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

ПБ 12-529-03
Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления

ПБ 12-529-03. Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления

 

Постановление Федерального горного ипромышленного надзора России

(Госгортехнадзора России)

от 18 марта 2003 г. № 9

Зарегистрировано в Минюсте РФ 4 апреля2003 г.

Регистрационный № 4376

 

"Об утверждении Правил безопасностисистем газораспределения и газопотребления"

 

Госгортехнадзор России постановляет:

1. Утвердить "Правила безопасностисистем газораспределения и газопотребления".

2. Направить в соответствии с Правиламиподготовки нормативных актов федеральных органов исполнительной власти и ихгосударственной регистрации, утвержденными постановлением ПравительстваРоссийской Федерации 13.08.1997 № 1009, "Правила безопасности системгазораспределения и газопотребления" для государственной регистрации вМинистерство юстиции Российской Федерации.

 

Начальник Госгортехнадзора России

В. Кульечев

 

 

ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ СИСТЕМГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ И ГАЗОПОТРЕБЛЕНИЯ

 

ПБ 12-529-03

 

 

Правила безопасностисистем газораспределения и газопотребления регламентируют требованияпромышленной безопасности в области газораспределения и газопотребленияприродного углеводородного газа (метана).

В настоящих Правилах,впервые разработанных, учтены положения существующего законодательстваРоссийской Федерации в области промышленной безопасности, а также требованиядействующих нормативных правовых актов.

 

 

1. Общие положения

 

Основные термины и определения

 

В целях настоящих Правил используютсяследующие термины и определения.

Газораспределительная система - имущественный производственныйкомплекс, состоящий из организационно и экономически взаимосвязанных объектов,предназначенных для транспортировки и подачи газа непосредственно егопотребителям.

Газораспределительная сеть - технологический комплексгазораспределительной системы, состоящий из наружных газопроводов поселений(городских, сельских и других поселений), включая межпоселковые, от выходногоотключающего устройства газораспределительной станции (ГРС), или иногоисточника газа, до вводного газопровода к объекту газопотребления. Вгазораспределительную сеть входят сооружения на газопроводах, средстваэлектрохимической защиты, газорегуляторные пункты (ГРП, ГРПБ), шкафныерегуляторные пункты (ШРП), система автоматизированного управлениятехнологическим процессом распределения газа (АСУ ТП РГ).

Наружный газопровод - подземный, наземный и надземныйгазопровод, проложенный вне зданий до отключающего устройства перед вводнымгазопроводом или до футляра при вводе в здание в подземном исполнении.

Распределительный газопровод - газопровод газораспределительной сети,обеспечивающий подачу газа от источника газоснабжения до газопроводов-вводов кпотребителям газа.

Межпоселковый газопровод - газопровод газораспределительной сети,проложенный вне территории поселений.

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

Вводной газопровод - участок газопровода от установленногоснаружи отключающего устройства на вводе в здание, при его установке снаружи, довнутреннего газопровода, включая газопровод, проложенный в футляре через стенуздания. 

Внеплощадочный газопровод - распределительный газопровод,обеспечивающий подачу газа от источника газоснабжения к промышленномупотребителю, находящийся вне производственной территории предприятия.

Внутриплощадочный газопровод - участок распределительного газопровода(ввод), обеспечивающий подачу газа к промышленному потребителю, находящийсявнутри производственной территории предприятия.

Изделие (техническое устройство) - единица промышленной продукции, накоторую документация должна соответствовать требованиям государственныхстандартов ЕСКД, ЕСТД и ЕСПД, устанавливающим комплектность и правилаоформления сопроводительной документации. Требования строительных норм и правилна конструкцию изделия и сопроводительную документацию не распространяются.

Расчетное давление - максимальное избыточное давление вгазопроводе, на которое производится расчет на прочность при обоснованииосновных размеров, обеспечивающих надежную эксплуатацию в течение расчетногоресурса.

Расчетный ресурс эксплуатации - суммарная наработка объекта от началаего эксплуатации или возобновления после ремонта до перехода в предельноесостояние.

Расчетный срок службы - календарная продолжительность от началаэксплуатации или возобновления после ремонта до перехода в предельноесостояние.

Соединительные детали (фитинги) - элементы газопровода, предназначенныедля изменения его направления, присоединения, ответвлений, соединения участков.

Диагностика - область знаний, охватывающая теорию,методы и средства определения технического состояния объектов (газопроводов исооружений).

Техническое обслуживание - комплекс операций или операция поподдержанию работоспособности или исправности изделия (технического устройства)при использовании по назначению, ожидании, хранении и транспортировании.

Ремонт - комплекс операций по восстановлению исправности илиработоспособности изделий (газопроводов и сооружений) и восстановлению ресурсовизделий или их составных частей.

Газорегуляторный пункт (ГРП), установка(ГРУ) - технологическоеустройство, предназначенное для снижения давления газа и поддержания его назаданных уровнях в газораспределительных сетях.

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

Газорегуляторный пункт блочный - технологическое устройство полнойзаводской готовности в транспортабельном блочном исполнении, предназначенноедля снижения давления газа и поддержания его на заданных уровнях вгазораспределительных сетях.

Газоопасные работы - работы, выполняемые в загазованнойсреде, или при которых возможен выход газа.

Огневые работы - работы, связанные с применениемоткрытого огня.

Опасная концентрация газа - концентрация (объемная доля газа) ввоздухе, превышающая 20% от нижнего контрационного предела распространенияпламени.

Неразрушающий контроль - определение характеристик материаловбез разрушения изделий или изъятия образцов.

Аттестация технологии сварки (пайки) - процедура определения показателей ихарактеристик сварных (паяных) соединений труб и соединительных деталей,проводимая с целью подтверждения технических и организационных возможностейорганизации выполнять по аттестуемой технологии сварные (паяные) соединения,отвечающие требованиям нормативно-технической документации.

Область распространения аттестациитехнологии сварки -пределы признания основных величин и параметров испытаний технологии.

Системы газопотребления - имущественный производственный итехнологический комплекс, состоящий из организационно и экономическивзаимосвязанных объектов, предназначенных для транспортировки и использованиягаза в качестве топлива в газоиспользующем оборудовании.

Сеть газопотребления - производственный и технологическийкомплекс системы газопотребления, включающий в себя сеть внутреннихгазопроводов, газовое оборудование, систему автоматики безопасности ирегулирования процесса сгорания газа, газоиспользующее оборудование, здания исооружения, размещенные на одной производственной территории (площадке).

Газифицированная производственнаякотельная - помещения,где размещены один и более котлов при суммарной тепловой мощностиустановленного оборудования 360 кВт и более.

Газифицированное производственноепомещение, цех -производственное помещение, где размещено газовое и газопотребляющееоборудование, предназначенное для использования природного газа в качестветоплива с целью применения указанного оборудования в технологическом(производственном) процессе.

Газоиспользующее оборудование (установка) - оборудование, где в технологическомпроцессе используется газ в качестве топлива. В качестве газоиспользующегооборудования могут использоваться котлы, турбины, печи, газопоршневыедвигатели, технологические линии и другое оборудование.

Заключение экспертизы промышленнойбезопасности - документ,содержащий обоснованные выводы о соответствии или несоответствии объектаэкспертизы требованиям промышленной безопасности.

Охранная зона газораспределительной сети - территория с особыми условиямииспользования, устанавливаемая вдоль трасс газопроводов и вокруг другихобъектов газораспределительной сети в целях обеспечения нормальных условий ееэксплуатации и исключения возможности ее повреждения.

Эксплуатационная (газораспределительная)организация газораспределительной сети (ГРО) - специализированная организация, осуществляющаяэксплуатацию газораспределительной сети и оказывающая услуги, связанные сподачей газа потребителям. Эксплуатационной организацией может быть организация- собственник этой сети либо организация, заключившая с организацией -собственником сети договор на ее эксплуатацию.

Противоаварийная защита - устройство аварийного отключения газа.

