

4.3.4. Объемсоставляемой эксплуатационной документации должен соответствовать указанному внормативно-технических документах, а при отсутствии таких указаний определяетсяэксплуатационной организацией.

4.3.5.Основные формы эксплуатационной документации приведены в ОСТ 153-39.3-053-2003.

4.3.6. Приутрате исполнительной документации восстановление сведений об объектепроизводится визуальным осмотром и замерами, на основании показаний приборов,результатов технического обследования, шурфовых осмотров, контрольнойопрессовки и другими методами.

В процесседальнейшей эксплуатации объекта восстановленная документация уточняется идополняется на основании сведений, выявленных в процессе выполнения работ потехническому обслуживанию и ремонту.

 

5.Технический надзор за строительством объектов газораспределительных систем

 

5.1. Приосуществлении технического надзора за строительством необходимо:

- проверятьсоответствие выполненных работ, применяемых технологий, материалов итехнических изделий проекту и нормативной документации;

- проверятьналичие и содержание сертификатов соответствия, паспортов и другойдокументации, подтверждающей качество применяемых материалов и техническихизделий, проверять условия хранения материалов и изделий на объекте;

- проверятьпоследовательность выполнения работ, своевременность и объем проверки качествасварочных и изоляционных работ;

- проверятьсоответствие применяемых технологий очистки внутренней полости газопроводатребованиям нормативной документации;

- участвоватьв освидетельствовании и приемке скрытых и других работ, проведении испытаний,приемке и вводе объектов в эксплуатацию;

- проверятьготовность исполнительно-технической документации для предъявления комиссии поприемке законченного строительством объекта.

5.2. Обобнаруженных нарушениях и выявленных дефектах специалистам технадзора следуетделать записи в журнале производства работ или журнале технического надзора суказанием характера нарушений и объема дефектов, сроков их устранения ирезультатов повторной проверки.

5.3. Приосуществлении технического надзора за строительством заказчиком, эксплуатационнаяорганизация производит контроль качества строительно-монтажных работ в объеме,предусмотренном СНиП 42-01.

 

6.Наружные газопроводы

 

6.1. Общиеуказания

 

6.1.1. Притехнической эксплуатации наружных газопроводов выполняются следующие видыработ:

- вводзаконченных строительством газопроводов в эксплуатацию (пуск газа);

- контрольдавления и степени одоризации газа, подаваемого по газораспределительным сетямна территории поселений;

- техническоеобслуживание, текущий и капитальный ремонты газопроводов и сооружений на них,включая арматуру, установленную на вводе в здание или перед наружнымгазоиспользующим оборудованием потребителя;

- техническоеобслуживание и ремонт средств защиты газопроводов от электрохимическойкоррозии, проверка эффективности действия ЭХЗ;

- проверканаличия и удаление влаги и конденсата из газопроводов;

- техническоедиагностирование газопроводов;

- локализацияи ликвидация аварий, аварийно-восстановительные работы;

- демонтажгазопроводов и сооружений на них.

Последовательностьи приемы производства работ приведены в настоящем ОСТ, действующих отраслевыхтиповых инструкциях, руководящих документах, методиках, технологических картах,утвержденных в установленном порядке, и должны быть отражены в производственныхинструкциях, разрабатываемых эксплуатационными организациями.

6.1.2. Ввод вэксплуатацию законченных строительством стальных и полиэтиленовых газопроводовпроизводится присоединением их к действующим газопроводам газораспределительнойсети с одновременным пуском газа.

Порядоквыполнения работ при вводе газопроводов в эксплуатацию приведен в настоящемразделе.

Для врезкизаконченных строительством газопроводов следует применять технологии,соответствующие предусмотренному проектом способу их присоединения кдействующим газораспределительным сетям.

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

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

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

6.1.6. Притехническом обслуживании газопроводов производятся следующие виды работ:

- надзор засостоянием газопроводов путем обхода трасс;

- техническоеобследование газопроводов.

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

Периодическоетехническое обследование газопроводов производится в сроки, установленные ПБ12-525, с целью выявления утечек газа, а также повреждений изоляционныхпокрытий подземных стальных газопроводов.

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

Техническоеобслуживание арматуры, установленной на газопроводах, производится всоответствии с требованиями раздела 8 настоящего ОСТ.

6.1.7. Текущийи капитальный ремонты (замена, реконструкция газопроводов) производятся порезультатам технического обслуживания и диагностирования газопроводов.

Основные видыработ, относящихся к текущему и капитальному ремонтам газопроводов, способылокализации и ликвидации аварий устанавливаются ПБ 12-529.

Реконструкциястальных газопроводов, не подлежащих дальнейшей эксплуатации, производитсяпротяжкой полиэтиленовых труб внутри изношенных стальных газопроводов,облицовкой внутренней поверхности стальных газопроводов синтетическим тканевымшлангом на основе специального двухкомпонентного клея, другими методами,разрешенными к применению в установленном порядке.

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

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

Аварийно-восстановительныеработы производятся при необходимости ремонта газопровода и восстановленияподачи газа потребителям после временной ликвидации утечки газа.

 

6.2. Ввод вэксплуатацию

 

6.2.1. Работыпо врезке газопроводов и пуску газа выполняются персоналом эксплуатационнойорганизации.

Земляные иизоляционные работы в месте присоединения выполняются строительно-монтажнойорганизацией. Участок газопровода в месте врезки засыпают песком на высоту не менее20 см от верхней образующей трубы, тщательно подбивая пазухи. Эксплуатационнаяорганизация проверяет качество изоляции места врезки приборным методом.

Работы поврезке и пуску газа на внутриплощадочных газопроводах предприятий разрешаетсявыполнять бригадой газовой службы предприятия.

6.2.2. Работыпо врезке газопроводов и пуску газа производятся пусковыми бригадами в составене менее трех человек, имеющих необходимый инструмент, приборы и средстваиндивидуальной защиты, под руководством специалиста (мастера).

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

6.2.4. Приподготовке к производству работ необходимо:

- проверить иподготовить необходимую техническую документацию (эксплуатационную - надействующий газопровод, исполнительную - на присоединяемый газопровод);

- осмотретьприсоединяемый газопровод, отключающие устройства, средства ЭХЗ, местоприсоединения, котлован (траншею, приямок) для производства работ. Привыявлении дефектов работы следует выполнять после их устранения;

- разработать(при необходимости) план организации работ и известить организации, участвующиев производстве работ и АДС;

- подготовитьинструмент, механизмы, приспособления, материалы, приборы, проверить годностьих к применению;

- изготовитьузлы присоединения;

- обеспечитьналичие необходимых транспортных средств, компрессора;

- получитьнаряды-допуски на выполнение газоопасных работ.

6.2.5. Планорганизации работ содержит:

- схему узлаприсоединения;

-последовательность технологических операций по контрольной опрессовке, врезкегазопроводов и продувке их газом;

- порядок иусловия отключения газа или снижения его давления в действующем газопроводе;

- порядокпродувки газом присоединяемого газопровода по схеме, на которой указываютсяответвления и места установки гидрозатворов, конденсатосборников, отключающихустройств и средств ЭХЗ, манометров, заглушек, продувочных свечей;

- численный иквалифицированный состав рабочих и специалистов;

- потребностьв транспорте, механизмах, приспособлениях, приборах, материалах;

- мерыобеспечения безопасности.

Планоморганизации работ может предусматриваться оформление отдельных нарядов-допусковна выполнение газоопасных работ.

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

6.2.7. Передврезкой в действующий газопровод присоединяемый газопровод следует проверить нагерметичность опрессовкой воздухом давлением 0,02 МПа. Падение давления недолжно превышать 10 даПа за 1 час. На участках газопроводов, отключенныхгидрозатворами, контрольная опрессовка может производиться давлением 400 даПа.Падение давления не должно превышать 5 даПа за 10 минут.

Результатыопрессовки фиксируются в наряде-допуске. Давление воздуха в присоединяемомгазопроводе должно сохраняться до начала работ по пуску газа.

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

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

6.2.9. Напериод производства работ по врезке и пуску газа средства электрохимическойзащиты необходимо отключить.

6.2.10.Руководитель работ по врезке перед началом работ проверяет:

- давлениевоздуха в присоединяемом газопроводе;

- наличиезаглушек и перекрытие задвижек в колодцах (стяжные болты на компенсаторахгазопровода должны быть сняты);

- наличие вконце каждого подключаемого газопровода заглушки (если в конце газопроводаимеется отключающее устройство, заглушка должна быть установлена после него походу газа);

- отсоединениегазовых вводов в здание от внутренних газопроводов и наличие заглушек послеотключающих устройств;

- организациюпроветривания котлованов (приямков) для врезки;

- подготовкуместа врезки (очистка от изоляции и разметка);

- установкуманометров и продувочных свечей. Краны на продувочных свечах должны бытьзакрыты;

- выполнениемероприятий по обеспечению безопасности при производстве работ.

6.2.11. Приврезках со снижением давления газа в действующем газопроводе снижение давленияи его регулировка в требуемых технологией врезки пределах производится выпускомгаза через продувочные свечи, установленные на действующем ГРП и газопроводе.

Величинудавления газа в действующем газопроводе следует проверять в течение всеговремени производства работ манометрами. Если давление газа в действующемгазопроводе понизится ниже 40 даПа или повысится выше 200 даПа, работынеобходимо прекратить до восстановления давления газа.

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

Выпускгазовоздушной смеси при продувке газопроводов следует производить в местах, гдеисключена возможность попадания ее в здания и воспламенения от какого-либоисточника огня.

Передзаполнением газопровода газом давление воздуха в нем необходимо снизить доатмосферного, затем удалить заглушку, установленную после отключающегоустройства в месте подсоединения газопровода. При подаче газа отключающиеустройства должны открываться медленно, плавно. При этом необходимо вестинепрерывное наблюдение за давлением газа по манометру.

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

Кранами насвечах регулируется скорость выхода газовоздушной смеси. Краны следуетоткрывать последовательно по заранее намеченному плану. В случае воспламенениягаза на свече, кран следует немедленно перекрыть.

Продувку газомнеобходимо осуществлять до вытеснения всего воздуха из газопроводов. Окончаниепродувки определяется путем анализа или сжигания отбираемых проб. Сгораниегазовоздушной смеси, пропускаемой через мыльную эмульсию, должно происходитьспокойно, без хлопков.

При продувке усвечей находятся дежурные слесари. Отбираемые пробы необходимо относить отсвечи на расстояние не менее 10 м.

Во время продувкигазопровода дежурный слесарь не допускает посторонних лиц и транспорт к меступродувки.

6.2.13. Передначалом работ в колодце на расстоянии 5 м от него со стороны движениятранспорта устанавливают ограждения, на расстоянии 10-15 м - предупредительныйзнак. На рабочих должны быть надеты сигнальные жилеты.

Удалениезаглушки в колодце производится рабочими в противогазах и спасательных поясах,с применением искронедающего инструмента. На поверхности земли с наветреннойстороны находятся не менее двух человек, держащих концы веревок от спасательныхпоясов находящихся в колодце рабочих и ведущих непрерывное наблюдение запроизводством работ. Колодец предварительно проверяется на загазованность и принеобходимости вентилируется. Не допускается появление вблизи колодцапосторонних лиц и применение открытого огня.

6.2.14. Поокончании продувки газом установленные на газопроводах свечи и манометрыснимают. В штуцера ввертывают стальные пробки, которые затем должны бытьобварены, проверены на плотность газоиндикатором или мыльной эмульсией прирабочем давлении и изолированы (на подземных газопроводах). Места нахождениязаваренных пробок вносят в чертежи исполнительной документации.

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

- проверитьгерметичность сварных швов врезки прибором или мыльной эмульсией под рабочимдавлением газа;

- произвестиобход трассы присоединенного газопровода;

- выполнитьизоляцию места врезки и проверить приборным методом качество изоляции послезасыпки котлована;

- включитьсредства ЭХЗ;

- сделатьотметку в наряде на газоопасные работы о выполнении работ.

Наряд-допускна производство газоопасных работ прикладывается к исполнительной документациии хранится вместе с ней.

6.2.16. Всегазопроводы, введенные в эксплуатацию, учитываются в специальном журнале. Наподземные 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 впериод наибольшего расхода (в зимний период) и в часы максимального потреблениягаза.

Рекомендуетсяпроизводить внеплановые измерения давления для уточнения радиусов действиясуществующих ГРП, выявления возможности подключения новых потребителей, а такжепри вводе в эксплуатацию новых потребителей с расходом газа более 10% отрасхода на участке газопровода, к которому присоединяется потребитель.

6.3.2. Замерыдавления производятся в заранее намеченных точках газовой сети, на выходе изГРП и у потребителей по схеме, утверждаемой техническим руководствомэксплуатационной организации в установленном порядке.

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

В схемузамеров должны быть включены точки замеров на участках газопроводов у наиболееудаленных от ГРП (по ходу газа) потребителей и другие неблагоприятные поусловиям подачи газа точки газовой сети.

При выявлениии уточнении мест закупорки газопроводов гидратными и конденсатными пробкамипроизводятся дополнительные замеры.

6.3.3.Измерения давления следует производить одновременно во всех точках,предусмотренных схемой замеров. Продолжительность проведения работ не должна превышать1 ч.

Выявлениерезких перепадов давления на отдельных линейных участках газопроводасвидетельствует о наличии закупорок.

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

Для измерениядавления на газопроводах следует применять следующие типы манометров:

- при давлениидо 0,01 МПа - U-образцовые, заполняемые водой;

- при давлениисвыше 0,01 МПа - образцовые или пружинные контрольные с соответствующей шкалой.

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

6.3.6.Результаты измерений давления заносятся в специальный журнал. При необходимостиоценки фактического режима давления в системе газораспределения по результатамзамеров следует составлять режимную карту давлений для сравнения ее с проектнойрасчетной схемой и выявления причин недостаточного давления газа.

6.3.7. Длявосстановления оптимального режима работы систем газораспределениярекомендуется предусматривать прочистку газопроводов, замену отдельных участковили прокладку дополнительных газопроводов, повышение давления газа после ГРП,устройство новых ГРП, кольцевание распределительных газопроводов.

 

6.4. Обходтрасс газопроводов

 

6.4.1. Обходтрасс газопроводов осуществляется слесарями по обслуживанию и ремонтугазопроводов (обходчиками). Состав бригад устанавливается в соответствии стребованиями ПБ 12-529. Обходчики находятся в непосредственном подчинениимастера службы эксплуатации подземных газопроводов.

6.4.2. Заобходчиками закрепляются отдельные трассы газопроводов, которые для удобстваобслуживания разбиваются на маршруты. Маршруты обходов составляются с учетомвсех видов работ, выполняемых обходчиками, удаленности трасс, протяженностигазопроводов, количества сооружений (колодцев подземных коммуникаций, подваловзданий и др.), подлежащих проверке на загазованность, интенсивности движениятранспорта, затрудняющего работу по обследованию трасс, и других факторов,влияющих на трудоемкость работ, с тем, чтобы обеспечить загрузку обходчиков наполный рабочий день.

В зависимостиот трудоемкости работ по обходу трассы и взаимного расположения газопроводов,при составлении маршрутов рекомендуется учитывать возможность совместногообслуживания подземных, наземных и надземных газопроводов. На каждый маршрутобхода составляется маршрутная карта, которой присваивается номер.

6.4.3. Вмаршрутной карте указываются:

- номермаршрута;

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

- колодцыподземных коммуникаций и подвалы зданий, расположенные на расстоянии до 15 м вобе стороны от подземного газопровода. Подвалы, в которых установленысигнализаторы загазованности, разрешается не включать в план обхода;

- общаяпротяженность газопроводов;

- количествообслуживаемых сооружений по данному маршруту.

6.4.4. Всеизменения на трассах газопроводов (врезка новых газопроводов, снос и постройказданий и сооружений и др.) своевременно наносятся на маршрутные карты.

Маршрутныекарты изготавливаются не менее, чем в двух экземплярах, один из которыххранится у начальника службы по эксплуатации подземных газопроводов, второйэкземпляр передается обходчикам под расписку после ознакомления с трассой внатуре (на местности).

6.4.5. Каждыйобходчик должен знать трассы обслуживаемых им газопроводов, установленные наних сооружения (запорную арматуру, контрольные трубки, конденсатосборники,гидрозатворы и др.), а также местоположение всех колодцев подземных сооруженийдругих организаций и подвалов домов, расположенных на расстоянии до 15 м по обестороны от газопровода.

6.4.6. Передкаждым выходом обходчиков на трассу мастер проверяет наличие у обходчиковмаршрутных карт, газоанализаторов, инструментов, средств индивидуальной защиты,проводит инструктаж.

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

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

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

При обходегазопроводов, проложенных по стенам жилых и общественных зданий, следуетпроверять (визуально) их целостность, состояние окраски и креплений, выявлятьсплющивание и недопустимые прогибы труб, перемещения газопроводов за пределыкреплений.

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

- отсутствиедеформаций грунта в месте выхода газопровода из земли;

- состояниезащитного футляра, компенсатора;

- состояниеконтрольного отверстия на футляре для проверки загазованности (принеобходимости выполнить его прочистку);

- состояниенеразъемного соединения полиэтилен-сталь, если конструкцией газового вводапредусмотрен колпак с отверстием;

- состояниеокраски надземной части ввода и герметизацию футляра в месте его прохождениячерез наружную конструкцию здания.

6.4.9. Наличиегаза в подвалах, колодцах, коллекторах, камерах, контрольных трубках и другихсооружениях определяется газоанализаторами, газоиндикаторами. Для контрольнойпроверки наличия газа в указанных сооружениях, в случае необходимости, может бытьвзята проба воздуха для лабораторного анализа. При обнаружении лабораторныманализом загазованности сооружения болотным или другими горючими газамиэксплуатационная организация уведомляет об этом собственников (арендаторов,нанимателей) этих сооружений. Определение наличия загазованности огнемзапрещается.

6.4.10. Приобнаружении в колодцах, подвалах или других сооружениях наличия газа необходимосообщить об этом в аварийно-диспетчерскую службу эксплуатационной организации ипринять следующие меры безопасности:

- организоватьпроветривание загазованных колодцев, подвалов и других мест, где обнаруженоприсутствие газа;

- призагазованности подвалов и других помещений здания предупредить находящихся вздании людей о недопустимости курения, пользования открытым огнем иэлектроприборами, при необходимости принять меры по эвакуации людей из здания(с помощью домоуправления, милиции);

- организоватьохрану входа в загазованное помещение.

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

6.4.12.Результаты проверки состояния трасс газопроводов после каждого обхода обходчикизаписывают в журнал обхода. При выявлении нарушений и неисправностейсоставляется 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 изготовителейприменяемых приборов и Приложения Б настоящего ОСТ. Для получения качественныхрезультатов периодическое приборное обследование подземных газопроводоврекомендуется производить в теплые месяцы года, при талом грунте, в сухуюпогоду.

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

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

6.5.3.Проверка герметичности газопровода производится по всей трассе обследуемогогазопровода. При этом проверяются на загазованность газовые колодцы иконтрольные трубки, установленные на газопроводе, а также расположенные нарасстоянии до 15 м по обе стороны от газопровода колодцы других подземныхкоммуникаций, коллекторы, подвалы зданий, шахты устоев мостов. Оператор должениметь маршрутную карту трассы обследуемого газопровода. Выявленные утечки газаустраняются в аварийном порядке.

6.5.4. С цельюобеспечения безопасности работ и уменьшения влияния выхлопных газовавтотранспорта на качество обследования, обследование газопроводов,расположенных вдоль транспортных магистралей, рекомендуется производить в часынаименьшей интенсивности движения транспорта. На проезжей части улиц операторыработают в сигнальных жилетах.

6.5.5. Вместах выявленных повреждений изоляции и на участках, где использованиеприборов затруднено индустриальными помехами, для технического обследованияподземных газопроводов должны быть вырыты шурфы (не менее 1 на каждые 500 мраспределительного газопровода и 200 м газопровода - ввода) длиной не менее 1,5м.

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

Скважинызакладываются на расстоянии не менее 0,5 м от стенки трубопровода через каждые2 м трассы.

Проверканаличия газа в скважинах производится приборами. Применение открытого огня дляопробования устья скважин разрешается на расстоянии не ближе 3 м от зданий исооружений.

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

6.5.8. Доначала производства работ по опрессовке выполняются следующие подготовительныеработы:

- проверяютсясоответствие исполнительно-технической документации фактическому расположениюподземного газопровода на месте производства работ;

- определяютсяместа установки заглушек, продувочных свечей, контрольно-измерительныхприборов, подключения компрессора.

6.5.9. Длявыполнения работ в каждом конкретном случае, с учетом местных условий,разрабатывается план организации и производства работ, в которомпредусматриваются следующие мероприятия:

-последовательность проведения работ;

- порядокотключения потребителей от газоснабжения;

- порядокосвобождения газопроводов от газа;

- порядокпроведения испытаний на герметичность;

- порядокпроизводства работ при продувке газопроводов газом после проведения испытаний;

- порядокввода газопровода в эксплуатацию;

- потребностьв механизмах, приспособлениях, приборах, материалах.

6.5.10.Специалисты и рабочие, участвующие в опрессовке, до начала работ должны бытьознакомлены с планом организации и производства работ, и пройти инструктаж побезопасным методам их проведения.

6.5.11.Оповещение населения и потребителей о сроках выполнения работ и прекращенииподачи 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 началаработ по опрессовке.

6.5.13. Приопрессовке подземных газопроводов работы выполняются в следующем порядке:

- производитсяотключение испытываемого участка газопровода с помощью закрытия задвижек икранов на вводах к потребителям с установкой заглушек, освобождение его отгаза. В местах разъединения фланцевых соединений устанавливаются шунтирующиеперемычки;

- газвыпускается через свечу, установленную на стояке конденсатосборника, и повозможности сжигается;

- послеосвобождения газопровода от газа, на стояке конденсатосборника вместо свечиустанавливается приспособление для подсоединения компрессора и манометра.

Призакольцованной схеме газопроводов или при отсутствии отключающих устройств дляпроведения опрессовки вскрывается двухметровый участок подземного газопровода.После снижения давления газа до 40 даПа вырезается окно или катушка иустанавливаются заглушки в обе стороны газопровода.

При отсутствиина испытуемом участке газопровода конденсатосборников, присоединение свечи иприспособления для подсоединения компрессора и манометра производится с помощьюштуцера с резьбой, который приваривается непосредственно к трубе или к одной изустановленных заглушек.

6.5.14. Приопрессовке подземных газопроводов СУГ от резервуарной установки работывыполняются в следующей последовательности:

- закрываютсявентиль высокого давления на редукционной головке, кран на газопроводе низкогодавления;

- закрываютсякраны на вводах к потребителям, устанавливаются заглушки;

- газстравливается через резинотканевый рукав, подсоединенный к продувочномуштуцеру, в безопасное место и по возможности сжигается;

- послеосвобождения газопровода от газа на продувочный штуцер устанавливаетсяприспособление для подсоединения компрессора и манометров. При небольшойпротяженности газопровода вместо компрессора разрешается использовать ручнойнасос.

6.5.15.Результаты опрессовки следует считать положительными, если в период еепроведения нет падения давления в газопроводе.

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

 

6.6.Текущий и капитальный ремонт газопроводов

 

6.6.1. Притекущем ремонте устраняются все дефекты, выявленные в результате проведенияработ по техническому обслуживанию газопроводов.

6.6.2. Притекущем ремонте надземных газопроводов производятся следующие виды работ:

- устранениепровеса (прогиба) газопроводов;

- ремонт илизамена креплений газопровода, устранение повреждений опор;

- окраскагазопроводов и арматуры (по мере необходимости);

- ремонт изамена компенсаторов;

- очисткаарматуры и компенсаторов от грязи и ржавчины;

-восстановление или замена настенных знаков;

- проверкагерметичности всех сварных, резьбовых и фланцевых соединений прибором илимыльной эмульсией;

- устранениеутечек газа из арматуры, вварка катушек;

- устранениезакупорок газопровода и арматуры;

- устранениемеханических повреждений (не сопровождающихся выходом газа) труб газопровода;

- устранениеутечек газа из газопроводов.

6.6.3. Притекущем ремонте подземных и наземных газопроводов выполняются следующие видыработ:

-восстановление обвалования наземных газопроводов, засыпка подземногогазопровода до проектных отметок в случае размыва, эрозии, оползней грунта;

- устранениеперекосов, оседаний и других неисправностей коверов крышек газовых колодцев,оголовков стояков конденсатосборников и гидрозатворов;

- устранениезакупорок газопроводов;

- устранениеутечек газа из арматуры и газопроводов;

- ремонтотдельных мест повреждений изоляционных покрытий газопроводов;

- заменаковеров и контрольных трубок;

-восстановление постели подводных переходов, футеровки труб, засыпка размытыхучастков прокладки газопроводов и восстановление пригрузов;

- очисткагазовых колодцев от грязи, воды и посторонних предметов, проверка и закреплениелестниц и скоб, восстановление отдельных мест кирпичной кладки и штукатурки,заделка выбоин горловин, восстановление отмостки и гидроизоляции колодцев.

6.6.4. Прикапитальном ремонте газопроводов производятся следующие виды работ:

- замена отдельныхучастков газопроводов;

- заменагазовых колодцев;

- заменаизоляции на отдельных участках газопроводов;

-восстановление стенки трубы газопровода, врезка катушек;

- установкаусилительных муфт;

- заменавводов газопроводов;

- разборка изамена перекрытий, перекладка горловин газовых колодцев, полное восстановлениеих гидроизоляции, наращивание колодцев по высоте, оштукатуривание, сменалестниц и скоб;

- демонтаж,установка дополнительных или замена коверов конденсатосборников, гидрозатворов;

- выносучастков подземных газопроводов на опоры и фасады зданий;

- заменаизоляции и футляров вводов и выходов подземных газопроводов из земли;

- замена опорнадземных газопроводов.

6.6.5. Работыпо 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 вэксплуатационном паспорте газопровода.

 

 

6.7.Удаление конденсата из конденсатосборников

 

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

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

6.7.3. Передвыходом на объект бригадир или наиболее квалифицированный рабочий, которомупоручено руководство указанными работами, проверяет комплектность инструментов,материалов и приспособлений, обеспеченность средствами индивидуальной защиты испецодеждой, знакомится с соответствующей эксплуатационно-техническойдокументацией.

6.7.4. Откачкаконденсата из конденсатосборников на газопроводах низкого давления выполняетсяв следующей последовательности:

-отвертывается пробка на стояке конденсатосборника;

- измеряетсямерной линейкой уровень конденсата в конденсатосборнике;

- через стоякопускается всасывающий патрубок ручного насоса и закрепляется на стояке;

-нагнетательный патрубок насоса вставляется в специальную емкость для сливаконденсата или автоцистерну;

- производитсяоткачка конденсата, по окончании которой вынимается всасывающий патрубок насосаи завертывается пробка на стояке;

- проверяется герметичностьрезьбовых соединений при помощи мыльной эмульсии или прибором.

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

- проверяетсязакрытие запорного устройства на стояке конденсатосборника, отвинчиваетсяпробка на стояке конденсатосборника;

- в муфтустояка ввинчивается отводная трубка, которую соединяют со специальной емкостьюили автоцистерной;

- плавнооткрывается запорное устройство на стояке конденсатосборника и производитсяслив конденсата в емкость или в автоцистерну;

- послеудаления конденсата закрывается запорное устройство на стоякеконденсатосборника, отвинчивается отводная трубка;

- ввинчиваетсяпробка в муфту стояка и проверяется герметичность запорного устройства ирезьбовых соединений при помощи мыльной эмульсии или прибором.

6.7.6. Приудалении конденсата из газопровода крышка люка автоцистерны или емкости должнабыть постоянно открыта.

6.7.7. Сливконденсата на поверхность земли, в системы водостока, канализацию и другиеинженерные коммуникации запрещается.

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

 

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

 

6.8.1.Техническое обслуживание и ремонт средств электрохимической защиты подземныхгазопроводов от коррозии, контроль за эффективностью ЭХЗ и разработкамероприятий по предотвращению коррозионных повреждений газопроводовосуществляются персоналом специализированных структурных подразделенийэксплуатационных организаций или специализированными организациями.

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

6.8.3.Техническое обслуживание и ремонт изолирующих фланцев и установок ЭХЗпроизводится по графикам, утверждаемым в установленном порядке техническимруководством организаций - владельцев электрозащитных установок. Приэксплуатации средств ЭХЗ ведется учет их отказов в работе и времени простоя.

6.8.4.Техническое обслуживание катодных установок ЭХЗ включает в себя:

- проверкусостояния контура защитного заземления (повторного заземления нулевого провода)и питающих линий. Внешним осмотром проверяется надежность видимого контактапроводника заземления с корпусом электрозащитной установки, отсутствие обрывапитающих проводов на опоре воздушной линии и надежность контакта нулевогопровода с корпусом электрозащитной установки;

- осмотрсостояния всех элементов оборудования катодной защиты с целью установленияисправности предохранителей, надежности контактов, отсутствия следов перегревови подгаров;

- очисткуоборудования и контактных устройств от пыли, грязи, снега, проверку наличия исоответствия привязочных знаков, состояния коверов и колодцев контактныхустройств;

- измерениенапряжения, величины тока на выходе преобразователя, потенциала на защищаемомгазопроводе в точке подключения при включенной и отключенной установкиэлектрохимической защиты. В случае несоответствия параметров электрозащитнойустановки данным пусконаладки следует произвести регулировку ее режима работы;

- внесениесоответствующих записей в эксплуатационном журнале.

6.8.5.Техническое обслуживание протекторных установок включает в себя:

- измерениепотенциала протектора относительно земли при отключенном протекторе;

- измерениепотенциала «газопровод-земля» при включенном и отключенном протекторе;

- величинутока в цепи «протектор - защищаемое сооружение».

6.8.6.Техническое обслуживание изолирующих фланцевых соединений включает в себяработы по очистке фланцев от пыли и грязи, измерении разности потенциалов«газопровод-земля» до и после фланца, падение напряжения на фланце. В зоневлияния блуждающих токов измерение разности потенциалов «газопровод-земля» до ипосле фланца следует производить синхронно.

6.8.7.Состояние регулируемых и нерегулируемых перемычек проверяют измерением разностипотенциалов «сооружение-земля» в местах подключения перемычки (или в ближайшихизмерительных пунктах на подземных сооружениях), а также измерением величины инаправления тока ( на регулируемых и разъемных перемычках).

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

6.8.9. Текущийремонт ЭХЗ включает в себя:

- все видыработ по техническому осмотру с проверкой эффективности работы;

- измерениесопротивления изоляции токоведущих частей;

- ремонтвыпрямителя и других элементов схемы;

- устранениеобрывов дренажных линий. При текущем ремонте оборудования ЭХЗ рекомендуетсяпроводить его полную ревизию в условиях мастерских. На время ревизииоборудования ЭХЗ необходимо обеспечить защиту газопровода установкойоборудования из подменного фонда.

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

Послекапитального ремонта основное оборудование электрохимической защиты проверяетсяв работе под нагрузкой в течение времени, указанного заводом-изготовителем, ноне менее 24 ч.

 

6.9.Особенности технической эксплуатации полиэтиленовых газопроводов

 

6.9.1.Присоединение построенного газопровода следует выполнять по технологическиминструкциям или картам, разработанными в соответствии с настоящим ОСТ и другиминормативными документами и утвержденными в установленном порядке.

6.9.2.Присоединение построенных полиэтиленовых газопроводов и стальных газопроводов,реконструированных методом протяжки полиэтиленовых труб, кгазораспределительной сети (с отключением действующего газопровода) можетпроводиться:

- к стальнымгазопроводам - с использованием неразъемных соединений"полиэтилен-сталь" по [1], [2] и другим, утвержденным в установленномпорядке;

- кполиэтиленовым газопроводам - с помощью соединительных деталей из полиэтиленапо [3], [4], муфт с закладным электронагревателем по [5] и другим, утвержденнымв установленном порядке.

6.9.3.Присоединение полиэтиленовых ответвлений без отключения давления в действующемгазопроводе выполняется:

- к стальнымгазопроводам - с применением неразъемных соединений «полиэтилен-сталь»;

- к полиэтиленовымгазопроводам - с применением седелок крановых по [6] и другим, утвержденным вустановленном порядке.

6.9.4. Дляврезки (присоединения) построенных или реконструированных газопроводов вдействующий газопровод, кроме указанных в п.п. 6.9.2 и 6.9.3, могут бытьиспользованы и другие соединительные детали и узлы соединений (в том числеимпортного производства), разрешенные к применению в установленном порядке.

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

6.9.6. Врезкастальных ответвлений в полиэтиленовый газопровод производится через стальныевставки, длиной не менее 0,8 м.

6.9.7.Присоединение газопроводов, реконструированных синтетическим тканевым шлангом,к действующему, в том числе также реконструированному синтетическим тканевымшлангом, производится без снижения давления в нем при использовании специальныхмеханических средств врезки. При этом запрещается прямое воздействие пламенигорелки при резке трубопровода на тканевый шланг реконструированногогазопровода.

6.9.8. Составработ по техническому обслуживанию полиэтиленовых газопроводов путем обходатрасс соответствует выполняемому при эксплуатации стальных газопроводов.

6.9.9. Срокиобхода 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 стребованиями ПБ 12-529.

6.9.10.Техническое обследование газопроводов приборным методом, в том числереконструированных, проводится с периодичностью, установленной для стальныхгазопроводов ПБ 12-529.

Притехническом обследовании газопроводов, кроме выявления утечек газа, следуетпроверять наличие "провода-спутника" и качество изоляции стальныхвставок.

Дляобнаружения утечек газа на участках, где использование приборов затрудненоиндустриальными помехами, должны вскрываться контрольные шурфы в количестве неменее 1 на каждые 500 м распределительных газопроводов и на каждые 200 мгазопроводов - вводов, предпочтительно в местах соединения труб, в соответствиисо схемой сварных стыков.

При выполнениишурфового осмотра выполняются следующие операции:

- проверкагерметичности сварных соединений высокочувствительным газоискателем;

- визуальнаяоценка состояния поверхности трубы и грата сварного шва или муфты с закладнымнагревателем.

Длягазопроводов, выполненных из труб мерной длины, при выявлении негерметичностистыка, его следует вырезать и по два стыка в каждую сторону от дефектногопроверить методами визуально-измерительного и ультразвукового контроля. Принеудовлетворительных результатах визуально-измерительного или ультразвуковогоконтроля принимается одно из решений:

- продолжениеэксплуатации газопровода на установленных параметрах;

- продолжениеэксплуатации газопровода с ограничением параметров;

- ремонт;

-использование по иному назначению;

- вывод изэксплуатации.

Длягазопроводов, выполненных из длинномерных труб, при выявлении негерметичностистыка следует произвести его замену путем вварки катушки.

При выявлениисквозных дефектов поверхности трубы или выходящих за пределы допустимыхзначений, установленных нормативной документацией на трубы, дефект следует устранитьпутем вварки катушки.

По результатамтехнического обследования составляется акт.

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

6.9.12.Текущий ремонт полиэтиленовых газопроводов производится для устранениянеисправностей, выявленных при техническом обслуживании. Кроме того, проводитсявизуальная проверка состояния поверхностей фитинга и участка полиэтиленовойтрубы, расположенных в колодце.

6.9.13. Дляликвидации утечки газа в качестве временной меры (в течение одной рабочейсмены) допускается использование металлических хомутов и муфт с уплотнением измаслобензостойкой резины, липкой синтетической ленты, глиняного пластыря илипережимных устройств.

6.9.14. Привременном устранении дефекта в виде трещины концы ее необходимо засверлить навсю толщину стенки трубы.

6.9.15. Работыпо устранению дефектов допускается производить при температуре наружноговоздуха не ниже минус 15 °С. При более низких температурах необходимоосуществлять подогрев трубы, но не выше, чем 40 °С (например, гибкиминагревательными элементами или др. приспособлениями) или производить работы с применениемспециальных отапливаемых модулей (палаток).

6.9.16.Засыпка полиэтиленового газопровода после временного устранения утечки газа недопускается.

Притемпературе наружного воздуха ниже минус 15 °С газопровод следует присыпатьгрунтом на высоту 0,2 м выше верхней образующей трубы.

6.9.17. Узлынеразъемных соединений "полиэтилен-сталь", установленные на цокольныхвводах в здания или на надземных выходах, ремонту не подлежат, при выявленииутечек газа или механических повреждений заменяются.

6.9.18. Заменадефектных стыков или участков труб производится путем вварки катушек длиной неменее 500 мм. Допускается вварка катушек длиной не менее 200 мм для трубдиаметром до 50 мм.

Вварка катушекпроизводится сваркой нагретым инструментом встык или при помощи муфт сзакладными нагревателями.

6.9.19 Привварке катушек следует использовать трубы по ГОСТ Р 50838 из ПЭ 80 и ПЭ 100, непросроченные по гарантийному сроку хранения и прошедшие входной контролькачества. При использовании сварки встык и труб из разных марок полиэтиленапараметры сварки следует выбирать по полиэтилену с наименьшим значением ПТР приусловии разности показателей ПТР в пределах от 0,3 до 1,1 г/10 мин. ПТРизмеряют в соответствии с требованием нормативной документации. Сварныестыковые соединения должны быть подвергнуты 100% ультразвуковому контролю неранее, чем через 24 часа после сварки последнего стыка.

Трубы,просроченные по гарантийному сроку хранения, могут быть использованы дляремонта газопровода после положительных результатов дополнительных испытаний насоответствие требованиям нормативной документации на их выпуск по следующимпоказателям:

-относительное удлинение при разрыве;

- показательтекучести расплава;

- испытание настойкость при постоянном внутреннем давлении при 20 °С и в течение 100 часов.

При ремонтедефектных участков газопроводов разрешается использовать трубы из имеющегосяаварийного запаса, в том числе, и для газопроводов, построенных из ПЭ 63.

Прииспользовании для ремонта муфт с закладным нагревателем параметры сваркиустанавливаются в зависимости от способа ввода информации.

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

Неразъемныесоединения изготавливаются по [1] и другим, утвержденным в установленномпорядке специализированной организацией.

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

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

Длина участкаопределяется с учетом его ограничения установленной на газопроводе арматурой идолжна быть, как правило, не более 500 м.

6.9.22. Дляобнаружения утечки газа следует использовать высокочувствительныегазоанализаторы или газоискатели.

Дляопределения места утечки на реконструированных газопроводах возможноиспользование современной робототехники. Для осмотра внутренней поверхноститруб могут применяться телекамеры, перемещающиеся внутри трубы с помощьюспециальных транспортеров или тросов.