Блокировка - устройство, обеспечивающееневозможность пуска газа или включение агрегата при нарушении персоналомтребований безопасности.

Сигнализация - устройство, обеспечивающее подачузвукового или светового сигнала при достижении предупредительного значенияконтролируемого параметра.

Режим резерва - состояние газоиспользующей установки,при котором газ не сжигается и избыточное давление в газопроводах отсутствует.Запорная арматура на отводе газопровода к установке должна быть в положении"закрыто".

Режим консервации, режим ремонта - режим, при котором газопроводыустановки освобождены от газа и отключены с установкой заглушки.

Газовые котлы - котлы, предназначенные для сжиганияуглеводородных газов.

Предохранительный запорный клапан (ПЗК) - устройство, обеспечивающее прекращениеподачи газа, у которого скорость приведение рабочего органа в закрытоеположение составляет не более 1 сек.

Предохранительный сбросной клапан (ПСК) - устройство, обеспечивающее защитугазового оборудования от недопустимого повышения давления газа в сети.

"Теплый ящик" - замкнутое пространство, примыкающее ккотлу, в котором расположены вспомогательные элементы (коллекторы, камеры,входные и выходные участки экранов и др.).

Газотурбинная установка - конструктивно объединеннаясовокупность газовой турбины, газовоздушного тракта, системы управления ивспомогательных устройств. В зависимости от вида газотурбинной установки в неемогут входить компрессоры, газовая турбина, пусковое устройство, генератор,теплообменный аппарат или котел-утилизатор для подогрева сетевой воды дляпромышленного снабжения.

Котел-утилизатор - паровой или водогрейный котел безтопки или с топкой для дожигания газов, в котором в качестве источника теплаиспользуют горячие газы технологических производств или другие технологическиепродуктовые потоки.

Газовая турбина - устройство для выработкиэлектроэнергии, использующее в качестве рабочего тела продукты сгоранияорганического топлива.

Парогазовая установка - устройство, включающее радиационные иконвективные поверхности нагрева, генерирующие и перегревающие пар для работыпаровой турбины за счет сжигания органического топлива и утилизации теплотыпродуктов сгорания, используемых в газовой турбине в качестве рабочего тела, вкоторую могут входить: газовая(ые) турбина(ы), генератор(ы), котел-утилизатор сдожиганием или без дожигания, энергетический котел, паровая турбина(ы) типов Р,К, Т.

Газовоздушный тракт - система воздухопроводов идымо(газо)проводов, включая внутритопочное пространство газоиспользующейустановки.

Сварочные аппараты для сваркиполиэтиленовых труб и деталей:

с ручным управлением, на которых сваркапроизводится вручную при визуальном или частично автоматическом контроле за еережимом, с регистрацией результатов контроля в журнале производства работ и(или) с распечаткой соответствующего программе протокола;

со средней степенью автоматизации, накоторых сварка производится с использованием компьютерной программы параметровсварки и полный контроль за режимом сварки с распечаткой результатов контроля ввиде протокола;

с высокой степенью автоматизации, накоторых сварка производится с использованием компьютерной программы, имеющейпараметры сварки и контроля за технологией процесса сварки, (в том числеавтоматическое удаление нагревательного элемента), а также полную распечаткупротокола с регистрацией результатов сварки на каждый стык.

 

1.1. Сфера действия и порядок применения

1.1.1. "Правила безопасности системгазораспределения и газопотребления" (далее - Правила) разработаны всоответствии с Положением о Федеральном горном и промышленном надзоре России,утвержденном постановлением Правительства Российской Федерации от 03.12.2001 №8411, и учитывают требования Федерального закона "Опромышленной безопасности опасных производственных объектов" от 21.07.97 №116-ФЗ2, а также других действующих нормативных правовых актов инормативно-технических документов.

1.1.2. Деятельность по проектированию,строительству, расширению, реконструкции, техническому перевооружению,консервации и ликвидации, а также изготовлению, монтажу, наладке, обслуживаниюи ремонту, применяемых в системах газораспределения и газопотреблениятехнических устройств, регулируется также "Общими правилами промышленнойбезопасности для организаций, осуществляющих деятельность в областипромышленной безопасности", утвержденными постановлением ГосгортехнадзораРоссии от 18.10.2002 № 61-А, зарегистрированными Минюстом России 28.11.2002рег. № 39683.

1.1.3. Настоящие Правила устанавливаютспециальные требования промышленной безопасности к проектированию,строительству, монтажу, реконструкции и эксплуатации систем газораспределения игазопотребления природными газами, используемыми в качестве топлива, а также кприменяемому в этих системах оборудованию (техническим устройствам).

1.1.4. Правила распространяются на:

наружные газопроводы поселений, включаямежпоселковые;

наружные (внутриплощадочные), внутренниегазопроводы и газовое оборудование (технические устройства), промышленных,сельскохозяйственных и других производств;

наружные и внутренние газопроводы игазовое оборудование (технические устройства) тепловых электрических станций(ТЭС), в том числе внутриплощадочные газопроводы с давлением газа свыше 1,2 МПак газотурбинным и парогазовым установкам, пункты подготовки газа, включая блокиредуцирования и компремирования, очистки, осушки, подогрева и дожимающиекомпрессорные станции;

наружные и внутренние газопроводы игазовое оборудование (технические устройства) районных тепловых станций (РТС),производственных, отопительно-производственных и отопительных котельных, в томчисле отдельно стоящих, встроенных, пристроенных и крышных;

газорегуляторные пункты (ГРП),газорегуляторные пункты блочные (ГРПБ), газорегуляторные установки (ГРУ) ишкафные регуляторные пункты (ШРП);

средства защиты стальных газопроводов отэлектрохимической коррозии;

системы и средства автоматизированногоуправления технологическими процессами распределения и потребления газа;

здания и сооружения на газопроводах.

1.1.5. Правила не распространяются:

на автомобильные газонаполнительныекомпрессорные станции (АГНКС);

на технологические (внутриплощадочные)газопроводы и газовое оборудование металлургических производств4;

на магистральные газопроводы игазопроводы-отводы с давлением газа свыше 1,2 МПа;

на технологические (внутриплощадочные)газопроводы и газовое оборудование химических, нефтехимических, нефтедобывающихи нефтеперерабатывающих производств, использующих природный газ в качествесырья;

на технологические (внутриплощадочные)газопроводы и газовое оборудование газодобывающих производств;

объекты хранения, транспортирования ииспользования сжиженных углеводородных газов (пропан - бутан);

передвижные газоиспользующие установки, атакже газовое оборудование автомобильного, железнодорожного транспорта,летательных аппаратов, речных и морских судов;

специальное газовое и газоиспользующееоборудование военного назначения;

экспериментальные газопроводы и опытныеобразцы газового оборудования;

установки, использующие энергию взрывагазо-воздушных смесей или предназначенные для получения защитных газов;

внутренние газопроводы и газовоеоборудование производственных, административных, общественных и бытовых зданий,где газ используется для пищеприготовления или лабораторных целей;

системы автономного отопления и горячеговодоснабжения административных, общественных и бытовых зданий с котлами итеплогенераторами, без выработки тепловой энергии для производственных целей и(или) предоставления услуг при суммарной тепловой мощности установленногооборудования менее 100 кВт.

1.1.6. Деятельность по эксплуатации опасныхпроизводственных объектов систем газораспределения (эксплуатация газовых сетей)и газопотребления (эксплуатация взрывоопасных объектов), а также экспертизепромышленной безопасности этих объектов подлежит лицензированию, в соответствиис действующим законодательством Российской Федерации

1.1.7. Внедрение производственныхпроцессов и технологий, образцов газового оборудования (технических устройств)и средств автоматизации должны осуществляться по техническим условиям,разработанным и утвержденным в установленном порядке заказчиком и согласованнымс Госгортехнадзором России.