Ремонтгазопроводов, реконструированных методом протяжки полиэтиленовых труб, включаетследующие виды работ:

- подготовкакотлованов;

- отключениеремонтируемого участка от действующей сети с применением инвентарных заглушек;

-разгерметизация торцов футляра для извлечения полиэтиленового газопровода;

- вытягиваниеплети с помощью механизированных приспособлений тросом, закрепленным на трубечерез хомут;

- вваркаотрезка трубы или всего заменяемого участка в действующий газопровод с помощьюмуфт с закладным нагревателем или сваркой встык при условии 100%ультразвукового контроля сварных стыковых соединений;

- испытанияполиэтиленовой плети на герметичность по нормам, предусмотренным для вновьстроящихся газопроводов;

- протяжкаотремонтированного участка или новой плети внутрь стального футляра;

-присоединение отремонтированного участка к действующему газопроводу;

- проверка герметичностистыков на смонтированных узлах соединений "полиэтилен-сталь" рабочимдавлением газа;

- пуск газа.

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

6.9.23. Вварканового участка в газопроводы, реконструированные другими методами, производитсяв соответствии со специально разработанной технологической картой.

6.9.24. Приотключении газопровода для ремонта рекомендуется применять пережимныеустройства.

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

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

Возможноиспользование заземленного проводника в виде влажной ленты, обернутой вокругтрубы.

6.9.26. Приобнаружении выхода газа труба должна быть увлажнена слабым раствором моющегосредства, начиная от уровня земли. Затем следует намотать влажную ленту,добавляя к воде глицерин для сохранения гибкости ленты при температуреокружающей среды ниже 0°С. Лентуследует заземлить с помощью металлического штифта, закрепленного в земле.

6.9.27. Сцелью исключения разряда статического электричества продувка ремонтируемогоучастка может выполняться только при заземленном полиэтиленовом газопроводе.

6.9.28.Необходимость капитального ремонта устанавливается в процессе эксплуатации вслучае обнаружения неудовлетворительного состояния газопровода (разрушениестыков и соединений "полиэтилен-сталь", механических повреждений,пришедших в негодность сооружений на газопроводе и др.). Назначение накапитальный ремонт осуществляется на основании результатов техническогообследования.

6.9.29.Капитальный ремонт полиэтиленовых газопроводов заключается в замене пришедших внегодность труб и стыков на отдельных участках газопровода, соединительныхдеталей и узлов соединений "полиэтилен-сталь" или участковгазопровода.

6.9.30.Капитальный ремонт газопроводов, реконструированных методом протяжкиполиэтиленовых труб, заключается в удалении пришедших в негодностьполиэтиленовых труб и выполняется как при текущем ремонте.

6.9.31.Капитальный ремонт газопроводов, реконструированных методом протяжкипрофилированных полиэтиленовых труб, заключается в удалении всегореконструированного участка и замене его новым.

6.9.32.Капитальный ремонт газопроводов, восстановленных с использованиемсинтетического тканевого шланга и двухкомпонентного клея заключается в заменеучастков газопровода.

Прикапитальном ремонте производятся все виды работ, предусмотренные при техническомобслуживании и текущем ремонте.

6.9.33. Поисктрассы газопровода, если для обозначения ее был использован изолированныймедный или алюминиевый провод, необходимо выполнять прибором типа АНПИ илианалогичным.

6.9.34. Послепроведения работ по капитальному ремонту на 0,25 м от верха газопровода следуетпроизвести укладку сигнальной полиэтиленовой ленты шириной не менее 0,2 м снесмываемой надписью "газ".

6.9.35.Сведения о работах, выполняемых при капитальном ремонте полиэтиленовых иреконструированных газопроводов, заносятся в эксплуатационный паспортгазопровода.

6.9.36.Аварийно-восстановительные работы на полиэтиленовых газопроводах, в том числереконструированных, выполняются в соответствии с планами локализации иликвидации аварий, утверждаемыми в установленном порядке.

6.9.37. Местоснежно-ледяных, кристаллогидратных, смоляных закупорок газопровода определяют:

- по рельефутрассы газопровода в местах ее понижения, а также в местах местныхсопротивлений (повороты, сужения и пр.);

- от ближайшегоразъемного соединения на газопроводе (например, от колодца) методомпроталкивания до упора стеклопластикового стержня (типа "Кобра") взакупорку. Уточняют место ее нахождения по длине проталкиваемого стержня доупора.

6.9.38. Дляликвидации снежно-ледяных, кристаллогидратных, смоляных закупорок наполиэтиленовом газопроводе применяются:

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

- обогрев местзакупорки паром, гибкими нагревательными элементами или разогрев через слойпеска инфракрасными горелками. Температура разогрева песка не должна превышать80 °С;

- шуровкагазопровода мягким ершом;

- др. методыпо ТК, инструкциям, утвержденным в установленном порядке.

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

- отключениеповрежденного участка;

- продувка;

-высверливание окна на поврежденном месте для установки кляпов, для вырезкикатушек;

- проверкагерметичности кляпов (кирпичной стенки шара с шамотной глиной);

- вырезкакатушек на поврежденных участках, при врезке по границе кляпа постоянно долженнаходиться жгут из ветоши, смоченной водой.

Врезка новойкатушки с окном производится в обратном порядке.

6.9.40. Работыпо технической эксплуатации полиэтиленовых газопроводов, не регламентируемыенастоящим подразделом, выполняются аналогично работам, предусмотренным длястальных газопроводов.

 

7.Газорегуляторные пункты и газорегуляторные установки

 

7.1. Ввод вэксплуатацию

 

7.1.1. Работыпо врезке ГРП, пуску газа, пусконаладочные работы выполняются персоналомэксплуатационной организации при наличии акта-приемки в эксплуатацию.

Работы поврезке и пуску газа в ГРП, расположенных на территориях предприятий,разрешается выполнять бригадой газовой службы предприятия.

7.1.2. Работыпо врезке и пуску газа при вводе в эксплуатацию ГРУ выполняются одновременно свводом в эксплуатацию газоиспользующего оборудования, для которогопредназначается ГРУ.

7.1.3. Работыпо врезке, пуску газа и наладке оборудования ГРП производятся пусковымибригадами рабочих под руководством специалиста (мастера).

Состав бригадыопределяется в зависимости от вида и объема работ, но не менее двух рабочих имастера.

7.1.4.Пусковые бригады должны иметь необходимый набор материалов, приборов,инструмента, средств индивидуальной защиты и наряд-допуск на выполнениегазоопасных работ.

7.1.5. Врезкаи пуск газа при вводе в эксплуатацию стационарных ГРП производятся по плануорганизации работ.

7.1.6. Всостав плана организации работ включаются:

- схема узлаприсоединения;

-последовательность технологических операций по контрольной опрессовке, врезкеГРП и продувке его газом;

- порядок иусловия отключения газа или снижения его давления в действующем газопроводе;

- порядокпродувки газом присоединяемого ГРП по схеме, на которой указаны места установкиконденсатосборников, отключающих устройств, средств ЭХЗ, манометров, заглушек,продувочных свечей;

- численный иквалификационный состав рабочих и специалистов;

- потребностьв транспорте, механизмах, приспособлениях, приборах, материалах;

- мерыобеспечения безопасности.

Планоморганизации работ предусматривается оформление отдельных нарядов на выполнениегазоопасных работ по ПБ 12-529. Для выполнения работ по врезке и пуску газа вшкафные, блочные ГРП и ГРУ составление плана организации работ не требуется.

7.1.7. Приподготовке к производству работ необходимо:

- подготовитьнеобходимую техническую документацию на присоединяемый ГРП, осмотретьоборудование и обвязку ГРП;

- известитьорганизации, участвующие в производстве работ и АДС;

- подготовитьинструмент, механизмы, приспособления, материалы, приборы, проверить готовностьих к применению, обеспечить наличие необходимых транспортных средств,компрессора;

- изготовитьузлы присоединения;

- получитьнаряды-допуски на выполнение газоопасных работ.

7.1.8.Потребители извещаются о времени производства работ по врезке, связанных спрекращением подачи газа или снижением его давления, не позднее, чем за троесуток до начала работ.

7.1.9.Присоединяемый ГРП проверяется на герметичность контрольной опрессовкойдавлением 10 кПа. Падение давления не должно превышать 0,6 кПа за 1 час. Приопрессовке отключающие устройства до и после ГРП должны быть закрыты, а всезапорные устройства ГРП должны быть открыты; отключающие устройства на свечахперед сбросными клапанами и КИП должны быть закрыты.

7.1.10. Лица,участвующие в выполнении работ, инструктируются о последовательноститехнологических операций и задачах каждого члена бригады, мерах безопасности иприменении средств индивидуальной защиты.

7.1.11. Напериод производства работ по врезке и пуску газа средства ЭХЗ должны бытьотключены.

7.1.12.Руководитель работ по врезке перед началом работ проверяет:

- давлениевоздуха в присоединяемом ГРП, наличие заглушек и перекрытие задвижек в колодцахи (или) ГРП;

- организациюпроветривания котлованов (приямков) для врезки, подготовку места врезки(очистка от изоляции и разметка);

- установкуманометров и продувочных свечей. Краны на продувочных свечах должны бытьзакрыты;

- выполнениемероприятий по обеспечению безопасности при производстве работ.

7.1.13. Передначалом работ в колодце, на расстоянии 5 м от него со стороны движениятранспорта, должны быть установлены ограждения, а на расстоянии 15 м -предупредительный знак. За проходящим транспортом необходимо вести непрерывноенаблюдение. На рабочих должны быть надеты сигнальные жилеты.

При врезке ГРПследует применять технологии, соответствующие способу присоединения,предусмотренному проектом. Сварные соединения врезки проверяют физическимметодом контроля.

При пуске газапроизводится продувка газом газопроводов и оборудования ГРП через продувочныесвечи, установленные на присоединяемом ГРП. Продувку следует выполнятьпоследовательно: газопровод от отключающего устройства до ГРП; внутренниегазопроводы и оборудование ГРП; газопровод до отключающего устройства и после ГРП.Продувка ГРП производится давлением газа не выше 1,0 кПа.

Продувку газомнеобходимо осуществлять до вытеснения всего воздуха из обвязки ГРП. Окончаниепродувки определяется путем анализа или сжигания отбираемых проб. При этомсодержание кислорода в газе не должно превышать 1%, а сгорание газовоздушнойсмеси, пропускаемой через мыльную эмульсию, должно происходить спокойно, безхлопков.

При продувке усвечей должны находиться дежурные слесари.

Дежурныйслесарь должен иметь около свечи ведро с глиной и слесарный инструмент, недопускать посторонних лиц и транспорт к месту продувки, перекрыть кран на свечев случае воспламенения газа на ней.

7.1.14.Удаление заглушки в колодце после окончания работ производится слесарями вспасательных поясах, имеющими противогазы. На поверхности земли с наветреннойстороны должны находиться не менее двух человек, держащих концы веревок отспасательных поясов рабочих, находящихся в колодце и ведущих непрерывноенаблюдение за производством работ. Колодец предварительно проверяется назагазованность и при необходимости вентилируется. При выполнении работ недопускается применение искродающих инструментов.

7.1.15. Поокончании всех работ по пуску газа необходимо:

- открытьпредохранительный сбросной клапан, разгрузить рабочую мембрану регулятора;

- открытьвыходную задвижку за регулятором;

- плавноприоткрыть входную задвижку и подать газ в ГРП;

- послесрабатывания регулятора и его настройки включить регулятор под нагрузку, приэтом сброс газа в атмосферу через предохранительный клапан должен прекратиться.

7.1.16. Подачугаза в газопровод после ГРП следует производить по окончании наладкиоборудования ГРП на рабочий режим давления. При пусконаладочных работахсоставляются режимные карты, в которых указывается выходное давление газа,регулируемое в соответствии с установленными проектом режимом давления вгазораспределительной сети и у потребителей.

7.1.17. Поокончании всех работ по пуску газа необходимо:

- колебаниедавления газа на выходе из ГРП установить в пределах 10% от рабочего давления,установленного проектом;

- проверитьприборным методом качество изоляции места врезки ГРП и засыпки котлована;

- включитьсредства ЭХЗ;

- сделатьотметку в наряде на газоопасные работы о выполнении работ.

 

7.2. Общиеуказания по эксплуатации

 

7.2.1.Стационарные, шкафные и блочные ГРП, а также ГРУ, введенные в эксплуатацию,учитываются в эксплуатационном журнале.

На каждый ГРПи ГРУ составляется эксплуатационный паспорт, в который заносятся сведения оработах, связанных с заменой оборудования или отдельных узлов и деталей суказанием причин замены.

О всехвыполненных работах по обслуживанию ГРП и ГРУ должны быть сделаны записи вэксплуатационном журнале. В журнале указываются выявленные нарушения инеисправности, а также меры, принятые для их устранения. Эксплуатационныйжурнал стационарного или блочного ГРП хранится в помещении ГРП, шкафного - всоответствующей службе эксплуатационной организации, ГРУ - в газовой службепредприятия.

7.2.2.Предохранительные клапаны, в том числе встроенные в регуляторы давления, должныобеспечивать пределы настройки и срабатывания в соответствии с требованиями ПБ12-529-03.

7.2.3. Утечкигаза в ГРП или ГРУ, а также самопроизвольные повышения или понижения выходногодавления газа устраняют работники АДС.

7.2.4. Включениев работу регулятора давления в случае прекращения подачи газа из ГРПпроизводится после выявления причины срабатывания предохранительно-запорногоклапана и принятия мер по устранению неисправностей.

7.2.5. Приэксплуатации ГРП и ГРУ выполняются следующие виды работ:

- техническийосмотр (осмотр технического состояния);

- техническоеобслуживание - не реже 1 раза в 6 месяцев:

- текущийремонт - не реже 1 раза в 12 месяцев, если другие сроки не установленыдокументацией изготовителей газового оборудования;

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

- капитальныйремонт - при необходимости замены оборудования, средств измерений;

- капитальныйремонт здания ГРП, систем отопления, вентиляции, освещения - на основаниидефектных ведомостей, составленных по результатам осмотров и текущих ремонтов.

 

7.3. Осмотри техническое обслуживание

 

7.3.1.Технический осмотр ГРП производится путем обхода или объезда на специальнооборудованном автомобиле в сроки, установленные эксплуатационной организацией.

7.3.2.Технический осмотр телемеханизированных ГРП и нетелемеханизированных, ноработающих в одной системе с телемеханизированными, производится в сроки,определяемые специальной инструкцией по эксплуатации систем телемеханики, но нереже одного раза в месяц.

7.3.3. Припроизводительности ШРП до 50 м3/ч технический осмотр можетпроизводиться не реже 1 раза в год одновременно с техническим обслуживанием.

7.3.4. При каждомобходе ГРП в отопительный период необходимо проверять температуру воздухавнутри отапливаемого помещения и при необходимости - изменять режим работысистемы отопления ГРП.

7.3.5.Техническое обслуживание ГРП производится в сроки, установленные ПБ 12-529-03.

7.3.6. Составработ по техническому осмотру и техническому обслуживанию ГРП, а такжечисленность персонала, выполняющего эти работы, устанавливаются ПБ 12-529-03.

7.3.7. Обутечках газа, обнаруженных при техническом осмотре и техническом обслуживании,необходимо немедленно сообщить в АДС и до прибытия аварийной бригады принятьвозможные меры по предупреждению аварий.

 

7.4.Текущий ремонт

 

7.4.1. Текущийремонт оборудования ГРП, ГРУ производит бригада из двух рабочих подруководством мастера.

7.4.2. Притекущем ремонте ГРП производительностью свыше 50 м3/ ч выполняются:

- работы потехническому осмотру;

- проверкаработоспособности запорной и регулирующей арматуры и предохранительныхклапанов;

- проверкагерметичности всех соединений и арматуры прибором, устранение утечек газа,осмотр и очистка фильтра;

- определениеплотности и чувствительности мембран регулятора давления и управления;

- продувкаимпульсных трубок к контрольно-измерительным приборам,предохранительно-запорному клапану и регулятору давления;

- проверкапараметров настройки запорных и сбросных клапанов;

- разборкарегуляторов давления, предохранительных клапанов с очисткой их от коррозии изагрязнений, проверкой плотности прилегания к седлу клапанов, состояниямембран, смазкой трущихся частей, ремонтом или заменой изношенных деталей,проверкой надежности креплений конструкционных узлов, не подлежащих разборке;

- разборказапорной арматуры, не обеспечивающей герметичность закрытия;

- проверкасостояния и прочистка дымоходов (перед отопительным сезоном);

- проверкасостояния вентиляционной системы;

- ремонтсистемы отопления (опрессовка при необходимости, герметизация резьбовыхсоединений, замена, ремонт, крепление, окраска радиаторов и участковтрубопроводов, ремонт и замена арматуры и др.), в том числе отопительнойустановки - один раз в год перед отопительным сезоном;

- ремонтсистем вентиляции, освещения и телефона - немедленно, по выявлениинеисправностей;

- ремонтздания ГРП (восстановление отдельных мест обвалившейся штукатурки, заменаразбитых стекол в оконных проемах, замена отдельных участков кровли, побелкаили окраска стен);

- окраскамолниеприемников и токоотводов системы молниезащиты ГРП (по меренеобходимости);

- измерениесопротивления заземлителей молниезащиты ГРП - не реже одного раза в три года.

7.4.3. Притекущем ремонте ШРП производительностью до 50 м3/ч устраняютсянеисправности, выявленные в результате технического осмотра и техническогообслуживания.

7.4.4. Послепроверки и настройки оборудования и устранения всех неполадок следует проверитьприбором герметичность всех соединений при рабочем давлении газа. В случаеобнаружения утечки газа принимаются меры к ее немедленному устранению.

 

7.5.Капитальный ремонт

 

7.5.1. ОтборГРП и ГРУ для капитального ремонта производится на основании дефектныхведомостей, составленных по результатам технического осмотра и текущегоремонта.

7.5.2. Кработам по капитальному ремонту ГРП и ГРУ относятся:

- ремонт изамена устаревшего или изношенного оборудования или его отдельных частей;

- ремонтздания и его инженерного оборудования (освещения, вентиляции, дымоходов,отопления);

- ремонткирпичной кладки, штукатурка и побелка стен заново, ремонт полов, замена иремонт рам и дверей, полный ремонт и замена кровли, ремонт асфальтовых отмостокс устройством подстилающего слоя, замена отопительных аппаратов, а также заменазаземлителей молниезащиты;

- ремонт илизамена шкафов блочных и шкафных ГРП, устаревшего и износившегося оборудованияили отдельных его узлов и частей по мере необходимости.

7.5.3. Передкапитальным ремонтом в ГРП и ГРУ давление газа в газопроводах и оборудованиидолжно быть снижено до атмосферного, должна быть произведена продувка воздухомчерез свечу.

7.5.4.Отключающие устройства на линии регулирования ГРП и ГРУ при разборке оборудованиядолжны быть в закрытом положении. На границах отключенного участка послеотключающих устройств должны устанавливаться инвентарные заглушки,соответствующие максимальному давлению газа.

7.5.5. Работыпо ремонту электрооборудования ГРП и смене перегоревших электроламп должныпроизводиться при снятом напряжении. При недостаточном естественном освещениидопускается применение переносных светильников во взрывозащищенном исполнении.

 

7.6.Перевод ГРП на обводную линию (байпас) и обратно на основную линиюредуцирования

 

7.6.1. Припереводе ГРП на байпас работы выполняются в следующей последовательности:

- проверитьустановку на "0" стрелки манометра, показывающего выходное давление,открыть кран на его импульсной линии;

- проверитьгерметичность запорной арматуры обводной линии по манометру, закрыв кран насвечу;

- проверитьход и работу (герметичность закрытия) второго по ходу газа отключающегоустройства (задвижки) на байпасе, после чего закрыть эту задвижку. Еслизадвижка герметична, проверить ход и работу (герметичность закрытия) первого походу газа отключающего устройства (задвижки, крана) на байпасе, после чегозакрыть эту задвижку (кран);

- следя задавлением на выходе по манометру, открыть на байпасе отключающее устройство,первое по ходу газа;

- отключитьПЗК в открытом положении, зафиксировав его ударный механизм;

- поворотомрегулировочного винта (выворачивая против часовой стрелки) блока управлениярегулятором ("пилота") снизить выходное давление газа на 10%, плавнооткрывая второе по ходу газа отключающее устройство (задвижку) на байпасеподнять выходное давление за регулятором до рабочего, контролируя его поманометру на выходе. Операции проводить до полной остановки регулятора давлениягаза.

- постоянноследить за величиной рабочего давления и поддерживать его с помощью задвижки набайпасе в пределах допустимых норм, по показаниям манометра на выходе;

- закрытьзадвижки на входе и выходе основной линии редуцирования, закрыть краны наимпульсных линиях ПЗК и регулятора;

- мастердолжен проверить закрытие кранов на импульсных линиях ПЗК и регулятора и доначала работ - открытие крана на импульсной линии манометра на выходе газа;

- сбросить газиз газопровода через свечу между задвижками основной линии редуцирования;

- проверитьгерметичность закрытых задвижек, расположенных на границах отключаемой линииГРП в следующей последовательности: закрыть продувочные свечи и наблюдать втечение 10 минут за показаниями манометра, установленного на обвязке фильтра;

- установитьзаглушки на внутренних фланцах отключающих устройств, расположенных на границахотключаемой линии. Если давление по манометру не повышается, то задвижкиобеспечивают герметичность перекрытия газа, в этом случае заглушки на границахотключаемой линии могут не устанавливаться;

- если техническоеобслуживание газового оборудования выполняется на ГРП, закольцованном с другимиГРП (ШРП), то переключение подачи газа на байпас может не производиться вообще,при условии, что со стороны закольцованного ГРП в линии обеспечиваетсяминимально необходимое давление газа.

7.6.2. Переходс байпаса на основную линию редуцирования производится в следующейпоследовательности:

- проверить,вывернут ли регулировочный винт регулятора управления (пилота), открыть кранына импульсных линиях;

- снятьзаглушки, установленные на границах отключенной линии, если ониустанавливались, и собрать разъемные соединения;

- плавнооткрыть задвижку перед регулятором;

- отключитьпредохранительно-запорный клапан в открытом положении, зафиксировав его ударныймеханизм;

- открытьвыходную задвижку после регулятора, наблюдая за показаниями манометра навыходе;

- плавноприкрывая отключающее устройство (задвижку) на байпасе, снизить давление газана выходе ГРП на 10% от рабочего и медленно ввертывая регулировочные винтырегулятора ("пилота") восстановить давление газа до рабочего.Операции проводить до полного закрытия отключающего устройства на байпасе;

- закрытьпервое отключающее устройство по ходу газа на байпасе и сбросить газ междуотключающими устройствами через продувочную свечу;

- проверитьгерметичность запорной арматуры обводной линии по манометру, закрыв кран насвечу;

- убедившисьпо показанию манометра на выходе ГРП в устойчивой работе регулятора, перевестиударник ПЗК в рабочее положение;

- произвестипроверку и настройку ПЗК и ПСК.

 

7.7. Пуск иостановка регулятора ГРП или ГРУ

 

7.7.1. Пускрегулятора производится в следующей последовательности:

- проверитьплотность закрытия отключающих устройств обводной линии (байпаса);

- вывернутьрегулировочный винт регулятора управления;

- открыть кранимпульсной трубки регулятора;

- закрыть кранна импульсной трубке ПЗК;

- открытьвыходную задвижку ГРП или ГРУ;

- поднятьклапан ПЗК, ввести в соединение рычаги для удержания клапана в открытомсостоянии;

- плавнооткрыть входную задвижку;

- вращениемвинта пружины регулятора управления установить давление по манометру согласнотребуемому режиму;

- убедившись вустойчивой работе регулятора по показанию манометра, открыть кран на импульснойтрубке ПЗК, ввести в зацепление рычаг груза с рычагом клапана;

- произвестипроверку и настройку ПЗК и ПСК. Настройку параметров низкого давления выполняютпри помощи ручного воздушного насоса или баллона со сжатым воздухом. Настройкупараметров высокого давления выполняют при помощи импульса газа из газопроводавысокого давления до регулятора.

7.7.2.Остановка регулятора производится в следующей последовательности:

- закрытьвходную задвижку в ГРП или ГРУ;

- вывести иззацепления соединительные рычаги клапана ПЗК, опустить тарелку клапана наседло;

- вывернутьрегулировочный винт регулятора управления;

- закрытьвыходную задвижку в ГРП или ГРУ;

- закрытькраны на импульсных трубках регулятора давления и предохранительно-запорногоклапана;

- выпуститьгаз из газопровода между входной и выходной задвижками в атмосферу черезпродувочную свечу;

- приостановке регулятора на срок более 48 часов установить заглушки во фланцевыхсоединениях входной и выходной задвижек со стороны оборудования ГРП или ГРУ;

- записатьвремя остановки регулятора в эксплуатационный журнал.

 

7.8.Эксплуатация зданий ГРП

 

7.8.1. ЗданияГРП должны соответствовать проекту, выполненному проектной организацией,имеющей лицензию.

7.8.2. Наздании ГРП должна быть табличка с указанием помещения категории А.

7.8.3. Приэксплуатации ГРП запрещено:

- в помещенияхкатегории А зданий забивать оконные и дверные проемы досками или другимиматериалами;

- припроизводстве работ внутри ГРП закрывать двери.

7.8.4. Притехническом обслуживании ГРП следует:

- вестинаблюдение за состоянием конструкций (стены, перегородки, колонны, балкипокрытия, заделка зазоров между балками и плитами покрытия, колоннами и стенамии т.д., а также отверстий для прохода коммуникаций), отделяющих помещениякатегории А от помещений других категорий;

- проверятьобеспечение газонепроницаемости конструкций, отделяющих помещение категории Аот других помещений;

- проверятьсостояние искронедающих покрытий полов, окон, дверей и ворот;

- проверятьсостояние опор и газопроводов с целью выявления их деформаций, нарушенияантикоррозийного покрытия и других дефектов;

- осматриватьи своевременно очищать от снега и льда легкосбрасываемые участки кровли.

7.8.5.Территория у зданий ГРП, автодороги должны быть очищены от постороннихпредметов, прочих материалов и различного мусора. Запрещается загромождатьпроходы и проезды.

7.8.6.Ремонтно-строительные работы выполняются в соответствии с графикомпланово-предупредительного ремонта зданий, а также при обнаружении дефектов,влияющих на безопасность эксплуатации.

7.8.7. Графикопределяет объемы и сроки выполнения следующих видов ремонта строительныхконструкций зданий:

- побелкунаружных фасадов зданий;

- ремонт полов(при ремонте полов в помещениях категории "А" не допускается заделкатрещин и выбоин материалами, дающими искру);

- окраску оконныхи дверных проемов;

- ремонткровли и карнизов зданий;

- штукатурку ипобелку внутренних стен;

- ремонтотмостки вокруг здания.

 

8.Запорная арматура на газопроводах

 

8.1.Техническое обслуживание

 

8.1.1.Техническое обслуживание запорной арматуры проводится в соответствии сграфиком, утверждаемым руководством эксплуатационной организации вустановленном порядке.

8.1.2. Притехническом обслуживании запорной арматуры, установленной на надземных иподземных газопроводах, выполняются следующие виды работ:

- очистка отгрязи и ржавчины;

- внешнийосмотр для выявления перекосов, раковин, трещин, коррозии и других дефектов;

- проверкагерметичности сварных, резьбовых, фланцевых соединений и сальниковых уплотненийспециальными приборами (газоиндикаторами или газоанализаторами);

- устранениеутечек во фланцевых соединениях подтягиванием болтов или сменой прокладок,очистку фланцев перед установкой новых прокладок;

- устранениеутечки газа в сальниках подтягиванием сальника или сменой сальниковой набивки.При подтягивании сальника натяжение нажимной буксы накидными болтами должнопроизводиться равномерно. Односторонняя перетяжка болтов может вызвать надломфланца буксы. Необходимо следить за тем, чтобы сальник не был сильно затянут,так как это может привести к изгибу шпинделя и выходу задвижки из строя;

- разгончервяка у задвижек и, при необходимости, его смазка (не допуская полногоперекрытия газопровода);

- проверкаработоспособности приводного устройства задвижек.

Притехническом обслуживании арматуры, установленной в колодцах, дополнительновыполняются следующие виды работ:

- проверкасостояния крышек газовых колодцев и колодцев на загазованность;

- откачка водыиз колодцев (при необходимости);

- проверканаличия и исправности шунтирующих электроперемычек, состояния уплотненияфутляров газопроводов, конструкций колодцев, скоб, лестниц.

8.1.3.Бригады, производящие работы в колодце, должны иметь средства индивидуальнойзащиты.

Работы потехническому обслуживанию арматуры в колодце производятся в следующей последовательности:

- производитсяочистка крышки колодца от грязи, снега, льда;

- поднимаетсякрючком, смазанным тавотом или солидолом, крышка колодца, под которуюподкладывается деревянная подкладка;

- колодецпроверяется газоанализатором на загазованность;

- послепроверки колодца на загазованность крышка колодца открывается полностью ипроизводится его проветривание и повторная проверка на загазованность;

- принеобходимости осуществляется откачка воды из колодца;

- приотсутствии загазованности в колодец спускается один из рабочих в спасательномпоясе со спасательной веревкой. Члены бригады, находящиеся на поверхностиземли, должны держать концы веревок от спасательного пояса рабочего,находящегося в колодце, и вести непрерывное наблюдение за ним. В случае обнаружениягаза в колодце рабочий, с разрешения руководителя работ, должен спускаться вколодец в противогазе. При опасной концентрации газа, более 20% от нижнегопредела воспламеняемости, спускаться в колодец запрещается;

- рабочий вколодце производит визуальный осмотр состояния арматуры, выполняет работы потехническому обслуживанию, проверяет герметичность соединений и арматурымыльной эмульсией или специальными приборами;

- приобнаружении утечки газа в арматуре, трещин, перекосов и других серьезных повреждений,работы в колодце прекращаются. Устранение утечки газа и неисправностейпроизводится по другому наряду, предусматривающему меры безопасности взависимости от характера повреждения (исключение составляют утечки газа изсальника задвижки низкого давления и в самосмазывающем кране, которые можноустранить перенабивкой сальника и добавлением смазки под винт крана).

8.1.4. Притехническом обслуживании шарового крана, установленного в грунте без колодца,под ковер следует выполнять следующие виды работ:

- проверкусостояния крышки ковера и отмостки ковера;

- откачку водыиз ковера (при необходимости);

- проверкуотсутствия утечки газа под крышку штока крана путем ослабления болта (сапуна);

- снятиекрышки штока крана и проверка работы крана в положениях «открыто-закрыто», недопуская при этом полного закрытия крана;

- проверкуисправности приводного устройства.

8.1.5. Притехническом обслуживании запорной арматуры внутренних газопроводов выполняютсяследующие виды работ:

- проверкугерметичности сварных, резьбовых, фланцевых соединений и сальниковых уплотнениймыльной эмульсией или специальными приборами;

- проверкугерметичности по проходу у запорной арматуры, установленной передгазоиспользующим оборудованием;

- добавлениепри необходимости уплотнительной смазки в краны;

- подтяжкунатяжения пробки натяжного конусного крана при обнаружении протечки;

- подтяжкусальникового уплотнения в случае обнаружения протечки;

8.1.6. Смазкакрана, установленного перед бытовым газоиспользующим оборудованием, выполняетсяв следующем порядке:

-перекрывается кран на вводе в квартиру (при его наличии). Перекрываются краныперед каждым бытовым прибором, аппаратом. Обеспечивается вентиляция помещенияза счет открытия фрамуг, форточек, окон. Посторонние лица из помещения удаляются;

- выжигаютсяостатки газа в отключенном приборе, аппарате через горелку;

- разбираетсякран перед прибором, вынимается его пробка;

- приотсутствии крана на вводе в квартиру вместо вынутой пробки вставляетсяинвентарная пробка или сухой кляп;

- пробкаочищается от старой смазки мягкой ветошью и смазывается тонким слоем смазки;

- из кранавынимается кляп, поверхность крана очищается от старой смазки, устанавливаетсясмазанная пробка, кран собирается, проверяется плавность хода пробки;

- открываетсякран на вводе в квартиру;

- проверяетсягерметичность крана с помощью мыльной эмульсии или газоиндикатором, разжигаютсягорелки приборов и аппаратов.

Смазку крановна внутренних газопроводах диаметром до 50 мм разрешается производить под газомс применением специальных приспособлений, исключающих выход газа в помещение.

 

 

8.2.Текущий ремонт

 

8.2.1. Работыпо текущему ремонту следует выполнять бригадой в составе не менее двух рабочих.Графики выполнения работ по текущему ремонту утверждаются техническим руководствомэксплуатационной организации в установленном порядке.

8.2.2. Притекущем ремонте арматуры наружных и внутренних газопроводов следует производитьвсе работы, выполняемые при техническом обслуживании, а также:

- устранениедефектов, выявленных при техническом обслуживании;

- заменуизносившихся и поврежденных крепежных болтов (при замене болтов следуетсоблюдать порядок попарной замены диаметрально противоположных болтовсоединения);

- ремонтприводного устройства задвижек;

- окраскугазовой арматуры (при необходимости).

8.2.3. Притекущем ремонте арматуры в колодце следует дополнительно выполнять следующиевиды работ:

- ремонт стенколодца, закрепление скоб (лестниц);

- уплотнениефутляров газопроводов;

- проверкусостояния компенсаторов (стяжные болты должны быть сняты).

8.2.4. Притекущем ремонте крана шарового подземного, установленного без колодца подковер, выполняются следующие виды работ:

- очистка отгрязи крышки ковера, при необходимости - покраска;

- устранениеперекосов крышки ковера, оседания ковера;

- ремонтотмостки ковера (при необходимости);

- откачка водыиз ковера, удаление грязи;

- проверказащитного покрытия штока крана, при необходимости -восстановление;

- проверкацелостности уплотнительного кольца крышки штока крана, при необходимости -замена.

8.2.5. Притекущем ремонте гидрозатворов выполняются следующие виды работ:

- проверкагерметичности резьбовых соединений гидрозатворов мыльной эмульсией;

- смазкарезьбы пробок кранов и установка их с подмоткой льняной пряди;

- устранениеповреждений оголовков стояков гидрозатворов;

- наращиваниеили обрезка стояков гидрозатворов, если их выводы излишне занижены или выходятза пределы крышек ковера (при невозможности опустить или поднять ковер);

- временноеограждение и наращивание стояков гидрозатворов во время возможного затопленияих талыми водами (в низменных местах);

- растворениельда в стояках гидрозатворов специальными растворителями (метанол, техническийспирт и др.) с последующим удалением конденсата;

- заменанеисправных кранов и других деталей гидрозатворов на исправные приневозможности устранить дефекты на месте.

 

8.3.Капитальный ремонт

 

8.3.1. Прикапитальном ремонте выполняются:

- все видыработ, проводимые при техническом обслуживании;

- ремонткирпичной кладки с разборкой и заменой перекрытий, замена изношенных люков икрышек, перекладка горловин, восстановление или ремонт гидроизоляции колодцев,наращивание колодцев по высоте, смена лестниц, ходовых скоб, штукатуркаколодцев заново (при замене задвижки в колодце);

- ремонт и заменаковеров;

- демонтаж илизамена гидрозатворов;

- заменаизношенных кранов и задвижек;

- разборказадвижек и кранов, замена износившихся узлов и деталей, шабровка, расточка илизамена уплотнительных колец, смазка.

8.3.2.Запорная арматура, устанавливаемая на место заменяемой, должна бытьпредназначена для транспортирования природного (или сжиженного) газа и иметьсоответствующую запись в паспорте.

Допускаетсяиспользовать запорную арматуру общего назначения, предназначенную для жидких игазообразных нефтепродуктов, попутного нефтяного газа, а также для аммиака,пара и воды.

Классгерметичности устанавливаемой арматуры по ГОСТ 9544 должен быть не ниже, чем узаменяемой.

Устанавливаемаязапорная арматура должна быть однотипна с заменяемой по диаметру и давлению.

8.3.3. Доустановки арматуры на газопровод, в условиях мастерских, должны выполняться еереконсервация, смазка, проверка сальников и прокладок. При установке нагазопроводах арматуры общего назначения рекомендуется испытывать ее напрочность и герметичность по нормам, приведенным в приложении В.

8.3.4.Выявленные дефекты арматуры (заедание или неплотность затвора, неплавный ходшпинделя, неисправность сальниковой камеры, негерметичность прокладки крышкизадвижки) должны устраняться в условиях мастерских.

8.3.5. Работыпо замене задвижек в колодце выполняются в следующей последовательности:

- производитсяотключение газопровода;

- снимаетсяперекрытие колодца;

- принеобходимости производится откачка воды из колодца;

- передначалом (и в течение всего времени проведения работ) колодец проверяется назагазованность газоанализатором и при необходимости проветривается с помощьювентилятора;

- в колодецспускаются рабочие (не более двух) в спасательных поясах со спасательнымиверевками и, при необходимости, в противогазах;

- рабочие вколодце уточняют соответствие эксплуатационной документации на установленную нагазопроводе арматуру;

- с цельюпредотвращения искрообразования от действия блуждающих токов на газопроводеустанавливается электроперемычка (при отсутствии стационарной) и производитсяее заземление (электрозащита должна быть предварительно отключена);

- производитсяснятие болтов на фланцевых соединениях задвижки (рекомендуется вместе скомпенсатором), установка новой задвижки и компенсатора, замена прокладок иизношенных болтов (у задвижек с электроприводом электропривод предварительноотключается);

-установленная арматура проверяется на герметичность испытанием воздухом(рабочим давлением газа) в течение 10 минут. Утечки из арматуры не допускаются;

- задвижкаприводится в рабочее состояние (стяжные болты на компенсаторе должны бытьсняты);

- снимаетсявременно установленная перемычка на газопроводе, а затем заземление, включаетсяэлектрозащита, устанавливается перекрытие;

- данные позамене задвижки заносятся в наряд на газоопасные работы и в паспорт газопроводаи исполнительную документацию.

Отключение ипродувка газопровода перед началом работ по замене задвижки и последующий пускгаза производятся по отдельному наряду-допуску на газоопасные работы.

8.3.6.Капитальный ремонт задвижек и кранов на надземных газопроводах производитсяпри:

- нарушенииплотности закрытия;

- отрывефланца;

- поломкебуксы сальника;

- поломкекрышки сальника самосмазывающегося крана;

- трещинах вкорпусе.