1.1.8. В соответствии со статьей 12Федерального закона "О промышленной безопасности опасных производственныхобъектов" от 21.07.97 № 116-ФЗ5 по каждому факту возникновенияаварии должно проводиться техническое расследование их причин.

Расследование аварий должно проводиться всоответствии с "Положением о порядке технического расследования причинаварий на опасных производственных объектах" РД 03-293-99, утвержденномпостановлением Госгортехнадзора России от 08.06.99 № 40 и зарегистрированным вМинюсте России 02.07.99 рег. № 18196.

Организации обязаны анализировать причинывозникновения инцидентов на указанных объектах, принимать меры по устранению ихпричин и профилактике.

Расследование несчастных случаев наобъектах, подконтрольных органам Госгортехнадзора России, должно проводиться всоответствии со статьями 227 - 231 "Трудового кодекса РоссийскойФедерации"7 с учетом постановления Министерства труда исоциального развития Российской Федерации от 24.10.2002 № 73 "Обутверждении форм документов, необходимых для расследования и учета несчастныхслучаев на производстве и Положения об особенностях расследования несчастныхслучаев на производстве в отдельных отраслях и организациях"8,зарегистрированного в Минюсте России 05.12.2002 рег. № 3999.

1.1.10. Организации, эксплуатирующиеопасные производственные объекты систем распределения и потребления газа,обязаны зарегистрировать их в государственном реестре в соответствии с"Правилами регистрации объектов в государственном реестре опасныхпроизводственных объектов", утвержденными постановлением ПравительстваРоссийской Федерации от 24.11.98 № 13719.

 

1.2. Требования к должностным лицам иобслуживающему персоналу

1.2.1. Руководители и специалисты,осуществляющие деятельность по проектированию, строительству, монтажу иэксплуатации опасных производственных объектов систем газораспределения игазопотребления, перечисленных в п.1.1.3., ведению технического надзора застроительством, монтажом, наладкой и испытаниями оборудования (техническихустройств), изготовлению газового оборудования (технических устройств),экспертизе промышленной безопасности, подготовке кадров для опасныхпроизводственных объектов, должны пройти аттестацию (проверку знаний требованийпромышленной безопасности, настоящих Правил и других нормативных правовых актови нормативно-технических документов, отнесенных к компетенции аттестуемых) вобъеме, соответствующем должностным обязанностям и установленной компетенции.

Порядок проведения аттестации долженсоответствовать "Положению о порядке подготовки и аттестации работниковорганизаций, осуществляющих деятельность в области промышленной безопасностиопасных производственных объектов, подконтрольных Госгортехнадзору России",утвержденному постановлением Госгортехнадзора России от 30.04.2002 № 21 изарегистрированному в Минюсте России 31.05.2002 рег. № 348910.

Рабочие должны пройти обучение и проверкузнаний по безопасным методам и приемам выполнения работ в объеме требованийинструкций, отнесенных к их трудовым обязанностям.

1.2.2. Сварщики перед допуском к сваркегазопроводов и специалисты сварочного производства, осуществляющие руководствои технический контроль за проведением сварочных работ, должны быть аттестованыв соответствии с требованиями "Правил аттестации сварщиков и специалистовсварочного производства" ПБ 03-273-99, утвержденных постановлениемГосгортехнадзора России от 30.10.98 № 63 и зарегистрированных в Минюсте России04.03.99 рег. № 172111.

Операторы сварочных машин и специалистысварочного производства по монтажу полиэтиленовых газопроводов должны бытьаттестованы в порядке, установленном Госгортехнадзором России.

1.2.3. Технический контроль за качествомсварочных работ (сварных соединений), неразрушающими методами контроля пристроительстве и монтаже газопроводов, техническом диагностировании газопроводови технических устройств должен осуществляться лабораториями, аттестованными вустановленном порядке.

Специалисты неразрушающего контролядолжны быть аттестованы в соответствии с требованиями "Правил аттестацииспециалистов неразрушающего контроля" ПБ 03-440-02, утвержденныхпостановлением Госгортехнадзора России от 23.01.2002 № 3 и зарегистрированных вМинюсте России 17.04.2002 рег. № 337812.

Специалисты, осуществляющие контрольсварочных работ (сварных соединений) разрушающими методами и контроль заизоляционными работами на газопроводах должны быть обучены и аттестованы вустановленном по программам, согласованным с территориальными органамиГосгортехнадзора России.

1.2.4. Учебные программы подготовкируководителей и специалистов, а также экзаменационные билеты в соответствии стребованиями "Положения о порядке подготовки и аттестации работниковорганизаций, осуществляющих деятельность в области промышленной безопасностиопасных производственных объектов, подконтрольных ГосгортехнадзоруРоссии", утвержденным постановлением Госгортехнадзора России от 30.04.2002№ 21 и зарегистрированным в Минюсте России 31.05.2002 рег. № 348913,подлежат согласованию с органами Госгортехнадзора России.

1.2.5. К выполнению газоопасных работдопускаются руководители, специалисты и рабочие, обученные технологиипроведения газоопасных работ, правилам пользования средствами индивидуальнойзащиты (противогазами и спасательными поясами), способам оказания первой(доврачебной) помощи, аттестованные и прошедшие проверку знаний в областипромышленной безопасности в объеме настоящих Правил.

Проверка теоретических знаний можетпроводиться одновременно с аттестацией и оформлением общего протокола, в которомуказывается о наличии допуска к выполнению газоопасных работ.

Практические навыки должны отрабатыватьсяна учебных полигонах с действующими газопроводами и газовым оборудованием илина рабочих местах с соблюдением мер безопасности, по программам, согласованнымс территориальными органами Госгортехнадзора России.

Перед допуском к самостоятельномувыполнению газоопасных работ (после проверки знаний) каждый должен пройтистажировку под наблюдением опытного работника в течение первых десяти рабочихсмен.

Стажировка и допуск к самостоятельномувыполнению газоопасных работ оформляются решением по организации.

1.2.6. Предаттестационная подготовкаможет проводиться в аккредитованных организациях, занимающихся подготовкойруководителей и специалистов в области промышленной безопасности, а также вобласти деятельности, на которую распространяются требования настоящих Правил.

Руководители и специалисты со средним (попрофилю работы) или высшим техническим образованием могут проходить первичнуюпроверку знаний без дополнительного обучения.

Первичное обучение рабочих безопаснымметодам и приемам труда, в том числе, допускаемых к выполнению газоопасныхработ, должно проводиться в аккредитованных организациях (подразделенияхорганизаций), занимающихся подготовкой кадров в области деятельности, накоторую распространяются требования настоящих Правил.

Организации (подразделения организаций),занимающихся подготовкой кадров в области промышленной безопасности, а также вобласти деятельности, на которую распространяются требования настоящих Правил,должны располагать в необходимом количестве штатными аттестованнымиспециалистами (преподавателями), учебной и методической базой.

1.2.7. Аттестация (проверка знаний вобласти промышленной безопасности, настоящих Правил и других нормативныхправовых актов и нормативно-технических документов, отнесенных к компетенцииаттестуемых в соответствии с их должностными обязанностями и установленнойкомпетенции) должна проводиться аттестационной комиссией организаций с участиемпредставителя органов Госгортехнадзора России.

1.2.8. Члены аттестационных комиссийдолжны проходить аттестацию в центральных или территориальных аттестационныхкомиссиях Госгортехнадзора России.

1.2.9. Аттестация проводится периодическив сроки:

у руководителей и специалистов 1 раз в 3года;

у рабочих (проверка знаний безопасныхметодов труда и приемов выполнения работ) 1 раз в 12 мес.

Проверке знаний рабочих должнапредшествовать их дополнительная теоретическая подготовка по программам,разработанным с учетом профиля работ и утвержденным техническим руководителеморганизации.

Лица, ответственные за подготовку кадров,предварительно уведомляют территориальные органы Госгортехнадзора России овремени и месте проведения аттестации в целях обеспечения участия в работе аттестационнойкомиссии представителя территориальных органов Госгортехнадзора России. Такоеуведомление целесообразно подавать не менее чем за 5 дней.

Необходимость участия инспектора вкомиссии при повторной проверке знаний (аттестации) устанавливает территориальныйорган Госгортехнадзора России.

1.1.10. Первичная, очередная ивнеочередная аттестация (проверка знаний требований промышленной безопасности,настоящих Правил и других нормативных правовых актов и нормативно-техническихдокументов) проводится в соответствии с "Положением о порядке подготовки иаттестации работников организаций, осуществляющих деятельность в областипромышленной безопасности опасных производственных объектов, подконтрольныхГосгортехнадзору России", утвержденным постановлением ГосгортехнадзораРоссии от 30.04.2002 № 21 и зарегистрированным в Минюсте России 31.05.2002 рег.№ 348914.

1.1.11. Результаты экзаменов оформляютсяпротоколом с указанием вида работ, которые может выполнять лицо, прошедшееаттестацию (проверку знаний), в том числе в качестве членов аттестационныхкомиссий.

На основании протокола успешной первичнойпроверки знаний выдается удостоверение за подписью председателя комиссии ипредставителя органов Госгортехнадзора России.

1.1.12. Лица, не сдавшие экзамены, должныв месячный срок пройти повторную проверку знаний.

Вопрос о соответствии занимаемойдолжности лиц, не сдавших экзамены, решается в порядке, установленном трудовымзаконодательством.

1.1.13. Рабочие при переводе на другуюработу, отличающуюся по условиям и характеру требований инструкций, должныпройти обучение в объеме, соответствующем новому рабочему месту, и сдатьэкзамены.

1.1.14. Лицам, допустившим нарушениятребований промышленной безопасности, настоящих Правил и других нормативныхправовых актов и нормативно-технических документов и инструкций по безопасномуведению работ, может быть назначена внеочередная проверка знаний.

1.1.15. Контроль за соблюдениемтребований промышленной безопасности, настоящих Правил и других нормативныхправовых актов и нормативно-технических документов должен осуществляться всоответствии с Положением о производственном контроле, согласованным стерриториальным органом Госгортехнадзора России, разработанным с учетом профиляпроизводственного объекта, на основании "Правил организации иосуществления производственного контроля за соблюдением требований промышленнойбезопасности на опасном производственном объекте", утвержденномпостановлением Правительства Российской Федерации от 10.03.99 № 26315.

1.1.16. Производственный контроль запроектированием и выполнением строительно-монтажных работ должен проводиться всоответствии с требованиями действующих нормативных документов в областипроектирования и строительства, согласованных с Госгортехнадзором России.

1.1.17. Ответственность за организацию иосуществление производственного контроля несут руководитель организации и лица,на которых решением руководителя организации возложены такие обязанности.

1.1.18. В соответствии со статьей 17Федерального закона "О промышленной безопасности опасных производственныхобъектов" от 21.07.1997 № 116-ФЗ16 лица, виновные в нарушенииуказанного Федерального закона, несут ответственность в соответствии сзаконодательством Российской Федерации.

 

2. Проектирование

 

2.1. Проектирование системгазораспределения и газопотребления

2.1.1. Проекты на строительство(реконструкцию) систем газораспределения и газопотребления, их элементов,включая защиту газопроводов от электрохимической коррозии и производство работ,в праве выполнять организации, имеющие специалистов с опытом работы в этойобласти, и нормативно-техническую базу.

2.1.2. Проектная документация подлежитэкспертизе промышленной безопасности в установленном порядке.

2.1.3. Проекты систем газораспределенияпоселений и газопотребления производств должны быть разработаны с учетомтребований настоящих Правил, строительных норм и правил и других нормативныхдокументах, согласованных с Госгортехнадзором России.

2.1.4. Принятые проектные решения должныпозволять обеспечить бесперебойное и безопасное газоснабжение и возможностьоперативного отключения потребителей газа.

2.1.5. Разработка проектной документациина строительство газопроводов, как правило, должна осуществляться на основанииутвержденных в установленном порядке схем газоснабжения поселений.

Проектная схема газораспределительнойсети и конструкция газопровода должны обеспечивать безопасную и надежнуюэксплуатацию газопровода в пределах нормативного срока эксплуатации,транспортировку газа с заданными параметрами по давлению и расходу, а также недопускать образование конденсатных закупорок.

2.1.6. Требования настоящих Правилраспространяются на газопроводы и сооружения на них:

высокого давления I-а категории свыше 1,2МПа на территории тепловых электрических станций к газотурбинным и парогазовымустановкам;

высокого давления I категории свыше 0,6МПа до 1,2 МПа включительно;

высокого давления II категории свыше 0,3МПа до 0,6 МПа включительно;

среднего давления III категории свыше0,005 МПа до 0,3 МПа включительно;

низкого давления IV категории до 0,005 МПавключительно.

2.1.7. Предусматриваемые в проектахматериалы, газовое оборудование (технические устройства), в том числеимпортные, должны быть сертифицированы и иметь разрешение ГосгортехнадзораРоссии на их применение в соответствии с требованиями "Положения о порядкевыдачи разрешений на применение технических устройств на опасныхпроизводственных объектах", утвержденного постановлением ГосгортехнадзораРоссии от 14.06.2002 № 25 и зарегистрированного в Минюсте России 08.08.2002рег. № 367317.

2.1.8. Перечень технических устройств иматериалов, подлежащих сертификации и требующих наличия разрешенияГосгортехнадзора России на применение, устанавливаются в соответствии сзаконодательством Российской Федерации.

2.1.9. Проекты газораспределительныхсетей следует выполнять на топографических планах, разработанных в единойгосударственной или местной системах координат, оформленных изарегистрированных в установленном порядке.

Проекты должны содержать данныегеолого-гидрологических изысканий.

2.1.10. Проектная документация системгазораспределения и газопотребления до утверждения должна быть согласованазаказчиком с газораспределительной организацией на соответствие ее выданнымтехническим условиям и подлежит повторному согласованию, если в течение 24 мес.не было начато строительство.

2.1.11. Технические условия наприсоединение к газораспределительной сети выдаются, как правило,газораспределительными организациями.

2.1.12. Технические условия должнывключать сведения о точке подключения на газораспределительной сети с указаниемместорасположения ее в плане, давлении газа в точке подключения, диаметре иматериале труб, средствах электрохимической защиты (для стального газопровода),а также данные о коррозионной агрессивности грунтов и наличии источников блуждающихтоков.

2.1.13. Проектная документация настроительство, реконструкцию и техническое перевооружение объектовгазоснабжения подлежит экспертизе промышленной безопасности.

2.1.14. Экспертизе промышленнойбезопасности подлежат проекты:

схем газоснабжения республик, краев,областей, районов, городских и сельских поселений;

газораспределительных газопроводов, в томчисле защиты газопроводов от электрохимической коррозии;

автоматизации технологических процессовраспределения газа в поселениях;

систем газопотребления промышленных,сельскохозяйственных и других производств, тепловых электрических станций(ТЭС), районных тепловых станций (РТС), производственных,отопительно-производственных и отопительных котельных, включая системыавтоматики безопасности и регулирования процессами горения газа.

2.1.15. Экспертизе промышленнойбезопасности подлежат здания, в которых размещено газовое и газоиспользующееоборудование (здания котельных, ГРП, ГРПБ, цехов), а также сооружения(газоходов и дымовых труб). Экспертиза проводится при экспертизе проектнойдокументации, при перепрофилировании здания, ранее не предназначавшегося дляразмещения в нем газоиспользующего оборудования, после воздействия на зданиенагрузок от аварии газоиспользующего оборудования, а также после истечениясрока службы.

2.1.16. Для выполнения работ поэкспертизе промышленной безопасности проектов газификации, техническомудиагностированию должны привлекаться эксперты, аттестованные в порядке,утвержденном Госгортехнадзором России.

Экспертиза промышленной безопасностипроектной документации осуществляется в установленном порядке.