8.3.7. Работыпо замене крана на вводе газопроводов в здание (внутри подъездов) выполняются вследующей последовательности:

- производитсявнешний осмотр и проверка соответствия разводки газопроводов исполнительнойдокументации (проекту), подлежащей отключению в процессе выполнения работ, суточнением ее фактического расположения на объекте;

- в жилыхзданиях (за трое суток до начала работ) все абоненты предупреждаются одлительности отключения подачи газа и мерах безопасности на случайпроникновения газа в квартиру, обеспечивается вентиляция всего подъезда путемоткрытия окон, форточек, фрамуг;

-подготавливается кран, подлежащий установке. Кран должен быть расконсервировани смазан;

-обеспечиваются требования по охране участка выполнения работ для исключениявнесения открытого огня посторонними лицами;

-обеспечивается отключение участка газопровода, на котором выполняются работы;

-демонтируется сгон после крана, в отключенный газопровод вставляетсяинвентарная пробка;

- газопровод,при необходимости, отжимается от стены и под него устанавливается подкладка дляудобного выполнения операций по замене крана;

- свинчиваетсякран с резьбового соединения и устанавливается инвентарная пробка в газопровод;

- убедившись,что выход газа перекрыт плотно, с помощью специальных щеток и скребковсчищается старая засохшая краска и уплотнение с резьбы трубы, выполняется новоеуплотнение резьбы;

- удаляетсяинвентарная пробка из газопровода, перекрывается выход газа ладонью инавинчивается новый кран на резьбовое соединение вручную, затем довинчивается спомощью ключа. Кран должен быть в положении «закрыто»;

- выполняютсяосмотр состояния демонтированного сгона и новое уплотнение резьбового концасгона, сгон ввинчивается во вновь установленный кран;

- очищаетсярезьбовой конец отключенной части газопровода на вводе от старой краски иподмотки и выполняется новая подмотка;

- удаляетсяинвентарная пробка из отключенного газопровода и состыковываются резьбовыеконцы сгона и отключенного газопровода, затем сгоняется при помощи ключа муфтасгона на резьбовой конец отключенной части газопровода до упора;

- выполняетсяновая подмотка на резьбовую часть сгона между муфтой и контргайкой, сгоняетсяконтргайка к муфте сгона и затягивается при помощи ключа до упора;

- открываетсякран и проверяется герметичность всех вновь выполненных соединений мыльнойэмульсией или прибором;

- помещениеподъезда проветривается (при смене крана в подъезде);

- производитсяпродувка и пуск газа в соответствии с инструкцией по пуску газа.

Во времяпроизводства работ и после его окончания необходимо контролироватьзагазованность лестничных клеток, в подвалах, погребах, квартирах первого этажас помощью прибора.

8.3.8. Заменакрана, установленного на внутреннем газопроводе (перед бытовым газоиспользующимоборудованием) выполняется в следующем порядке:

- отключаетсякран на вводе в помещение (при наличии);

- производитсяпроверка и смазка нового крана, демонтаж сгона и его ревизия;

- свинчиваетсянеисправный кран, закрывается инвентарной пробкой отверстие для выхода газа,очищается резьба трубы от старой подмотки и выполняется новая подмотка изуплотнительных материалов;

-навинчивается вручную новый кран на резьбу и дотягивается до упора при помощиключа (кран при монтаже должен быть в положении «закрыто»);

- выполняетсяновая подмотка на резьбовые концы сгона и газопровода, ввинчивается сгон вустановленный кран до упора при помощи ключа, соединяются резьбовые концы сгонаи газопровода, сгоняется муфта сгона на резьбу трубы при помощи ключа до упора,выполняется новая подмотка в виде жгута между муфтой и контргайкой сгона и припомощи ключа затягивается контргайка к муфте сгона;

- открываетсякран на вводе, новый кран и при помощи мыльной эмульсии проверяетсягерметичность пробки нового крана и всех резьбовых соединений;

- производитсяпродувка внутреннего газопровода и газоиспользующего оборудования воздухом ипуск газа.

Выполнениеработ по замене крана производится при открытой форточке помещения.

 

8.4.Уплотнительные материалы

 

8.4.1. Приэксплуатации арматуры с сальниковой набивкой особое внимание следует уделятьнабивочному материалу - размерам, правильности укладки в сальниковую коробку.

Высотасальниковой набивки должна быть такой, чтобы грундбукса в начальном положениивходила в сальниковую коробку не более чем на 1/6-1/7 ее высоты, но не менее 5мм.

В качественабивочного материала для сальников запорной арматуры наиболее эффективноприменение фторопластового уплотнительного материала марки ФУМ-В.

8.4.2. Дляуплотнения фланцевых соединений арматуры с газопроводом и крышки с корпусомследует применять плоские прокладки из паронита, резины, металла, картона,фторопласта марки «Фторопласт - 4» и композиционных материалов на их основе.

Для уплотнениярезьбовых соединений рекомендуется применять льняную чесаную прядь, пропитаннуюспециальной газовой смазкой, ленты из фторопласта марки «Фторопласт-4» и другиеуплотнительные материалы, обеспечивающие герметичность соединения.

В таблице 1приведены сведения о материалах, применяемых при уплотнении запорной арматуры.

 

 

Таблица 1

 

Тип соединения и применяемые материалы

ГОСТ или ТУ

Толщина уплотнения, мм

Давление газа в газопроводе, МПа

до 0,6

до 1,2

до 1,6 (для сжиженного газа)

Резьбовые соединения

Лен трепаный (льняная прядь чесаная)

ГОСТ 10330

-

+

 

 

Олифа натуральная

ГОСТ 7931

-

+

 

 

Сурик свинцовый

ГОСТ 19151

-

+

 

 

Белила свинцовые густотертые

ОСТ 6 10-458

-

+

 

 

Фланцевые соединения

Прокладки плоские эластичные

ГОСТ 15180

1-4

+

+

+

Паронит

ГОСТ 481

1-4

+

+

+

Резина листовая (маслобензостойкая марки МБ)

ГОСТ 7338

3-5

+

+

+

Резина листовая техническая для изделий, контактирующих с пищевыми продуктами

ГОСТ 17133

3-5

+

+

+

Листы алюминиевые*

ГОСТ 9.510

ГОСТ 21631

1-4

+

+

+

Ленты алюминиевые*

ГОСТ 13726

1-4

+

+

+

Полиэтилен высокой плотности*

МР ТУ 6

№ 05-890-65

1-4

+

 

 

Полиэтилен низкой плотности*

МР ТУ 6

№ 05-889-66

1-4

+

 

 

Фторопласт - 4

ГОСТ 10007

1-4

+

 

 

*Данные уплотнительные материалы следует применять для уплотнения соединений типа «шип-паз».

Примечания

1. Лен трепаный предварительно пропитать олифой или краской.

2. Паронитовые прокладки перед установкой должны быть размочены в горячей воде, проолифлены и прографичены.

3. Знак «-» обозначает, что толщина не ограничивается.

4. Знак «+» обозначает область применения материала.

 

8.4.1.Перенабивку сальников арматуры разрешается проводить при давлении в газопроводене более 0,01 МПа.

8.4.2. Заменапрокладок фланцевых соединений арматуры и газопровода разрешается при давлениина газопроводе не ниже 40 и не выше 200 даПа.

 

9.Газопроводы и газоиспользующее оборудование котельных

ипроизводственных зданий (помещений)

 

9.1. Ввод вэксплуатацию

 

9.1.1. Ввод вэксплуатацию внутренних газопроводов и газоиспользующего оборудованияпроизводится после проведения пусконаладочных работ.

В объемпусконаладочных работ входят:

- наладкагазоиспользующего оборудования и ГРУ;

- средствавтоматического регулирования и безопасности;

-теплоутилизационных устройств и вспомогательного оборудования; систем контроляи АСУ технологическими процессами;

- определениеоптимальных режимов работы газоиспользующего оборудования с разработкойрежимных карт (режимная наладка), обеспечивающих эффективное использованиегаза.

9.1.2. Пускгаза для проведения пусконаладочных работ и ввода в эксплуатацию производитсяна основании акта приемки газопроводов и газоиспользующего оборудования.

9.1.3. НаладкуГРУ и газоиспользующего оборудования производит специализированная организация.

9.1.4.Пусконаладочные работы на газоиспользующем оборудовании должны выполняться нагазовом и на резервном (аварийном) топливе.

В случае, еслитопливным режимом предусмотрено применение резервного топлива, разрешение напуск газа на газоиспользующее оборудование выдается только после окончаниястроительства резервного топливного хозяйства.

9.1.5. Передпуском газа следует проверить:

- исправностьтопки и газоходов, запорных и регулирующих устройств;

- исправностьконтрольно-измерительных приборов, арматуры, гарнитуры, питательных устройств,дымососов и вентиляторов, а также наличие естественной тяги;

- исправностьоборудования для сжигания газового топлива;

- исправностьотключающих устройств на газопроводах (вся запорная арматура на газопроводахдолжна быть закрыта, а краны на продувочных газопроводах - открыты);

- отсутствиезаглушек перед и после предохранительных клапанов на паро-газопроводах, напитательной, спускной и продувочной линиях;

- заполнениекотла водой до отметки низшего уровня (при наличии водяного экономайзера -заполнение его водой);

- отсутствиепадения уровня воды в котле и пропуска воды через лючки, фланцы, арматуру.

9.1.6. Припуске газа следует:

- продутьгазопроводы газом через продувочные свечи, установленные перед горелками,постепенно открывая задвижку на ответвлении газопровода к газоиспользующейустановке, до тех пор, пока воздух из газопровода не будет полностью удален, игазопровод заполнится газом. Окончание продувки определяется газоанализатором(или другим надежным способом) до момента отсутствия взрывоопаснойгазовоздушной смеси (содержание кислорода в смеси должно быть не более 1%).Окончание продувки определять по 6.2.12. По окончании продувки кран напродувочной свече следует закрыть;

- убедиться вотсутствии утечек газа из газопроводов, газооборудования и арматуры путемобмыливания их или с помощью специальных приборов. Пользоваться открытым огнемпри выполнении этой работы категорически запрещается;

- проверить поманометру соответствие давления газа, а при использовании горелок спринудительной подачей воздуха на горение дополнительно - соответствие давлениявоздуха установленному давлению;

- отрегулироватьтягу растапливаемого агрегата, установив разрежение в топке 2-3 мм вод. ст.

9.1.7.Непосредственно перед розжигом газоиспользующей установки должна бытьпроизведена вентиляция топки и газоходов в течение 10-15 минут, путем открытиядверок топки, поддувала, шиберов для регулирования подачи воздуха, заслонокестественной тяги, а при наличии дымососов и вентиляторов - путем их включения.

До включениядымососа для вентиляции топки и газоходов необходимо убедиться, что ротор незадевает корпуса дымососа, для чего ротор поворачивается вручную.

Включениедымососов во взрывоопасном исполнении допускается только после проветриваниятопок естественной тягой и после проверки исправности дымососа.

9.1.8. Порядоквключения горелок газоиспользующих установок зависит от конструкции горелок,расположения их на газоиспользующем оборудовании, типа запального устройства,наличия и типа автоматики безопасности и регулирования. Последовательностьдействий при розжиге горелок определяется в соответствии с требованиями производственнойинструкции, ГОСТ 21204 и настоящего ОСТ.

9.1.9. Розжиггорелок с помощью переносного запальника осуществляется в следующем порядке:

- разжечьзапальник;

- ввестизапальник в топку к устью включаемой основной горелки;

- медленнооткрывая отключающее устройство перед горелкой, произвести пуск газа, следя затем, чтобы воспламенение его произошло сразу, одновременно начать подачувоздуха;

- постепенноувеличивая подачу газа и воздуха, отрегулировать разрежение в топке и факелгорелки;

- после полученияустойчивого факела погасить запальник;

- удалитьзапальник из топки.

9.1.10. Розжиггорелок запально-защитным устройством (ЗЗУ) осуществляется в следующейпоследовательности:

- повернутьключ управления газоиспользующей установкой в положение «Розжиг». При этомсрабатывает ЗЗУ: включается реле времени, открывается газовый электромагнитныйклапан (вентиль) запальника, включается устройство зажигания;

- припогасании пламени запальника контрольный электрод ЗЗУ дает импульс наотклонение катушки зажигания;

- если пламязапальника устойчивое, закрыть кран газопровода безопасности и полностьюоткрыть запорное устройство перед горелкой.

9.1.11. Длярозжига основной горелки с принудительной подачей воздуха необходимо:

- полностьюзакрыть шибер (заслонку) на воздухопроводе перед горелкой;

- приоткрытьзапорное устройство перед горелкой, установив давление газа, соответствующееминимальному устойчивому режиму горения, следя за мгновенным воспламенениемгаза;

- приустойчивом пламени основной горелки приоткрыть шибер, регулирующий подачувоздуха на горение;

-отрегулировать разрежение в топке;

- всоответствии с режимной картой постепенно увеличивать теплопроизводительностьгорелки, ступенчато повышая сначала давление газа, а затем давление воздуха,одновременно контролируя разрежение в топке.

9.1.12. Длярозжига инжекционных горелок необходимо:

- открытьвоздушный шибер;

-отрегулировать разрежение в топке;

- всоответствии с режимной картой постепенно увеличивать теплопроизводительностьгорелки, увеличивая давление газа и контролируя разрежение в топке.

9.1.13. Приналичии у газоиспользующей установки нескольких горелок, розжиг их производитсяпоследовательно.

Если прирозжиге происходит отрыв, проскок или погасание пламени всех или частизажженных горелок, следует немедленно прекратить подачу газа, убрать из топкизапальник и провентилировать топку и газоходы в течение времени, указываемогопусконаладочной организацией. Только после этого можно приступить к повторномурозжигу горелок.

9.1.14. Есликотлы, печи или другие установки работают на различных видах топлива и имеютобщий боров, пуск котлов, печей и установок, работающих на газовом топливе,должен производиться при неработающих агрегатах на других видах топлива.

Если котлы,печи и другие установки, использующие различные виды топлива, находятся вработе и не могут быть остановлены по технологическим причинам, мероприятия побезопасности, необходимые при пуске агрегатов на газовом топливе,устанавливаются в каждом конкретном случае инструкцией, утвержденной техническимруководством предприятия в установленном порядке.

 

9.2.Эксплуатация газопроводов и газоиспользующего оборудования

 

9.2.1.Эксплуатация газопроводов и газоиспользующего оборудования осуществляется всоответствии с требованиями производственных инструкций, разработанных с учетомнастоящего ОСТ и утверждаемых техническим руководством предприятия вустановленном порядке.

9.2.2. Режимработы газоиспользующего оборудования должен соответствовать картам,утверждаемым техническим руководством предприятия в установленном порядке.Режимные карты и технологические схемы газопроводов и газоиспользующегооборудования должны быть вывешены у агрегатов и доведены до сведенияобслуживающего персонала.

9.2.3.Режимные карты должны корректироваться один раз в 3 года, а также после ремонтагазоиспользующего оборудования.

9.2.4.Техническое обслуживание и ремонт газопроводов и газоиспользующего оборудованияв процессе эксплуатации должны производить газовые службы предприятия. Работыпо техническому обслуживанию и ремонту должны производиться по графикам,утверждаемым техническим руководством предприятия в установленном порядке.Графики работ, выполняемых сторонними эксплуатационными организациями, должныбыть согласованы техническим руководителем организации, выполняющей работы.

Притехническом обслуживании выполняются следующие работы:

- проверкагерметичности всех соединений газопроводов, оборудования и приборов с цельювыявления утечек газа и их устранения;

- осмотр ипроверка запорной арматуры (без проверки плотности закрытия);

- проверкасрабатывания предохранительных и предохранительно-запорных устройств и приборовавтоматики регулирования и безопасности (проверка должна осуществляться не режеодного раза в 3 месяца, если в инструкции завода-изготовителя не указаны другиесроки);

- проверкавнешним осмотром состояния электроосвещения, вентиляции производственногопомещения, систем сигнализации;

- очистка отзагрязнений.

Перечисленныеработы могут производиться на действующем оборудовании. Применение открытогоогня для выявления утечек газа не допускается.

9.2.5 Притекущем ремонте газового оборудования и внутрицеховых газопроводов выполняютсяследующие работы:

- все работыпо техническому обслуживанию;

- разборка,смазка, перенабивка сальников, проверка хода и плотности закрытия (принеобходимости притирка или замена) запорных и предохранительных устройств;

- заменаизношенных деталей газового оборудования;

- контрольнаяопрессовка газопроводов и газового оборудования по нормам ПБ 12-529-03.

Работы поремонту должны производиться после установки на газопроводе за отключающимустройством заглушки и вентиляции топок и дымоходов.

9.2.6.Капитальный ремонт выполняют специализированные ремонтные организации.Основанием для проведения этого вида работ является дефектная ведомость,составленная в процессе межремонтного обслуживания и по результатам проведенныхтекущих ремонтов.

Документацияпо капитальному ремонту оборудования утверждается техническим руководствомпредприятия и согласовывается с руководителем работ организации, выполняющейработы по капитальному ремонту, в установленном порядке.

До остановкигазоиспользующей установки для ремонта производят ее наружный осмотр вдоступных местах для проверки технического состояния и уточнения объема работ.Все операции по отключению газоиспользующей установки выполняет дежурныйэксплуатационный персонал. Приводы отключающих устройств обесточивают (удаляютплавкие вставки) и запирают на замки, ключи от которых передают по смене, а назапорные устройства и шиберы вешают плакаты с предупреждающими надписями.

9.2.7. Остановгазоиспользующего оборудования во всех случаях, за исключением аварийного,производится только после получения письменного разрешения техническогоруководителя предприятия.

При остановегазоиспользующего оборудования с газогорелочными устройствами, работающими спринудительной подачей воздуха на горение, следует уменьшить, затем совсемпрекратить подачу в горелки газа, после чего прекратить подачу воздуха; синжекционными горелками - сначала прекратить подачу воздуха, затем - подачугаза.

Послеотключения всех горелок необходимо отключить газопровод, открыть продувочнуюсвечу на отводе, провентилировать топку, газоходы и воздухопроводы.

9.2.8.Отключение и включение газоиспользующего оборудования оформляется актом,подготовленным с участием представителя эксплуатационной организации. Приотключении системы газоснабжения или отдельного газоиспользующего оборудованияна длительный период или для ремонта потребителю рекомендуется известитьпоставщика не менее чем за трое суток.

9.2.9. Приремонте или остановке газоиспользующего оборудования на летнее времягазопроводы должны быть отключены и продуты воздухом. Отключение внутреннегогазопровода производят с установкой заглушки на газопроводе за запорнымустройством. Заглушки, устанавливаемые на газопроводе, должны соответствоватьдиаметру газопровода и максимальному давлению газа в газопроводе. На хвостовикезаглушки, выступающем за пределы фланцев, должно быть выбито клеймо с указаниемдиаметра газопровода, на который ее можно устанавливать, и давления газа, накоторый она рассчитана. Заглушку разрешается устанавливать персоналу, имеющемуправо на выполнение данного вида газоопасных работ. Запорные устройства напродувочных свечах после отключения газопровода должны оставаться в открытомположении.

9.2.10. Работыпо локализации или ликвидации аварий могут выполняться персоналом газовойслужбы предприятия, эксплуатирующего объект.

9.2.11.Демонтаж газового оборудования и газопроводов от действующих сетей долженпроизводиться с учетом требований, предъявляемых к проведению газоопасных работв предусмотренном порядке.

Непосредственноперед проведением работ газовой резкой при демонтаже газопроводов необходимовыполнить анализ среды газопровода. Если содержание газа в пробе превышает 1%,следует вторично провести продувку газопровода воздухом.

9.2.12. Подостижении срока эксплуатации, установленного в нормативной, конструкторской иэксплуатационной документации, стандартах, правилах безопасности, дальнейшаяэксплуатация газоиспользующего оборудования без проведения работ по продлениюсрока безопасной эксплуатации не допускается.

9.2.13.Продление сроков безопасной эксплуатации газоиспользующего оборудованияосуществляется в порядке, установленном [11] с учетом конкретных особенностейего конструкции и условий эксплуатации.

 

10.Газопроводы и газоиспользующее оборудование жилых

иобщественных зданий (помещений)

 

10.1. Вводв эксплуатацию

 

10.1.1. Ввод вэксплуатацию газового оборудования зданий следует производить после присоединениягазового ввода в здание к действующему газопроводу.

Пуск газа вгазопроводы и газоиспользующее оборудование одноквартирных и блокированныхжилых зданий разрешается производить одновременно с присоединением кдействующему газопроводу.

10.1.2. Пускгаза производится персоналом эксплуатационной организации по заявкам и сучастием собственников (арендаторов, нанимателей) зданий (помещенийобщественного назначения) или их уполномоченных представителей (в жилые здания- при условии готовности к заселению).

10.1.3. Работыпо пуску газа в многоквартирные жилые здания выполняются бригадой в составе неменее двух рабочих под руководством мастера. Пуск газа в одноквартирные исблокированные жилые здания, общественные здания (помещения общественногоназначения) может производиться бригадой в составе двух человек.

10.1.4. Пускгаза следует производить в дневное время суток. О начале работ эксплуатационнаяорганизация уведомляет потребителей газа не позднее чем за три дня.

10.1.5. Пускгаза в новые или капитально отремонтированные жилые здания рекомендуетсяпроизводить до заселения жильцов. При пуске газа в заселенные жилые зданияжильцы должны быть предупреждены не позднее чем за три дня до начала работ онеобходимости присутствия в квартирах.

10.1.6. Пускгаза в многоквартирные жилые здания при отсутствии возможности доступа хотя быв одну из квартир не разрешается.

10.1.7.Руководитель работ по пуску газа (мастер) перед выездом на объект:

- получаетакт-наряд на производство работ и знакомится с исполнительной документацией;

- проводитинструктаж рабочих пусковой бригады по технологии (порядку) производства работи мерам безопасности;

- проверяеткомплектность инструмента, приборов, приспособлений и материалов дляпроизводства работ, наличие средств индивидуальной защиты.

10.1.8. Работыпо пуску газа рекомендуется производить в следующей последовательности:

- проверкавнешним осмотром отсутствия механических повреждений газопроводов от ввода вздания до отключающих устройств, установленных перед газоиспользующим оборудованием,соответствия проекту размещения газовых приборов и оборудования,укомплектованности и присоединения их к газопроводам. Отключающие устройстваперед газоиспользующим оборудованием, которые не присоединены к газопроводам,должны быть закрыты и опломбированы с составлением акта;

- проверканаличия и работоспособности отключающих устройств на внутренних газопроводах;

- проверкаотсоединения газовых вводов от внутренних газопроводов. Отключающие устройствана вводах должны быть закрыты. Газопроводы после отключающих устройств по ходугаза и внутренние газопроводы должны быть заглушены глухими металлическимипробками;

- устранениеобнаруженных неисправностей;

- проверканаличия актов, подтверждающих исправность и пригодность к эксплуатации дымовыхи вентиляционных каналов;

- контрольнаяопрессовка газопроводов, газовых приборов и оборудования воздухом давлением 500даПа в течение 5 мин. При падении давления по манометру свыше 20 даПапроизводится выявление утечек с помощью мыльной эмульсии, устранение дефектов иповторная опрессовка. Если пуск газа в новые газопроводы производитсяодновременно с присоединением к действующим газопроводам, контрольнаяопрессовка производится перед присоединением;

-присоединение внутренних газопроводов к газовым вводам. Отключающие устройствана вводе, стояках и перед газовыми приборами и оборудованием должны быть взакрытом положении;

- открытиеотключающего устройства на вводе, проверка места присоединения внутреннегогазопровода мыльной эмульсией или газоиндикатором с целью выявления утечекгаза;

-последовательное (по ходу газа) открытие отключающих устройств на внутреннихгазопроводах для продувки газом.

Допускаетсяиспользование других технологий пуска газа, разрешенных к применению вустановленном порядке.

10.1.9. Выпускгазовоздушной смеси при продувке газом производится через окно в атмосферурезиновым шлангом, присоединенным к горелке газового оборудования, припостоянном наблюдении рабочего пусковой бригады.

Продувка газомс выпуском газовоздушной смеси в дымовые и вентиляционные каналы, лестничныеклетки и помещения здания запрещается.

При продувкегазом запрещается пользоваться открытым огнем, электроприборами и курить, о чемдолжны быть предупреждены все лица, участвующие в пуске газа.

В помещениях,в которых производится пуск газа, присутствие посторонних, в том числе жильцовквартир, не допускается. Помещения должны постоянно проветриваться.

Окончаниепродувки определяется путем анализа или сжигания отбираемых проб. Содержаниекислорода в газе по объему не должно превышать 1%, а сгорание отобранной пробыдолжно проходить спокойно, без хлопков.

10.1.10.Продувка газом через стояки производится последовательно, начиная сприсоединения наиболее удаленного от ввода в здание стояка и газовогооборудования на верхнем этаже здания.

10.1.11. Поокончании продувки газом необходимо:

- проверитьманометром давление газа на газовых приборах и оборудовании;

- повеситьнакидные ключи на краны перед газовыми приборами и аппаратами;

- проверитьсоединения газопроводов и арматуры мыльной эмульсией или газоиндикатором, сцелью выявления утечек газа;

- проверитьналичие тяги в вентиляционных и дымовых каналах и состояние дымовыхсоединительных труб для отвода продуктов сгорания;

- проверитьсоответствие сопел горелок виду и давлению сжигаемого газа;

- ознакомитьсяс содержанием паспортов заводов-изготовителей установленных газовых приборов иоборудования;

- разжечьгорелки и отрегулировать горение газа;

- проверитьработу автоматики безопасности.

При наличии впаспортах изготовителей указаний по вводу газоиспользующего оборудования вэксплуатацию первый розжиг газовых горелок и пусконаладочные работы должныпроводиться в соответствии с этими указаниями.

10.1.12.Окончание работ по пуску газа отмечается в акте-наряде, который должен быть приложенк исполнительно-технической документации данного объекта и храниться вместе сней.

 

10.2. Пускгаза при переводе потребителей, использующих СУГ, на природный газ

 

10.2.1.Перевод потребителей, использующих СУГ от резервуарных и баллонных установок, наприродный газ производится после приемки в эксплуатацию вновь смонтированныхнаружных и внутренних газопроводов природного газа.

10.2.2. Работыдолжны производиться по плану, в котором предусматриваются сроки и порядоквыполнения работ, потребность в персонале, механизмах и приспособлениях, мерыобеспечения безопасности, а также определяются лица, осуществляющие общееруководство работами.

10.2.3. Доначала работ по переводу на природный газ следует:

- изучитьисполнительно-техническую документацию на вновь построенные и существующиегазопроводы;

- проверитьприборным методом (без вскрытия грунта) качество изоляционного покрытияучастков существующих подземных газопроводов, не подлежащих демонтажу, иустранить обнаруженные дефекты;

- проверитьгерметичность резьбовых соединений и работоспособность отключающих устройств,установленных на не подлежащих демонтажу существующих наружных и внутреннихгазопроводах, устранить обнаруженные утечки и неисправности;

- проверитьприборным методом (течеискателем, газоиндикатором) отсутствие утечки газа изсуществующих надземных и внутренних газопроводов, не подлежащих демонтажу,внешним осмотром - состояние креплений и окраски газопроводов;

- проверитьналичие тяги в дымовых и вентиляционных каналах, провести осмотр техническогосостояния газоиспользующего оборудования и устранить обнаруженныенеисправности, заменить сопла горелок газовых приборов и аппаратов;

- проверитьналичие у абонентов технических паспортов изготовителей на установленныегазовые приборы и оборудование, ознакомиться с указанным в них порядкомперевода на другой вид газа;

- провестиинструктаж собственников (нанимателей, арендаторов) квартир, зданий по правиламбезопасного пользования газом в быту.

10.2.4.Потребителей газа (абонентов) не позднее, чем за три дня следует предупредить онеобходимости доступа персонала эксплуатационной организации кгазоиспользующему оборудованию в назначенное время.

10.2.5. Пускприродного газа следует производить одновременно с присоединением вновьпостроенных газопроводов к действующим газопроводам газораспределительной сети.

10.2.6. Пускгаза при переводе на природный газ потребителей, ранее использовавших СУГ отрезервуарных или групповых баллонных установок, рекомендуется выполнять вследующем порядке:

- выработкаили откачка газа из резервуарной установки;

- отключениерезервуарных или групповых баллонных установок от действующих газопроводовпаровой фазы;

- перекрытиеотключающей арматуры на вводе в здание;

- продувкавоздухом отключенного наружного газопровода;

- обрезкаучастка демонтируемого газопровода с установкой заглушки;

- контрольнаяопрессовка воздухом и врезка вновь построенного газопровода в существующийподземный или надземный газопровод;

- открытиеотключающей арматуры на вводе в здание и перекрытие кранов перед газовымприбором (кроме прибора, из которого производится продувка газом);

- продувкаприсоединенных наружных и внутренних газопроводов газом;

- проверкадавления газа перед газовым прибором, розжиг горелок и регулировка горениягаза;

- изоляция сварногосоединения врезки на подземном газопроводе, засыпка приямков, в которыхпроизводились сварные работы;

- демонтажотключенных участков газопроводов, резервуарных и групповых баллонныхустановок.

10.2.7.Продувка газопроводов воздухом и газом, контрольная опрессовка воздухом иприсоединение вновь построенных газопроводов к существующим производится всоответствии с требованиями ПБ 12-529 и настоящего ОСТ.

10.2.8.Отключенные резервуарные установки и участки подземных газопроводов переддемонтажем должны быть дегазированы.

Подземныегазопроводы после дегазации завариваются.

Демонтажрезервуаров должен быть произведен в срок не позднее 10 дней после дегазации.При передаче резервуаров СУГ другим организациям, работы по их демонтажу могутпроизводиться персоналом этих организаций в присутствии представителяэксплуатационной организации при наличии акта о дегазации резервуаров,выполненной персоналом эксплуатационной организации.

10.2.9. Припереводе на природный газ потребителей, использующих СУГ от индивидуальныхбаллонных установок, производится демонтаж индивидуальных баллонных установок иприсоединение газовых приборов и оборудования к внутренним газопроводам.

10.2.10. Поокончании работ акты-наряды, акты дегазации и сведения о проведенноминструктаже абонентов передаются в эксплуатационную организацию, осуществляющуютехническое обслуживание и ремонт газового оборудования зданий.

 

10.3.Техническое обслуживание и ремонт газового оборудования зданий

 

10.3.1.Техническое обслуживание газового оборудования жилых зданий должнопроизводиться не реже одного раза в три года, общественных зданий (помещенийобщественного назначения) - не реже одного раза в год.

По истеченииустановленного изготовителем срока службы бытового газоиспользующегооборудования техническое обслуживание этого оборудования (в период до егозамены) должно производиться не реже одного раза в год в жилых зданиях и нереже одного раза в шесть месяцев в общественных зданиях (помещениях).

При выполнениисервисного обслуживания бытового газоиспользующего оборудования изготовителемего техническое обслуживания персоналом эксплуатационной организации непроизводится.

10.3.2. Ремонтгазового оборудования производится для устранений неисправностей, выявленныхпри его техническом обслуживании, а также на основании письменных или устныхзаявок абонентов (заявочный ремонт). Эксплуатационная организация,осуществляющая техническое обслуживание и (или) заявочный ремонт, должна начатьработу по ремонту не позднее, чем через три календарных дня после выявлениянеисправностей (поступления и регистрации заявки). Утечки газа устраняются ваварийном порядке.

10.3.3.Техническое обслуживание и ремонт газопроводов и газоиспользующего оборудованиязданий производятся эксплуатационной организацией.

10.3.4. Ворганизациях, где установлено бытовое газоиспользующее оборудование, вустановленном порядке назначаются лица, осуществляющие наблюдение за егобезопасной эксплуатацией.

10.3.5.Собственники (арендаторы, наниматели) газифицированных зданий ижилищно-эксплуатационные организации (ЖЭО), жилищно-строительные кооперативы(ЖСК), товарищества и др. объединения собственников жилья (ТСЖ) обеспечивают:

-своевременную проверку состояния дымовых и вентиляционных каналов, в том числесоединительных патрубков, оголовков дымоходов и проверку качества выполненияуказанных работ с регистрацией результатов в журнале;

- извещениеэксплуатационной организации газового хозяйства о необходимости отключениягазоиспользующего оборудования при выявлении неисправности дымовых ивентиляционных каналов и самовольно установленных газовых приборов иоборудования, переустройстве квартир в нежилые помещения, смене собственника(арендатора, нанимателя).

10.3.6.Контроль загазованности газифицированных помещений производитсясигнализаторами, устанавливаемыми:

- вгазифицированных помещениях общежитий и общественных зданий;

- вгазифицированных помещениях цокольных и подвальных этажей одноквартирных иблокированных жилых зданий (при установке отопительного оборудования);

- вгазифицированных помещениях жилых зданий при суммарной тепловой мощности свыше60 кВт;

- втехнических коридорах, подпольях, подвалах при прокладке в них газопроводов;

- в подвалахзданий (с выводом сигнала наружу или в помещение с постоянным присутствиемлюдей) в случае отсутствия возможности проверки их на загазованность без входав них.

Обслуживание иповерка сигнализаторов загазованности проводится персоналом специализированнойорганизации.

10.3.7. Притехническом обслуживании выполняются следующие виды работ:

- проверка(визуальная) соответствия установки газоиспользующего оборудования и прокладкигазопроводов в помещении нормативным требованиям;

- проверка(визуальная) наличия свободного доступа к газопроводам и газоиспользующемуоборудованию;

- проверкасостояния окраски и креплений газопровода, наличия и целостности футляров вместах прокладки газопроводов через наружные и внутренние конструкции зданий;

- проверкагерметичности соединений газопроводов и арматуры приборным методом или мыльнойэмульсией;

- проверкацелостности и укомплектованности газоиспользующего оборудования;

- проверкаработоспособности и смазка кранов (задвижек), установленных на газопроводах,при необходимости, перенабивка сальниковых уплотнений;

- проверканаличия тяги в дымовых и вентиляционных каналах, состояния соединительных трубгазоиспользующего оборудования с дымовым каналом, наличие притока воздуха длягорения;

- разборка исмазка всех кранов бытового газоиспользующего оборудования;

- проверкаработоспособности автоматики безопасности бытового газоиспользующегооборудования, ее наладка и регулировка;

- очисткагорелок от загрязнений, регулировка процесса сжигания газа на всех режимахработы оборудования;

- проверкагерметичности (опрессовка) бытового газоиспользующего оборудования;

- выявлениенеобходимости замены или ремонта (восстановление) отдельных узлов и деталейгазоиспользующего оборудования;

- проверканаличия специальных табличек у газовых горелок, приборов и аппаратов с отводомпродуктов сгорания в дымоход, предупреждающих об обязательной проверке наличиятяги до и после розжига оборудования;

- инструктажпотребителей по правилам безопасного пользования газом в быту.

10.3.8. Убытовых газовых плит дополнительно следует проверять:

- надежностькрепления стола к корпусу плиты;

- надежностькрепления термоуказателя и его работоспособность;

- отсутствиемеханических повреждений решетки стола, создающих неустойчивое положениепосуды;

- надежностькрепления и свободное перемещение противней и решетки в духовом шкафу;

- фиксациюдверки духового шкафа;

-автоматическое зажигание горелок, вращение вертела и работоспособностьпредохранительного устройства, прекращающего подачу газа в горелку припогасании пламени на плитах повышенной комфортности.

Уводонагревателей дополнительно следует проверять:

- плотностьприлегания змеевика к стенкам огневой камеры, отсутствие капель или течи воды втеплосборник, горизонтальность установки огневой поверхности основной горелки,а также отсутствие смещения основной и запальной горелок, отсутствие зазоровмежду звеньями соединительного патрубка;

- состояниеводяной части блока крана (с его разборкой), мембран, фильтра и других узлов;

- состояниетеплообменников с очисткой их от сажи и окалины (на объекте или в условияхмастерских);

-работоспособность вентилей холодной воды.

У бытовыхгазовых печей дополнительно следует проверять:

- отсутствиезазоров в кладке печи и в месте присоединения фронтального листа горелки крамке, расположенной в кладке печи;

- наличиетягостабилизатора у печей, оборудованных газогорелочным устройствомнепрерывного действия (при наличии его в конструкции);

- свободныйход шибера в направляющих величину хода и наличие в шибере отверстия диаметромне менее 15 мм;

- наличие тягив топливнике печи;

- наличиеавтоматики безопасности у газогорелочных устройств. При ее отсутствиигазогорелочное устройство подлежит замене.

Притехническом обслуживании индивидуальных баллонных установок дополнительноследует проверять давление газа перед бытовым газоиспользующим оборудованиемпри всех работающих горелках и после прекращения подачи газа ко всем горелкам.Давление газа должно быть в пределах от 2,0 до 3,6 кПа.

10.3.9. Всостав работ по техническому обслуживанию газоиспользующего оборудования должныобязательно включаться работы, предусмотренные документацией изготовителя.

10.3.10. Привыявлении утечек газа и неисправной автоматики безопасности, отсутствии илинарушении тяги в дымовых и вентиляционных каналах, самовольной установкигазоиспользующего оборудования, газовые приборы, аппараты и другоеоборудование, подлежит отключению с установкой заглушки и оформлением акта.

При выявлениинеобходимости проведения ремонта газоиспользующего оборудования, связанного сзаменой узлов и деталей, замены арматуры на газопроводах, футляров и креплений,абонентом оформляется ремонтная заявка.

10.3.11.Смазку кранов на внутренних газопроводах диаметром до 50 мм разрешаетсяпроизводить без отключения газа с применением инвентарных пробок, исключающихвыход газа в помещение.

10.3.12.Смазка кранов, установленных перед бытовыми газовыми аппаратами и приборамипроизводится в следующем порядке:

-перекрывается кран перед прибором, обеспечивается возможность проветриванияпомещения (открываются фрамуги, форточки, и т.п.), посторонние лица изпомещения удаляются;

- выжигаетсягаз через горелку прибора;

- разбираетсякран перед прибором, в газопровод вставляется инвентарная пробка;

- очищаетсяветошью от старой смазки корпус крана и пробка, смазывается тонким слоем смазкипробка крана, собирается кран, проверяется плавность хода пробки путем еевращения;

- вынимаетсяинвентарная заглушка, устанавливается кран, проверяется герметичностьрезьбового соединения с помощью мыльной эмульсии или прибора, разжигаютсягорелки (горелка) прибора.

10.3.13.Смазка блок-крана водонагревателя производится в следующем порядке:

-перекрывается вентиль на водопроводе и газовый кран перед водонагревателем,снимается ручка блок-крана и кожух водонагревателя;

- разбираетсяблок-кран, пробка и корпус крана очищаются мягкой ветошью от старой смазки исмазываются;

- собираетсяблок-кран (пробка крана должна поворачиваться от легкого усилия руки);

- открываетсягазовый кран перед водонагревателем, проверяется герметичность блок-крана спомощью мыльной эмульсии или прибором.

10.3.14.Смазка кранов газовых плит производится в следующем порядке:

-перекрывается кран перед плитой (плиты, имеющие электрооборудование до началаработ должны быть отключены от электросети), выжигается газ через одну изгорелок;

- снимаетсярешетка рабочего стола, верхние горелки плиты, рабочие стол и распределительныйщиток, разбирается кран и вынимается пробка крана;

- корпус ипробка крана очищаются от старой смазки и смазывается вновь;

- пробкавставляется в корпус и несколько раз поворачивается, вынимается, ее проходныеотверстия освобождаются от смазки, собирается кран;

- смазываютсяостальные краны плиты, открывается кран перед плитой, проверяются нагерметичность с помощью мыльной эмульсии или прибором краны и места ихсоединения с коллектором, производится сборка плиты.