2.1.17. В соответствии со статьей 13Федерального закона "О промышленной безопасности опасных производственныхобъектов" от 21.07.97 № 116-ФЗ18 заключение экспертизыпромышленной безопасности рассматривается и утверждается органамиГосгортехнадзора России.

 

2.2. Газораспределительные сети

2.2.1. Выбор условий прокладкигазопровода и расстояния по горизонтали и вертикали от газопровода досопутствующих инженерных коммуникаций, а также зданий, сооружений, естественныхи искусственных преград следует предусматривать с учетом строительных норм иправил, утвержденных федеральным органом исполнительной власти, специальноуполномоченным в области строительства, а также другим нормативно-техническимдокументам утвержденным и (или) согласованным Госгортехнадзором России.

2.2.2. В проектах следуетпредусматривать, как правило, подземную прокладку газопроводов. Наземная инадземная прокладка газопроводов должна осуществляться при соответствующемобосновании.

Заглубление газопроводов следуетпредусматривать не менее 0,8 м до верха трубы.

Для стальных газопроводов в местах, гдене предусмотрено движение транспорта и сельскохозяйственных машин(межпоселковые газопроводы) - не менее 0,6 м.

2.2.3. Допускается наземная и надземнаяпрокладка газопроводов, в том числе внутриплощадочных совмещенных с другимиинженерными коммуникациями, в случаях, когда нет противоречий с другиминормативными документами, утвержденными в установленном порядке.

Расстояния между трубопроводамипринимаются из условия технологичности и удобства проведения работ пристроительстве и эксплуатации.

При прокладке газопроводов по стенамзданий и сооружений расстояние (в свету) до ограждающих конструкций должноприниматься не менее половины диаметра газопровода.

Отвод земли под газопровод должен иметьширину, равную поперечному габариту сооружений на подземном газопроводе инаибольшей длине траверсы (ригеля), включая консоли опор, эстакад, переходов.

2.2.4. При надземной прокладке не допускаетсяразмещение арматуры, разъемных соединений в пределах габаритов автомобильных ипешеходных мостов, а также над железнодорожными и автомобильными дорогами.

Устройство компенсаторов за счет угловповорота трассы газопроводов в пределах габаритов автомобильных ижелезнодорожных дорог, допускается при обосновании их безопасности.

2.2.5. Расчеты конструкций газопроводовна прочность и устойчивость, а также гидравлический расчет газопроводов, должныпроизводиться по соответствующим методическим документам, утвержденным вустановленном порядке.

2.2.6. Расчет газопроводов долженпроизводиться на сочетание нагрузок, действующих на газопровод, по временидействия, направлению, а также на нагрузки, вызванные грунтовыми и природнымиусловиями (пучение, просадки, сейсмические воздействия, подработка территорий идр.).

При расчете нагрузок, действующих нагазопровод, следует учитывать собственную массу трубы и арматуры,предварительное напряженное состояние газопроводов, температурные перепады,возможное воздействие дополнительных нагрузок при оползневых и паводковыхявлениях.

2.2.7. Для надземных газопроводов приналичии вибрационных нагрузок или расположенных в сейсмических районах следуетпредусматривать крепления, обеспечивающие их перемещение и не допускающиесброса газопровода с опор.

2.2.8. При надземной прокладкегазопроводов следует предусматривать стандартные подвижные и неподвижныеопорные части или выполненные по типовым или отдельным проектам.

Пролет между опорами следует определять сучетом деформаций опор, вызываемых природными воздействиями. При прогнозируемыхдеформациях грунта конструкция опоры, как правило, должна предусматриватьвозможность восстановления проектного положения газопровода.

2.2.9. Надземные газопроводы должныпрокладываться на опорах, эстакадах, переходах, выполненных из негорючихматериалов.

Шаг опор газопровода следует определять сучетом нагрузок от газопроводов, воздействия грунтов на опоры, а такжеприродных воздействий. Высота прокладки должна приниматься в соответствии со строительныминормами и правилами.

2.2.10. Участки надземного газопроводамежду неподвижными опорами следует рассчитывать с учетом воздействий на нихизменений температуры стенки трубы, давления. Для компенсации этих воздействийследует использовать самокомпенсацию газопроводов за счет углов поворотовтрассы или компенсаторов заводского изготовления (линзовые, сильфонные).

2.2.11. При выборе материалов труб,арматуры, соединительных деталей и изделий для газопроводов и техническихустройств для систем газопотребления следует руководствоваться утвержденнойноменклатурой, с учетом давления, расчетных температур и других условий.

2.2.12. Толщина стенки трубы должна бытьне менее 3 мм для подземных и наземных в обваловании газопроводов и 2 мм длянадземных и наземных без обвалования.

Толщину стенок труб для подводныхпереходов следует принимать на 2 мм больше расчетной, но не менее 5 мм, напереходах через железные дороги общей сети - на 3 мм больше расчетной, но неменее 5 мм.

Стальные трубы должны содержать углеродане более 0,25%, серы - 0,056%, фосфора - 0,046%.

Величина эквивалента углерода дляуглеродистых и низколегированных сталей не должна превышать 0,46%.

2.2.13. Требования к материалу труб изполиэтилена, маркировке и к методам испытаний полиэтиленовых труб длягазопроводов должны соответствовать государственным стандартам.

Использование вторичного полиэтилена дляизготовления газовых труб не допускается.

2.2.14. Полиэтиленовые трубы,используемые при строительстве газопроводов, должны быть изготовлены из полиэтиленас минимальной длительной прочностью (MRS) не менее 8,0 МПа.

При строительстве полиэтиленовыхгазопроводов можно использовать трубы и соединительные детали, имеющиеразличное значение MRS.

2.2.15. Прокладка подземных газопроводовиз полиэтиленовых труб допускается:

на территории поселений давлением до 0,3МПа;

вне территории поселений (межпоселковые)давлением до 0,6 МПа.

Коэффициент запаса прочности долженприниматься не менее 2,5.

2.2.16. Допускается предусматриватьпрокладку подземных газопроводов из полиэтиленовых труб давлением свыше 0,3 МПадо 0,6 МПа на территории поселений с одно-двухэтажной и коттеджной застройкой скоэффициентом запаса прочности не менее 2,8.

Для поселений, численностью до 200жителей, допускается прокладка подземных газопроводов из полиэтиленовых трубдавлением до 0,6 МПа с коэффициентом запаса прочности не менее 2,5.

2.2.17. Не допускается прокладкагазопроводов из полиэтиленовых труб:

при возможном снижении температуры стенкитрубы в процессе эксплуатации ниже минус 15°С;

для транспортировки газов, содержащихароматические и хлорированные углеводороды, а также жидкой фазы сжиженныхуглеводородных газов;

в районах с сейсмичностью свыше 7 балловна территории поселений из труб с коэффициентом запаса прочности ниже 2,8 мернойдлины без 100% контроля ультразвуковым методом сварных стыковых соединений;

надземно, наземно, внутри зданий, а такжев тоннелях, коллекторах и каналах;

на переходах через искусственные иестественные преграды (через железные дороги общей сети и автомобильные дорогиI-III категории, под скоростными дорогами, магистральными улицами и дорогамиобщегородского значения, а также через водные преграды шириной более 25 м примеженном горизонте и болота III типа с коэффициентом запаса прочности ниже 2,8и при значении отношения номинального наружного диаметра трубы к номинальнойтолщине стенки трубы (SDR) более 11.

2.2.18. На пересечении подземныхгазопроводов с другими коммуникациями должны быть предусмотрены защитные меры,исключающие проникновение и движение газа вдоль коммуникаций.

2.2.19. Надземные газопроводы припересечении высоковольтных линий электропередачи, должны иметь защитныеустройства, предотвращающее падение на газопровод электропроводов в случае ихобрыва.

Сопротивление заземления газопровода и егозащитного устройства должно быть не более 10 Ом.

2.2.20. Расстояния между газопроводом иэлектропроводами в местах пересечения и при параллельной прокладке должныприниматься в соответствии с правилами устройства электроустановок.

2.2.21. Газопроводы при прокладке черезстены должны выполняться в стальных футлярах. Внутренний диаметр футляра долженопределяться, исходя из возможных деформаций зданий и сооружений, но быть неменее, чем на 100 мм больше диаметра газопровода. Зазоры между газопроводом и футляромдолжны уплотняться эластичным материалом.

2.2.22. Колодцы для размещения запорнойарматуры и компенсаторов должны иметь габариты, обеспечивающие их монтаж иэксплуатацию.

Конструкция колодцев должны бытьводостойкой по отношению грунтовых вод.

 

2.3. Защита наружных газопроводов отэлектрохимической коррозии

2.3.1. В техническом задании напроектирование подземного стального газопровода должен быть включен раздел поего защите от электрохимической коррозии.

2.3.2. Объем и содержаниепроектно-сметной документации по защите газопроводов от электрохимическойкоррозии определяются на стадии проектирования газопроводов.

2.3.3. Защита от электрохимическойкоррозии подземных стальных газопроводов, стальных вставок на полиэтиленовыхгазопроводах, футляров, проложенных открытым способом, должна осуществлятьсязащитными изоляционными покрытиями весьма усиленного типа, а в грунтах высокойкоррозионной агрессивности или при опасном действии блуждающих токовдополнительно средствами электрохимической защиты (ЭХЗ).

2.3.4. Для стальных вставок длиной неболее 10 м на линейной части полиэтиленовых газопроводов и участков соединенияполиэтиленовых газопроводов со стальными вводами в здания (непосредственноперед зданием и при наличии электроизолирующих вставок на вводах) допускаетсяЭХЗ не предусматривать.

Засыпка траншеи в этом случае по всейпротяженности и глубине должна быть песчаной.

2.3.5. Разработка проекта защиты отэлектрохимической коррозии (ЭХЗ) должна производится на основании техническогозадания заказчика, согласованного с эксплуатирующей (газораспределительной)организацией.

2.3.6. Проект защиты от электрохимическойкоррозии должен быть выполнен с учетом наиболее рациональныхтехнико-экономических решений.

2.3.7. Проектная организация обязанаустановить авторский надзор за реализацией проекта защиты в процессестроительства и по результатам надзора выполнять корректировку проектныхрешений (при необходимости) до ввода газопровода в эксплуатацию.

2.3.8. Установка контрольно-измерительныхпунктов на газопроводах в городских и сельских поселениях должнапредусматриваться с интервалом не более 200 м, вне территории городских исельских поселений - не более 500 м.

2.3.9. Надземные газопроводы должны бытьокрашены в желтый цвет двумя слоями краски, лака или эмали, предназначенных длянаружных работ, при расчетной температуре наружного воздуха в районестроительства.

Наружные газопроводы, проложенные пофасадам зданий, могут окрашиваться под цвет ограждающих конструкций здания.

 

2.4. Запорная, регулирующая арматура, предохранительныеустройства

2.4.1. Газопроводы для обеспечениябезопасной эксплуатации оснащаются запорной и регулирующей арматурой,предохранительными устройствами, средствами защиты, автоматизации, блокировок иизмерения.

Перед горелками газоиспользующихустановок должна предусматриваться установка автоматических быстродействующихзапорных клапанов (ПЗК) с герметичностью затвора класса А в соответствии сгосударственным стандартом и временем закрытия до 1 сек.

Прекращение подачи электроэнергии отвнешнего источника должно вызывать закрытие клапана без дополнительного подводаэнергии от других внешних источников.

2.4.2. На трубопроводах безопасностидолжна предусматриваться установка автоматических быстродействующих запорныхклапанов типа "НО" с временем открытия до 1 сек.

Прекращение подачи электроэнергии отвнешнего источника должно вызывать открытие клапана без дополнительного подводаэнергии от других внешних источников.

2.4.3. Количество и места размещениязапорной и регулирующей арматуры, предохранительных устройств, средств защиты,автоматизации, блокировок и измерения должны быть предусмотрены проектнойорганизацией с учетом обеспечения безопасной эксплуатации газоиспользующегооборудования в период его работы без вмешательства обслуживающего персонала, атакже удобного обслуживания и ремонта газопроводов и газового оборудования(технических устройств) в соответствии с настоящими Правилами.

2.4.4. Запорная арматура на наружныхгазопроводах может устанавливаться в колодцах или без них (в киосках).

Допускается размещать запорную арматуру вгрунте, если это предусмотрено конструкцией изделия.

2.4.5. Конструкция запорной, регулирующейарматуры, предохранительных устройств, приборов защиты электрических цепей,автоматики безопасности, блокировок и измерений, должны соответствоватьтребованиям нормативно-технической документации, согласованной сГосгортехнадзором России.

2.4.6. Конструкция запорной, регулирующейарматуры и предохранительных устройств должна обеспечивать герметичностьзатвора не менее класса В, стойкость к транспортируемой среде, в течении срокаслужбы, установленного изготовителем.

2.4.7. Запорная и регулирующая арматурадолжна быть предназначена для газовой среды. Разрешается применение запорнойарматуры, предназначенной для другой среды при условии герметичности ее затворане ниже арматуры, предназначенной для газовой среды.

2.4.8. Материал арматуры следуетпринимать исходя из климатических условий и рабочего давления газа.

2.4.9. В качестве отключающих устройствна полиэтиленовых газопроводах используется полиэтиленовая или металлическаяарматура.

2.4.10. Арматура должна иметь маркировкуна корпусе, в которой указывается:

наименование или товарный знакпредприятия-изготовителя;

условный проход;

условное или рабочее давление итемпература среды;

направление потока среды.

Арматура должна поставляться синструкцией по эксплуатации

2.4.11. Арматура диаметром 100 мм и вышедолжна поставляться с паспортом установленной формы, где указываютсяизготовитель, номер изделия, сведения о герметичности, результаты контроля.

На арматуру диаметром до 100 ммдопускается оформление паспорта на партию в количестве не более 50 единиц.

2.4.12. Сильфонные (цельнометаллические)компенсаторы допускается предусматривать на газопроводах для компенсациивоздействий от изменений температурных и других перемещений, а также дляснижения вибрационных нагрузок на газопроводах, при условии их равнопрочности.

2.4.13. Линзовые компенсаторы допускаетсяпредусматривать на газопроводах давлением до 0,6 МПа включительно для компенсациипродольных деформаций, вызванных изменением температуры.

Применение П-образных компенсаторов ненормируется, сальниковых компенсаторов не допускается.

2.4.14. На маховиках арматуры должно бытьобозначено направление вращения при открытии и закрытии арматуры.

Запорная арматура с приводом должнапоставляться с инструкцией по эксплуатации.

2.4.15. Запорная арматура,устанавливаемая вне помещений, должна иметь электропривод в исполнении,соответствующем интервалу температур наружного воздуха, указанному в техническихпаспортах на электроприводы, а также защищена от атмосферных осадков.

2.4.16. Устанавливаемая на газопроводахарматура должна быть легкодоступна для управления, обслуживания и ремонта.

2.4.17. Арматуру следует располагать научастках газопроводов с минимальными значениями изгибающих и крутящихнапряжений.

Арматуру массой более 500 кг следуетрасполагать на горизонтальных участках газопроводов, предусматривая для нееспециальные опоры или подвески.

2.4.18. Для удобства установки заглушекна стальных газопроводах в проекте должны предусматриваться разъемныесоединения для установки поворотной или листовой заглушки с приспособлением дляразжима фланцев и токопроводящей перемычкой.

Заглушки должны быть рассчитаны намаксимальное допустимое давление в газопроводе и иметь хвостовик, выступающийза пределы фланцев с клеймением (давление, диаметр).