10.3.15.Опрессовка бытового газоиспользующего оборудования газом производится с помощьюспециальных приспособлений (устройств). При отсутствии приспособлений работа поопрессовке бытовых газовых плит осуществляется в следующей последовательности:

- к форсункегорелки стола плиты или вместо нее присоединяются моновакууметр иприспособление (камера футбольного мяча или другая емкость с переменнымобъемом) для создания избыточного давления не менее 5,0 КПа.;

- открываетсякран горелки, к форсунке которой присоединены мановакууметр и емкость,производится полное наполнение емкости газом;

- закрываетсякран на газопроводе перед газовой плитой;

- за счетвыдавливания из емкости газа на проверяемом участке газопровода создаетсяизбыточное давление 5,0 КПа;

- закрываетсякран горелки, к форсунке которой присоединена емкость, и по мановакууметрупроверяется герметичность проверяемого участка. Падение давления за 5 мин.должно быть не более 0,2 КПа;

- отысканиемест утечек производится с помощью мыльной эмульсии или прибором, после ихустранения открывается кран горелки, к форсунке которой присоединена емкость, идавление газа снижается до рабочего;

- разжигаетсяодна из горелок, и газ из емкости плавно выдавливается в газопровод,закрывается кран горелки, отсоединяются мановакууметр и емкость, открываетсякран на газопроводе.

10.3.16.Проверка работоспособности автоматики безопасности бытового газоиспользующегооборудования по тяге рекомендуется производить с применением специальныхприспособлений. При отсутствии приспособлений проверку работоспособностиавтоматики безопасности по тяге проверяют путем искусственного нарушенияразряжения (тяги) в дымоходе.

Работоспособностьавтоматики газогорелочных устройств отопительных бытовых печей проверяется вследующей последовательности:

- закрытьшибер, поднести факел пламени к смотровому окну;

- замеритьсекундомером время с момента отклонения факела пламени от смотрового окна всторону помещения до момента прекращения поступления газа.

Автоматикадолжна обеспечивать прекращение подачи газа в устройство за время не менее чемчерез 10 с и не более чем через 60 с.

Проверкаавтоматики водонагревателей производится в следующем порядке:

- отсоединитьдымоотводящий патрубок и полотно перекрыть его пластиной, выполненной изтермостойкого материала;

- замеритьсекундомером время с момента перекрытия патрубка аппарата до моментапрекращения поступления газа.

Автоматикадолжна обеспечивать прекращение подачи газа за время не менее чем через 10 с ине более чем через 60 с.

10.3.17.Опрессовку газопроводов и оборудования следует производить воздухом или газомдавлением 5 кПа. Допустимое падение давления в течение 5 мин. не должнопревышать 0,2 кПа.

Места утечекследует определять с помощью мыльной эмульсии или газоискателями.

10.3.18.Сезонно работающее газоиспользующее оборудование общественных зданий следуетотключить с установкой заглушки на газопроводе или пломбы на закрытом кране соформлением акта.

10.3.19.Вентиляционные и дымовые каналы должны проходить периодические проверки:

- передотопительным сезоном - дымоходы сезонно работающих газовых приборов иаппаратов;

- не реже 1раза в 12 мес. - дымоходы кирпичные, асбестоцементные, гончарные, изспециальных блоков жаростойкого бетона, а также вентиляционные каналы.

10.3.20. Вовремя проверок вентиляционных и дымовых каналов уточняется:

- припервичной - соответствие примененных материалов нормативным требованиям,отсутствие засорений, плотность и обособленность, наличие и исправностьразделок, соединительных патрубков, исправность оголовков и размещение их внезоны ветрового подпора, наличие тяги;

- припериодических - отсутствие засорений, плотность и обособленность, исправностьсоединительных патрубков и оголовков, наличие тяги.

10.3.21.Проверка технического состояния вентиляционных и дымоотводящих каналовпроизводится специализированной организацией с участием собственника(арендатора, нанимателя) здания или его представителя, или представителя ЖЭО,ЖСК, ТСЖ.

Результатыпервичной проверки оформляются актом, периодических - записями в специальномжурнале.

10.3.22. Вслучае обнаружения непригодности вентиляционных и дымоотводящих систем кдальнейшей эксплуатации проверяющий предупреждает потребителя газа о запрещениипользования газовыми приборами и оборудованием, оформляет акт проверки инаправляет его собственнику (арендатору, нанимателю) здания и вэксплуатационную организацию, выполняющую работы по техническому обслуживаниюгазового оборудования зданий, для принятия мер по отключению газоиспользующегооборудования.

10.3.23. Взимнее время не реже 1 раза в месяц, а в районах севернойстроительно-климатической зоны не реже 2 раз в месяц собственникам(арендаторам, нанимателям) зданий рекомендуется обеспечивать осмотр оголовковдымоходов с целью предотвращения их обмерзания и закупорки.

10.3.24. Доначала работ по ремонту вентиляционных и дымовых каналов владелец здания(жилищно-эксплуатационная организация) письменно уведомляет эксплуатационнуюорганизацию о необходимости отключения газовых приборов и оборудования.

Послеокончания ремонта вентиляционные и дымовые каналы подлежат внеочереднойпроверке с оформлением акта.

 

10.4.Инструктаж по безопасному пользованию газом в быту

 

10.4.1.Собственники (наниматели, арендаторы) квартир и зданий частного жилого фонда,лица, осуществляющие наблюдение за безопасной эксплуатацией бытовогогазоиспользующего оборудования общественных зданий (помещений общественногоназначения) и персонал организаций - собственников (арендаторов) этих зданий(помещений) до первичного пуска газа (природного и СУГ, в том числе от индивидуальныхбаллонных установок), а также перед заселением квартир с действующим бытовымгазоиспользующим оборудованием, проходят первичный инструктаж в техническомкабинете или специально оборудованном помещении эксплуатационной организациигазораспределительной сети (ГРО) по правилам безопасного пользования газом вбыту.

В сельскихнаселенных пунктах при пуске газа в заселяемые после капитального ремонта жилыездания, при переводе действующих газовых приборов и аппаратов с СУГ наприродный газ инструктаж абонентов может проводиться в квартирах по окончанииработ по пуску газа.

Инструктажсобственников индивидуальных баллонных установок СУГ может проводитьсяорганизациями, реализующими СУГ в баллонах.

Проживающие вквартире члены семьи обучаются правилам безопасного пользования газом в бытулицом, прошедшим инструктаж.

10.4.2.Первичный инструктаж проводится с использованием технических средств, наглядныхпособий (плакатов, макетов, видеофильмов, диапозитивов и т.п.) и действующегогазоиспользующего оборудования, аналогичного установленному у потребителей.

10.4.3.Содержание первичного инструктажа формируется, в зависимости от назначения итипов установленных газовых приборов и оборудования, подбором тем из ПриложенияГ настоящего ОСТ.

10.4.4.Регистрация лиц, прошедших первичный инструктаж, производится в пронумерованноми прошнурованном журнале, хранящемся в техническом кабинете.

10.4.5.Результаты проведения первичного инструктажа абонентов на местах оформляютсязаписью в акте-наряде на производство работ по пуску газа в произвольной форме.

10.4.6. Лицам,прошедшим первичный инструктаж, выдаются напечатанные инструкции (памятки) побезопасному пользованию газом в быту, таблички с предупредительными надписями иудостоверения (справки, разрешения) о прохождении инструктажа. Лицу, прошедшемуинструктаж по правилам безопасного пользования газом при эксплуатациииндивидуальных баллонных установок СУГ, оформляется запись, разрешающаясамостоятельную установку и замену баллона.

10.4.7. Лица,осуществляющие наблюдение за безопасной эксплуатацией бытовогогазоиспользующего оборудования общественных зданий (помещений общественногоназначения) в организациях, и персонал этих организаций должны проходитьповторные, не реже 1 раза в год, инструктажи в эксплуатационной организации илиучебных центрах.

Повторныеинструктажи персонала организаций разрешается проводить на рабочем местелицами, осуществляющими наблюдение за безопасной эксплуатацией бытовогогазоиспользующего оборудования зданий (помещений). В этом случае проведение повторногоинструктажа персонала оформляется записью в специальном журнале организации суказанием даты инструктажа, специальности, Ф.И.О. лиц, прошедших инструктаж.

10.4.8.Повторные инструктажи абонентов проводятся персоналом эксплуатационнойорганизации, выполняющей работы по техническому обслуживанию и ремонтугазоиспользующего оборудования (после окончания этих работ).

 

11.Резервуарные и баллонные установки СУГ

 

11.1. Вводв эксплуатацию резервуарных установок

 

11.1.1.Первичное заполнение СУГ резервуарных установок после окончания строительства исдачи в эксплуатацию, технического освидетельствования и ремонта выполняется понаряду-допуску на производство газоопасных работ по форме, установленной ПБ12-529.

11.1.2. Еслирезервуары для хранения СУГ объединены в несколько групп, первичное заполнениеэтих резервуаров должно производиться последовательно в каждую из групп.

11.1.3. Сливсжиженного газа в резервуарные установки производится в светлое время суток. Вгородах северной климатической зоны слив СУГ в резервуарные установки можетпроизводиться в темное время суток по специальному плану.

11.1.4. СливСУГ в резервуарные установки должна выполнять бригада в составе не менее двухчеловек.

11.1.5. Передвыполнением операций по сливу СУГ из автоцистерны в резервуарную установкудвигатель автомашины должен быть остановлен. Автоцистерна и резинотканевыерукава, с помощью которых производится слив, должны быть заземлены. Включатьдвигатель и отсоединять автоцистерну от заземляющего устройства разрешаетсятолько после отсоединения резинотканевых рукавов и установки заглушек наштуцерах отключающих устройств паровой и жидкой фазы автоцистерны иредукционной головки резервуарной установки.

11.1.6. Передначалом первичного заполнения подземных резервуаров СУГ необходимо:

- проверитьвнешним осмотром комплектность арматурных узлов редукционных головокрезервуаров, отсутствие на них механических повреждений, исправностьотключающих устройств и контрольно-измерительных приборов, защитных кожуховредукционных головок, ограды и подъездных путей, наличие заглушек на вводахгазопровода в здания;

- отключитьрезервуары от газопроводов низкого давления путем перекрытия отключающихустройств после регулятора давления с установкой заглушек и на газопроводенизкого давления от смежной группы резервуаров по паровой фазе;

- произвестиконтрольную опрессовку воздухом всех резервуаров первично заполняемой группы иоборудования резервуарных установок давлением 0,3 МПа в течение 1 часа.Результаты контрольной опрессовки считаются положительными при отсутствиивидимого падения давления по образцовому манометру и утечек, определяемых спомощью мыльной эмульсии;

- установитьавтоцистерну в положение, удобное для присоединения рукавов;

- удалитьвоздух из резервуаров через дренажные штуцеры определения наличия воды инеиспарившихся остатков и приступить к их продувке.

11.1.7.Продувку резервуаров следует производить парами сжиженного газа в следующейпоследовательности:

- соединитьрезинотканевым рукавом вентиль паровой фазы автоцистерны с вентилем жидкой фазырезервуара, а к вентилю паровой фазы этого же резервуара присоединить второйрукав, свободный конец которого должен закрепляться на устойчивой треногевысотой 3 м таким образом, чтобы выходящая из него газовоздушная смесьраспространялась по направлению ветра;

- медленнооткрыть вентиль паровой фазы автоцистерны, проверить обмыливанием герметичностьсоединения рукава и открыть вентиль паровой фазы резервуара;

- плавнооткрывая вентиль жидкой фазы резервуара, присоединенного рукавом к автоцистерне,установить необходимый режим продувки (расход вытесняемой газовоздушной смесидолжен составлять ориентировочно 0,2 м3/с). Окончание продувкиопределяется по содержанию кислорода в газовоздушной смеси, выходящей изпродувочного резинотканевого рукава. Продувка считается законченной, еслисодержание кислорода в смеси не превышает 1%.

11.1.8. Поокончании продувки резервуаров приступают к сливу жидкой фазы СУГ, для чегопереключают рукава таким образом, чтобы вентиль жидкой фазы автоцистерны былсоединен с вентилем жидкой фазы резервуара, а вентиль паровой фазы автоцистерны- с вентилем паровой фазы резервуара.

11.1.9. Дляслива СУГ открывают отключающие устройства на автоцистерне, проверяютобмыливанием герметичность соединения рукавов со штуцерами и при отсутствииутечек газа открывают вентиль паровой фазы резервуара, а затем медленнооткрывают вентиль жидкой фазы.

11.1.10. Призаполнении резервуаров, не имеющих остатка сжиженных газов (новых, послетехнического освидетельствования или ремонта), газ в них должен подаватьсямедленно во избежание образования статического электричества в свободнопадающейструе газа.

11.1.11. Призаполнении резервуара открывать отключающие устройства на трубопроводах следуетпо ходу газа, плавно, во избежание гидравлических ударов.

11.1.12.Контроль степени заполнения резервуара (группы резервуаров) ведут черезконтрольную трубку 85% наполнения резервуаров. При появлении жидкой фазы извентиля контрольной трубки (определяется по изменению цвета газа) заполнениерезервуара немедленно прекращают, перекрывая вентили на автоцистерне.Приподнимая рукав, сливают из него остатки сжиженного газа в резервуар, послечего закрывают вентили жидкой и паровой фазы на резервуарной установке. Удаляютостатки газа из рукавов в атмосферу через продувочные вентили автоцистерны иотсоединяют рукава от резервуарной установки и автоцистерны. Устанавливаютзаглушки на штуцера отключающих устройств резервуарной установки и автоцистерныи проверяют обмыливанием герметичность их соединений.

11.1.13. Запрещаетсяслив СУГ в резервуары за счет снижения в них давления путем сброса паровой фазыв атмосферу.

11.1.14.Запрещается подтягивать резьбовые соединения автоцистерны и редукционныхголовок резервуарных установок СУГ, находящихся под избыточным давлением газа,отсоединять рукава от штуцеров отключающих устройств при наличии в рукавахдавления, а также применять ударный инструмент при завинчивании и отвинчиваниигаек.

11.1.15.Удаление избытков СУГ из резервуаров стравливанием в атмосферу запрещается. Сливизбытков СУГ из резервуаров должен производиться в автоцистерну сжиженногогаза.

11.1.16. Посленаполнения резервуаров СУГ проверяют газоиндикатором или мыльной эмульсиейгерметичность запорной арматуры и резьбовых соединений редукционных головок.Обнаруженные утечки СУГ должны устраняться в аварийном порядке.

11.1.17.Теплоноситель в "рубашки" емкостных испарителей должен подаватьсятолько после заполнения их сжиженными газами.

11.1.18.Рабочее давление СУГ после регулятора давления не должно превышатьмаксимальное, предусмотренное проектом.

11.1.19.Защитные кожухи редукционных головок резервуарной установки и ворота ограждениядолжны быть закрыты на замок.

11.1.20.Ограждения площадок резервуарных и испарительных установок должныобеспечиваться предупредительными надписями "Огнеопасно - газ".

11.1.21. Присливе СУГ не разрешается оставлять резервуары и автомобили без присмотра.

11.1.22. СливСУГ в резервуарные установки во время грозовых разрядов не разрешается.

 

11.2. Вводв эксплуатацию баллонных установок

 

11.2.1.Групповые баллонные установки до ввода в эксплуатацию должны бытьзарегистрированы в эксплуатационной организации.

11.2.2. Привводе в эксплуатацию групповой баллонной установки необходимо проверитьсоответствие монтажа проекту. Шкафы групповых баллонных установок должны бытьприкреплены к стене или к фундаменту. Шкафы, помещения и ограждения групповыхбаллонных установок должны иметь предупредительные надписи "Огнеопасно -газ".

11.2.3. Передпуском СУГ газопроводы обвязки групповых баллонных установок должны бытьиспытаны воздухом давлением 0,3 МПа в течение 1 часа. Результаты контрольнойопрессовки считаются положительными при отсутствии видимого падения давления поманометру и утечек, определяемых с помощью мыльной эмульсии.

11.2.4. Стоякии квартирные газопроводы продувают газом после настройки регулятора давления ипродувки участка газопровода от отключающего устройства на коллекторе групповойбаллонной установки до отключающего устройства на вводе в здание.

11.2.5. Всостав индивидуальной баллонной установки, размещенной снаружи здания, можетвходить не более двух баллонов (один из них запасной) вместимостью до 50 л,размещенной внутри здания - не более одного баллона СУГ. Индивидуальнаябаллонная установка вводится в эксплуатацию подключением к газоиспользующемуоборудованию.

 

11.3. СливСУГ в резервуарные установки

 

11.3.1. СливСУГ в резервуарные установки в процессе их эксплуатации следует производить всоответствии с ПБ 12-609 и настоящим ОСТ.

11.3.2. СливСУГ в резервуары запрещается при выявлении неисправностей, истечении срокаочередного технического освидетельствования резервуаров, остаточном давлении врезервуарах менее 0,05 МПа.

11.3.3. Дляслива СУГ в подземные резервуары необходимо:

- отключитьрезервуары от газопроводов низкого давления путем перекрытия отключающихустройств после регулятора давления с установкой заглушек и на газопроводенизкого давления от смежной группы резервуаров по паровой фазе;

- установитьавтоцистерну в положение, удобное для подсоединения резинотканевых рукавов;

- проверитьисправность действия манометра на резервуарной установке путем кратковременнойустановки стрелки на "0";

- соединитьрукавом вентиль паровой фазы автоцистерны с вентилем паровой фазы резервуара;

- соединитьрукавом вентиль жидкой фазы автоцистерны с вентилем жидкой фазы резервуара;

- открытьвентиль паровой фазы на автоцистерне, проверить герметичность соединенийрезинотканевого рукава и его целостность (отсутствие вздутий), затем открытьвентиль паровой фазы на резервуаре и, наблюдая за показаниями манометров,выровнять давление в резервуаре и автоцистерне;

- открытьвентиль жидкой фазы на автоцистерне, проверить герметичность соединений рукаваи его целостность, затем, плавно открывая вентиль жидкой фазы на резервуаре,приступить к сливу СУГ.

11.3.4. Влетний период, когда давление газа в автоцистерне выше, чем в резервуаре, СУГдопускается сливать в резервуары только через шланг жидкой фазы.

11.3.5. Передзаполнением резервуаров, оборудованных испарителями, необходимо;

- отключить подачутеплоносителя в испаритель;

- произвестислив СУГ.

11.3.6. Дляускорения слива СУГ из автоцистерн в подземные резервуары рекомендуетсяприменять технологию ускоренного слива с использованием испарителей, если онивходят в состав резервуарной установки, или энергии сжатого природного газа избаллонов.

11.3.7.Результаты работ по сливу СУГ оформляют в наряде-допуске на газоопасные работы.

11.3.8. Привыполнении слива СУГ в резервуарные установки должны выполняться требованияп.п. 11.1.3-11.1.5, 11.1.11-11.1.16, 11.1.21-11.1.22 настоящего раздела.

11.3.9. Послеокончания слива СУГ в резервуарную установку необходимо проверить настройкурегулятора давления и выполнить требования п. 11.1.19 настоящего раздела.

 

11.4.Техническое обслуживание и ремонт резервуарных установок

 

11.4.1. Притехническом обслуживании резервуарных установок выполняются следующие работы:

- очисткатерритории и оборудования резервуарной установки от пыли, грязи, снега; ,

- отключениеот потребителей одной из групп резервуарной установки для проведениятехнического обслуживания (ремонта);

- проверкауровня газа в каждом резервуаре путем поочередного кратковременного открытиявентилей уровнемерных трубок до выхода жидкой фазы;

- выявление иустранение утечек в арматуре, в обвязке редукционных головок и в обвязкерезервуаров (не реже одного раза в месяц);

- проверкагазоанализатором контрольных трубок на трубопроводе нижней обвязки жидкой фазырезервуаров для выявления утечек газа;

- наблюдениеза состоянием и окраской трубопроводов, кожухов и ограждений резервуарнойустановки, проверка наличия и исправности запоров на дверцах кожухов иограждений, наличия предупредительных надписей, состояния подъездных путей;

- проверкасроков технического переосвидетельствования резервуаров;

- проверка исправностирезьбы на штуцерах патрубков для присоединения рукавов при сливе сжиженногогаза из автоцистерн, наличия заглушек на штуцерах;

- контрольманометром за давлением газа в газопроводе после регулятора давления, и принеобходимости настройка его на номинальное значение;

- проверкаработоспособности пружинного предохранительного клапана: проверка производитсяв рабочем состоянии путем принудительного поднятия штока клапана, при этомдолжен наблюдаться выход газа; после воздействия клапан должен сесть на место иплотно перекрыть выход газа;

- проверкапараметров настройки запорного предохранительного клапана;

- проверкасостояния и работоспособности пружинных манометров путем кратковременного ихотключения трехходовым краном, при этом стрелка манометра должна становиться нануль - таким методом манометры проверяются при каждом профилактическом осмотреи перед заполнением резервуарной установки газом, но не реже одного раза вмесяц; один раз в шесть месяцев манометры подлежат проверке контрольным манометром;

11.4.2.Техническое обслуживание резервуарных установок проводится по графикам в сроки,соответствующие указанным в паспортах на оборудование, арматуру и приборы, ипредусматривает:

- проведениевнешних осмотров технического состояния резервуарных установок одновременно собходом газопроводов;

- проверкуисправности и параметров настройки регуляторов давления и предохранительныхклапанов не реже 1 раза в 3 месяца;

- проверкупараметров настройки пружинных предохранительных клапанов подземных резервуарови их регулировку не реже одного раза в год.

Техническоеобслуживание проводится в соответствии с инструкциями, утверждаемымитехническим руководством эксплуатационной организации в установленном порядке.

11.4.3.Техническое обслуживание газопроводов от резервуарных установок сжиженных газовпроизводится в объеме и в сроки, предусмотренные настоящими правилами длянаружных газопроводов природного газа.

11.4.4. Притекущем ремонте резервуарной установки выполняются работы, входящие втехническое обслуживание, а также:

- перенабивкасальников на вентилях и смазка пробковых кранов, проверка плавности ходаоткрывания и плотности закрытия всех отключающих устройств, герметичностирезьбовых, фланцевых, сварных соединений;

- разборкарегулятора давления (после освобождения газопровода от газа и установкизаглушки), осмотр мембран, клапанов, пружин, рычажного механизма, сборка инастройка регулятора на заданный режим работы, включая настройку сбросногопредохранительного клапана, встроенного в регулятор;

- ревизия предохранительногозапорного клапана с последующей настройкой и проверкой его работы;

- заменапружинного манометра манометром, прошедшим государственную проверку;

- ревизияпружинного предохранительного клапана, установленного на резервуаре, снастройкой и регулировкой его на стенде; вместо снимаемого для ревизии илиремонта предохранительного клапана должен ставиться исправный предохранительныйклапан, установка на его место заглушки запрещается;

- ремонт иокраска при необходимости оград, защитных кожухов редукционных головок,предупредительных надписей.

11.4.5.Текущий ремонт оборудования головок резервуарных установок с разборкойрегулирующей, предохранительной и запорной арматуры производится не реже одногораза в год, если согласно паспортам заводов-изготовителей на оборудование нетребуется проведение этих работ в более короткие сроки.

11.4.6.Проверка и настройка регуляторов давления, сбросных и запорныхпредохранительных клапанов должны выполняться в соответствии с требованиямизаводских инструкций. Проверка исправности, настройка и регулировка пружинногопредохранительного клапана, установленного на резервуаре, должна производитьсяв соответствии с ПБ 10-115.

11.4.7.Резервуары подлежат техническому освидетельствованию в сроки, указанные в ПБ10-115.

11.4.8.Техническое обслуживание и ремонт испарительных и смесительных установокпроизводятся по инструкциям, составленным с учетом требованийзаводов-изготовителей.

Требования поэксплуатации редукционной арматуры испарительных установок аналогичны требованиямпо эксплуатации редукционных головок резервуарных установок.

11.4.9.Откачка неиспарившихся остатков из резервуаров производится в автоцистернысжиженных газов и выполняется по заявкам владельцев резервуарных установок.Слив неиспарившихся остатков в открытую тару или в производственную канализациюзапрещается.

11.4.10. Недопускается пребывание на территории резервуарной установки лиц, не имеющихотношения к обслуживанию и ремонту резервуаров и редукционных головок.Запрещается курить и пользоваться открытым огнем на территории резервуарнойустановки, о чем должны быть сделаны предупредительные надписи. Запрещаетсяпроизводить разборку и замену арматуры и оборудования редукционных головок поддавлением газа Прочистку угловых вентилей, уровнемерных трубок, трехходовыхкранов, манометров следует производить только медной проволокой. При проверкеисправности предохранительных клапанов, установленных на резервуарах, следуетпользоваться рычагами из цветного металла.

11.4.11.Результаты технического освидетельствования и ремонта резервуаров, редукционныхголовок и испарителей должны заноситься в паспорт резервуарной установки.

О всех работахпо техническому обслуживанию и текущему ремонту должны делаться записи вжурнале эксплуатации резервуарной установки.

11.4.12. Дляпредупреждения гидратообразования в газопроводах и запорно-регулирующейарматуре рекомендуется в резервуары сжиженною газа добавлять метанол вколичестве:

- 0,26 кг натонну газа при наличии в СУГ только растворенной воды:

- еще 0,5-0,6кг на каждый килограмм свободной воды при наличии ее в СУГ.

11.4.13. Дляпредупреждения гидратообразования в газопроводах, транспортирующих газ отрезервуарной установки к потребителю, рекомендуется применение подземнойпрокладки газопроводов, использование теплового спутника при надземнойпрокладке, устройство утепленных цокольных вводов.

 

11.5.Ликвидация конденсатных и гидратных пробок на газопроводах паровой фазы СУГ отподземных резервуарных установок

 

11.5.1. Приснижении давления газа у потребителя или полном прекращении его подачинеобходимо проверить:

- открытиевсех отключающих устройств на газопроводе;

- наличиесжиженного газа в резервуарной установке;

- наличиедавления газа в резервуарной установке;

- наличиедавления газа после регулятора.

11.5.2. Наличиедавления в резервуаре с одновременным отсутствием давления после регуляторасвидетельствует о закупорке его проходного сечения углеводороднымикристаллогидратами.

11.5.3.Ликвидация гидратной пробки в регуляторе производится отогревом с помощью техническихсредств, исключающих применение открытого огня.

11.5.4. Вслучае полного прекращения подачи газа потребителям перед ликвидацией гидратнойпробки в регуляторе отключается общий кран на вводе, запорная арматура налестничных клетках и в квартирах,

11.5.5. Приотсутствии давления на вводе закрывается общий кран и удаляется конденсат изконденсатосборника с помощью ручного насоса или вакуумной установки.

11.5.6. Прифасадных разводках газопровода допускается удаление конденсата черезприваренный к газопроводу штуцер с краном и пробкой. Конденсат сливается черезшланг в специальную герметичную емкость.

11.5.7. Вслучае отсутствия давления газа перед общим краном на вводе в здание послеудаления конденсата из конденсатосборника производится устранение гидратнойпробки отогревом на участке выхода газопровода из-под земли.

11.5.8.Ликвидация пробок на газопроводах, проложенных по фасадам зданий, производитсяс помощью обогрева водяным паром или электронагревателем.

11.5.9. Послеликвидации пробок на фасадных газопроводах производится повторное удалениеконденсата из конденсатосборников.

11.5.10. Послевыполнения работ по ликвидации пробок производится пуск газа потребителю.

 

11.6.Эксплуатация баллонных установок

 

11.6.1.Баллоны должны транспортироваться на специально оборудованных автомобилях(например, типа "клетка") или на грузовых автомашинах с установленнымна выхлопной трубе искрогасителем, оборудованных деревянными ложементами илиимеющих достаточное количество резиновых (веревочных) колец и приспособлениедля крепления баллонов. Автомашины должны быть оснащены опознавательнымизнаками об опасности груза.

Разрешаетсясамостоятельная перевозка потребителем в индивидуальном транспорте толькоодиночных баллонов при использовании устройств, предохраняющих баллон от ударови перемещения.

Баллоныемкостью 50 литров при транспортировке должны иметь на штуцере вентиляметаллическую заглушку и навинченный на горловину металлический колпак.

11.6.2. Припогрузочно-разгрузочных работах и установке баллонов должны приниматься меры,исключающие их падение, повреждение, загрязнение. Снимать баллоны с автомобиляколпаками вниз не разрешается.

11.6.3. Еслипри транспортировании или установке баллонов появится утечка газа или выявитсянеисправность баллона, установка такого баллона у потребителей запрещается.

11.6.4.Эксплуатация групповых баллонных установок сжиженного газа включает в себязамену баллонов, техническое обслуживание и ремонт.

11.6.5. Притехническом обслуживании групповых баллонных установок выполняются следующиеработы:

- выявление иустранение утечек в местах соединений и арматуре;

- проверкаисправности и параметров настройки регуляторов давления и предохранительныхклапанов;

- наблюдениеза состоянием и окраской газопроводов, кожухов, шкафов и ограждений; проверканадежности установки шкафов с баллонами и их крепление, проверка исправностизапоров на дверцах кожухов, шкафов и ограждений, наличия предупредительныхнадписей; проверка крепления газопроводов, проходящих по стенам зданий ишкафов;

- проверка состоянияи работоспособности манометров. Техническое обслуживание и ремонт групповыхбаллонных установок

должныпроводиться по графикам в следующие сроки (если согласно паспортамзаводов-изготовителей на оборудование не требуется проведение этих работ в болеекороткие сроки):

- техническоеобслуживание - не реже одного раза в три месяца;

- текущийремонт с разборкой регулирующей, предохранительной и запорной арматуры - нереже одного раза в год,

Техническоеобслуживание должно производиться в соответствии с инструкциями, утверждаемымитехническим руководством эксплуатационной организации в установленном порядке.

11.6.6.Сведения о проведенных ремонтных работах должны заноситься в паспорт групповойбаллонной установки. О всех работах по техническому обслуживанию и текущемуремонту должны делаться записи в журнале эксплуатации групповой баллоннойустановки.

11.6.7.Эксплуатация групповых баллонных установок, размещенных в специальном строенииили пристройке к зданию, и замена баллонов в них производится не менее, чемдвумя рабочими.

11.6.8.Запрещается производить любой ремонт баллонов, наполненных сжиженными газами, втом числе ремонт вентилей.

11.6.9.Техническое освидетельствование баллонов проводится на предприятиях газовогохозяйства по методике, утвержденной разработчиком конструкции баллонов, вкоторой указываются периодичность освидетельствования и нормы браковки.

11.6.10.Баллоны со сжиженными газами должны быть защищены от солнечного и иноготеплового воздействия.

11.6.11. Неразрешается оставлять баллоны со сжиженными газами на открытых площадках и водворах на территории жилых домов, дачных и садовых поселков, общественныхзданий непроизводственного назначения.

11.6.12.Хранение баллонов со сжиженными газами в подвальных помещениях запрещается.Разрешается хранить запасные заполненные и порожние баллоны вне зданий вспециальных шкафах или подсобных помещениях.

11.6.13.Техническое обслуживание индивидуальных баллонных установок можетосуществляться персоналом эксплуатационной организации по заявкам потребителей.

 

11.7.Замена баллонов у потребителей

 

11.7.1. Заменабаллонов в групповых баллонных установках производится персоналомэксплуатационной организации.

11.7.2. Заменабаллонов в индивидуальных баллонных установках производится потребителем илиперсоналом эксплуатационной организации по заявке потребителя.

11.7.3. Призамене баллонов необходимо:

- в помещении,где установлен газовый баллон и газовые приборы, открыть форточку или фрамугу,убедиться в исправности газобаллонной установки, правильности установки газовыхприборов и баллона на кухне, проверить крепление к стене разъемных хомутовбаллона, установленного в помещении; убедиться в исправности газобаллоннойустановки, проверить крепление газопровода, состояние шкафа и т.п. приустановке баллонов вне помещения;

- закрытьвентиль на порожнем баллоне, выжечь газ из газопровода через горелку, закрытькраны у газового прибора, отсоединить баллон от регулятора давления, навернутьна штуцер вентиля металлическую заглушку с прокладкой, установить на вентильзащитный колпак;

- произвестипроверку заполненного баллона на улице, для чего снять защитный колпак сбаллона, проверить внешним осмотром исправность баллона и вентиля (на вентиледолжна быть металлическая заглушка); проверить уплотнение штока клапана - приоткрытом вентиле произвести обмыливание мыльной эмульсией вентиля в местахсоединения; проверить обмыливанием герметичность в соединении горловины баллонаи вентиля; проверить герметичность клапана вентиля - закрыть вентиль баллона доконца, снять металлическую заглушку и обмылить мыльной эмульсией штуцер срезьбой;

- установитьбаллон и укрепить его; навернуть накидную гайку регулятора давления на штуцервентиля (с обязательной установкой прокладки); проверить герметичностьрезьбовых соединений мыльной эмульсией при открытом вентиле баллона и закрытыхкранах на газовом приборе; произвести настройку регулятора давления (вгрупповых баллонных установках);

- произвестирозжиг горелок газовых приборов и убедиться в правильности горения газа;

- проинструктироватьпотребителей по правилам безопасного пользования газобаллонной установкой,внести необходимые записи в эксплуатационную документацию.

11.7.4. Вовремя замены баллонов запрещается:

- производитьработу в присутствии посторонних лиц, пользоваться открытым огнем, курить,включать и выключать электроприборы;

-устанавливать неисправные баллоны с утечками газа;

-устанавливать баллон, вентиль которого не перекрывает газ;

- пользоватьсяударным инструментом при откручивании колпаков и заглушек;

- производитькакой-либо ремонт баллонов и вентилей.

 

12.Аварийно-диспетчерское обслуживание газораспределительных систем

 

12.1. Общиеуказания

 

12.1.1.Аварийное обслуживание газораспределительных систем производится круглосуточноАДС газораспределительной организации (эксплуатационной организациигазораспределительной сети).

12.1.2. Наобъектах СУГ и в организациях, имеющих собственную газовую службу, работы поаварийному обслуживанию выполняются персоналом этих организаций с привлечением,при необходимости, АДС в соответствии с планом локализации и ликвидации аварий.

Организации,имеющие собственную газовую службу, должны оказывать АДС практическую помощь всоответствии с согласованным с АДС планом взаимодействия.

12.1.3. Прилокализации и ликвидации аварий и аварийных ситуаций (инцидентов) персонал АДСвыполняет работы, связанные с устранением непосредственной угрозы жизни издоровью людей.

12.1.4.Структура, состав выполняемых работ, численность и квалификация персонала,материально-техническая оснащенность, объем эксплуатационной документации АДСопределяется Положением, разрабатываемым с учетом технического состояния иусловий эксплуатации обслуживаемой газораспределительной системы и утверждаемымтехническим руководством эксплуатационной организации в установленном порядке.

Примернаячисленность персонала и рекомендуемый перечень материально-технических средствприведены в Приложениях Д и Ж настоящего ОСТ.

12.1.5.Деятельность АДС и производство работ газовых служб предприятий по локализациии ликвидации аварий и аварийных ситуаций должна осуществляться в соответствии стребованиями ПБ 12-529, настоящего ОСТ и других действующихнормативно-технических документов, утвержденных в установленном порядке.

Организация,осуществляющая аварийное обслуживание, должна иметь необходимый аварийный запасматериалов и технических изделий.

12.1.6. Вседействия персонала АДС по отключению и включению газопроводов, ГРП,потребителей, производству аварийных работ, изменению режимов работы системы вцелом или отдельных ее элементов должны фиксироваться в оперативном журналеАДС.

Тренировочныезанятия АДС с оценкой действия персонала проводятся в сроки, установленные ПБ12-529. Проведение тренировочных занятий должно регистрироваться в специальномжурнале.

12.1.7. АДСдолжна ежемесячно проводить анализ аварийных заявок, поступивших за истекшиймесяц, анализировать причины аварий и несчастных случаев, обобщать опыт работыи корректировать план локализации и ликвидации аварий, а также разрабатыватьмероприятия по устранению причин возникновения аварийных ситуаций и обеспечениюоптимальных режимов работы газораспределительных систем.

 

12.2.Локализация и ликвидация аварий и аварийных ситуаций

 

12.2.1. Работыпо локализации и ликвидация аварий и аварийных ситуаций должны производиться всоответствии с "Планом локализации и ликвидации возможных аварий",разрабатываемым для АДС и ее филиалов, дежурных бригад газовых службпредприятий, эксплуатационного персонала, участвующего в выполнении аварийныхработ применительно к местным условиям на основании требований Приложения Кнастоящего ОСТ. При организации дежурства работников филиалов АДС и газовыхслужб на дому дополнительно должна быть разработана система оповещения и сбораруководителя и членов аварийной бригады к месту аварии (аварийной ситуации) втечение 40 минут.

12.2.2. Планлокализации и ликвидации возможных аварий предусматривает:

- охватвозможных аварийных ситуаций, связанных с использованием газа;

- четкоеописание действий персонала АДС, работников эксплуатационных служб при выполненииработ по локализации и ликвидации каждого возможного вида аварий, аварийнойситуации;

- мероприятияпо спасению людей и материальных ценностей;

- условиявзаимодействия АДС с эксплуатационными службами эксплуатационной организации идругих ведомств (организаций);

- штатныйсостав службы, бригады и подготовку работников.

12.2.3. Приаварийных вызовах "Запах газа" в плане следует предусмотретьиспользование современных приборов для локализации аварий с целью:

- контроляфоновой концентрации углеводородных газов для обнаружения зон с опаснойконцентрацией 0,5 % по объему, сигнализаторами взрывозащищенного исполнения сдиапазоном измерения 0,3% по объему и предупредительной сигнализацией на 1% пообъему. Сигнализаторы должны сохранять работоспособность в диапазоне температурот минус 45 °С до 45 °С (в зависимости от климатических зон);

- определениямест утечек газа в замкнутом пространстве из наружных газопроводов игазопотребляющих установок приборами взрывозащищенного исполнения с диапазономизмерения от 0,01 до 2,5 % по объему с предупредительной сигнализацией 1,0% пообъему;

- выявленияутечки газа из подземного газопровода высокочувствительными газоиндикаторами спринудительным пробоотбором и максимальной чувствительностью не ниже 0,001% пообъему с сохранением работоспособности в диапазоне температур от минус 20 °С до 45 °С;

- определениямест утечек газа из подземных газопроводов методом зондового бурения. Длязамера концентрации газа в каждой бурке применяются приборы с диапазономизмерения 0-100% по объему. Бурка, где накапливается наибольшая концентрациягаза за заданное время, находится ближе к месту повреждения газопровода;

- определенияместа для отключения газопровода (крышек колодцев, коверов, скрытых под слоемгрунта, снега, асфальта), аппаратурой для определения трассы и глубинызаложения газопровода (металлоискателями). Приборы должны сохранятьработоспособность в интервале температур от минус 20 °С до 45 °С;

- определенияприроды метана переносным хроматографом, определяющим в пробах с концентрациейметана до 0,5% по объему наличие тяжелых углеводородов.

12.2.4.Локализация и ликвидация аварий на объектах СУГ производится в соответствии стребованиями ОСТ 153-39.3-052-2003.

12.2.5. Работыпо локализации и ликвидации аварий (аварийных ситуаций) выполняются в любоевремя суток под руководством специалистов. Способы временного устранения утечекиз газопроводов при локализации аварий устанавливаются требованиями ПБ 12-529 инастоящим ОСТ.

12.2.6. Привыполнении работ бригадами АДС составление наряда-допуска на выполнениегазоопасных работ не требуется.

12.2.7.Дежурный персонал АДС, принявший аварийную заявку, информирует заявителя онеобходимых мерах по обеспечению безопасности до прибытия аварийной бригады ивысылает на объект бригаду.

12.2.8. На местеаварии (аварийной ситуации) руководитель работ должен:

-ознакомившись с обстановкой, немедленно приступить к выполнению мероприятий,предусмотренных оперативной частью плана ликвидации аварии и руководитьработами по ликвидации аварии;

- проверить, вызваныли необходимые технические средства, службы города, оповещены ли должностныелица;

- обеспечиватьвыполнение мероприятий, предусмотренных оперативной частью плана;

- докладыватьв АДС об обстановке и при необходимости просить вызывать дополнительныесредства.

12.2.9. Приповреждениях подземных газопроводов (ввода или распределительного) илисооружений на них сопровождающихся выходом газа аварийная бригада должнапровести тщательное обследование всех прилегающих к месту утечки подземныхсооружений и зданий, расположенных в радиусе 50 м от места утечки с цельюпроверки на загазованность. При наличии газа должны быть приняты следующиепервоначальные меры:

- снижениедавления газа в сети;

- прекращениеподачи газа потребляющим агрегатам и установкам;

- отключениеот действующей сети поврежденного участка газопровода;

- вентиляцияестественная или принудительная загазованных помещений и сооружений;

- недопущениев загазованных зонах, помещениях включения и выключения электроприборов,пользования открытым огнем, нагревательными приборами;

- ограждение иохрана загазованных помещений, зон с целью предотвращения проникновения тудапосторонних лиц и внесение открытого огня.

12.2.10.Наличие газа в загазованных помещениях, а также зданиях и подземных сооруженияхв радиусе 50 м должно проверяться прибором периодически в течение всего времениликвидации аварийной ситуации.

12.2.11. Приобнаружении утечки газа в арматуре газопроводов, установленной в газовыхколодцах, должна быть организована вентиляция колодца и контроль назагазованность колодцев смежных коммуникаций и подвалов зданий, расположенных в15-метровой зоне от колодца с утечкой газа.

12.2.12. Приаварийных вызовах «Запах газа» в квартире или другом помещении, на лестничнойклетке аварийная бригада должна проверить наличие газа в помещениях, указанныхзаявителем, а также в соседних помещениях и подвале и устранить обнаружениеутечки. После устранения утечки и проветривания помещения следует повторнопроверить наличие газа в помещении, в соседних помещениях и подвалах здания.

Если привызове «Запах газа» наличие газа в помещениях, указанных заявителем, необнаружено, следует проверить наличие газа на лестничной клетке и в подвалездания.

Отбор пробвоздуха следует производить из верхних зон для природного газа и из нижних зон(на высоте 30 см от пола) для СУГ.

12.2.13. Еслипри выполнении работ по устранению утечки из газопровода или газоиспользующегооборудования производилось отсоединение участка газопровода отгазораспределительной сети или были приняты меры по временному устранениюутечки, то последующее присоединение этого участка газопровода к действующейгазораспределительной сети и возобновление подачи газа должна производитьспециализированная ремонтная (эксплуатационная) служба ГРО.

Если газовыеприборы и оборудование отключались АДС, то после ликвидации аварии эта службадолжна подключить их вновь.

12.2.14. Приприбытии очередной смены АДС для продолжения работ по устранению авариируководитель работающей смены должен проинформировать руководителя прибывшейсмены о характере аварии и принятых мерах по ее ликвидации.

12.2.15.Работы по ликвидации аварии или аварийной ситуации считаются законченными послевыявления утечки газа и исключения возможности проникновения его в помещения исооружения.

12.2.16. Аварийно-восстановительныеработы (при необходимости) и подключение отключенных АДС объектов выполняетремонтная бригада эксплуатационной организации.

 

12.3.Диспетчерское управление газораспределительными системами

 

12.3.1.Диспетчерское управление АДС газораспределительными системами должнообеспечивать регулирование приема газа от газоснабжающих организаций и подачиего потребителям, поддержание режимов работы газовых сетей, обеспечивающихбесперебойное снабжение потребителей газом, локализацию аварий (аварийныхситуаций) с отключением отдельных участков газовой сети или снижением давленияв них.

12.3.2.Ремонтные службы согласовывают с АДС план организации и производства работ,связанных с изменением режимов в газораспределительной системе. Один экземпляруказанного плана должен находиться в АДС.

12.3.3. Длярешения в оперативном режиме задач диспетчерского управления должныиспользоваться программно-технические средства автоматизации, позволяющиеобеспечивать:

-регулирование режимов работы газовых сетей;

- управлениепотоками газа;

-предотвращение аварийных ситуаций;

- учет подачигаза потребителям;

- анализрежимов давления и расхода газа в сети в реальном масштабе времени.

 

13.Эксплуатация автоматизированных систем управления технологическими процессамигазораспределения (АСУ ТП)

 

13.1.Устройства АСУ ТП перед вводом в эксплуатацию должны пройти наладку иприемочные испытания.

Наладочныеработы должны выполняться персоналом эксплуатационной организации илиспециализированной организацией, поставляющей средства АСУ ТП.

13.2. Привыполнении наладочных работ специализированной организацией до ввода устройствАСУ ТП в эксплуатацию производитель работ должен представить технический отчето наладочных работах, содержащий таблицы, графики и другие материалы, отражающиеустановленные и фактически полученные данные по настройке и регулировкеустройств АСУ ТП, описания и чертежи изменений, которые были внесены приналадке, а также следующие документы:

-исполнительную документацию, откорректированную по результатам наладки;

- заводскуюдокументацию, эксплуатационные инструкции и паспорта на оборудование иаппаратуру;

- протоколыналадки и испытаний;

-производственные инструкции для обслуживающего персонала по эксплуатации АСУТП.

13.3. Приемкавыполненных наладочных работ и разрешение на ввод в эксплуатацию оформляются вустановленном порядке.

13.4. Вслучае, когда на предприятии нет специально обученного персонала пообслуживанию устройств АСУ ТП (до его подготовки), в приемке наладочных работдолжен принимать участие специалист организации, обслуживающей устройства АСУТП.

13.5. Послеокончания наладочных работ и индивидуального опробования должно быть проведенокомплексное опробование АСУ ТП совместно с технологическим оборудованием втечение не менее 72 ч.

Организации,монтирующие и производящие наладку устройств АСУ ТП, по требованиюпредставителя предприятия, где установлены средства АСУ ТП, принимают участие вкомплексном опробовании АСУ ТП совместно с работой технологическогооборудования.

13.6.Персонал, осуществляющий обслуживание и ремонт устройств АСУ ТП, должен знатьустройство технологического оборудования, которое непосредственновзаимодействует с АСУ ТП, и требования [8] в объеме выполняемых работ.

13.7.Находящиеся в эксплуатации устройства АСУ ТП должны быть постоянно включены вработу, за исключением тех, которые по функциональному назначению могут бытьотключены при неработающем технологическом оборудовании.

Приэксплуатации устройств АСУ ТП должен вестись постоянный контроль электропитанияустройств аварийной и предупредительной сигнализации на работающих объектах, атакже исправности предохранителей автоматов и цепей управления этих устройств.

Включение иотключение устройств АСУ ТП, находящихся в ведении АДС эксплуатационнойорганизации, производится только с его разрешения с обязательной записью вэксплуатационном журнале.

Во избежаниевозможности доступа посторонних к устройствам АСУ ТП они должны быть надежнозакрыты и опломбированы, о чем должна быть сделана соответствующая запись вэксплуатационном журнале (сохранность пломб проверяет при приемке и сдачедежурства оперативный персонал).

Вскрытиеустройства может производить персонал, их обслуживающий, илиоперативно-диспетчерский персонал с обязательной записью в эксплуатационномжурнале.

13.8. Щиты,панели и пульты управления АСУ ТП должны иметь со стороны доступа к ним хорошовидимые надписи, указывающие их назначение в соответствии с единымидиспетчерскими наименованиями, а установленная на них аппаратура - надписи илимаркировку согласно схемам.

Проводники,присоединенные к рядам зажимов, а также к зажимам устройств и приборов, должныиметь маркировку согласно схемам.

Контрольныекабели должны иметь маркировку на концах, в местах разветвления и пересеченияпотока кабелей, при переходе сквозь стены и потолки, а также по трассе через50-70 м. Концы свободных жил кабелей должны быть изолированы.

13.9. Наобъектах, где установлены устройства АСУ ТП, должны быть:

- совмещенныепринципиальные и монтажные схемы устройств с обозначением маркировок клеммников,вводов электросети, кабельных проводок, линий связи и заземления;

- монтажнаясхема размещения оборудования на объекте с обозначением внешних соединенийустройств и импульсных проводок, начиная с мест их врезки в технологическиетрубопроводы, нахождения запорной арматуры и органов управления (на схемедолжны быть указаны их положения, соответствующие различным режимам работытехнологического оборудования).

13.10. Надиспетчерском пункте АДС эксплуатационной организации, оборудованном средствамиАСУ ТП, должны быть:

- структурнаясхема устройств АСУ ТП с указанием объектов, на которых они размещены, и схемаорганизаций линий связи;

-принципиальная схема средств АСУ ТП, установленных в диспетчерском пункте, собозначением клеммников, вводов электросети, линий связи и заземлений;

- монтажнаясхема размещения устройств на диспетчерском пункте с обозначением внешнихсоединений, кабельной разводки, электропроводки, клеммников,вводно-коммутационной аппаратуры, их положения при различных режимах работы;

- комплекттехнической документации на весь комплекс АСУ ТП;

- комплектэксплуатационной документации (эксплуатационный журнал, журнал отказов инеисправностей, график технического обслуживания, регламентных и ремонтныхработ, кабельный журнал, паспорта на оборудование и приборы).

13.11.Техническое обслуживание устройств АСУ ТП осуществляется путем проведенияплановых проверок.

Полныеплановые проверки должны проводиться не реже одного раза в 3 года (еслиинструкции заводов-изготовителей оборудования и средств АСУ ТП не требуют болеечастой проверки) в объеме:

- испытанияизоляции;

- осмотрсостояния аппаратуры и коммутационных элементов;

- проверкаосновных параметров работы;

- опробованиеустройств в действии.

Частичныепроверки проводятся не реже одного раза в 3 месяца по графику, составленному сучетом местных условий и технической возможности эксплуатационной службы иутверждаемому в установленном порядке техническим руководством ГРО в объеме:

- измерениесопротивления изоляции;

- осмотрсостояния аппаратуры и вторичных цепей;

- опробованиеустройств в действии.

Периодичностьчастичных плановых проверок может быть изменена в сторону увеличениямежповерочных интервалов по решению технического руководства организации,исходя из опыта эксплуатации средств АСУ ТП.

Внеплановыепроверки проводят после всех видов ремонтов, а также в случаенеудовлетворительной работы системы или отказов отдельных устройств.

Проверки недолжны препятствовать нормальному функционированию газораспределительныхсистем, проведение их рекомендуется совмещать с ремонтными работами на основномтехнологическом оборудовании.

13.12. Поокончании плановых и внеплановых проверок устройств АСУ ТП должны бытьсоставлены протоколы (акты) и сделаны соответствующие записи в эксплуатационныхжурналах. Изменения в схемах, структуре устройств или установок должны бытьотражены в технической документации АСУ ТП. При изменении порядка производстваработ в производственные инструкции и принципиальные схемы к ним должны бытьвнесены соответствующие изменения.

13.13.Государственная поверка измерительных приборов, входящих в комплект устройствАСУ ТП, должна производиться в сроки, установленные Госстандартом России.

13.14. Вовремя работы устройств АСУ ТП запрещается производить вблизи или на нихремонтные или строительные работы, вызывающие вибрацию или сотрясения, которыемогут привести к искажению показаний аппаратуры или выводу ее из строя.

13.15. Впроцессе эксплуатации средств АСУ ТП должны быть обеспечены условия работыаппаратуры в соответствии с инструкциями изготовителей по допустимойтемпературе, влажности, вибрации и др.

Принеобходимости должны быть приняты соответствующие меры: подогрев, охлаждение,виброзащита и т. п.

 

14.Метрологический контроль и эксплуатация средств измерений

 

14.1.Организация метрологического контроля и надзора

 

14.1.1.Организация - собственник средств измерения осуществляет метрологическийконтроль и надзор, а также эксплуатацию средств измерения в соответствии сЗаконом Российской Федерации «Об обеспечении единства измерений» от 27.04.1993г. №4871-1.

14.1.2.Метрологический контроль и надзор осуществляется метрологической службойорганизации-собственника средств измерения путем:

- калибровкисредств измерений;

- поверкисредств измерений;

- надзора засостоянием и применением средств измерений в процессе эксплуатации;

- надзора засоблюдением метрологических правил и норм нормативных документов по обеспечениюединства измерений;

-своевременного представления средств измерений на поверку и калибровку, а такжена испытания в целях утверждения типа средств измерений.

14.1.3.Положительные результаты поверки средств измерений удостоверяются поверительнымклеймом или свидетельством о поверке.

 

14.2.Приборы измерения давления и разрежения

 

14.2.1. Взависимости от значений измеряемого давления или разрежения могут применятьсямембранные, сильфонные, пружинные и жидкостные манометры.

14.2.2.Поверка мембранных, сильфонных и пружинных манометров должна производиться всоответствии с п.п. 14.1.3 настоящего ОСТ, но не реже одного раза в год, атакже после каждого ремонта.

Осмотр рабочихманометров и сверка их показаний с показаниями контрольного прибора дляопределения погрешности показаний должны производиться персоналоморганизации-собственника средств измерений не реже одного раза в 6 месяцев.

Результатысверок должны записываться в специальном журнале.

Манометры недопускаются к эксплуатации в следующих случаях:

- отсутствуетповерочная пломба (клеймо);

- просроченсрок поверки;

- стрелка приотключении прибора не возвращается на нулевую отметку шкалы;

- разбитостекло или имеются другие повреждения, которые могут отразиться на правильностипоказаний прибора;

- погрешностьпоказаний превышает установленную допустимую, указанную в документации или нашкале прибора.

14.2.3. Приэксплуатации жидкостных манометров следует периодически, но не реже одного разав 3 месяца, производить заливку затворной жидкости, чистку трубок иповерхностей прибора ватой, пропитанной бензином или спиртом.

14.2.4. Длязаписи давления газа должны применяться самопишущие приборы с дисковой илиленточной диаграммой. Диаграммная бумага должна соответствовать паспортуприбора, и перед ее установкой следует отметить место установки и дату. Еслиперо наносит линию толщиной более 0,3 мм, его следует заменить. Техническоеобслуживание самопишущих манометров следует производить в сроки, указанные впаспорте предприятия-изготовителя .

 

14.3.Средства учета расхода газа

 

14.3.1.Техническое обслуживание средств учета расхода газа производится персоналоморганизации-собственника приборов или специализированными организациями.

14.3.2. Притехническом обслуживании узлов учета расхода газа проверяется наличие пломб назапорном устройстве байпаса счетчиков и их счетных механизмах, на запорномустройстве продувочного трубопровода перед узлом.

Проверкугерметичности импульсных трубок средств учета расхода газа с расходомерамипеременного перепада давления следует осуществлять не реже 1 раза в неделю.Также раз в неделю проверяется возвращение стрелки (пера) измерительного приборана нуль при отсутствии расхода. Соответствие перепада давления в сужающемустройстве табличным значениям должно проверяться не реже 1 раза в месяц.

14.3.3.Техническое обслуживание газовых счетчиков осуществляется в следующие сроки:

- контрольуровня заправки маслом счетчика, смазка счетного механизма и заливка масла вместах расположения отверстий-масленок - не реже 1 раза в неделю;

- промывкасчетчика при резком возрастании или колебании перепада или стука в счетчике -по мере необходимости;

- замена маслав передаточном механизме после промывки камер ротационного счетчика, шестеренбензином или керосином - не реже 1 раза в 3 месяца.

14.3.4. Длязалива подкрашенной воды в дифманометр, последний должен быть отключен отсчетчика, а залив и спуск масла можно производить только при отключенномсчетчике. Для промывки внутренней полости роторы проворачивают специальнойрукояткой, через верхнюю горловину заливают бензин (керосин), стекающий черезспускной штуцер в посуду. Вращение роторов должно быть легким. При вращениироторов можно убедиться в работе счетного механизма.

 

14.4.Хроматографические газоанализаторы

 

14.4.1.Хроматографические газоанализаторы применяются для определения компонентногосостава углеводородных и дымовых (отходящих) газов.

14.4.2. Хроматографическиегазоанализаторы должны подвергаться государственной поверке 1 раз в годповерочными газовыми смесями (ПГС) заданной концентрации. Состав ПГС долженподтверждаться документами.

14.4.3.Техническое обслуживание хроматографических газоанализаторов должнопроизводиться не реже одного раза в год персоналом организации-собственникаприборов или специализированными организациями. При техническом обслуживаниипроверяется состояние электрических устройств, газовой системы, механическихчастей и устраняются все выявленные неисправности. После ремонта производитсягосударственная поверка прибора. Проверка герметичности газовой системыхроматографа должна производиться перед началом работ (анализов).

 

14.5.Газоанализаторы, газоискатели и газоиндикаторы, приборы контроля загазованностипомещений

 

14.5.1. Дляопределения загазованности помещений зданий, подземных сооружений могутприменяться переносные газоанализаторы термохимического действия типа ПГФ игазоанализаторы-интерферометры. Допустимая погрешность газоанализаторовтермохимического действия не должна превышать:

- при анализесмесей воздуха с метаном ±0,15% объема по первому пределу, ±0,5% объема повторому пределу;

- при анализесмесей воздуха с пропаном ±0,1% объема по первому пределу, ±0,3% объема повторому пределу.

Газоанализаторытермохимического действия должны подвергаться государственной поверке с помощьюПГС не реже одного раза в 6 месяцев и после каждого ремонта прибора.

14.5.2. Прианализе проб воздуха в зданиях и сооружениях с помощью газоанализатора-интерферометрапрокачку пробы, в составе которой может находиться углекислота, необходимопроизводить через поглотительный патрон. Пригодность химического поглотителяуглекислоты определяется путем пропускания пробы воздуха, содержащей 2 % углекислотычерез газовую линию прибора, при этом указатель измеряемой величины долженоставаться в исходном (нулевом) положении. Продолжительность работыпоглотительного патрона без перезарядки - не более 600 анализов. Перезарядкапатронов должна производиться в лабораторных условиях. Проверкагазоанализаторов-интерферометров на точность показаний должна производитьсяэталонными смесями один раз в 6 месяцев.

14.5.3.Проверка газоанализаторов термохимического действия игазоанализаторов-интерферометров должна производиться на установке,обеспечивающей дозирование газовоздушной смеси по 5-му классу точности.

14.5.4.Порядок подготовки к работе и техническое обслуживание газоискателей игазоиндикаторов, предназначенных для определения мест утечек газа из газопроводов,должны производиться в соответствии с документацией предприятия-изготовителя.

14.5.5.Государственная поверка газосигнализаторов должна производиться не реже 1 разав год.

14.5.6.Техническое обслуживание, проверка функционирования и настройка порогасрабатывания газосигнализаторов для контроля загазованности помещений должныпроизводиться специализированной организацией в присутствии представителяорганизации-собственника приборов не реже 1 раза в год. Разрешается выполнениеэтих работ специально обученным персоналом эксплуатационной организацией илиорганизацией - собственника приборов при наличии переносного оборудования дляповерки и настройки сигнализаторов.

 

14.6.Приборы контроля изоляционных материалов и изоляционных покрытий

 

14.6.1.Приборы для определения физико-химических свойств битумов должны подвергатьсяповерке не реже одного раза в год, а также после ремонта.

14.6.2.Техническое обслуживания искателей повреждений изоляции газопроводов должновыполняться в соответствии с документацией организации-изготовителя. Втехнических паспортах содержатся сведения, подтверждающие техническиевозможности прибора.

 

14.7.Эксплуатация автоматики

 

14.7.1.Обслуживание систем автоматики производится представителями специализированнойорганизации или работниками предприятия, эксплуатирующего газовое хозяйство,прошедшими специальную подготовку и получившими удостоверение о допуске кобслуживанию. Сроки проведения технического обслуживания систем автоматики - нереже 1 раза в 3 месяца, ремонт - не реже 1 раза в год.

14.7.2. Составработ при техническом обслуживании и ремонте приборов автоматики безопасности исигнализации устанавливают в соответствии с инструкциями по эксплуатациизаводов-изготовителей или проектной документацией на устройство автоматики. Графикпроведения работ утверждается техническим руководством предприятия вустановленном порядке.

14.7.3.Техническое обслуживание включает в себя следующие виды работ проверкуисправности аппаратуры; продувку импульсных трубок; проверку состояния монтажа(контактов, клеммных винтов, паек и т. д.), наличия смазки в редукторахреверсивных двигателей; обдувку внутренних полостей приборов сухим чистымвоздухом давлением до 0,1 кг/см2; проверку работоспособности инастройку приборов автоматики согласно монтажно-эксплуатационным инструкциям.Проверка срабатывания устройств защиты по контролируемым параметрамосуществляется путем имитации аварийных режимов.

14.7.4.Техническое обслуживание предусматривает также выполнение ряда операций впроцессе эксплуатации автоматики, необходимых для ее нормальной работы:наблюдение за состоянием оборудования с целью обнаружения и устранения мелкихдефектов, проверку правильности работы автоматики по регистрирующим приборам,исправность электрических соединений путем внешнего осмотра.

14.7.5. Принеобходимости длительного отключения системы автоматики (например, послеокончания отопительного сезона) производят ее ревизию (разборка и очистка отгрязи, промывка, продувка импульсных трубок, зачистка контактов, заменаизносившихся деталей и т.д.), а также проверку приборов согласно инструкции поих лабораторной проверке. Для защиты от загрязнения и коррозии производятконсервацию автоматики. При этом приборы (регуляторы, стабилизаторы, щиты,сигнализаторы, датчики, клапаны, исполнительные механизмы и т.д.) зачехляют,незащищенные места крепления импульсных трубок снабжают предупреждающиминадписями. Неокрашенные металлические детали тщательно очищают и покрываюттонким слоем технического вазелина.

 

 

ПриложениеА

(обязательное)

 

Нормативныессылки

 

ГОСТ Р 50838-95

Трубы полиэтиленовые для газопроводов. Технические условия

ГОСТ 9.510-93

Листы алюминиевые общего назначения

ГОСТ 481-80

Паронит и прокладки из него. Технические условия

ГОСТ 5542-87

Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения

ГОСТ 7338-90

Пластины резиновые и резинотканевые. Технические условия

ГОСТ 7931-76

Олифа натуральная. Технические условия

ГОСТ 9544-93

Арматура трубопроводная запорная. Нормы герметичности затворов

ГОСТ 10007-80

Фторопласт-4. Технические условия

ГОСТ 10330-76

Лен трепаный. Технические условия

ГОСТ 13726-97

Ленты из алюминия и алюминиевых сплавов. Технические условия

ГОСТ 15180-86

Прокладки плоские эластичные. Основные параметры и размеры

ГОСТ 17133-83

Пластины резиновые для изделий, контактирующих с пищевыми продуктами

ГОСТ 19151-73

(ИСО510-77) Сурик свинцовый. Технические условия

ГОСТ 20448-90

Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления. Технические условия

ГОСТ 21204-97

Горелки газовые промышленные. Общие технические требования

ГОСТ 21631-76

Листы алюминиевые общего назначения

ГОСТ 27578-87

Газы углеводородные сжиженные для автомобильного транспорта

ОСТ 610-458-87

Белила свинцовые густотертые. Технические условия

ПБ 12-529-03

Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления, утвержденные Постановлением Госгортехнадзора России от 19.03.01 № 32.

ПБ 12-609-03

Правила безопасности для объектов, использующих сжиженные углеводородные газы, утвержденные Постановлением Госгортехнадзора России от 19.03.01 №32

ПБ 10-115-96

Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением, утвержденные Постановлением Госгортехнадзора России от 11.06.03 №91

СНиП 42-01-2002

Газораспределительная системам

СНиП 2.05.06-85

Магистральные трубопроводы

СНиП 2.08.02-89*

Общественные здания и сооружения

 

 

ПриложениеБ

(информационное)

 

Техническоеобследование газопроводов приборным методом

 

1.Подготовительные работы по приборному техническому обследованию подземных газопроводов

 

1.1.Операторы, проводящие приборное техническое обследование газопроводов, должныиметь маршрутные карты.

В каждоймаршрутной карте должны быть указаны:

- схема трассыгазопровода в плане с указанием диаметров газопроводов и всех сооружений нагазопроводах (газовые колодцы, конденсатосборники, гидрозатворы, контрольныепроводники, установки электрохимической защиты и др.);

-расположенные до 15 м в обе стороны от газопровода колодцы других подземныхкоммуникаций (канализации, теплотрассы, водопровода, телефона и др.), подвалызданий, коллекторов, шахты устоев мостов);

- всепересечения газопровода с другими подземными коммуникациями;

- отмеченыанодные и знакопеременные зоны.

1.2. Дляизучения особенностей каждой трассы операторы должны произвести ихпредварительное обследование без приборов, уточнить и отметить на маршрутныхкартах места, где возможны индустриальные помехи (линии ЛЭП, радиотрансляции),повышенная загазованность (от промышленных предприятий, автобаз, гаражейтранспорта).

1.3. Намаршрутных картах операторам следует наметить места подключения к газопроводугенератора приборов для отыскания мест повреждений изоляции газопроводов. Выборместа подключения следует производить из расчета возможности обследованиянаибольшей протяженности газопровода с одного подключения. Наиболеецелесообразные места подключения генератора к газопроводу - газовые вводы,контрольные проводники, конденсатосборники.

1.4.Подключение генератора к газопроводу в газовых колодцах допускается лишь вкрайних случаях с соблюдением всех необходимых мер безопасности.

1.5. В местеподключения генератора установить табличку "Опасно! Напряжение!".

 

2.Подготовка приборов к работе

 

2.1. Передвыездом на объект должна быть проверена готовность приборов к работе.

2.2. У аппаратурыдля определения сквозных повреждений изоляционного покрытия газопроводовпроверить:

-комплектность на соответствие с паспортом завода-изготовителя;

- наличие уоператоров группы допуска на производство работы с электроаппаратурой;

- внешним осмотромисправность комплектующих проводов, контура поискового, генератора, приемника,телефона;

- напряжениепитания генератора и приемника.

2.3. Уприборов по определению герметичности газопроводов необходимо проверить:

-комплектность в соответствии с паспортом завода-изготовителя;

- внешнимосмотром отсутствие механических повреждений, чистоту входного отверстияпробозаборника.

2.4. Проверкаработоспособности производится до и после обследования. Для проверкиработоспособности прибора, на вход газоиндикатора следует подать контрольнуюсмесь в соответствии с паспортом и проверить чувствительность.

 

3.Обследование состояния изоляционного покрытия

 

3.1. Дляобследования состояния изоляционных покрытий следует применять приборы иаппаратуру, получившие наибольшее распространение.

Аппаратурадолжна обеспечивать обследование состояния изоляционного покрытия газопроводовпод любыми видами дорожных покрытий и грунтов без их вскрытия, а такжеопределять местоположение и глубину заложения газопроводов (например, АНТПИ).

3.2. Поприбытии на объект операторы должны выполнить следующие работы:

- определитьместо на газопроводе, где возможно соединение генератора с газопроводом (ввод,дрипп, смотровой колодец ) и установить генератор вблизи места присоединения. (Перед выполнением присоединения в колодце необходимо провести проверкузагазованности колодца);

- определитьместо заземления генератора и произвести погружение двух заземляющих штырей вгрунт на всю длину на расстоянии 5¸10м от трассы газопровода, расстояние между штырями 1,5-2 м;

- произвестивизуально проверку качества заземления генератора. При необходимости, дляполучения лучшего согласования малого сопротивления растекания заземлителя,необходимо место заземления полить (пропитать) подсоленной водой, по возможностииспользовать различные металлические сооружения, имеющие надежный контакт сземлей и малое сопротивление растеканию тока (шины заземлений и др.);

- пятиметровымпроводом соединить выход генератора с газопроводом с помощью магнитногоконтакта. Для обеспечения надежного электрического контакта поверхность трубынеобходимо зачистить напильником. В соответствии с паспортом проверитьсогласование генератора с нагрузкой;

- установитьтабличку «Опасно! Напряжение!»;

- всоответствии с особенностями прокладки газопровода, по паспорту прибора выбратьметод обследования изоляции, произвести необходимые соединения, установитьсоответствие частот;

- привключенном генераторе запрещается подключение и отключение его внешних цепейкак со стороны клемм, так и со стороны штырей заземления и магнитного контактаот газопровода.

3.3.Обследование участков газопроводов, находящихся на расстоянии менее 50 м отмест подключения к ним электрозащитных установок, следует производить толькопосле отключения электрозащитных установок.

3.4. Приобследовании изоляции аппаратура должна обслуживаться двумя операторами,которые перемещаются вдоль трассы газопровода.

Величинасигнала определяется разностью потенциалов на поверхности земли, которыеобразуются прохождением переменного тока по цепи (генератор - труба - изоляция- земля - заземлитель - генератор). В месте повреждения изоляции переходноесопротивление труба-земля уменьшается, и на поверхности земли потенциал будетиметь повышенное значение. Увеличение потенциала будет тем значительнее, чембольше повреждение. Оценка разности потенциалов производится без контакта сгрунтом, при этом в качестве электродов используется собственная емкостьоператоров относительно земли.

3.5. Впроцессе обследования изоляции первый оператор должен перемещаться вдоль трассыгазопровода со специальной изолированной потенциалосъемной пластиной,соединенной с приемником проводом длиной 4 м, при этом руки оператора должныбыть прижаты к туловищу. Второй оператор перемещается вдоль трассы с приемникомв руках. Второй оператор должен следить за тем, чтобы проводник, соединяющийего с приемником, был в натянутом состоянии и обеспечивать безопасностьперемещения по трассе. В процессе обследования изоляции скорость перемещенияоператоров должна быть не более 0,5 м/с. Оператор с приемником периодическидолжен наблюдать за уровнем сигнала по отклонению стрелки индикаторной головкии уровню звука в телефоне и уточнять местоположение оси трассы газопровода.

В тех случаях,когда производить обследование изоляции бесконтактным методом невозможно попричине сильного влияния индустриальных помех, оценку разности потенциаловможно производить контактным способом.

Для созданияконтакта с грунтом следует использовать штыревые электроды. Каждый электродпогружается в грунт на глубину не менее 3 см при перемещении по трассе синтервалом измерения не более 1 м. При этом вдоль трассы газопроводаперемещаются два оператора: первый с приемником и заземляющим штырем,соединенным комплектующими проводами с клеммой "Вход" приемника,второй оператор - со штырем, который соединен с клеммой "1"приемника.

Приобследовании изоляции газопровода могут применяться два метода расположенияэлектродов.

Первый метод -параллельное расположение электродов при движении вдоль газопровода. Операторыдолжны передвигаться по оси газопровода, впереди оператор с проводником,соединяющим его с входом приемника (клемма "Вход"), за ним, нарасстоянии 4 м, оператор с приемником и поисковым контуром. Место поврежденияизоляции следует определять по изменению уровня звука в телефоне и изменениюпоказаний головки индикаторной приемника. С приближением второго оператора кместу повреждения изоляции сигнал в приемнике увеличивается, затем, достигнувмаксимального значения, когда первый оператор находится над повреждением,сигнал начинает уменьшаться и достигает минимального значения в тот момент,когда операторы находятся на одинаковом расстоянии от места повреждения. Придальнейшем движении вдоль газопровода сигнал опять увеличивается и достигаетмаксимального значения, когда оператор с приемником будет находиться надповреждением. Место повреждения определяется в тот момент, когда фиксируется втелефоне минимальный уровень звука, а на приемнике наблюдается минимальноеотклонение стрелки индикаторной головки. На поверхности земли место поврежденияотмечается по средней точке расстояния между операторами. Указанное местоповреждения уточняется путем повторного обследования на этом участке прирасстоянии между операторами, уменьшенном в два раза.

Второй метод -перпендикулярное расположение электродов и операторы при движении вдольгазопровода должны располагаться на линии, перпендикулярной к оси трассыгазопровода. Расстояние между операторами должно быть не более 4 м. Придвижении вдоль газопровода оператор с приемником должен перемещаться надгазопроводом. С приближением операторов к месту повреждения изоляции сигнал,фиксируемый приемником, увеличивается и имеет максимальное значение над местомповреждения. Место повреждения изоляции соответствует положению операторов, прикотором наблюдается максимальный уровень звука в телефоне и наибольшееотклонение стрелки индикаторной головки.

При наличииблизко расположенных дефектов, отстоящих друг от друга менее чем на 4 м,параллельным методом обследования изоляции можно установить только фактприсутствия и границы поврежденного участка по изменению сигнала. В этом случаерасположение электродов нужно изменить на перпендикулярное и точно определитьместа повреждений.

Движениеоператоров вдоль трассы газопровода должно проходить по оси трассы газопровода,смещение с оси допускается на один метр.

В местепредполагаемого повреждения изоляции должна определяться глубина заложениягазопровода.

Привязкупредполагаемого места повреждения изоляции производить к ближайшим капитальнымсооружениям.

В процессеработы необходимо производить контроль напряжения питания генератора иприемника. При его снижении до предельного значения произвести замену батарейпитания в приемнике, зарядку аккумуляторной батареи в генераторе.

 

4.Определение оси трассы и глубины заложения газопровода и других металлическихтрубопроводов спутника полиэтиленового газопровода при подключении генератора кгазопроводу гальванически

 

4.1. Осьтрассы газопровода определяется оператором по максимальному звуку в телефонеили по максимальному отклонению стрелки индикаторной головки (1 способ).

Для этогокатушку поискового контура следует установить в горизонтальной плоскости иуточнить направление трассы путем вращения поисковой катушки в горизонтальнойплоскости по минимальному сигналу. Минимальный сигнал соответствует моменту,когда катушка будет сориентирована параллельно газопроводу. При определениитрассы поисковый контур необходимо держать в горизонтальной плоскостиперпендикулярно направлению трассы. Максимальный сигнал соответствует моменту,когда катушка будет находиться над осью газопровода.

4.2. Осьтрассы газопровода определяется по минимальному звуку в телефоне илиминимальному отклонению стрелки индикаторной головки (2 способ).

Для этогокатушку поисковую следует установить вертикально и перемещать ее по линии,перпендикулярной направлению трассы (минимальный звук в телефоне и минимумотклонения стрелки на индикаторной головке соответствует положению штанги надосью газопровода).

4.3. Осьответвления от газопровода или ось газопровода после поворота определяется помаксимальному звуку или максимальному отклонению стрелки индикаторной головки.

Для этогоследует сместиться с оси газопровода в сторону ответвления или поворота на 1-2м; сориентировать катушку параллельно газопроводу и перемещаться вдольгазопровода, сохраняя ориентацию катушки, до появления максимума звука втелефоне и максимума отклонения стрелки индикатора.

4.4. Приопределение оси трассы металлического газопровода и др. металлическихтрубопроводов при индуктивной связи генератора с газопроводами и др.коммуникациями на частоте 8-10 кГц работа выполняется в следующем порядке:

- подготовитьаппаратуру к работе и включить генератор и приемник;

-сориентировать плоскость катушки индуктивной связи с направлением газопровода;

- поисковуюкатушку установить вертикально. Сместиться от генератора по направлениюгазопровода на 10-15 м.

Приопределении оси трассы катушку поисковую, располагая вертикально, следуетперемещать по линии, перпендикулярной направлению трассы до минимума звука втелефоне и минимуму отклонения стрелки на индикаторной головке (минимум звука иотклонения стрелки соответствует положению катушки над осью газопровода). Дляопределения оси трассы и направления необходимо определить две, три точки ипровести через них линию трассы.

4.5.Местоположение спутника полиэтиленового газопровода определяется так же как, иось трассы газопровода.

4.6. Дляопределения местоположения силового электрического кабеля под нагрузкойиспользуется только приемник и контур поисковый. Поиск электрического кабеляпод нагрузкой производится по методике, аналогичной методике определения оситрассы газопровода.

Местоположениеэлектрического кабеля, отключенного от сети, определяется так же, какгазопровода.

4.7. Определениеглубины заложения газопровода производится следующим образом:

- наповерхности грунта, над газопроводом, с возможной точностью провести черту,определяющую ось найденной трассы;

- установитькатушку поисковую под углом 45 градусов относительно горизонтальной плоскости,затем установить катушку поисковую в плоскости, перпендикулярной оси трассы.Наблюдая за отклонением стрелки индикатора и звуком в телефоне, катушкупоисковую переместить в сторону от проведенной черты, сохраняя ориентациюкатушки. При этом сигнал (звук и отклонение стрелки) будет уменьшаться донекоторой величины, а затем несколько увеличится.

В местеминимального сигнала провести черту параллельно оси трассы газопровода.Расстояние между этими двумя чертами будет равно глубине заложения газопровода.

 

5.Обследование изоляции участков газопроводов (переходов через реки,автомобильные дороги, ЛЭП) индуктивным методом

 

Аппаратура дляоценки изоляции участков газопроводов индуктивным методом должна иметьгенератор со стабилизацией тока в нагрузке, приемник с линейным выходомдетектора усилителя низкой частоты, возможность оценки создаваемого генераторомтока в относительных единицах с учетом глубины заложения (например, АНТПИ(У)).

Для оценкиизоляции участка газопровода последовательно произвести оценку тока черезкаждые 10 м в намеченных точках до "перехода" I1,I2, I3.....I5.. Определить среднее значение коэффициентазатухания тока K = I2/I1. Произвести сравнительную оценку тока вотносительных единицах в начале (Iн)и конце (Iк) проверяемого участка.Определить значение тока в конце участка расчетным путем по формуле:

Iр = Iн´ KL/10,                                                                     (1)

где Iр - расчетное значение тока в конце участка;

Iн - значение тока в начале участка;

Iк - значение тока в конце участка;

K - коэффициент затухания тока;

L - длина участка.