2.4.19. Конструкция регуляторов давлениягаза должна обеспечивать:

зону пропорциональности, не превышающую ±20%верхнего предела настройки выходного давления для комбинированных регуляторов ирегуляторов баллонных установок и ±10% для всех других регуляторов;

зону нечувствительности не более 2,5%верхнего предела настройки выходного давления;

постоянную времени (время переходногопроцесса регулирования при резких изменениях расхода газа или входногодавления), не превышающую 60 с.

2.4.20. Относительная нерегулируемаяпротечка газа через закрытые клапаны двухседельных регуляторов допускается неболее 0,1% номинального расхода; для односедельного клапана герметичностьзатворов должна соответствовать классу А по государственному стандарту.

Допустимая нерегулируемая протечка газапри применении в качестве регулирующих устройств поворотных заслонок не должнапревышать 1% пропускной способности.

2.4.21. Точность срабатыванияпредохранительных запорных клапанов (ПЗК) должна составлять ±5%заданных величин контролируемого давления для ПЗК, устанавливаемых в ГРП, и ±10%для ПЗК в шкафных ГРП, ГРУ и комбинированных регуляторах.

2.4.22. Предохранительные сбросныеклапаны (ПСК) должны обеспечивать открытие при превышении установленногомаксимального рабочего давления не более чем на 15%.

Давление, при котором происходит полноезакрытие клапана, устанавливается соответствующим стандартом или техническимиусловиями на изготовление клапанов.

Пружинные ПСК должны быть снабженыустройством для их принудительного открытия.

На газопроводах низкого давлениядопускается установка ПСК без приспособления для принудительного открытия.

2.4.23. Допустимое падение давление газана фильтре устанавливается заводом изготовителем. Фильтры должны иметь штуцерадля присоединения к ним дифманометров или других устройств, для определенияперепада давления на фильтре.

 

2.5. Газорегуляторные пункты и установки

2.5.1. Для снижения давления газа иподдержания его в заданных параметрах в газораспределительных сетях следуетпредусматривать газорегуляторные пункты (ГРП), в том числе блочные (ГРПБ),шкафные регуляторные пункты (ШРП) и газорегуляторные установки (ГРУ).

2.5.2. ГРП, ГРПБ и ШРП следуетрасполагать в соответствии со строительными нормами и правилами.

2.5.3. Предусматривать ГРП встроенными ипристроенными к жилым, общественным, административным и бытовым зданиям (кромезданий производственного характера), а также размещать их в подвальных ицокольных помещениях зданий не допускается.

2.5.4. Здания ГРП должны относиться кI-II степени огнестойкости класса С0, быть одноэтажными, бесподвальными ссовмещенной кровлей.

Допускается размещение ГРП встроенными водноэтажные газифицируемые производственные здания, котельные, пристроенными кгазифицируемым производственным зданиям, бытовым зданиям производственногоназначения, на покрытиях газифицируемых производственных зданий I-II степениогнестойкости класса С0, с негорючим утеплителем и на открытых огражденныхплощадках, а также в контейнерах ГРПБ.

ГРПБ следует располагатьотдельностоящими. Конструкция контейнеров ГРПБ, как правило, должна состоять изтрехслойных ограждающих конструкций (двух слоев металла и утеплителя изнегорючих материалов).

Здания, к которым допускаетсяпристраивать и встраивать ГРП, должны быть не ниже II степени огнестойкостикласса С0 с помещениями категорий Г и Д. Строительные конструкции зданий (впределах примыкания) ГРП должны быть противопожарными I типа,газонепроницаемыми.

Здания ГРП и ГРПБ должны иметь покрытие(совмещенную кровлю) легкой конструкции массой не более 70 кг/м2(при условии уборки снега в зимний период).

Применение покрытий из конструкций массойболее 70 кг/м2 допускается при устройстве оконных проемов, световыхфонарей или легкосбрасываемых панелей общей площадью не менее 500 см2на 1 м3 внутреннего объема помещения.

2.5.5. Помещения, в которых расположеныгазорегуляторные установки (ГРУ), а также отдельно стоящие и пристроенные ГРП иГРПБ должны отвечать требованиям для помещений категории А.

Материал полов, устройство окон и дверейпомещений регуляторных залов должны исключать образование искр.

2.5.6. Стены и перегородки, отделяющиепомещения категории А от других помещений, следует предусматриватьпротивопожарными I типа, газонепроницаемыми, они должны опираться на фундамент.Швы стен и фундаментов всех помещений ГРП должны быть перевязаны. Разделяющиестены из кирпича следует оштукатуривать с двух сторон.

2.5.7. Вспомогательные помещения должныиметь самостоятельный выход наружу из здания, не связанный с технологическимпомещением.

Двери ГРП и ГРПБ следует предусматриватьпротивопожарными, открывающимися наружу.

2.5.8. Устройство дымовых ивентиляционных каналов в разделяющих стенах, (внутренних перегородках), а такжев стенах здания, к которым пристраивается (в пределах примыкания) ГРП, недопускается.

2.5.9. Необходимость отопления помещенияГРП следует определять в зависимости от климатических условий.

Максимальная температура теплоносителя недолжна превышать 130°С.

При устройстве автономного отопления,отопительный аппарат следует размещать в изолированном помещении, имеющемсамостоятельный выход.

Трубы подводки газа и системы отопления,а также другие коммуникации при проходе через стену регуляторного зала ГРП (ГРПБ)должны иметь уплотнения, исключающие проникновения газа.

Допускается отапливать помещения ГРПэлектрическими приборами, размещаемыми непосредственно в этих помещениях приусловии выполнения их во взрывобезоопасном исполнении.

2.5.10. В помещениях ГРП следуетпредусматривать естественное и (или) искусственное освещение и естественнуюпостоянно действующую вентиляцию, обеспечивающую не менее трехкратноговоздухообмена в 1 час.

Для помещений объемом более 200 м3воздухообмен производиться по расчету, но не менее однократного воздухообмена в1 час.

2.5.11. Размещение оборудования,газопроводов, арматуры и приборов должно обеспечивать их удобное обслуживание иремонт.

Ширина основного прохода в помещенияхдолжна составлять не менее 0,8 м.

2.5.12. В ГРП, ГРПБ, ШРП, ГРУ следуетпредусматривать, как правило, установку: фильтра, предохранительного запорногоклапана (ПЗК), регулятора давления газа, предохранительного сбросного клапана(ПСК), запорной арматуры, контрольно-измерительных приборов (КИП), приборов учетарасхода газа (при необходимости), а также устройство обводного газопровода(байпаса) с установкой последовательно двух отключающих устройств ипродувочного трубопровода между ними на случай ремонта оборудования.

Второе по ходу газа отключающее устройстводолжно обеспечивать его плавное регулирование.

Допускается не предусматривать установкуПЗК в ГРП промышленных предприятий, если по условиям производства недопускаются перерывы в подаче газа, при условии расчета газопровода из ГРП напрочность по входному давлению.

В этих случаях должна быть предусмотренасигнализация о повышении или понижении давления газа сверх допустимых пределов.

Устройство байпаса при подаче газа наустановки, рассчитанные на работу только в автоматическом режиме и допускающиеперерывы в газопотреблении, а также в ШРП, при газоснабжении индивидуальныхдомов допускается не предусматривать.

2.5.13. Установку ПЗК следуетпредусматривать перед регулятором давления.

ПЗК должен обеспечивать защиту газовогооборудования и газоиспользующих установок поселений и отдельных потребителей отпревышения давления за регулятором выше нормативной величины.

Установку ПСК необходимо предусматриватьза регулятором давления, а при наличии расходомера - после расходомера.

ПСК должен обеспечивать сброс газа ватмосферу, исходя из условий кратковременного повышения давления, не влияющегона промышленную безопасность и нормальную работу газового оборудованияпотребителей.

Расчет пропускной способности ПСК долженпроизводиться по нормам, утвержденным в установленном порядке.

Перед ПСК следует предусматриватьотключающие устройства, которое должно быть опломбировано в открытом положении.