Произвестиоценку изоляции: при Iк > Iр - повреждений изоляции нет; при Iк << Ip - на проверяемом участке имеется повреждениеизоляции.

 

6. Проверкагерметичности подземных газопроводов

 

Проверкагерметичности подземных газопроводов производится газоиндикаторамичувствительностью не ниже 10-3 % по объему с принудительным пробоотбором(например, ГИВ-М, Вариотек и др.)

Пробы должныотбираться с учетом газопроницаемости грунта:

- приотсутствии усовершенствованных дорожных покрытий - непосредственно надгазопроводом с допущением смещений от оси газопровода на 30 см;

- при наличиидорожных покрытий - над газопроводом в местах, где наиболее вероятен выход газана поверхность земли (трещины и выбоины в покрытии, вдоль бордюрного камня,газоны, колодцы, вводы в здания, подвалы).

Утечка газаустанавливается по отклонению стрелки индикаторной головки и включению звуковойиндикации.

Всеобнаруженные места утечек газа на подземных газопроводах должны быть устраненыв аварийном порядке. При этом должно быть тщательно проверено состояниеизоляционного покрытия и металла трубы, проведены измерения электропотенциалов.

 

7. Проверкагерметичности надземных газопроводов

 

Обследованиенадземных газопроводов должно производиться газоиндикатором с чувствительностьюне ниже 10-3 % по объему.

Приобследовании надземных газопроводов оператор должен перемещать пробозаборниквдоль газопровода. Сварные и резьбовые соединения, запорную арматуру необходимопроверить более тщательно.

Наличие утечкигаза определяется по отклонению стрелки индикаторной головки. При отклонениистрелки индикаторной головки более 2/3 шкалы и появлении звука необходимоуменьшить чувствительность газоиндикатора.

После окончанияработ текущего дня необходимо произвести оценку работоспособностигазоиндикаторов и в случае необходимости зарядить аккумуляторы.

 

8.Применение современных приборов для локализации аварий

 

При аварийныхвызовах "Запах газа" аварийная бригада должна выполнять следующиеработы с применением приборной техники:

- контрольфоновой концентрации углеводородных газов с целью обнаружения зон с опаснойконцентрацией 0,5% по объему. Для контроля, фоновой концентрации применяютсясигнализаторы взрывозащищенного исполнения с диапазоном измерения от 0 до 3% пообъему и предупредительной сигнализацией на 1 % по объему. Сигнализаторы должнысохранять работоспособность в диапазоне температур от минус 45 °С до 45 °С;

- определениемест утечек газа в замкнутом пространстве из газопроводов и газоиспользующегооборудования. Для этой цели применяются приборы взрывозащищенного исполнения сдиапазоном измерения от 0,01 до 2,5% по объему с предупредительнойсигнализацией 1,0 % по объему;

- выявлениеутечки газа из подземного газопровода. Для нахождения утечки применяютсявысокочувствительные газоиндикаторы с принудительным пробоотбором имаксимальной чувствительностью не ниже 0,001% по объему с сохранениемработоспособности в диапазоне температур от минус 20 °С до 45 °С;

- определениемест утечек газа из подземных газопроводов методом зондового бурения. Длязамера концентрации газа в каждой бурке применяются приборы с диапазономизмерения          0-100% по объему. Бурка, где накапливается наибольшаяконцентрация газа за заданное время, находится ближе к месту повреждениягазопровода;

- определениемест отключения газопровода (крышек колодцев, коверов, скрытых под слоемгрунта, снега, асфальта). Для этой цели применяются: аппаратура для определениятрассы и глубины заложения газопровода; металлоискатель. Приборы должнысохранять работоспособность в интервале температур от минус 20 °С до 45 °С;

- определениеприроды метана. Для этой цели применяется переносной хроматограф, определяющийв пробах с концентрацией метана до 0,5% по объему наличие тяжелыхуглеводородов.


ПриложениеВ

(рекомендуемое)

 

Испытаниезапорной арматуры общего назначения, устанавливаемой на газопроводах

 

1. Испытаниезапорной арматуры общего назначения, устанавливаемой на газопроводах низкогодавления, следует производить:

- для кранов:

а) напрочность и плотность материала деталей - водой или воздухом давлением 0,2 МПа;

б) нагерметичность затвора, сальниковых и прокладочных уплотнений - воздухомдавлением 1,25 рабочего. Краны, рассчитанные на рабочее давление не менее 0,04МПа, должны испытываться давлением воздуха 0,05 МПа;

- длязадвижек:

а) напрочность и плотность материала деталей - водой давлением 0,2 МПа сдополнительным испытанием на герметичность - воздухом давлением 0,1 МПа;

б) нагерметичность затвора заливкой керосина, при этом результаты испытаний должнысоответствовать требованиям ГОСТ 9544 - для арматуры герметичности класса А.

2. Испытаниезапорной арматуры общего назначения, устанавливаемой на газопроводах среднего ивысокого давления, следует производить:

- для кранов:

а) напрочность и плотность материала деталей - водой давлением 1,5 рабочего, но неменее 0,3 МПа;

б) нагерметичность затвора, сальниковых и прокладочных уплотнений - воздухомдавлением равным 1,25 рабочего;

- для задвижеки вентилей:

а) напрочность и плотность материала - водой давлением 1,5 рабочего, но не менее 0,3МПа с дополнительным испытанием на герметичность воздухом давлением 1,25рабочего и одновременной проверкой герметичности сальниковых и прокладочныхуплотнений;

б) на герметичностьзатвора заливкой керосина, при этом результаты испытаний должны соответствоватьтребованиям ГОСТ 9544 - для арматуры герметичности класса А.

3. Испытанияарматуры должны производиться при постоянном давлении в течение времени,необходимого для ее осмотра, но не менее 1 мин. на каждое испытание.

Пропуск средыили потение через металл, а также пропуск среды через сальниковые ипрокладочные уплотнения не допускается.

 

 

ПриложениеГ

(рекомендуемое)

 

Примерныйперечень тем для первичного инструктажа потребителей,

пользующихсягазом в быту

 

Название темы

Содержание инструктажа

Продолжительность инструктажа, мин.

Свойства газов

Пределы взрываемости природного и сжиженного углеводородного газов. Физиологическое воздействие газа на человека. Краткие сведения об одоризации газов.

3

Сжигание газа

Номинальное давление газа перед газовыми приборами и оборудованием. Полное и неполное сгорание газа. Устойчивость пламени. Эффективное и экономичное использование газа.

3

Поставка газа. Учет расхода газа.

Организация технического обслуживания, диагностирования и ремонта газового оборудования. Содержание в исправном техническом состоянии газового оборудования, приборов учета расхода газа, устройств автоматики и сигнализации. Общие требования безопасности при пользовании газом в быту. Условия поставки газа. Учет расхода газа. Оплата услуг по поставке газа, техническому обслуживанию и ремонту.

5

Обеспечение безопасной эксплуатации газовых приборов и оборудования организаций.

Содержание в исправном состоянии газопроводов, газовых приборов и оборудования, приборов учета расхода газа, устройств автоматики и сигнализации, организация их технического обслуживания и ремонта, обучение рабочего персонала. Общие требования безопасного пользования газом.

5

Правила безопасного пользования газовыми плитами.

Типы бытовых газовых плит, их устройство, основные технические характеристики. Правила пользования плитами и ухода за ними. Нарушения режима работы горелок и способы их устранения потребителями. Особенности безопасной эксплуатации комбинированных электрогазовых плит. Неисправности, которые должны устраняться только персоналом эксплуатационной организации. Характер аварий, происходящих по вине потребителей, и их последствия.

10

Правила безопасного пользования проточными водонагревателями

Типы, устройство и основные технические характеристики. Автоматика безопасности. Правила пользования и уход за прибором. Неисправности, устраняемые эксплуатационной организацией по заявкам абонентов. Возможные аварии при нарушении правил пользования газом и эксплуатации, их последствия.

10

Правила безопасной эксплуатации отопительного оборудования.

Виды отопительного оборудования. Безопасная эксплуатация емкостных водонагревателей, отопительных печей, автоматизированных котлов. Характерные неисправности. Автоматика безопасности.

10

Вентиляционные и дымоотводящие каналы.

Присоединения газового оборудования к дымоходам. Устройство и работа дымоходов. Проверка тяги, причины нарушения тяги и способы ее восстановления. Последствия работы газового оборудования при нарушениях тяги. Вентиляция помещений, в которых установлены газовые приборы и оборудование. Организация технического обслуживания и ремонта вентиляционных и дымовых каналов, содержание их в исправном состоянии.

5

Внутренние газопроводы и арматура.

Общие сведения об устройстве газовых вводов и внутренних газопроводов. Способы присоединения и крепления труб. Правила эксплуатации отключающих устройств. Виды неисправностей и места возможных утечек газа на внутренних газопроводах и арматуре. Причины их возникновения, способы обнаружения.

5

Правила безопасного пользования газом от групповых и индивидуальных баллонных установок СУГ

Общие сведения об устройстве одно- и двухбаллонных установок. Неисправности баллонов и редукторов. Правила безопасного пользования газом. Основные неисправности и возможные места утечек газа на газобаллонных установках. Замена баллонов.

10

Меры предотвращения аварий.

Действия потребителей при обнаружении неисправностей газовых приборов и оборудования, появлении запаха газа в помещении, срабатывании сигнализаторов загазованности, нарушениях тяги в вентиляционных и дымоотводящих каналах.

5

Первая помощь пострадавшим

Способы искусственного дыхания. Оказание первой помощи при ожогах, отравлении и удушье.

5

 

 

 

 

 

 

ПриложениеД

(рекомендуемое)

 

Примернаячисленность персонала АДС газораспределительной организации

 

Штатная должность

АДС

Филиал АДС

круглосуточное дежурство

односменное дежурство

1 Руководитель

1

1

-

2 Заместитель руководителя

1*

-

-

3 Диспетчер

1**

1**

1**

4 Мастер (техник)

1**

1**

-

5 Бригада

3** чел. (2 слесаря,    1 водитель-слесарь)

3** чел. (2 слесаря,            1 водитель-слесарь)

3***чел. (2 слесаря.        1 водитель-слесарь)

* При наличии в подчинении АДС не менее 2 филиалов или 2 аварийных бригад в смену,

** В каждой смене.

*** Бригада работает только в дневное время, продолжительность смены не более 12 ч. При поступлении заявок в ночное время водитель-слесарь организует выезд бригады путем сбора необходимого персонала с квартир, предварительно проведя инструктаж заявителя по мерам безопасности. Адрес или телефон водителя-слесаря указывается при инструктаже абонента. Для филиалов АДС с односменным дежурством сбор бригады осуществляет дежурный диспетчер.

Примечания:

1. Одной бригадой в смену может обслуживаться ориентировочно 30 тыс. газифицированных квартир. На каждые последующие 30-40 тыс. возможно привлечение дополнительно в смену по одной бригаде.

2. В зависимости от среднесуточного количества поступлений аварийных заявок руководитель эксплуатационной организации может увеличивать или уменьшать число аварийных бригад в смену при условии полного обеспечения своевременной локализации и ликвидации аварий и аварийных ситуаций.

3. Дополнительная численность персонала АДС для выполнения специальных видов работ (на объектах с системами телемеханики, средствами связи, компьютерной техникой и др.) определяется руководством ГРО.

 

 

ПриложениеЖ

(рекомендуемое)

 

Переченьоснащения АДС материально-техническими средствами

 

Оборудование

1. Специальныйавтомобиль, оборудованный радиостанцией, сиреной, проблесковым маячком,оснащенный техническими средствами (на каждую дежурную бригаду).

2. Передвижнаякомпрессорная установка.

3.Вентиляционная установка.

4. Насос дляоткачки воды.

5. Насос дляоткачки конденсата.

6. Комплектбурового инструмента.

7. Автономныйисточник электроэнергии.

8. Комплектоборудования для локализации аварийных ситуаций на полиэтиленовых газопроводах.

9. Комплекссредств для аварийного обслуживания объектов с системами телемеханики, связи ит.п..

 

Приборы

1.Газоанализатор для метана,

2.Газоанализатор для пропана.

3.Высокочувствительный газоанализатор.

4.Высокочувствительный трассоискатель.

5. Манометры:пружинные, жидкостные на 300, 600 и 2000 мм водяного столба.

6.Электромегафон переносной.

 

Инструмент

1. Ключигаечные (двухсторонние, торцевые, разводные).

2. Ключитрубные № 1, 2, 3.

3. Молотокслесарный (стальной и омедненный).

4. Кувалда изцветного металла.

5. Напильники,зубило, отвертки, пассатижи, щетки стальные.

6. Рулеткадлиной 10-20 м.

7. Станокножовочный с полотнами.

8. Лопаты,кирки, топор, пила по дереву.

9. Тискислесарные.

10. Труборез.

11.Резьбонарезной инструмент.

12. Крючки дляоткрывания крышек колодцев.

 

Инвентарь,спецодежда, средства защиты

1. Устройстваограждения.

2. Переносныесветильники (лампы) во взрывозащищенном исполнении.

3. Фонарикарманные светосигнальные.

4. Прожекторзаливающего света (фара-лампа).

5. Лестницараздвижная 4-6 м.

6. Бандажи длятруб диаметром 50-700 мм.

7. Резиновыешланги диаметром 8-25 мм.

8. Домкрат.

9. Спецодежда.

10.Противогазы шланговые.

11. Средства имедикаменты первой доврачебной помощи.

 

Материалы

1. Запас труб,запорной арматуры, компрессоров разных диаметров.

2. Фитинги,сгоны, заглушки, болты, гайки, шпильки, пробки металлические с резьбой.

3. Пробкиконические деревянные и резиновые.

4. Сальниковыеи уплотнительные материалы.

5. Смазка.

6. Палатка отатмосферных осадков.

7. Запасныечасти к бытовым газовым приборам.

8. Шунтирующиеперемычки.

 

Средствасвязи

1.Государственная телефонная связь 04, обеспечивающая круглосуточныйбеспрепятственный прием аварийных заявок со всей зоны обслуживания.

2. Внутренняясвязь между центральным пунктом (диспетчером) и другими служебными помещениямиАДС, а также руководством эксплуатационной организации.

3.Двухсторонняя радиосвязь диспетчера с аварийными бригадами, выполняющимиаварийные заявки, а при нахождении за пределами радиуса действия радиосвязи -телефонная связь.

4. Средстваавтоматической записи поступающих заявок с хранением данных не менее одногомесяца.

 


ПриложениеК

(рекомендуемое)

 

Типовыепланы локализации и ликвидации аварий

 

1.Ликвидация аварии на подземных газопроводах природного газа

 

1.1.Содержание заявки: Запах газа в подвале жилого дома.

1.1.1.Возможные причины аварии: нарушение целостности подземного газопровода (разрывстыка, образование свища в результате коррозии газопровода и другие дефекты),проникновение газа через грунт и по подземным коммуникациям.

1.1.2.Последовательность проведения работ по локализации и ликвидации аварии:

1.1.2.1. Приемзаявки и инструктаж заявителя по принятию мер безопасности до прибытияаварийной бригады согласно Памятке по инструктажу.

1.1.2.2.Регистрация аварийной заявки и выписка заявки аварийной бригаде.

1.1.2.3.Доведение до сведения состава аварийной бригады содержания заявки. Краткийинструктаж состава по порядку выполнения газоопасных работ на аварийном объектеи подготовке необходимой документации. Выезд на аварию.

1.1.2.4.Расстановка предупредительных знаков на въездах к аварийному объекту и охранавходов в подвал и лестничную клетку с целью недопущения открытого огня взагазованном помещении.

1.1.2.5.Определение концентрации газа в подвале, лестничной клетке и помещениях первогоэтажа с помощью газоанализатора.

1.1.2.6. Приконцентрации газа в подвале до 1 % и отсутствии газа в помещениях первого этажанеобходимо производить:

- интенсивнуювентиляцию подвала, лестничной клетки и помещений первого этажа;

- постоянныйконтроль за изменением концентрации газа в подвале, лестничной клетке ипомещениях первого этажа;

- поиск местаутечки газа на вводе, в газовой разводке лестничной клетки и в помещенияхпервого этажа с помощью мыльной эмульсии и прибора;

- проверку назагазованность в первую очередь соседних подвалов, подъездов, тоннелей,колодцев, затем всех подземных сооружений в радиусе 50 м.

Приобнаружении загазованности соседних подъездов и подвалов немедленное принятиемер, указанных в пунктах 1.1.2.4, 1.1.2.6, 1.1.2.7 настоящего типового плана, ипроверка на загазованность сооружений, расположенных за 50-метровой зоной.

1.1.2.7. Приконцентрации газа в подвале свыше 1 % необходимы:

- отключениежилого дома от газораспределительных сетей, выезд к месту аварии представителейгородских организаций согласно плану взаимодействия служб;

- принятие мерпо обесточиванию электросети загазованного объекта;

- определениеместа утечки газа внешним и буровым осмотром трассы участка подземногогазопровода или приборным методом;

- вскрытиеповрежденного участка подземного газопровода. При авариях на газопроводахвысокого и среднего давления оповещение руководителей промышленных предприятий,котельных, а также других потребителей об отключении объектов отгазораспределительных сетей.

1.1.2.8.Составление акта на локализацию аварии и заявки в службу уличных сетей напроизводство аварийно-восстановительных работ.

1.1.3. Порядокдействия диспетчера.

1.1.3.1.Принимает заявку и инструктирует заявителя согласно Памятке по инструктажу.

1.1.3.2.Заносит в журнал содержание поступившей заявки.

1.1.3.3.Выписывает заявку аварийной бригаде на устранение утечки газа.

1.1.3.4.Знакомит бригаду с содержанием заявки и особенностями объекта.

1.1.3.5.Подготавливает совместно с мастером (слесарем) документацию: планшет(маршрутную карту), сварочную схему, исполнительные чертежи на данный объект.

1.1.3.6.Обеспечивает выезд аварийной бригады на объект в течение 5 мин. на автомашине,укомплектованной инструментом, материалами, приспособлениями и индивидуальнымисредствами защиты.

1.1.3.7.Поддерживает постоянную связь с бригадой, уточняет характер аварии.

1.1.3.8.Докладывает, при необходимости, руководству эксплуатационной организациигородских организаций об аварии согласно плану взаимодействия служб.

1.1.3.9. Даеткоманду на отключение аварийного объекта (района) от газораспределительной сетис указанием номеров задвижек.

1.1.3.10.Обеспечивает присутствие на месте аварии представителей организаций,эксплуатирующих другие подземные коммуникации.

1.1.3.11.Принимает меры по оказанию аварийной бригаде помощи в выделении дополнительногоколичества людей и механизмов.

1.1.3.12.Передает телефонограммы руководителям промышленных предприятий и котельных опрекращении подачи газа до ликвидации аварии на газопроводе.

1.1.3.13.Сообщает руководству службы подземных газопроводов о характере аварии иобеспечивает прибытие на место бригады для аварийно-восстановительных работсогласно плану взаимодействия служб.

1.1.3.14.Обеспечивает доставку необходимых механизмов по требованию руководителяаварийных работ.

1.1.3.15. Требуетот руководителя аварийных работ исчерпывающей информации о ходе работ поликвидации аварий.

1.1.4.Действия мастера.

1.1.4.1.Получает от диспетчера заявку, документацию (планшет, схему сварных стыков,исполнительные чертежи) и указания о порядке отключения объекта (района).

1.1.4.2.Проверяет исправность газоанализатора и средств защиты.

1.1.4.3.Инструктирует состав бригады, знакомит его с планшетом, схемой отключенияобъекта (района) и в течение 5 мин. выезжает с бригадой к месту аварии.

По прибытии наместо:

1.1.4.4.Организует охрану входа в подвал и лестничную клетку с целью недопущенияоткрытого огня.

1.1.4.5.Обеспечивает постоянную проверку степени загазованности подвала, лестничнойклетки и помещений первого этажа.

1.1.4.6.Сообщает диспетчеру об изменении концентрации газа в подвале и о результатахпроверки на загазованность других помещений и коммуникаций.

1.1.4.7.Обеспечивает интенсивную вентиляцию подвала и инструктаж жильцов по принятиюмер безопасности согласно инструкции.

1.1.4.8.Организует проверку плотности сварных и резьбовых соединений на вводе ивнутридомовом газопроводе загазованного объекта с помощью мыльной эмульсии иприборами. Если запах газа не ощущается, нет показаний газоанализатора -выясняет у заявителя причины заявки и удостоверяется в ложной заявке.

1.1.4.9.Проверяет на загазованность соседние подвалы, подъезды, расположенные внепосредственной близости от подземных коммуникации (тоннелей, колодцев), азатем подземные сооружения в радиусе 50 м от газопровода.

1.1.4.10. Приконцентрации газа в подвале свыше 1 %:

- докладываетдиспетчеру;

- пораспоряжению диспетчера закрывает задвижки;

- организуетвывод жильцов из жилого помещения по заранее разработанной инструкции.

1.1.4.11.Вызывает через диспетчера представителей предприятий и организаций,эксплуатирующих другие подземные коммуникации, и персонал в помощь бригаде.

1.1.4.12.Проводит внешний и буровой осмотр (приборное обследование) отключенного участкаподземного газопровода.

1.1.4.13.Руководит работами по вскрытию газопровода, снижению давления газа (принеобходимости) и устранению его утечек.

1.1.4.14.Составляет технический акт на ликвидацию аварии и заявку в службу подземныхгазопроводов на производство аварийно-восстановительных работ.

1.1.5.Действия слесаря:

1.1.5.1.Уясняет характер аварийной заявки.

1.1.5.2.Проверяет наличие газоанализатора, средств защиты и др.

1.1.5.3. Втечение 5 мин. выезжает на место аварии.

1.1.5.4.Устанавливает наличие газа с помощью газоанализатора и участвует в поиске местаутечки.

1.1.5.5.Подготавливает необходимый инструмент, инвентарь и механизмы к работе.

1.1.5.6.Участвует в работах по ликвидации аварии.

1.1.5.7.Выполняет работы под руководством мастера и докладывает ему об их выполнении.

1.1.5.8.Приводит в порядок и укладывает в аварийную автомашину инструмент, инвентарь исредства индивидуальной защиты.

1.1.6.Действия шофера-слесаря:

1.1.6.1.Выезжает на место аварии кратчайшим путем в течение 5 мин.

1.1.6.2.Поддерживает непрерывную связь с диспетчером. По прибытии на место:

1.1.6.3.Ставит аварийную автомашину не ближе 15 м от места расположения загазованногообъекта с подветренной стороны в положение, обеспечивающее перекрытие проездовв загазованную зону и возможность наблюдения за перемещением посторонних лиц, вночное время - освещение фарами загазованной зоны и подключение переносногоосвещения.

1.1.6.4.Выставляет предупредительные знаки в местах подхода к загазованной зоне.

1.1.6.5.Выполняет распоряжения мастера.

1.2.Содержание заявки: Запах газа в подъезде или лестничной клетке.

1.2.1.Возможные причины аварии: нарушение целостности подземного и надземного(внутридомового) газопроводов - разрыв стыка, образование свища в результатекоррозии газопровода, негерметичность резьбовых соединений, запорных устройстви др., загазована квартира.

1.2.2.Последовательность проведения работ по локализации и ликвидации аварии.

1.2.2.1. Приемзаявки и инструктаж заявителя по принятию мер безопасности до прибытияаварийной бригады согласно Памятке по инструктажу.

1.2.2.2.Регистрация аварийной заявки и выписка заявки аварийной бригаде.

1.2.2.3.Доведение до сведения состава аварийной бригады содержания заявки, краткийинструктаж состава по порядку выполнения газоопасных работ на аварийном объектеи подготовка необходимой документации. Выезд на аварию.

1.2.2.4.Расстановка предупредительных знаков на въездах к аварийному объекту и охранавходов в подъезд, подвал и лестничную клетку с целью недопущения открытого огняв загазованном помещении.

1.2.2.5.Определение концентрации газа в подъезде, лестничной клетке, подвале,помещениях и расположенных вблизи колодцах при помощи газоанализатора.

1.2.2.6.Недопущение открытого огня при нарушении герметичности газовой разводкилестничной клетки.

1.2.2.7Интенсивная вентиляция лестничной клетки и жилых помещений.

1.2.2.8. Поискместа утечки газа на газовой разводке лестничной клетки и вводе с помощьюмыльной эмульсии и прибора.

1.2.2.9.Отключение дефектного участка газопровода, устранение утечки газа ивосстановление газоснабжения.

1.2.2.10. Повторнаяпроверка лестничной клетки на загазованность с помощью газоанализатора,проверка подвала и соседних помещений.

1.2.2.11.Отключение газовой разводки лестничной клетки от действующей газовой сети навводе - при невозможности устранения утечки газа силами АДС и вызова к местуаварии ремонтно-восстановительной бригады. При проникновении газа в лестничнуюклетку из подвала работы по ликвидации аварии проводятся в такой жепоследовательности, как и при заявке Запах газа в подвале жилого дома (раздел1.1, пункт 1.1.3 настоящего приложения). При выявлении загазованности квартиры.При проникновении газа в лестничную клетку из квартиры, работы проводятся в тойже последовательности, как при заявке Запах газа в квартире.

1.2.3.Действия диспетчера:

1.2.3.1. Принимаетзаявку и инструктирует заявителя согласно Памятке по инструктажу.

1.2.3.2.Заносит в журнал содержание поступившей заявки.

1.2.3.3.Выписывает заявку аварийной бригаде на устранение утечки газа.

1.2.3.4.Знакомит состав бригады с характером заявки и особенностями объекта.

1.2.3.5.Подготавливает совместно с мастером (слесарем) документацию: планшет, сварочнуюсхему, исполнительные чертежи на данный объект.

1.2.3.6.Обеспечивает выезд аварийной бригады на объект в течение 5 мин.

1.2.3.7.Поддерживает постоянную связь с бригадой, уточняет характер аварии.

1.2.3.8. Даеткоманду на отключение аварийного объекта (района) от газораспределительныхсетей.

1.2.3.9.Вызывает аварийно - восстановительную бригаду для ликвидации аварии - в случаеневозможности выполнения этой работы силами бригады АДС.

1.2.3.10. Потребованию мастера или руководителя аварийно - восстановительных работорганизует отправку необходимых материалов, инвентаря и механизмов на местоаварии.

1.2.3.11.Докладывает руководству газового хозяйства о ходе работ по ликвидации аварии.

1.2.4.Действия мастера.

1.2.4.1.Получает от диспетчера заявку, документацию: планшет, схему сварных стыков,исполнительные чертежи, а также указания о порядке отключения объекта (района).

1.2.4.2.Проверяет исправность газоанализатора и средств индивидуальной защиты.

1.2.4.3.Инструктирует состав бригады, знакомит его с планшетом, схемой отключенияобъекта (района) и в течение 5 мин выезжает с бригадой к месту аварии.

По прибытии наместо:

1.2.4.4.Организует охрану входа в подъезд жилого дома с целью недопущения открытогоогня и знакомится с обстановкой.

1.2.4.5.Обеспечивает проверку на загазованность подъезда, лестничной клетки, подвала,помещений и расположенных поблизости колодцев с помощью газоанализатора.

1.2.4.6.Сообщает диспетчеру об изменении концентрации газа на лестничной клетке и орезультатах проверки на загазованность подвала, помещений и расположенныхпоблизости колодцев.

1.2.4.7.Обеспечивает интенсивную вентиляцию подвала, лестничной клетки и предупреждаетжильцов о запрещении выхода из жилых помещений и внесения открытого огня.

1.2.4.8.Организует проверку плотности резьбовых и сварных соединений запорной арматурылестничной газовой разводки и ввода с помощью мыльной эмульсии.

1.2.5.Действия слесаря.

1.2.5.1.Выясняет характер аварийной заявки.

1.2.5.2.Проверяет наличие газоанализатора, средств индивидуальной защиты и др.

1.2.5.3. Втечение 5 мин. выезжает на место аварии. По прибытии на место:

1.2.5.4.Устанавливает наличие газа с помощью газоанализатора и участвует в поискеутечки.

1.2.5.5.Подготавливает необходимые инструмент, инвентарь и механизмы к работе.

1.2.5.6.Участвует в работах по ликвидации аварии.

1.2.5.7.Выполняет работы под руководством мастера и докладывает ему об их выполнении.

1.2.5.8.Приводит в порядок и укладывает в аварийную автомашину инструмент, инвентарь исредства индивидуальной защиты.

1.2.6.Действия шофера-слесаря.

1.2.6.1.Выезжает на место аварии кратчайшим путем в течение 5 мин.

1.2.6.2.Поддерживает постоянную связь с диспетчером. По прибытии на место:

1.2.6.3.Расставляет предупредительные знаки в местах подхода к загазованной зоне.

1.2.6.4.Ставит аварийную автомашину не ближе 15 м от места расположения загазованногообъекта с подветренной стороны в положение, обеспечивающее перекрытие проездовв загазованную зону и возможность наблюдения за перемещением посторонних лиц, вночное время - освещение фарами загазованной зоны и подключение переносногоосвещения.

1.2.6.5.Выполняет распоряжения мастера.

1.3.Содержание заявки: Запах газа в квартире.

1.3.1.Возможные причины аварии: нарушение целостности подземного и надземноговнутреннего газопроводов - разрыв сварного стыка, образование свища врезультате коррозии газопровода, негерметичность сварных и резьбовых соединений,запорных устройств и др., не закрытые не горящие горелки газоиспользующегооборудования.

1.3.2.Последовательность проведения работ по локализации и ликвидации аварии.

1.3.2.1. Приемзаявки и инструктаж заявителя по принятию мер безопасности до прибытияаварийной бригады.

1.3.2.2.Регистрация аварийной заявки и выписка заявки аварийной бригаде.

1.3.2.3.Подготовка необходимой документации, ознакомление состава бригады с характеромзаявки и проведение инструктажа по производству газоопасных работ. Выезд нааварию.

1.3.2.4.Расстановка предупредительных знаков на въездах к аварийному объекту и охранавхода в него с целью недопущения открытого огня в загазованном помещении.

1.3.2.5.Определение концентрации газа в квартире, смежных помещениях, лестничной клетке,подвале и погребах с помощью газоанализатора.

1.3.2.6.Интенсивная вентиляция загазованной квартиры.

1.3.2.7. Поискутечки газа на внутриквартирной газовой разводке и в газовом оборудовании спомощью мыльной эмульсии и прибора.

1.3.2.8.Отключение дефектного участка внутридомового газопровода, устранение утечкигаза и восстановление газоснабжения.

1.3.2.9.Проверка на загазованность газоанализатором квартиры, смежных помещений,лестничной клетки и подвала.

1.3.3.Действия диспетчера.

1.3.3.1.Принимает заявку и инструктирует заявителя о принятии мер безопасности доприбытия аварийной бригады.

1.3.3.2.Заносит в журнал содержание поступившей заявки.

1.3.3.3.Выписывает заявку аварийной бригаде.

1.3.3.4.Знакомит бригаду с содержанием заявки и особенностями объекта.

1.3.3.5.Подготавливает совместно с мастером (слесарем) документацию на данный объект.

1.3.3.6.Обеспечивает выезд аварийной бригады на аварийный объект в течение 5 мин.

1.3.3.7.Поддерживает постоянную связь с бригадой, уточняет характер аварии.

1.3.3.8. Даеткоманду на отключение аварийного участка газопровода или дома от действующейгазовой сети.

1.3.4.Действия мастера.

1.3.4.1.Получает от диспетчера заявку, документацию: планшет, схему сварных стыков,исполнительные чертежи и указания о порядке отключения объекта (района).

1.3.4.2.Проверяет исправность газоанализатора и средств защиты.

1.3.4.3.Инструктирует состав бригады, знакомит его с планшетом, схемой отключенияобъекта (района) от действующих газопроводов и в течение 5 мин. выезжает сбригадой к месту аварии.

По прибытии наместо:

1.3.4.4.Организует охрану входа в аварийный объект и знакомится с обстановкой.

1.3.4.5.Обеспечивает проверку на загазованность квартиры, смежных и вышерасположенныхпомещений, лестничной клетки, подвала и погребов.

1.3.4.6.Сообщает диспетчеру о концентрации газа в квартире и результатах проверкидругих помещений.

1.3.4.7.Обеспечивает интенсивное проветривание загазованной квартиры с одновременнымудалением из нее жильцов согласно инструкции по мерам безопасности.

1.3.4.8.Организует поиск места утечки газа на внутриквартирной газовой разводке и вгазоиспользующем оборудовании с помощью мыльной эмульсии.

1.3.4.9.Организует отключение дефектного участка внутриквартирной газовой разводки,устранение утечки газа и восстановление газоснабжения квартиры.

1.3.4.10.Организует повторную проверку на загазованность квартиры, смежных ивышерасположенных помещений, лестничной клетки, подвала и погребов с помощьюгазоанализатора.

1.3.4.11.Оформляет заявку, докладывает диспетчеру о ликвидации аварии.

Припроникновении газа в квартиру из подземного газопровода (ввода илираспределительного газопровода) мастер организует работу в такой жепоследовательности, как при заявке Запах газа в подвале.

1.3.5.Действия слесаря.

1.3.5.1.Выясняет характер аварийной заявки.

1.3.5.2.Проверяет наличие газоанализатора, средств индивидуальной защиты и др.

1.3.5.3. Втечение 5 мин. выезжает на место аварии.

1.3.5.4.Устанавливает с помощью газоанализатора наличие газа и участвует в поиске местаутечки.

1.3.5.5.Подготавливает необходимый инструмент и механизмы к работе.

1.3.5.6.Участвует в работах по ликвидации аварии.

1.3.5.7.Выполняет работы под руководством мастера и докладывает ему об их выполнении.

1.3.5.8. Приавариях по вине абонента инструктирует его по безопасному пользованию газом вбыту.

1.3.5.9.Приводит в порядок и укладывает в аварийную автомашину инструмент, инвентарь исредства индивидуальной защиты.

1.3.6.Действия шофера-слесаря.

1.3.6.1.Выезжает на место аварии кратчайшим путем в течение 5 мин.

1.3.6.2.Поддерживает непрерывную связь с диспетчером. По прибытии на место:

1.3.6.3.Ставит аварийную автомашину не ближе 15 м от места расположения загазованногообъекта с подветренной стороны в положение, обеспечивающее перекрытие проездовв загазованную зону и возможность наблюдения за перемещением посторонних лиц, вночное время - освещение фарами загазованной зоны и подключение переносногоосвещения.

1.3.6.4.Расставляет предупредительные знаки в местах подхода к загазованной зоне.

1.3.6.5.Выполняет распоряжения мастера.

1.4.Содержание заявки: Запах газа на улице.

1.4.1.Возможные причины аварии: разрыв сварного стыка, образование свища в результатекоррозии газопровода, негерметичность резьбовых и сварных соединений, оголовковконденсатосборников, гидрозатворов и другие дефекты.

1.4.2.Последовательность проведения работ по локализации и ликвидации аварии.

1.4.2.1.Проведение инструктажа заявителя по принятию мер безопасности до прибытияаварийной бригады.

1.4.2.2. Регистрацияаварийной заявки и выписка заявки аварийной бригаде.

1.4.2.3.Подготовка необходимой документации и проведение краткого инструктажа бригадыпо производству газоопасных работ при ликвидации аварии.

1.4.2.4.Расстановка предупредительных знаков в местах подходов к загазованной зоне иохрана зоны с целью недопущения открытого огня.

1.4.2.5.Осмотр трасс подземных газопроводов, находящихся в загазованной зоне.

1.4.2.6.Проверка на загазованность газоанализатором помещений, колодцев, подвалов идругих сооружений, расположенных в радиусе 50 м от загазованной зоны.

1.4.2.7. Поискместа утечки газа с помощью внешнего и бурового осмотра или газоискателя наповрежденном участке газопровода.

1.4.2.8.Устранение утечки и восстановление подачи газа.

1.4.3. Действиядиспетчера.

1.4.3.1.Принимает заявку и инструктирует заявителя о мерах безопасности до прибытияаварийной бригады.

1.4.3.2.Заносит в журнал содержание поступившей заявки.

1.4.3.3.Выписывает заявку аварийной бригаде.

1.4.3.4.Знакомит бригаду с содержанием заявки и особенностями объекта.

1.4.3.5.Подготавливает совместно с мастером (слесарем) документацию: планшет, сварочнуюсхему, исполнительные чертежи на данный объект.

1.4.3.6.Обеспечивает выезд аварийной бригады на объект в течение 5 мин.

1.4.3.7. Поддерживаетпостоянную связь с бригадой, уточняет характер аварии.

1.4.3.8.Сообщает при необходимости руководству эксплуатационной организации, городскихорганизаций об аварии согласно плану взаимодействия.

1.4.3.9. Даеткоманду на отключение аварийного участка газопровода от действующих газовыхсетей.

1.4.3.10.Обеспечивает присутствие на месте аварии представителя организаций,эксплуатирующих другие подземные коммуникации.

1.4.3.11.Принимает меры по оказанию аварийной бригаде помощи в выделении дополнительногоколичества людей и механизмов.

1.4.3.12.Передает телефонограммы руководителям предприятий и котельных о прекращенииподачи газа до ликвидации аварии на газопроводе.

1.4.3.13.Сообщает руководству соответствующей службы о характере аварии и обеспечиваетприбытие на место бригады аварийно-восстановительных работ согласно планувзаимодействия служб.

1.4.3.14.Обеспечивает доставку необходимых материалов и механизмов по требованиюруководителя аварийных работ.

1.4.3.15.Требует от руководителя аварийных работ информацию о ходе работ по ликвидацииаварии.

1.4.4.Действия мастера.

1.4.4.1.Получает от диспетчера заявку, документацию, планшет, схему сварных стыков,исполнительные чертежи и указания о порядке отключения аварийного участкагазопровода (объекта) от действующих газовых сетей.

1.4.4.2.Проверяет исправность газоанализатора и средств защиты.

1.4.4.3. Втечение 5 мин. выезжает с бригадой к месту аварии. Дает бригаде инструктаж попроизводству газоопасных работ, знакомит ее с планшетом и порядком отключенияаварийного объекта.

По прибытии наместо:

1.4.4.4.Оценивает обстановку, докладывает диспетчеру о предполагаемом месте поврежденияучастка газопровода.

1.4.4.5.Организует расстановку предупредительных знаков в местах подходов кзагазованной зоне и ее охрану.

1.4.4.6.Организует осмотр трасс подземных газопроводов, находящихся в загазованной зоне(состояние растительного покрова, снега, воды и т. п.).

1.4.4.7.Организует осмотр с постоянной проверкой на загазованность газоанализаторомподвалов, колодцев и других сооружений в радиусе 50 м от места обнаруженияутечки газа.

1.4.4.8.Сообщает диспетчеру о результатах проверки на загазованность.

1.4.4.9. Принеобходимости принимает решение через диспетчера о вызове представителейорганизаций, эксплуатирующих подземные коммуникации, для уточнения мест ихрасположения и принятия мер безопасности.

1.4.4.10. Принеобходимости организует поиск места утечки газа (поврежденного участкагазопровода).

1.4.4.11. Сразрешения диспетчера руководит отключением поврежденного участка газопровода(снижением давления газа) и устраняет утечку газа.

1.4.4.12.Составляет технический акт на ликвидацию аварии и заявку в соответствующуюслужбу на производство аварийно-восстановительных работ.

1.4.5.Действия слесаря.

1.4.5.1. Уясняетхарактер аварийной заявки.

1.4.5.2.Проверяет наличие газоанализатора и средств индивидуальной защиты.

1.4.5.3. Втечение 5 мин. выезжает на место аварии.

1.4.5.4.Подготавливает необходимый инструмент, инвентарь и механизмы к работе.

1.4.5.5. Проверяетгазоанализатором наличие горючего газа и участвует в поиске места утечки.

1.4.5.6.Участвует в работах по ликвидации аварии.

1.4.5.7.Работает под руководством мастера и докладывает ему о выполнении заданий.

1.4.5.8.Приводит в порядок и укладывает в аварийную автомашину инструмент, инвентарь исредства индивидуальной защиты.

1.4.6.Действия шофера-слесаря.

1.4.6.1. Выезжаетна место аварии кратчайшим путем в течение 5 мин.

1.4.6.2.Поддерживает непрерывную связь с диспетчером.

1.4.6.3.Ставит аварийную автомашину не ближе 15 м от места расположения загазованногообъекта с подветренной стороны в положение, обеспечивающее перекрытие проездовв загазованную зону и возможность наблюдения за перемещением посторонних лиц, вночное время - освещение фарами загазованной зоны и подключение переносногоосвещения.

1.4.6.4.Расставляет предупредительные знаки у загазованной зоны. Выполняет распоряжениямастера.

1.5.Содержание заявки: Выход газа из конденсатосборника низкого давления илигидрозатвора в атмосферу.

1.5.1.Возможные причины аварии: повреждение стояка конденсатосборника илигидрозатвора, их коррозия и др.

1.5.2.Последовательность проведения работ по локализации и ликвидации аварии.

1.5.2.1.Проведение инструктажа заявителя по принятию мер безопасности до прибытияаварийной бригады.

1.5.2.2.Регистрация аварийной заявки и выписка заявки аварийной бригаде.

1.5.2.3.Краткий инструктаж состава аварийной бригады по порядку выполнения газоопасныхработ на аварийном объекте и подготовка необходимой документации для возможногоотключения объекта (района).

1.5.2.4.Расстановка предупредительных знаков на въездах к аварийному объекту и охранаместа выхода газа.

1.5.2.5.Принятие мер по устранению открытого выхода газа из конденсатосборника(гидрозатвора).

1.5.2.6.Проверка на загазованность с помощью газоанализатора колодцев, коллекторовподземных сооружений, подвалов и подполья зданий, расположенных в радиусе до 50м от аварийного объекта.

1.5.2.7. Привыходе из строя верхнего нарезанного конца стояка нарезка на нем новой резьбы,навертывание муфты и ввертывание в нее заглушки.

1.5.2.8.Проверка целостности поврежденного конденсатосборника (гидрозатвора) буровымосмотром или прибором.

1.5.2.9.Составление акта на локализацию аварии и передача объекта соответствующейслужбе для производства аварийно-восстановительных работ.

1.5.3.Действия диспетчера.

1.5.3.1.Инструктирует заявителя о мерах безопасности до прибытия аварийной бригады.

1.5.3.2.Заносит в журнал содержание поступившей заявки.

1.5.3.3.Выписывает заявку аварийной бригаде на устранение утечки газа.

1.5.3.4.Знакомит состав бригады с содержанием заявки и особенностями объекта.

1.5.3.5.Подготавливает совместно с мастером планшет, на котором нанесен данный объект,и необходимую документацию для возможного отключения объекта (района) отдействующих газопроводов; местах расположения отключающих устройств объектов,снабжающихся от газопровода, на котором повреждено сооружение.

1.5.3.6.Обеспечивает выезд аварийной бригады на объект в течение 5 мин.

1.5.3.7. Поддерживаетпостоянную связь с бригадой, уточняет характер аварии.

1.5.3.8.Сообщает при необходимости руководству служб городских организаций об авариисогласно плану взаимодействия.

1.5.3.9.Сообщает руководству СУС о характере аварии и обеспечивает прибытие на местоаварии бригады аварийно-восстановительных работ согласно плану взаимодействияслужб.

1.5.3.10. Потребованию руководителя аварийных работ обеспечивает доставку необходимыхмеханизмов и материалов к месту аварии.

1.5.3.11.Требует от руководителя аварийных работ исчерпывающей информации о ходе работпо ликвидации аварии.

1.5.3.12.Докладывает руководству треста (конторы) о ликвидации аварии.

1.5.4.Действия мастера.

1.5.4.1.Получает от диспетчера заявку, планшет, необходимую документацию и указания опорядке отключения объекта (района) от действующей сети в случае необходимости.

1.5.4.2.Проверяет исправность газоанализатора и средств защиты.

1.5.4.3. Даетбригаде краткий инструктаж по безопасным методам работ, знакомит ее с планшетоми схемой отключения объекта (района), в течение 5 мин. выезжает с бригадой кместу аварии.

По прибытии наместо:

1.5.4.4.Знакомится с обстановкой.

1.5.4.5.Организует расстановку предупредительных знаков на въездах к загазованномуобъекту и охрану зоны загазованности с целью недопущения открытого огня.

1.5.4.6.Докладывает диспетчеру о характере аварии.

1.5.4.7.Принимает меры к устранению открытого выхода газа.

1.5.4.8.Организует проверку на загазованность с помощью газоанализатора колодцев,коллекторов подземных сооружений, подвалов и подполья зданий, расположенных врадиусе 50 м от места аварии.

1.5.4.9. Принеобходимости нарезки резьбы на стояке конденсатосборника (гидрозатвора) даетуказания слесарю выполнить эту работу и навернуть металлическую заглушку.

1.5.4.10.Организует поиск утечки газа с помощью газоискателя или буровой осмотрконденсатосборника (гидрозатвора).

1.5.4.11.Докладывает диспетчеру об окончании работ.

1.5.4.12.Составляет технический акт на локализацию аварии и при необходимости оформляетзаявку соответствующей службе на производство аварийно-восстановительных работ.

1.5.5.Действия слесаря.

1.5.5.1.Уясняет характер аварийной заявки.

1.5.5.2.Проверяет наличие газоанализатора, средств индивидуальной защиты и др.

1.5.5.3. Втечение 5 мин. выезжает на место аварии. По прибытии на место:

1.5.5.4.Выставляет ограждение на месте производства работ.

1.5.5.5.Подготавливает необходимый инструмент, инвентарь и приспособления к работе.

1.5.5.6.Устраняет открытый выход газа из конденсатосборника (гидрозатвора).

1.5.5.7.Проверяет на загазованность с помощью газоанализатора колодцы, коллекторыподземных сооружений, подвалы и подполья зданий в радиусе до 50 м от местааварии.

1.5.5.8.Нарезает резьбу на стояке сооружения, устанавливает муфту и заглушку.

1.5.5.9.Участвует в работе по ликвидации аварии.

1.5.5.10.Выполняет работы под руководством мастера и докладывает ему об их выполнении.

1.5.5.11.Приводит в порядок и укладывает в аварийную автомашину инструмент, инвентарь исредства индивидуальной защиты.

1.5.6.Действия шофера-слесаря.

1.5.6.1.Выезжает на место аварии кратчайшим путем в 5 мин.

1.5.6.2.Поддерживает непрерывную связь с диспетчером.

1.5.6.3.Ставит аварийную автомашину не ближе 15 м от места расположения загазованногообъекта с подветренной стороны в положение, обеспечивающее перекрытие проездовв загазованную зону и возможность наблюдения за перемещением посторонних лиц, вночное время - освещение фарами загазованной зоны и подключение переносногоосвещения.

1.5.6.4.Расставляет предупредительные знаки у загазованной зоны.

1.5.6.5.Выполняет распоряжения мастера.

1.6.Содержание заявки: Выход газа из конденсатосборника среднего и высокогодавления в атмосферу.

1.6.1.Возможные причины аварии: повреждение стояка конденсатосборника, повреждениеконденсатосборника в результате коррозии и др.

1.6.2.Последовательность проведения работ по локализации и ликвидации аварии.

1.6.2.1.Проведение инструктажа заявителя по принятию мер безопасности до прибытияаварийной бригады.

1.6.2.2.Регистрация аварийной заявки, выписка заявки аварийной бригаде.

1.6.2.3.Краткий инструктаж членов аварийной бригады по порядку выполнения газоопасныхработ на аварийном объекте и подготовка необходимой документации.

1.6.2.4.Расстановка предупредительных знаков на въездах к аварийному объекту и охранаместа выхода газа.

1.6.2.5.Предупреждение потребителей промышленных предприятий и отопительных котельных оснижении давления или о временном прекращении подачи газа.

1.6.2.6.Принятие мер по устранению открытого выхода газа.

1.6.2.7.Проверка на загазованность с помощью газоанализатора колодцев, коллекторовподземных сооружений, подвалов и подполья зданий, расположенных в радиусе до 50м от аварийного объекта.

1.6.2.8.Проверка целостности поврежденного конденсатосборника с помощью газоискателяили буровым осмотром.

1.6.2.9.Передача объекта соответствующей службе для производства восстановительныхработ.

1.6.3.Действия диспетчера.

1.6.3.1.Инструктирует заявителя о мерах безопасности.

1.6.3.2.Заносит в журнал содержание поступившей заявки.

1.6.3.3.Выписывает заявку аварийной бригаде на устранение газа.

1.6.3.4.Знакомит бригаду с содержанием заявки и особенностями объекта.

1.6.3.5.Подготавливает совместно с мастером планшет, необходимуюисполнительно-техническую документацию.

1.6.3.6.Обеспечивает выезд бригады во главе с мастером в течение 5 мин. на местоаварии.

1.6.3.7.Поддерживает постоянную связь с бригадой, уточняет характер аварии.

1.6.3.8.Сообщает руководству эксплуатационной организации, городских организаций обаварии согласно плану взаимодействия.

1.6.3.9. Принеобходимости принимает меры к снижению давления газа в газопроводе, на которомповреждено сооружение, и оповещает об этом потребителей.

1.6.3.10.Сообщает об аварии руководству эксплуатационной службы и обеспечивает прибытиена место бригады аварийно-восстановительных работ согласно плану взаимодействияслужб.

1.6.3.11. Поприбытии руководителя работ обеспечивает доставку необходимых материалов, узловсооружений газопровода и механизмов к месту аварии.

1.6.3.12.Требует от руководителя аварийных работ исчерпывающей информации о ходе работпо ликвидации аварии.

1.6.4.Действия мастера.

1.6.4.1.Получает от диспетчера заявку, планшет и указания о порядке отключения объекта(района) от действующей сети в случае необходимости.

1.6.4.2.Проверяет исправность газоанализатора и средств защиты.

1.6.4.3. Даетчленам бригады краткий инструктаж по безопасным методам работ, знакомит их спланшетом и в течение 5 мин. выезжает с бригадой к месту аварии.

По прибытии наместо:

1.6.4.4.Знакомится с обстановкой и организует расстановку предупредительных знаков навъездах к загазованному объекту и охрану зоны загазованности.

1.6.4.5.Докладывает диспетчеру о характере аварии.

1.6.4.6. Сразрешения диспетчера в случае необходимости снижает давление в газопроводе, накотором повреждено сооружение, и принимает меры по устранению открытого выходагаза.

1.6.4.7.Организует проверку на загазованность с помощью газоанализатора колодцев,коллекторов подземных сооружений, подвалов и подполья зданий, расположенных врадиусе 50 м от места аварии.

1.6.4.8.Организует поиск места утечки газа с помощью газоискателя или буровой осмотрповрежденного конденсатосборника или участка газопровода.

1.6.4.9.Составляет технический акт на ликвидацию аварии и оформляет заявку всоответствующие службы на производство аварийно-восстановительных работ.

1.6.5.Действия слесаря.

1.6.5.1.Уточняет характер аварийной заявки.

1.6.5.2.Проверяет наличие газоанализатора, средств индивидуальной защиты и др.

1.6.5.3. Втечение 5 мин. выезжает на место аварии. По прибытии на место:

1.6.5.4.Подготавливает необходимый инвентарь и приспособления к работе.

1.6.5.5.Выставляет ограждение у места выхода газа.

1.6.5.6.Устраняет открытый выход газа из конденсатосборника.

1.6.5.7.Проверяет на загазованность с помощью газоанализатора колодцы, коллекторыподземных сооружений, подвалы и подполья зданий, расположенные в радиусе 50 мот места аварии.

1.6.5.8.Производит буровой осмотр конденсатосборника и газопровода.

1.6.5.9. Участвуетв работах по ликвидации аварии.

1.6.5.10.Выполняет работы под руководством мастера и докладывает ему об их выполнении.

1.6.5.11.Приводит в порядок и укладывает в аварийную автомашину инструмент, инвентарь исредства индивидуальной защиты.

1.6.6.Действия шофера-слесаря.

1.6.6.1.Выезжает на место аварии кратчайшим путем в течение 5 мин.

1.6.6.2.Поддерживает непрерывную связь с диспетчером.

1.6.6.3.Ставит аварийную автомашину не ближе 15 м от мест расположения загазованногообъекта с подветренной стороны в положение, обеспечивающее перекрытие проездовв загазованную зону и возможность наблюдения за перемещением посторонних лиц; вночное - освещение фарами загазованной зоны и подключение переносногоосвещения.

1.6.6.4.Расставляет предупредительные знаки у загазованной зоны.

1.6.6.5.Выполняет распоряжения мастера.

1.7.Содержание заявки: Запах газа у газового колодца.

1.7.1.Возможные причины аварии: неисправна задвижка - трещина в корпусе, отрывфланца, поломка нажимной буксы сальника - нарушение герметичности фланцевых исварных соединений газопровода с задвижкой и компенсатором и др. Для ликвидацииаварии требуется отключение газопровода.

1.7.2.Последовательность проведения работ по локализации и ликвидации аварии.

1.7.2.1.Проведение инструктажа заявителя по принятию мер безопасности до прибытияаварийной бригады.

1.7.2.2.Регистрация аварийной заявки и выписка заявки аварийной бригаде.

1.7.2.3.Краткий инструктаж состава аварийной бригады по порядку выполнения газоопасныхработ в колодце и подготовка необходимой документации для возможного отключенияобъекта (района).

1.7.2.4.Расстановка предупредительных знаков на въездах к газовому колодцу и охранаего.

1.7.2.5.Определение концентрации газа в газовом колодце и установление наличия газа в колодцахподземных сооружений, подвалах и первых этажах зданий в радиусе до 50 м спомощью газоанализатора.

1.7.2.6.Отключение электрозащиты.

1.7.2.7. Приналичии загазованности только колодца принимаются меры к уменьшению или полномупрекращению выхода газа. Проветривание колодца.

1.7.2.8. Поискместа утечки газа с помощью мыльной эмульсии.

1.7.2.9.Сообщение начальнику АДС, руководству эксплуатационной организации, городскихслужб об аварии согласно плану взаимодействия.

1.7.2.10. Приавариях на газопроводах высокого и среднего давления оповещение потребителей -промышленных предприятий и отопительных котельных - об отключении их от системыгазоснабжения.

1.7.2.11.Отключение участка газопровода (района) путем закрытия соответствующих задвижек(на закольцованном газопроводе) с обязательной установкой заглушек до и посленеисправного участка и проверкой наличия шунтирующей перемычки в аварийномколодце.

1.7.2.12.Продувка отключенного газопровода воздухом и анализ газовоздушной смеси с цельюустановления отсутствия взрывоопасной концентрации газа в отключенном участкегазопровода и в колодце.

1.7.2.13.Замена задвижки или прокладки.

1.7.2.14.Снятие заглушек, закрепление фланцевых соединений и продувка отключенногоучастка газопровода газом под давлением, не превышающим 500 даПа, анализгазовоздушной смеси с целью определения в ней процентного содержания кислорода.

1.7.2.15.Проверка качества выполненных работ.

1.7.2.16.Извещение потребителей газа о возможности их подключения кгазораспределительной сети.

1.7.2.17.Составление технического акта на ликвидацию аварии.

1.7.3.Действия диспетчера.

1.7.3.1.Инструктирует заявителя о мерах безопасности.

1.7.3.2.Заносит в журнал содержание поступившей заявки.

1.7.3.3.Выписывает заявку аварийной бригаде на устранение утечки газа.

1.7.3.4.Знакомит бригаду с содержанием заявки и особенностями объекта.

1.7.3.5.Подготавливает совместно с мастером планшет и необходимую документацию нааварийный объект (район); определяет места расположения отключающих устройств иобъектов, снабжающихся от газопровода, на котором повреждено сооружение.

1.7.3.6.Обеспечивает выезд аварийной бригады на объект в течение 5 мин.

1.7.3.7.Поддерживает постоянную связь с бригадой, уточняет характер аварии.

1.7.3.8.Сообщает начальнику АДС, руководству эксплуатационной организации, городскихслужб об аварии согласно плану взаимодействия.

1.7.3.9.Требует от мастера исчерпывающей информации о ходе работ по ликвидации аварии.

1.7.3.10.Сообщает руководителям промышленных предприятий и отопительных котельных опрекращении подачи газа до ликвидации аварии на газопроводе.

1.7.3.11. Даеткоманду на отключение участка газопровода от действующей газовой сети.

1.7.3.12.Организует доставку на место аварии материалов, оборудования, механизмов, атакже рабочих других служб треста (конторы) для подкрепления аварийной бригадысогласно плану взаимодействия служб.

1.7.3.13. Даетразрешение на открытие задвижки после выполнения работ по ликвидации аварии.

1.7.3.14.После окончания работ по ликвидации аварии телефонограммой потребителям овозможности подачи газа на объекты.

1.7.3.15. Даетуказание на подключение объекта к действующим газовым сетям.

1.7.4.Действия мастера.

1.7.4.1.Получает от диспетчера заявку, планшет, необходимую документацию.

1.7.4.2.Проверяет исправность газоанализатора и средств защиты.

1.7.4.3. Даетбригаде краткий инструктаж по безопасным методам работ, знакомит ее спланшетом, схемой отключения объекта и в течение 5 мин. выезжает с бригадой кместу аварии.

По прибытии наместо:

1.7.4.4. Знакомитсяс обстановкой и организует охрану загазованной зоны с целью недопущенияоткрытого огня.

1.7.4.5.Оценивает обстановку, дает указание слесарю о проверке на загазованность спомощью газоанализатора газового колодца, колодцев подземных сооружений и подвальныхпомещений в радиусе до 50 м.

1.7.4.6.Сообщает диспетчеру о концентрации газа в газовом колодце и результатахпроверки загазованности колодцев подземных сооружений и подвальных помещений.

1.7.4.7.Производит отключение электрозащиты газопровода.

1.7.4.8.Принимает меры к уменьшению или полному прекращению выхода газа. Проветриваетколодец.

1.7.4.9.Производит поиск места утечки газа с помощью мыльной эмульсии.

1.7.4.10. Сразрешения диспетчера организует отключение участка газопровода (района) путемзакрытия соответствующих задвижек (на закольцованном газопроводе) собязательной установкой заглушки до и после неисправного участка.

1.7.4.11.Принимает меры по обеспечению доставки материалов оборудования и механизмов нааварийный объект и усилению аварийной бригады рабочими других служб.

1.7.4.12.Организует продувку отключенного участка газопровода воздухом и проверкугазовоздушной смеси с помощью газоанализатора на отсутствие взрывоопаснойконцентрации газа в отключенном участке газопровода и в колодце.

1.7.4.13.Производит замену задвижки или прокладки.

1.7.4.14.Организует снятие заглушек, закрепление фланцевых соединений и продувкуотключенного участка газопровода газом под давлением, не превышающим 500 даПа,с проведением анализа газовоздушной смеси для определения процентногосодержания в ней кислорода.

1.7.4.15.Проверяет качество выполненных работ.

1.7.4.16. Сразрешения диспетчера производит подключение потребителей газагазораспределительной сети и сообщает диспетчеру об окончании работ.

1.7.4.17.Составляет технический акт на ликвидацию аварии.

1.7.5.Действия слесаря:

1.7.5.1.Уясняет характер аварийной заявки.

1.7.5.2.Проверяет наличие газоанализатора, средств индивидуальной защиты и др.

1.7.5.3. Втечение 5 мин. выезжает на место аварии. По прибытии на место:

1.7.5.4.Проверяет с помощью газоанализатора наличие газа и участвует в поиске местаутечки.

1.7.5.5.Подготавливает необходимый инструмент, инвентарь и механизмы к работе.

1.7.5.6.Участвует в работах по ликвидации аварии.

1.7.5.7. Выполняетработы под руководством мастера и докладывает ему об их выполнении.

1.7.5.8.Приводит в порядок и укладывает в аварийную автомашину инструмент, инвентарь исредства индивидуальной защиты.

1.7.6.Действия шофера-слесаря.

1.7.6.1.Выезжает на место аварии кратчайшим путем в течение 5 мин.

1.7.6.2.Поддерживает непрерывную связь с диспетчером.

1.7.6.3.Ставит аварийную автомашину не ближе 15 м от места расположения загазованногообъекта с подветренной стороны в положение, обеспечивающее перекрытие проездовв загазованную зону и возможность наблюдения за перемещением посторонних лиц, вночное время - освещение фарами загазованной зоны и подключение переносногоосвещения.

1.7.6.4.Расставляет предупредительные знаки у загазованной зоны.

1.7.6.5.Выполняет распоряжения мастера.

1.8.Содержание заявки: Запах газа в ГРП (ГРП закольцован).

1.8.1.Возможные причины аварии: разрыв сварного стыка на газопроводе, нарушениеплотности фланцевого соединения и др.

1.8.2.Последовательность проведения работ по локализации и ликвидации аварии.

1.8.2.1.Проведение инструктажа заявителя по принятию мер безопасности до прибытияаварийной бригады.

1.8.2.2.Регистрация аварийной заявки и выписка заявки аварийной бригаде.

1.8.2.3.Краткий инструктаж членов аварийной бригады по порядку выполнения газоопасныхработ на аварийном объекте и подготовка необходимой документации.

1.8.2.4.Расстановка предупредительных знаков у аварийного ГРП и его охрана.

1.8.2.5.Усиленное проветривание помещения ГРП и выключение отопительного оборудования.

1.8.2.6.Отключение электрозащиты, если она имеется.

1.8.2.7.Проверка на загазованность с помощью газоанализатора помещения ГРП, колодцевподземных сооружений, подвалов зданий в радиусе до 50 м.

1.8.2.8. Поискместа утечки газа.

1.8.2.9.Повышение давления газа на соседнем ГРП до 200 даПа.

1.8.2.10.Принятие мер к устранению выхода газа путем задвижек на входе и выходеаварийного ГРП с обязательной установкой заглушек до и после неисправногоучастка, а также шунтирующих перемычек.

1.8.2.11.Сбрасывание газа через свечу в атмосферу.

1.8.2.12.Продувка отключенного участка воздухом и анализ газовоздушной смеси с цельюустановления отсутствия взрывоопасной концентрации газа как в отключенномучастке газопровода, так и в помещении ГРП.

1.8.2.13.Работы по ликвидации аварии.

1.8.2.14.Снятие заглушек, закрепление фланцевых соединений и продувка системы газом поддавлением, не превышающим 500 даПа с анализом газа с целью определения в немпроцентного содержания кислорода.

1.8.2.15.Проверка плотности фланцевых, сварных и резьбовых соединений с помощью мыльнойэмульсии.

1.8.2.16. Пускгаза на ГРП, настройка оборудования на заданный режим и проверка помещения ГРПна отсутствие в нем газа с помощью газоанализатора.

1.8.2.17.Снижение давления газа на соседнем ГРП, где оно временно повышалось.

1.8.2.18.Составление технического акта на ликвидацию аварии.

1.8.3.Действия диспетчера.

1.8.3.1.Инструктирует заявителя о мерах безопасности.

1.8.3.2.Заносит в журнал содержание поступившей заявки.

1.8.3.3.Выписывает заявку аварийной бригаде на устранение утечки газа.

1.8.3.4.Знакомит состав бригады с содержанием заявки и особенностями объекта.

1.8.3.5.Подготавливает совместно с мастером планшет и необходимую документацию.

1.8.3.6.Обеспечивает выезд аварийной бригады на объект в течение 5 мин.

1.8.3.7.Поддерживает постоянную связь с бригадой, уточняет характер аварии.

1.8.3.8.Сообщает начальнику АДС, руководству эксплуатационной организации, городскихслужб об аварии согласно плану взаимодействия служб различных ведомств.

1.8.3.9. Даетразрешение на повышение давления газа на соседнем ГРП до 200 даПа и отключениеаварийного участка газопровода на ГРП.

1.8.3.10. Потребованию мастера усиливает аварийную бригаду специалистами других службсогласно плану взаимодействия; организует отправку необходимых материалов,инвентаря, оборудования и механизмов к месту аварии.

1.8.3.11.Требует от мастера исчерпывающей информации о ходе работ и содействуетоперативному решению вопросов, связанных с ликвидацией аварии.

1.8.3.12. Даетуказание на пуск газа в ГРП.

1.8.4.Действия мастера.

1.8.4.1.Получает от диспетчера заявку, планшет, необходимую документацию и указания опорядке отключения объекта от действующей сети в случае необходимости.

1.8.4.2.Проверяет исправность газоанализатора и средств защиты.

1.8.4.3. Даетбригаде краткий инструктаж по безопасным методам работ, знакомит с планшетом,схемой отключения объекта и в течение 5 мин. выезжает с бригадой к местуаварии.

По прибытии наместо:

1.8.4.4.Знакомится с обстановкой и организует расстановку предупредительных знаков дляохраны ГРП.

1.8.4.5.Уточняет характер аварии.

1.8.4.6.Обеспечивает усиленное проветривание помещения ГРП и выключение отопительногооборудования.

1.8.4.7. Даетуказание об отключении электрозащиты, если она имеется.

1.8.4.8.Организует проверку на загазованность с помощью газоанализатора помещения ГРП,колодцев подземных сооружений, подвалов, подполья зданий в радиусе до 50 м.

1.8.4.9.Организует поиск места утечки газа и докладывает о результатах диспетчеру.

1.8.4.10.Повышает давление газа на соседнем ГРП до 200 даПа.

1.8.4.11.Организует закрытие задвижек на входе и выходе аварийного ГРП с обязательнойустановкой заглушек до и после неисправного участка, а также шунтирующихперемычек.

1.8.4.12. Даетуказание о сбрасывании газа через свечу в атмосферу.

1.8.4.13. Даетуказание о продувке отключенного участка газопровода, проведении анализавоздуха в помещении ГРП и в отключенном газопроводе.

1.8.4.14.Требует дополнительное оборудование, механизмы, материалы, в случаенеобходимости вызывает специалистов других служб.

1.8.4.15.Устраняет аварию.

1.8.4.16. Даетуказание о снятии заглушек, закреплении фланцевых соединений и на продувкусистемы газом под давлением, не превышающим 500 даПа, а также на проведение анализагаза с целью определения в нем процентного содержания кислорода.

1.8.4.17. Даетуказания слесарю на проверку плотности всех соединений мыльной эмульсией.

1.8.4.18.Совместно с бригадой производит пуск газа в ГРП, настройку оборудования назаданный режим и проверку помещения ГРП на отсутствие в нем газа с помощьюгазоанализатора.

1.8.4.19.Снижает давление на ГРП, где оно временно повышалось.

1.8.4.20.Докладывает диспетчеру об окончании работ.

1.8.4.21.Составляет акт на ликвидацию аварии.

1.8.5. Действияслесаря.

1.8.5.1.Уясняет характер аварийной заявки.

1.8.5.2.Проверяет наличие газоанализатора, средств индивидуальной защиты и др.

1.8.5.3. Втечение 5 мин. выезжает на место аварии. По прибытии на место:

1.8.5.4.Подготавливает необходимый инструмент, инвентарь и механизмы к работе.

1.8.5.5.Определяет с помощью газоанализатора концентрацию газа в помещении ГРП.

1.8.5.6.Проветривает помещение ГРП и выключает печь (АГВ).

1.8.5.7.Проводит поиск места утечки газа и проверку на загазованность колодцевподземных сооружений, подвалов, подполья зданий в радиусе до 50 м.

1.8.5.8.Участвует в работах по ликвидации аварии.

1.8.5.9.Выполняет работы под руководством мастера и докладывает ему об их выполнении.

1.8.5.10.Приводит в порядок и укладывает в аварийную автомашину инструмент, инвентарь исредства индивидуальной защиты.

1.8.6.Действия шофера-слесаря.

1.8.6.1.Выезжает на место аварии кратчайшим путем в течение 5 мин.

1.8.6.2.Поддерживает непрерывную связь с диспетчером.

По прибытии наместо:

1.8.6.3.Ставит аварийную автомашину не ближе 15 м от места расположения загазованногообъекта с подветренной стороны в положение, обеспечивающее перекрытие проездовв загазованную зону и возможность наблюдения за перемещением посторонних лиц, вночное время - освещение фарами загазованной зоны и подключение переносногоосвещения.

1.8.6.4.Расставляет предупредительные знаки у загазованной зоны.

1.8.6.5.Выполняет распоряжения мастера.

1.9.Содержание заявки: Запах газа в ГРП, (ГРП тупиковые).

1.9.1.Возможные причины: разрыв сварного стыка на газопроводе, нарушение плотностифланцевого и резьбового соединения и др.

1.9.2.Последовательность проведения работ по локализации и ликвидации аварии.

1.9.2.1.Проведение инструктажа заявителя по принятию мер безопасности до прибытияаварийной бригады.

1.9.2.2.Регистрация аварийной заявки и выписка заявки аварийной бригаде.

1.9.2.3.Краткий инструктаж состава аварийной бригады по порядку выполнения газоопасныхработ на аварийном объекте и подготовка необходимой документации.

1.9.2.4.Расстановка предупредительных знаков на въездах к аварийному ГРП и его охрана.

1.9.2.5.Усиленное проветривание помещения ГРП и выключение печи (АГВ).

1.9.2.6.Проверка на загазованность с помощью газоанализатора помещения ГРП, колодцевподземных сооружений, подвалов, подполья зданий в радиусе до 50 м.

1.9.2.7. Поискместа утечки газа.

1.9.2.8.Перекрытие задвижек на входе и выходе газа в аварийном ГРП с обязательнойустановкой заглушек до и после неисправного участка, а также шунтирующихперемычек.

1.9.2.9.Отключение электрозащиты, если она имеется.

1.9.2.10.Сбрасывание газа через свечу в атмосферу.

1.9.2.11.Продувка отключенного участка воздухом и проверка газовоздушной смеси путеманализа ее на отсутствие взрывоопасной концентрации газа как в отключенномучастке газопровода, так и в помещении ГРП.

1.9.2.12.Снятие заглушек, закрепление фланцевых соединений и продувка системы газом поддавлением, не превышающим 500 даПа, с определением процентного содержания вгазе кислорода.

1.9.2.13.Проверка плотности фланцевых, сварных и резьбовых соединений с помощью мыльнойэмульсии.

1.9.2.14. Пускгаза в ГРП, настройка оборудования на заданный режим и проверка помещения ГРПна отсутствие в нем газа с помощью газоанализатора.

1.9.2.15. Пускгаза на объекты.

1.9.2.16.Составление технического акта на ликвидацию аварии.

1.9.3.Действия диспетчера.

1.9.3.1.Инструктирует заявителя о мерах безопасности.

1.9.3.2.Заносит в журнал содержание поступившей заявки.

1.9.3.3.Выписывает аварийной бригаде заявку на устранение утечки газа.

1.9.3.4.Знакомит бригаду с содержанием заявки и особенностями объекта.

1.9.3.5.Подготавливает совместно с мастером планшет и необходимую документацию.

1.9.3.6.Обеспечивает выезд аварийной бригады на объект в течение 5 мин.

1.9.3.7. Поддерживаетнепрерывную связь с бригадой, уточняет характер аварии.

1.9.3.8.Сообщает руководству службы, городских организаций об аварии согласно планувзаимодействия.

1.9.3.9.Передает телефонограммы руководителям предприятий об отключении этих предприятийот системы газоснабжения.

1.9.3.10. Сразрешения руководства треста (конторы) дает указание на отключение ГРП вслучае невозможности подачи газа через байпас.

1.9.3.11. Потребованию мастера обеспечивает прибытие в помощь аварийной бригадеспециалистов других служб согласно плану взаимодействия служб; организуетотправку необходимых материалов, инвентаря, оборудования и механизмов.

1.9.3.12.Требует от мастера исчерпывающей информации о ходе работ и содействуетоперативному решению вопросов, связанных с ликвидацией аварии.

1.9.3.13.Извещает потребителей и дает указание на пуск газа в ГРП.

1.9.4.Действия мастера.

1.9.4.1.Получает от диспетчера заявку, планшет, необходимую документацию и указания опорядке отключения объекта от действующей сети в случае необходимости.

1.9.4.2.Проверяет исправность газоанализатора и средств защиты.

1.9.4.3.Проводит в бригаде краткий инструктаж по безопасным методам работ, знакомит еес планшетом, схемой отключения ГРП и в течение 5 мин. выезжает с бригадой кместу аварии.

По прибытии наместо:

1.9.4.4.Знакомится с обстановкой.

1.9.4.5.Организует расстановку предупредительных знаков на въездах в ГРП и охрану его.

1.9.4.6.Обеспечивает усиленное проветривание помещения ГРП и выключение печи (АГВ)

1.9.4.7.Организует проверку на загазованность с помощью газоанализатора помещения ГРП,колодцев подземных сооружений, подвалов, подполья зданий в радиусе до 50 м.

1.9.4.8.Организует поиск места утечки газа и о результатах докладывает диспетчеру.

1.9.4.9.Принимает меры к устранению открытого выхода газа путем закрытия задвижек навходе и выходе аварийного ГРП с обязательной установкой заглушек до и посленеисправного участка.

1.9.4.10. Даетуказание на отключение электрозащиты.

1.9.4.11. Даетуказание на сбрасывание газа через свечу в атмосферу.

1.9.4.12. Даетуказание на проверку отключенного участка газопровода воздухом и проведениеанализа газовоздушной смеси для установления отсутствия взрывоопаснойконцентрации газа как в отключенном участке газопровода, так и в помещении ГРП.

1.9.4.13.Сообщает диспетчеру о необходимости доставки нужных материалов, механизмов,оборудования, а также специалистов других служб в помощь аварийной бригаде.

1.9.4.14. Даетуказания снять заглушки, закрепить фланцевые соединения и произвести продувкусистемы газом при давлении, не превышающем 500 даПа, с отбором проб насодержание кислорода.

1.9.4.15. Даетуказание слесарю проверить плотность всех соединений с помощью мыльнойэмульсии.

1.9.4.16.Проводит пуск газа в ГРП, настройку оборудования на заданный режим и проверкупомещения ГРП на отсутствие в нем газа с помощью газоанализатора.

1.9.4.17.Докладывает диспетчеру об окончании работ на ГРП.

1.9.4.18.Проводит пуск газа на объекты.

1.9.4.19.Составляет технический акт на ликвидацию аварии.

1.9.5. Действияслесаря.

1.9.5.1.Уясняет характер аварийной заявки.

1.9.5.2.Проверяет наличие газоанализатора, средств индивидуальной защиты и др.

1.9.5.3. Втечение 5 мин. выезжает на место аварии.

По прибытии наместо:

1.9.5.4.Проверяет с помощью газоанализатора концентрацию газа в помещении ГРП.

1.9.5.5.Производит проветривание помещения ГРП и выключение печи (АГВ).

1.9.5.6.Проводит поиск места утечки газа и проверку на загазованность колодцевподземных сооружений, подвалов и подполья зданий в радиусе до 50 м.

1.9.5.7.Подготавливает необходимый инструмент, инвентарь и механизмы к работе.

1.9.5.8.Участвует в работах по ликвидации аварии.

1.9.5.9.Выполняет работы под руководством мастера и докладывает ему об их выполнении.

1.9.5.10.Приводит в порядок и укладывает в аварийную автомашину инструмент, инвентарь исредства индивидуальной защиты.

1.9.6.Действия шофера-слесаря.

1.9.6.1.Выезжает на место аварии кратчайшим путем в течение 5 мин.

1.9.6.2.Поддерживает непрерывную связь с диспетчером. По прибытии на место:

1.9.6.3.Ставит аварийную автомашину не ближе 15 м от места расположения загазованногообъекта с подветренной стороны в положение, обеспечивающее перекрытие проездовв загазованную зону и возможность наблюдения за перемещением посторонних лиц, вночное время - освещение фарами загазованной зоны и подключение переносногоосвещения.

1.9.6.4.Расставляет предупредительные знаки у загазованной зоны.

1.9.6.5.Выполняет распоряжения мастера.

1.10.Содержание заявки: Загазовано помещение котельной, Запах газа в котельной.

1.10.1.Возможные причины аварии: разрыв сварного стыка, свищ в газопроводе и др.

1.10.2.Последовательность проведения работ по локализации и ликвидации аварии.

1.10.2.1.Инструктаж заявителя по принятию мер безопасности до прибытия аварийнойбригады.

1.10.2.2.Регистрация аварийной заявки и выписка заявки аварийной бригаде.

1.10.2.3.Краткий инструктаж состава аварийной бригады по порядку выполнения газоопасныхработ на объекте и подготовка необходимой документации.

1.10.2.4.Выставление предупредительного знака у входа в помещение котельной иорганизация наружного наблюдения.

1.10.2.5.Определение с помощью газоанализатора концентрации газа в помещении котельной.

1.10.2.6.Усиленная вентиляция помещения котельной с постоянным контролем законцентрацией газа.

1.10.2.7.Поиск места утечки газа в сварных, фланцевых и резьбовых соединенияхвнутреннего газопровода и газовом оборудовании котельной с помощью мыльнойэмульсии.

1.10.2.8.Временное устранение утечки газа при сниженном давлении или отключениекотельной от действующей газовой сети с обязательной установкой заглушки.

1.10.2.9.Составление технического акта на ликвидацию аварии и заявки в соответствующуюслужбу на производство ремонтно-восстановительных работ.

1.10.3.Действия диспетчера.

1.10.3.1.Инструктирует заявителя о мерах безопасности.

1.10.3.2.Заносит в журнал содержание поступившей заявки.

1.10.3.3.Выписывает заявку аварийной бригаде на устранение утечки газа.

1.10.3.4.Знакомит состав бригады с содержанием заявки и особенностями объекта.

1.10.3.5.Совместно с мастером подготавливает необходимую документацию и определяет местарасположения отключающих устройств.

1.10.3.6.Обеспечивает выезд аварийной бригады на объект в течение 5 мин.

1.10.3.7.Поддерживает непрерывную связь с бригадой, уточняет характер аварии.

1.10.3.8.Сообщает руководству предприятия об аварии.

1.10.3.9. Привзрывоопасных концентрациях газа дает команду на отключение котельной отдействующих газовых сетей.

1.10.3.10.Сообщает руководству соответствующей службы об аварии и обеспечивает прибытиена место бригады аварийно-восстановительных работ согласно плану взаимодействияслужб.

1.10.3.11. Потребованию руководителя работ обеспечивает доставку необходимых материалов имеханизмов.

1.10.3.12.Требует от руководителя аварийных работ исчерпывающей информации о ходе работпо ликвидации аварии.

1.10.4.Действия мастера.

1.10.4.1.Получает от диспетчера заявку, документацию и указания о порядке отключенияобъекта.

1.10.4.2.Проверяет исправность газоанализатора и средств защиты.

1.10.4.3. Даетбригаде краткий инструктаж по безопасным методам работ, знакомит ее с местамиустановки отключающих устройств и в течение 5 мин. выезжает с бригадой к местуаварии.

По прибытии наместо:

1.10.4.4.Знакомится с обстановкой, организует расстановку предупредительных знаков увхода в котельную и наружное наблюдение.

1.10.4.5.Организует проверку концентрации газа в помещении котельной и докладываетдиспетчеру о результатах.

1.10.4.6.Организует интенсивное проветривание помещения котельной путем открытия дверей,окон и др.

1.10.4.7.Производит поиск места утечки газа при помощи мыльного раствора.

1.10.4.8.Организует постоянный контроль за концентрацией газа в помещении котельной.

1.10.4.9. Сразрешения диспетчера производит отключение котельной от действующей газовойсети с обязательной установкой заглушки после задвижки по ходу газа.

1.10.4.10. Вслучае, когда запах газа имеется, но присутствие его в помещении установить спомощью газоанализатора не удалось, продолжает поиск места утечки газа,проверяя на загазованность с помощью газоискателя все подземные коммуникации,подвалы и подполья зданий в радиусе до 50 м, проводит буровой осмотр подземногогазопровода вблизи ввода в котельную.

1.10.4.11.Устраняет утечку газа, а при более сложных авариях составляет заявку навыполнение ремонтно-восстановительных работ другими службами.

1.10.4.12.Проверяет качество работ и докладывает диспетчеру о ликвидации аварии.

1.10.5.Действия слесаря.

1.10.5.1.Уясняет характер аварийной заявки.

1.10.5.2.Проверяет наличие газоанализатора, средств индивидуальной защиты и др.

1.10.5.3. Втечение 5 мин. выезжает на место аварии.

По прибытии наместо:

1.10.5.4.Проверяет с помощью газоанализатора наличие газа и участвует в поиске местаутечки газа.

1.10.5.5.Подготавливает необходимые инструмент, инвентарь и механизмы к работе.

1.10.5.6.Участвует в работах по ликвидации аварии.

1.10.5.7.Выполняет работы под руководством мастера и докладывает ему об их выполнении.

1.10.5.8.Приводит в порядок и укладывает в аварийную автомашину инструмент, инвентарь исредства индивидуальной защиты.

1.10.6.Действия шофера-слесаря.

1.10.6.1.Выезжает на место аварии кратчайшим путем в течение 5 мин.

1.10.6.2.Поддерживает непрерывную связь с диспетчером.

По прибытии наместо:

1.10.6.3.Ставит аварийную автомашину не ближе 15 м от места расположения загазованногообъекта с подветренной стороны в положение, обеспечивающее перекрытие проездовв загазованную зону и возможность наблюдения за перемещением посторонних лиц, вночное время - освещение фарами загазованной зоны и подключение переносногоосвещения.

1.10.6.4.Расставляет предупредительные знаки у загазованной зоны.

1.10.6.5.Выполняет распоряжения мастера.

 

2.Ликвидация аварии на объектах, связанных с использованием сжиженного газа

 

2.1.Содержание заявки: Запах газа у резервуарной установки.

2.1.1.Возможные причины аварии: разрыв сварного шва, местная коррозия резервуара,разрыв сварного стыка на газопроводе жидкой фазы и др.

2.1.2.Последовательность проведения работ по локализации и ликвидации аварии.

2.1.2.1.Инструктаж заявителя по принятию мер безопасности до прибытия аварийнойбригады.

2.1.2.2.Регистрация аварийной заявки и выписка заявки аварийной бригаде на ликвидациюаварии.

2.1.2.3.Краткий инструктаж состава аварийной бригады по порядку выполнения газоопасныхработ на аварийном объекте и подготовка необходимой документации.

2.1.2.4.Расстановка предупредительных знаков на въездах к аварийной групповой установкесжиженного газа и ее охрана.

2.1.2.5.Периодическая проверка на загазованность с помощью газоанализатора колодцевподземных сооружений, подвалов, подполья зданий в радиусе до 50 м.

2.1.2.6.Предупреждение потребителей об отключении подачи газа и принятие мербезопасности.

2.1.2.7.Перекрытие отключающих устройств на вводах и головке поврежденного резервуара ина стояке газопровода низкого давления.

2.1.2.8.Отключение группы неисправных резервуаров путем перекрытия задвижек на обвязкепаровой фазы газопровода.

2.1.2.9. Поискместа утечки газа с помощью газоискателя и бурового осмотра обвязки газопроводажидкой фазы и поврежденного резервуара.

2.1.2.10. Принеобходимости - отрытие шурфа на подземном газопроводе жидкой фазы или траншеина глубину заложения газопровода для предупреждения проникновения газа в подвальноепомещение.

2.1.2.11.Перекачка газа (жидкой фазы) из неисправного резервуара в автоцистерны истравливание паров газа в атмосферу.

2.1.2.12.Установка металлической заглушки у задвижки на байпасе паровой фазы со стороныповрежденного резервуара.

2.1.2.13.Составление заявки и передача аварийного объекта для восстановительных работсоответствующей службе.

2.1.3.Действия диспетчера.

2.1.3.1.Инструктирует заявителя о мерах безопасности.

2.1.3.2.Заносит в журнал содержание поступившей заявки.

2.1.3.3.Выписывает заявку аварийной бригаде на ликвидацию аварии.

2.1.3.4.Знакомит бригаду с содержанием заявки и особенностями объекта.

2.1.3.5.Подготавливает совместно с мастером исполнительно-техническую документацию наданный объект и передает ее бригаде.

2.1.3.6.Обеспечивает выезд аварийной бригады на объект в течение 5 мин.

2.1.3.7.Поддерживает непрерывную связь с бригадой, уточняет характер аварии.

2.1.3.8.Сообщает при необходимости начальнику АДС, руководству треста (конторы) обаварии.

2.1.3.9. Даеткоманду на отключение газа у потребителей и на отключение поврежденногорезервуара.

2.1.3.10.Направляет автоцистерну, газовое оборудование, материалы и дополнительноеколичество людей в помощь аварийной бригаде к месту аварии согласно планувзаимодействия служб.

2.1.3.11.Требует от руководителя работ исчерпывающей информации о ходе работ поликвидации аварии.

2.1.3.12.Докладывает руководству эксплуатационной организации о локализации аварии инеобходимости выполнения аварийно-восстановительных работ.

2.1.4.Действия мастера.

2.1.4.1.Получает от диспетчера заявку, планшет, исполнительную документацию и указанияо порядке отключения аварийного объекта.

2.1.4.2.Проверяет исправность газоанализатора и средств защиты.

2.1.4.3. Дастбригаде краткий инструктаж по порядку выполнения газоопасных работ и в течение5 мин. выезжает с ней к месту аварии.

По прибытии наместо:

2.1.4.4.Знакомится с обстановкой, организует расстановку предупредительных знаков,охрану места аварии.

2.1.4.5.Организует периодическую проверку на загазованность с помощью газоанализатораколодцев подземных сооружений, подвалов, подполья и подъездов зданий,расположенных в радиусе 50 м от резервуарной установки.

2.1.4.6. Вслучае обнаружения загазованности действует согласно пунктам 1.1 или 1.5данного плана.

2.1.4.7.Организует поиск места утечки газа с помощью газоискателя или бурового осмотра.

2.1.4.8.Предупреждает потребителей об отключении их от системы газоснабжения.

2.1.4.9. Даетуказание на перекрытие отключающих устройств на вводах и головке поврежденногорезервуара.

2.1.4.10. Даетуказание на отключение неисправного резервуара от других резервуаров.

2.1.4.11. Даетуказание на перекачку газа (жидкой фазы) из неисправного резервуара вавтоцистерну и стравливание паров газа в атмосферу.

2.1.4.12. Даетуказание на установку металлической заглушки у задвижки на байпасе паровой фазысо стороны поврежденного резервуара.

2.1.4.13. Принеобходимости организует отрытие шурфа на подземном газопроводе жидкой фазы илитраншеи на глубину заложения газопровода.

2.1.4.14.Определяет качество выполненных работ.

2.1.4.15.Докладывает диспетчеру о выполнении работ.

2.1.4.16.Составляет заявку на производство восстановительных работ.

2.1.5.Действия слесаря.

2.1.5.1.Уточняет характер аварийной заявки.

2.1.5.2.Проверяет наличие газоанализатора, средств индивидуальной защиты и др.

2.1.5.3. Втечение 5 мин. выезжает на место аварии.

По прибытии наместо:

2.1.5.4.Периодически проверяют с помощью газоанализатора наличие газа в колодцахподземных сооружений, в подвалах и подпольях зданий в радиусе до 50 м.

2.1.5.5.Подготавливает необходимые инструмент, инвентарь и механизмы к работе.

2.1.5.6.Участвует в поиске места утечки газа и в выполнении работ по ликвидации аварии.

2.1.5.7.Выполняет работы под руководством мастера и докладывает ему об их выполнении.

2.1.5.8.Приводит в порядок и укладывает в аварийную автомашину инструмент, инвентарь исредства индивидуальной защиты.

2.1.6.Действия шофера-слесаря.

2.1.6.1.Выезжает на место аварии кратчайшим путем в течение 5 мин.

2.1.6.2.Поддерживает непрерывную связь с диспетчером.

По прибытии наместо:

2.1.6.3.Ставит аварийную автомашину не ближе 15 м от места расположения загазованногообъекта с подветренной стороны в положение, обеспечивающее перекрытие проездовв загазованную зону и возможность наблюдения за перемещением посторонних лиц, вночное время - освещение фарами загазованной зоны и подключение переносногоосвещения.

2.1.6.4.Расставляет предупредительные знаки у загазованной зоны.

2.1.6.5.Выполняет распоряжения мастера.

2.2.Содержание заявки: Запах газа в групповой шкафной газобаллонной установке.

2.2.1.Возможные причины аварии: разрыв сварного шва, свищ в коллекторе, нарушениегерметичности резьбового соединения вентиля и др.

2.2.2.Последовательность проведения работ по локализации и ликвидации аварии.

2.2.2.1.Инструктаж заявителя по принятию мер безопасности до прибытия аварийнойбригады.

2.2.2.2.Регистрация аварийной заявки и выписка заявки аварийной бригаде на устранениеутечки газа.

2.2.2.3. Краткийинструктаж членов аварийной бригады по порядку выполнения газоопасных работ нааварийном объекте и подготовка необходимой документации.

2.2.2.4.Расстановка предупредительных знаков у групповой газобаллонной установки и ееохрана.

2.2.2.5.Усиленное проветривание шкафа установки.

2.2.2.6.Проверка на загазованность колодцев подземных сооружений, подвалов, подполья,подъездов зданий в радиусе до 50 м.

2.2.2.7. Поискместа утечки газа с помощью мыльной эмульсии.

2.2.2.8. Принеисправности одного или нескольких баллонов замена их на исправные.

2.2.3.Действия диспетчера.

2.2.3.1.Инструктирует заявителя о мерах безопасности.

2.2.3.2.Заносит в журнал содержание поступившей заявки.

2.2.3.3.Выписывает заявку аварийной бригаде на ликвидацию аварии.

2.2.3.4.Знакомит бригаду с содержанием заявки и особенностями объекта.

2.2.3.5.Подготавливает необходимую документацию на групповую установку и передает еебригаде.

2.2.3.6.Обеспечивает выезд аварийной бригады на объект в течение 5 мин.

2.2.3.7.Поддерживает непрерывную связь с бригадой, уточняет характер аварии.

2.2.4.Действия мастера.

2.2.4.1.Получает от диспетчера заявку, планшет, исполнительную документацию и указанияо порядке отключения аварийного объекта.

2.2.4.2.Проверяет исправность газоанализатора и средств защиты.

2.2.4.3. Даетбригаде краткий инструктаж по порядку выполнения газоопасных работ и в течение5 мин. выезжает с ней к месту аварии.

По прибытии наместо:

2.2.4.4.Знакомится с обстановкой, организует расстановку предупредительных знаков иохрану групповой установки.

2.2.4.5.Организует проверку на загазованность с помощью газоанализатора колодцевподземных сооружений, подвалов, подполья, подъездов зданий в радиусе до 50 м.

2.2.4.6.Проводит поиск места утечки газа при помощи мыльной эмульсии и докладываетдиспетчеру о результатах.

2.2.4.7.Производит замену неисправных баллонов.

2.2.4.8.Докладывает диспетчеру об окончании работ.

2.2.5.Действия слесаря.

2.2.5.1.Уясняет характер аварийной заявки.

2.2.5.2.Проверяет наличие газоанализатора, средств индивидуальной защиты и др.

2.2.5.3. Втечение 5 мин. выезжает на место аварии. По прибытии на место:

2.2.5.4.Производит проветривание установки.

2.2.5.5.Производит проверку на загазованность с помощь анализатора колодцев подземныхсооружений, подвалов, подпольев, подъездов зданий в радиусе до 50 м.

2.2.5.6.Подготавливает необходимый инструмент и инвентарь к работе.

2.2.5.7.Участвует в поиске места утечки газа и ликвидации аварии.

2.2.5.8.Выполняет работы под руководством мастера и докладывает ему об их выполнении.

2.2.6.Действия шофера-слесаря.

2.2.6.1.Выезжает на место аварии кратчайшим путем в течение 5 мин.

2.2.6.2.Поддерживает непрерывную связь с диспетчером. По прибытии на место:

2.2.6.3.Ставит аварийную автомашину не ближе 15 м от места расположения загазованногообъекта с подветренной стороны в положение, обеспечивающее перекрытие проездовв загазованную зону и возможность наблюдения за перемещением посторонних лиц, вночное время - освещение фарами загазованной зоны и подключение переносногоосвещения.

2.2.6.4.Расставляет предупредительные знаки у загазованной зоны.

2.2.6.5.Выполняет распоряжения мастера.

2.3.Содержание заявки: Запах газа в квартире с индивидуальной газобаллоннойустановкой.

2.3.1.Возможные причины аварии: нарушение целостности сварного шва баллона,герметичности резьбового соединения вентиляции и др.

2.3.2.Последовательность проведения работ по локализации и ликвидации аварии.

2.3.2.1.Инструктаж заявителя по принятию мер безопасности до прибытия аварийной бригады.

2.3.2.2.Регистрация аварийной заявки и выписка заявки аварийной бригаде на устранениеутечки газа.

2.3.2.3.Краткий инструктаж членов аварийной бригады по порядку выполнения газоопасныхработ на аварийном объекте.

2.3.2.4.Определение с помощью газоанализатора концентрации газа в квартире.

2.3.2.5.Интенсивное проветривание помещений квартиры.

2.3.2.6. Поискместа утечки газа с помощью мыльной эмульсии, устранение утечки.

2.3.2.7.Проверка с помощью газоанализатора на загазованность подвального помещения,подъезда здания, а при наличии газа - всех подземных сооружений и коммуникацийв радиусе до 50 м.

2.3.2.8.Устранение утечки газа.

2.3.2.9.Проверка качества работ.

2.3.2.10. Пускгаза согласно производственной инструкции.

2.3.3.Действия диспетчера.

2.3.3.1.Инструктирует заявителя о мерах безопасности.

2.3.3.2.Заносит в журнал содержание поступившей заявки.

2.3.3.3.Выписывает заявку аварийной бригаде на устранение утечки газа и обеспечиваетвыезд бригады на аварийный объект в течение 5 мин.

2.3.3.4.Поддерживает непрерывную связь с бригадой, уточняет характер аварии.

2.3.4.Действия мастера.

2.3.4.1.Получает от диспетчера заявку, дает бригаде инструктаж по порядку выполнениягазоопасных работ, проверяет исправность газоанализатора, средств защиты и втечение 5 мин. выезжает с бригадой на аварийный объект.

По прибытии наместо:

2.3.4.2.Определяет наличие газа в квартире с помощью газоанализатора и сообщаетдиспетчеру о результатах.

2.3.4.3.Проводит интенсивное проветривание помещений квартиры.

2.3.4.4.Проводит поиск места утечки газа с помощью мыльной эмульсии, устраняет утечку.

2.3.4.5.Проверяет с помощью газоанализатора подвальное помещение и подъезды здания назагазованность, а при наличии газа - все сооружения и коммуникации в радиусе до50 м.

2.3.4.6.Проводит замену баллона и пуск газа.

2.3.4.7.Проверяет с помощью газоанализатора наличие газа в квартире.

2.3.5.Действия слесаря.

2.3.5.1.Уясняет характер аварийной заявки.

2.3.5.2.Проверяет наличие газоанализатора, средств индивидуальной защиты и др.

2.3.5.3. Втечение 5 мин. выезжает на место аварии. По прибытии на место:

2.3.5.4.Определяет наличие газа в квартире с помощью газоанализатора.

2.3.5.5.Проводит удаление жильцов из загазованных помещений.

2.3.5.6.Проводит усиленное проветривание помещений квартиры и поиск места утечки газа.

2.3.5.7.Участвует в ликвидации аварии.

2.3.5.8.Проводит проверку наличия газа в помещениях квартиры, подвальных помещениях иподъездах здания.

2.3.6.Действия шофера-слесаря.

2.3.6.1.Выезжает на место аварии кратчайшим путем в течение 5 мин.

2.3.6.2.Поддерживает непрерывную связь с диспетчером.

2.3.6.3.Выполняет распоряжения мастера.

2.3.6.4.Передает по рации распоряжения диспетчера и сообщения мастера.

2.4.Содержание заявки: Прекращение подачи газа, Уменьшение давления газа в газовойсети.

2.4.1.Возможные причины аварии: закупорка подземных и надземных газопроводов(конденсатные, снежные, ледяные пробки).

2.4.2.Последовательность проведения работ по локализации и ликвидации аварии.

2.4.2.1.Проведение инструктажа заявителя по принятию мер безопасности до прибытияаварийной бригады.

2.4.2.2.Регистрация аварийной заявки и выписка заявки аварийной бригаде.

2.4.2.3.Краткий инструктаж членов аварийной бригады по порядку выполнения газоопасныхработ на аварийном объекте и подготовка необходимой документации.

2.4.2.4.Расстановка предупредительных знаков на въездах к аварийным объектам.

2.4.2.5.Измерение перепада давления газа в газопроводе на выходе из резервуарнойустановки, перед газоиспользующим оборудованием.

2.4.2.6.Предупреждение жильцов и отключение жилых домов от газораспределительной сетипри понижении давления газа перед горелками газоиспользующего оборудования до60 даПа.

2.4.2.7. Поискместа закупорки газопровода и ее устранение.

2.4.2.8. Пуск газасогласно производственной инструкции.

2.4.2.9.Проверка на загазованность с помощью газоанализатора всех подвальных помещений,подъездов зданий и подземных коммуникаций в радиусе до 50 м от места ликвидациизакупорки.

2.4.3.Действия диспетчера.

2.4.3.1.Инструктирует заявителя о мерах безопасности.

2.4.3.2.Заносит в журнал содержание поступившей заявки.

2.4.3.3.Выписывает заявку аварийной бригаде.

2.4.3.4.Знакомит состав бригады с содержанием заявки и особенностями объекта.

2.4.3.5.Подготавливает с мастером (слесарем) необходимую документацию: планшет,сварочную схему, исполнительные чертежи на данный объект.

2.4.3.6.Обеспечивает выезд аварийной бригады на объект в течение 5 мин.

2.4.3.7.Поддерживает непрерывную связь с бригадой, уточняет характер аварии.

2.4.3.8.Сообщает о нарушении газоснабжения начальнику службы, а при необходимости -руководству треста (конторы).

2.4.3.9. Даеткоманду на отключение жилого дома (домов) от газораспределительной сети.

2.4.3.10.Принимает меры по оказанию аварийной бригаде помощи в выделении дополнительногоколичества людей и механизмов.

2.4.3.11.Требует от руководителя аварийных работ исчерпывающей информации о ходе работпо ликвидации закупорки.

2.4.4.Действия мастера.

2.4.4.1.Получает от диспетчера заявку и необходимую документацию на аварийный объект.

2.4.4.2.Проверяет исправность газоанализатора и средств защиты.

2.4.4.3. Даетбригаде инструктаж по порядку выполнения газоопасных работ и в течение 5 мин.выезжает с ней на аварийный объект.

По прибытии наместо:

2.4.4.4.Производит измерение перепада давления газа в газопроводе на выходе изгрупповой резервуарной установки и перед газовыми приборами, сообщаетдиспетчеру о результатах.

2.4.4.5. Сразрешения диспетчера дает команду на отключение подъезда жилого дома(подъездов домов) от газораспределительной сети.

2.4.4.6.Организует поиск места закупорки газопровода и устраняет ее.

2.4.4.7.Требует, при необходимости, от диспетчера усиления аварийной бригады людьми имеханизмами.

2.4.4.8.Организует пуск газа после устранения закупорки.

2.4.4.9.Организует проверку с помощью газоанализатора на загазованность подвальныхпомещений и всех подземных коммуникаций в радиусе до 50 м от места ликвидациизакупорки.

2.4.5.Действия слесаря.

2.4.5.1.Уясняет характер аварийной заявки.

2.4.5.2.Проверяет наличие газоанализатора, средств индивидуальной защиты и др.

2.4.5.3. Втечение 5 мин. выезжает на место аварии.

По прибытии наместо:

2.4.5.4.Принимает участие в измерении перепада давления газа в газопроводе на выходе изгрупповой резервуарной установки и перед газовыми приборами, а также вотключении жилых домов от системы газоснабжения.

2.4.5.5.Подготавливает необходимый инструмент, инвентарь и механизмы к работе.

2.4.5.6.Участвует в поисках места закупорки и выполняет работы по ее ликвидации.

2.4.5.7.Выполняет работы под руководством мастера и докладывает ему об их выполнении.

2.4.5.8.Приводит в порядок и укладывает в аварийную автомашину инструмент, инвентарь исредства индивидуальной защиты.

2.4.6.Действия шофера-слесаря.

2.4.6.1.Выезжает на место аварии кратчайшим путем в течение 5 мин.

2.4.6.2.Поддерживает непрерывную связь с диспетчером.

2.4.6.3.Выполняет распоряжения мастера.

2.4.6.4.Передает по рации распоряжения диспетчера и сообщения мастера.

2.5. Содержаниезаявки: Авария автоцистерны сжиженного газа - утечка газа.

2.5.1.Возможные причины аварии: транспортные происшествия, неисправность в арматуреавтоцистерны, разрыв шланга.

2.5.2.Последовательность проведения работ по локализации и ликвидации аварии.

2.5.2.1. Приемзаявки и инструктаж заявителя по принятию первых неотложных мер безопасности доприбытия аварийной бригады.

2.5.2.2.Регистрация аварийной заявки, выписка и вручение заявки аварийной бригаде.

2.5.2.3.Доведение до сведения состава аварийной бригады содержания заявки и краткийинструктаж членов бригады по порядку выполнения газоопасных работ на аварийномобъекте и выезд ее на место аварии.

2.5.2.4.Выполнение работ по ликвидации аварии.

2.5.3.Действия диспетчера.

2.5.3.1.Принимает заявку и инструктирует заявителя о мерах безопасности.

2.5.3.2.Заносит в журнал содержание поступившей заявки.

2.5.3.3.Выписывает заявку аварийной бригаде на устранение утечки газа.

2.5.3.4.Знакомит бригаду с содержанием заявки и особенностями объекта.

2.5.3.5. Обеспечиваетвыезд аварийной бригады на объект в течение 5 мин.

2.5.3.6.Поддерживает постоянную связь с аварийной бригадой, уточняет характер аварии.

2.5.3.7.Сообщает руководству ГНС, городских организаций об аварии согласно планувзаимодействия.

2.5.3.8.Направляет по требованию руководителя аварийной бригады порожнюю автоцистерну иобеспечивает доставку необходимых механизмов, дополнительного количества людейи материалов к месту аварии.

2.5.3.9.Требует от руководителя работ исчерпывающей информации о ходе работ поликвидации аварии.

2.5.3.10.Докладывает руководству треста (конторы) о ликвидации аварии.

2.5.4.Действия мастера.

2.5.4.1.Получает от диспетчера заявку.

2.5.4.2.Проверяет исправность газоанализатора и средств защиты.

2.5.4.3. Даетбригаде краткий инструктаж о порядке выполнения газоопасных работ и в течение 5мин. выезжает на объект.

По прибытии наместо:

2.5.4.4.Знакомится с обстановкой, организует расстановку предупредительных знаков,охрану места аварии с целью недопущения открытого огня и организует рассеиваниегаза.

2.5.4.5.Докладывает диспетчеру о характере аварии и при необходимости вызывает порожнююавтоцистерну, дополнительное количество людей, материалов и т. п.

2.5.4.6.Руководит работой по ликвидации утечки газа из арматуры.

2.5.4.7. Поприбытии автоцистерны руководит откачкой сжиженного газа из поврежденнойемкости автоцистерны.

2.5.4.8.Руководит работой по сбросу паровой фазы в атмосферу, продувкой поврежденнойемкости автоцистерны азотом или заполнением ее водой.

2.5.4.9. Передаетповрежденную автоцистерну сжиженного газа представителю предприятия, на балансекоторого она находится.

2.5.4.10.Докладывает диспетчеру о ликвидации аварии.

2.5.5.Действия слесаря.

2.5.5.1.Совместно с мастером проверяет исправность газоанализатора, наличие средствиндивидуальной защиты и др.

2.5.5.2. Втечение 5 мин. выезжает на место аварии.

По прибытии наместо:

2.5.5.3.Подготавливает необходимый инструмент, инвентарь и механизмы к работе.

2.5.5.4. Подруководством мастера по возможности уменьшает утечку газа из арматурыавтоцистерны сжиженного газа или устраняет ее.

2.5.5.5.Проверяет с помощью газоанализатора наличие газа в колодцах подземныхкоммуникаций, подвалах и подпольях зданий, котлованах, расположенных в радиуседо 50 м от места аварии.

2.5.5.6.Откачивает под руководством мастера газ из поврежденной емкости автоцистернысжиженного газа.

2.5.5.7.Продувает емкость поврежденной автоцистерны азотом или заполняет ее водой;продувка считается законченной, если содержание кислорода в смеси не превышает1 % (по объему).

2.5.5.8.Приводит в порядок и укладывает в аварийную автомашину инструмент, инвентарь исредства индивидуальной защиты.

2.5.6.Действия шофера-слесаря.

2.5.6.1.Выезжает на место аварии кратчайшим путем в течение 5 мин.

2.5.6.2.Поддерживает непрерывную связь с диспетчером.

По прибытии наместо:

2.5.6.3.Ставит аварийную автомашину не ближе 15 м от поврежденной автоцистерны вположение, обеспечивающее перекрытие проезда в загазованную зону и возможностьнаблюдения за перемещением посторонних лиц, в ночное время - освещение фарамизагазованной зоны и подключение переносного освещения.

2.5.6.4.Расставляет предупредительные знаки у загазованной зоны.

2.5.6.5.Выполняет распоряжения мастера.

2.6.Содержание заявки: Наличие жидкой фазы сжиженного газа в горелках газовыхприборов.

2.6.1.Возможные причины аварии: переполнение резервуаров сжиженным газом, конденсациягаза в наружных газопроводах при низких температурах.

2.6.2.Последовательность проведения работ по локализации и ликвидации аварии.

2.6.2.1. Приемзаявки и инструктаж заявителя по принятию первых неотложных мер безопасности доприбытия аварийной бригады.

2.6.2.2.Регистрация аварийной заявки, выписка и вручение заявки аварийной бригаде.

2.6.2.3.Доведение до сведения состава аварийной бригады содержания заявки; подготовканеобходимой документации и краткий инструктаж членов бригады по порядкувыполнения газоопасных работ на аварийном объекте. Выезд на место аварии.

2.6.2.4.Выполнение работ по ликвидации аварии.

2.6.3. Действиядиспетчера.

2.6.3.1.Принимает заявку и инструктирует заявителя о мерах безопасности.

2.6.3.2.Заносит в журнал содержание поступившей заявки.

2.6.3.3.Выписывает заявку аварийной бригаде на устранение утечки газа.

2.6.3.4.Знакомит бригаду с содержанием заявки и особенностями объекта.

2.6.3.5.Подготавливает совместно с мастером (слесарем) необходимую документацию наданный объект и передает ее бригаде.

2.6.3.6.Обеспечивает выезд аварийной бригады на объект в течение 5 мин.

2.6.3.7.Поддерживает постоянную связь с аварийной бригадой, уточняет характер аварии.

2.6.3.8. Принеобходимости сообщает об аварии руководству эксплуатационной организации,городских организаций и вызывает службы города согласно плану взаимодействия.

2.6.3.9.Направляет по требованию руководителя аварийной бригады порожнюю автоцистерну иобеспечивает доставку необходимых механизмов, дополнительного количества людейи материалов к месту аварии.

2.6.3.10.Требует от руководителя работ исчерпывающей информации о ходе работ по ликвидацииаварии.

2.6.3.11.Докладывает руководству треста (конторы) о ликвидации аварии.

2.6.4.Действия мастера.

2.6.4.1.Получает от диспетчера заявку, планшет, исполнительную документацию и указанияо порядке отключения аварийного объекта.

2.6.4.2.Проверяет исправность газоанализатора и средств личной защиты.

2.6.4.3. Даетбригаде короткий инструктаж о порядке выполнения газоопасных работ и в течение5 мин. выезжает с ней к месту аварии.

По прибытии наместо:

2.6.4.4.Знакомится с обстановкой, организует расстановку предупредительных знаков иохрану места аварии с целью недопущения открытого огня.

2.6.4.5.Докладывает диспетчеру о характере аварии и при необходимости вызывает порожнююавтоцистерну, дополнительное количество людей, материалов и т. п.

2.6.4.6. Руководитработой по ликвидации аварии.

2.6.4.7.Организует отключение газовых приборов от газопроводов резервуарной илибаллонной установки сжиженного газа.

2.6.4.8.Вызывает через диспетчера на место аварии порожнюю автоцистерну и организуетоткачку излишка сжиженного газа или перекачивает сжиженный газ в другиеемкости, если есть такая возможность.

2.6.4.9.Организует работы по освобождению газопровода от жидкой фазы сжиженного газа.

2.6.4.10.Докладывает диспетчеру о ликвидации аварии.

2.6.4.11.Вызывает через диспетчера эксплуатационную службу для производства ревизииоборудования, настройки регулятора давления газа, контрольной опрессовкигазопровода и пуска газа в горелки газовых приборов.

2.6.5.Действия слесаря.

2.6.5.1.Проверяет совместно с мастером исправность газоанализатора, наличие средствиндивидуальной защиты и др.

2.6.5.2.Выезжает в течение 5 мин. на место аварии.

По прибытии наместо:

2.6.5.3.Подготавливает необходимый инструмент, инвентарь и механизмы к работе.

2.6.5.4. Отключаетпод руководством мастера газовые приборы от газопроводов резервуарной илигазобаллонной установки сжиженного газа.

2.6.5.5.Проверяет с помощью газоанализатора наличие газа на лестничной клетке, вквартирах, в колодцах подземных коммуникаций, подвалах и подпольях зданий,расположенных в радиусе до 50 м от места аварии.

2.6.5.6.Откачивает под руководством мастера излишек сжиженного газа из резервуара впорожнюю автоцистерну или в другую емкость, если есть такая возможность.

2.6.5.7.Освобождает газопровод от жидкой фазы сжиженного газа.

2.6.5.8.Приводит в порядок и укладывает в аварийную автомашину инструмент, инвентарь,средства индивидуальной защиты.

2.6.6.Действия шофера-слесаря.

2.6.6.1.Выезжает на место аварии кратчайшим путем в течение 5 мин.

2.6.6.2. Расставляетпредупредительные знаки.

2.6.6.3.Поддерживает постоянную связь с диспетчером.

2.6.6.4. Вночное время ставит аварийную автомашину с учетом освещенности групповойустановки сжиженного газа.

2.6.6.5.Выполняет распоряжения мастера.

Примечание. В случае получения заявок: Запах газа вподвале жилого дома или Запах газа в подъезде или лестничной клетке,последовательность работ и действия членов аварийной бригады соответствуетработе, изложенной в пунктах 1.1 и 1.2.

 


ПриложениеЛ

(информационное)

 

Библиография

 

[1]

ТУ 4859-026-03321549-99

Неразъемные соединения полиэтиленовых труб со стальными НС

[2]

ТУ 2248-025-00203536-96

Неразъемные соединения полиэтиленовых труб со стальными

[3]

ТУ 6-19-359-97

Детали соединительные из полиэтилена низкого давления для газопроводов

[4]

ТУ 2248-001-18425183-01

Детали соединительные из полиэтилена с удлиненными хвостовиками

[5]

ТУ 2291-033-00203536-96

Муфты полиэтиленовые с закладными электронагревателями для газопроводов (с изменениями 1 и 2)

[6]

ТУ 2248-031-00203536-96

Седелки крановые полиэтиленовые с закладными электронагревателями

 

 

Содержание

 

1 ОБЛАСТЬПРИМЕНЕНИЯ

2 НОРМАТИВНЫЕССЫЛКИ

3 ТЕРМИНЫ,СОКРАЩЕНИЯ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

4 ОСНОВНЫЕПОЛОЖЕНИЯ

4.1 Общиеуказания

4.2Организация технической эксплуатации

4.3 Составэксплуатационной документации

5 ТЕХНИЧЕСКИЙНАДЗОР ЗА СТРОИТЕЛЬСТВОМ ОБЪЕКТОВ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ

6 НАРУЖНЫЕГАЗОПРОВОДЫ

6.1 Общиеуказания

6.2 Ввод вэксплуатацию

6.3 Измерениедавления газа в газораспределительных сетях

6.4 Обходтрасс газопроводов

6.5Техническое обследование газопроводов

6.6 Текущий икапитальный ремонт газопроводов

6.7 Удалениеконденсата из конденсатосборников

6.8Техническое обслуживание и ремонт средств электрохимической защиты подземныхстальных газопроводов от коррозии

6.9Особенности технической эксплуатации полиэтиленовых газопроводов

7 ГАЗОРЕГУЛЯТОРНЫЕПУНКТЫ И ГАЗОРЕГУЛЯТОРНЫЕ УСТАНОВКИ

7.1 Ввод вэксплуатацию

7.2 Общиеуказания по эксплуатации

7.3Технический осмотр. Техническое обслуживание

7.4 Текущийремонт

7.5 Капитальныйремонт

7.6 ПереводГРП с работы через регулятор на обводную линию (байпас) и обратно на основнуюлинию редуцирования

7.7 Пуск иостановка регулятора ГРП или ГРУ

7.8Эксплуатация зданий ГРП

8 ЗАПОРНАЯАРМАТУРА НА ГАЗОПРОВОДАХ

8.1Техническое обслуживание

8.2 Текущийремонт

8.3Капитальный ремонт

8.4Уплотнительные материалы

9 ГАЗОПРОВОДЫИ ГАЗОИСПОЛЬЗУЮЩЕЕ ОБОРУДОВАНИЕ КОТЕЛЬНЫХ, ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ И ОБЩЕСТВЕННЫХ(ПРОИЗВОДСТВЕННОГО НАЗНАЧЕНИЯ) ЗДАНИЙ

9.1 Ввод вэксплуатацию

9.2Эксплуатация газопроводов и газоиспользующего оборудования

10 ГАЗОПРОВОДЫИ ГАЗОИСПОЛЬЗУЮЩЕЕ ОБОРУДОВАНИЕ ЖИЛЫХ И ОБЩЕСТВЕННЫХ (НЕПРОИЗВОДСТВЕННОГОНАЗНАЧЕНИЯ) ЗДАНИЙ

10.1 Ввод вэксплуатацию

10.2 Пуск газапри переводе потребителей, использующих СУГ, на природный газ

10.3 Техническоеобслуживание и ремонт газового оборудования зданий

10.4Инструктаж по безопасному пользованию газом в быту

11 РЕЗЕРВУАРНЫЕИ БАЛЛОННЫЕ УСТАНОВКИ СУГ

11.1 Ввод вэксплуатацию резервуарных установок

11.2 Ввод вэксплуатацию баллонных установок

11.3 Слив СУГв резервуарные установки

11.4Техническое обслуживание и ремонт резервуарных установок

11.5Ликвидация конденсатных и гидратных пробок на газопроводах паровой фазы СУГ отподземных резервуарных установок

11.6Эксплуатация баллонных установок

11.7 Заменабаллонов у потребителей

12 АВАРИЙНО-ДИСПЕТЧЕРСКОЕОБСЛУЖИВАНИЕ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ

12.1 Общиеуказания

12.2Локализация и ликвидация аварий и аварийных ситуаций

12.3Диспетчерское управление газораспределительными системами

13 ЭКСПЛУАТАЦИЯАВТОМАТИЗИРОВАННЫХ СИСТЕМ УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ПРОЦЕССАМИГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ (АСУ ТП)

14 МЕТРОЛОГИЧЕСКИЙКОНТРОЛЬ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЙ

14.1Организация метрологического контроля и надзора

14.2 Приборыизмерения давления и разрежения

14.3 Средстваучета расхода газа

14.4Хроматографические газоанализаторы

14.5Газоанализаторы, газоискатели и газоиндикаторы, приборы контроля загазованностипомещений

14.6 Приборыконтроля изоляционных материалов и изоляционных покрытий

14.7Эксплуатация автоматики

Приложение АНормативные ссылки

Приложение БТехническое обследование газопроводов приборным методом

Приложение ВИспытание запорной арматуры общего назначения, устанавливаемой на газопроводах

Приложение ГПеречень тем для первичного инструктажа потребителей

Приложение ДПримерная численность персонала АДС газораспределительной организации

Приложение ЖПеречень оснащения АДС материально-техническими средствами

Приложение КТиповые планы локализации и ликвидации аварий

Приложение ЛБиблиография


   
Справочник ГОСТов, ТУ, стандартов, норм и правил. СНиП, СанПиН, сертификация, технические условия

Выставки и конференции по рынку металлов и металлопродукции