2.5.14. Выбор регулятора давления следуетпроизводить по максимальному расчетному расходу газа потребителями и требуемомуперепаду давления. Пропускную способность регулятора давления следует приниматьна 15-20% больше максимального расчетного расхода газа, а выходное давление впределах не более 10% от номинального.

2.5.15. В ГРП следует предусматриватьпродувочные и сбросные трубопроводы, которые выводятся наружу в места,обеспечивающие безопасные условия для рассеивания газа, но не менее чем на 1 мвыше карниза или парапета здания.

Для ШРП пропускной способностью до 400 мкуб./час газа допускается предусматривать вывод сбросного газопровода от ПСК зазаднюю стенку шкафа и осуществлять продувку газопроводов до и после регуляторачерез предусмотренные штуцера с отключающими устройствами при помощи шлангов,выведенных в безопасное место.

2.5.16. Фильтрующие материалы,используемые в фильтрах для очистки газа от механических примесей, не должныобразовывать с газом химических соединений и разрушаться от его воздействия.

2.5.17. Класс точности манометров долженбыть не ниже 1,5.

2.5.18. Перед каждым манометром должнабыть предусмотрена установка трехходового крана или аналогичного устройства дляпроверки и отключения манометра.

2.5.19. В ГРП могут быть установленытелефоны в технологических помещениях во взрывозащищенном исполнении или вобыкновенном исполнении снаружи здания. Допускается использования обслуживающимперсоналом сотовых телефонов.

2.5.20. Допускается размещение ГРУнепосредственно у газоиспользующей установки.

2.5.21. Не допускается размещать ГРУ впомещениях категорий А и Б.

2.5.22. При внутреннем объеме здания ГРПболее 500 м3 следует предусматривать внутреннее пожаротушение.

2.5.23. Категория электроприемников ГРП(ГРПБ) должна отвечать требованиям правил устройства электроустановок.

2.5.24. Электрооборудование должно бытьво взрывозащищенном исполнении.

2.5.25. В ГРП (ГРПБ) должно бытьпредусмотрено рабочее и аварийное освещение.

2.5.26. Молниезащита зданий ГРП (ГРПБ), атакже ШРП должна предусматриваться в соответствии действующими нормативнымидокументами.

2.5.27. Оборудование ШРП следуетразмещать в металлическом шкафу, имеющем надежные запоры. Необходимостьотопления шкафа решается, исходя из климатических условий площадкистроительства и данных заводов-изготовителей на оборудование ШРП.

2.5.28. Система обогрева ШРП должнаобеспечивать требования промышленной безопасности и нормальную работуоборудования.

 

2.6. Автоматизированная системауправления технологическими процессами распределения газа (АСУ ТП РГ)

2.6.1. Газораспределительные сетигородских поселений с населением свыше 100 тысяч человек должны иметь автоматизированнуюсистему управления технологическим процессом распределения газа. АСУ ТП РГдолжна предусматриваться при проектировании, реконструкции и техническомперевооружении газораспределительных сетей и должна обеспечивать:

мониторинг режима работы технологическогооборудования;

безопасность и охрану производственныхобъектов;

анализ и оптимальное управление режимамираспределения газа;

формирование информации для оперативногоперсонала аварийно-диспетчерских служб при локализации аварийных ситуаций научастках газораспределительной сети;

учет газа;

защиту информации от несанкционированногодоступа;

возможность наращивания функциональныхзадач.

2.6.2. Для размещения технических средствАСУ ТП РГ допускается использовать наружные аппаратные киоски, а также приспособленныепомещения производственных зданий. Аппаратные помещения должны отвечатьтребованиям, предъявляемым к помещениям КИП в ГРП.

2.6.3. Пункты управления рекомендуетсяоборудовать диспетчерскими телефонными станциями, внутренней сигнализацией иаппаратурой для звукозаписи телефонных сообщений. Допускается их размещение впомещениях аварийно-диспетчерских служб (АДС).

 

2.7. Газопотребляющие системы

2.7.1. Газовое оборудование зданийнепроизводственного назначения следует предусматривать с отводом продуктовсгорания в атмосферу и с постоянно действующей приточно-вытяжной вентиляцией, скратностью обмена воздуха, определяемой расчетом, но не менее 3-х кратноговоздухообмена в час в рабочее и однократного в нерабочее время.

2.7.2. Для теплоснабжения таких зданийдопускается предусматривать установку отопительного газового оборудованиятепловой мощностью до 360 кВт в встроенных или пристроенных помещениях.

2.7.3. Помещение, предназначенное дляустановки отопительного газового оборудования, должно иметь:

высоту не менее 2,5 м;

естественную вентиляцию, при этом размерывытяжных и приточных устройств определяются расчетом;

оконные проемы с площадью остекления израсчета 0,03 м2 на 1 м3 объема помещения и ограждающие отсмежных помещений конструкции с пределом огнестойкости не менее REI 45.

2.7.4. Для сезонного отопления помещенийдопускается предусматривать оборудование конвективного и радиационного действия(камины, калориферы, термоблоки) заводского изготовления с отводом продуктовсгорания.

2.7.5. Установку отопительного газовогооборудования суммарной тепловой мощностью свыше 360 кВт следует предусматриватьв соответствии с требованиями, предъявляемым к котельным.

2.7.6. Для отопления зданий и помещенийразрешается применять горелки инфракрасного излучения в соответствии снормативными требованиями и областью их применения.

2.7.7. Прокладку газопроводов следуетпредусматривать, как правило, открытой. При скрытой прокладке должен бытьобеспечен доступ к газопроводу.

В местах пересечения строительныхконструкций зданий газопроводы следует прокладывать в футлярах.

При прокладке газопроводов в полахмонолитной конструкции на вводах и выпусках следует предусматривать футляры,выступающие над полом не менее чем на 30 мм.

2.7.8. Прокладку газопроводов в местахпрохода людей следует предусматривать на высоте не менее 2 м.

2.7.9. Разрешается открытая транзитнаяпрокладка газопроводов без разъемных соединений, в обоснованных случаях, черезпомещения общественного назначения, встроенные в существующие здания,производственные помещения зданий, при условии круглосуточного доступа в нихобслуживающего персонала.

2.7.10. Внутренние газопроводы следуетвыполнять из металлических труб, как правило, на сварке. Присоединение кгазопроводам газового оборудования, КИП, газогорелочных устройств переносного,передвижного и временного газового оборудования, разрешается предусматриватьгибкими рукавами, предназначенными для этих целей с учетом стойкости их ктранспортируемому газу, давлению и температуре.

2.7.11. Соединения труб должны бытьнеразъемными. Разъемные соединения разрешается предусматривать в местахприсоединения газового оборудования, газоиспользующих установок, арматуры иКИП, а также на газопроводах обвязки газового оборудования и газоиспользующихустановок, если это предусмотрено документацией завода изготовителя.

2.7.12. Уплотняющие материалы разъемныхсоединений должны обеспечивать их герметичность во всех режимах эксплуатациигазопровода.

2.7.13. Установку отключающих устройствна газопроводах следует предусматривать:

на вводе газопровода внутри помещения;

перед промышленными газовыми счетчиками(если для отключения счетчика невозможно использовать отключающее устройство навводе);

на ответвлениях к газовому оборудованию,газоиспользующим установкам и КИП;

перед промышленными и запально-защитнымигорелками газоиспользующих установок согласно государственных стандартов;

на продувочных газопроводах;

на вводе газопровода в котельную илипроизводственное здание внутри помещения при размещении ГРУ или газовогосчетчика на расстоянии более 10 м от места ввода.

Установка отключающих устройств нагазопроводах при их скрытой и транзитной прокладке не допускается.

2.7.14. Вентиляция газифицируемыхпомещений зданий должна соответствовать требованиям строительных норм и правилпо технологии размещенных в них производств.

2.7.15. Расстояния в свету междугазопроводом и сооружениями связи и проводного вещания следует принимать всоответствии с действующими правилами.

2.7.16. Расстояния в свету междугазопроводом и сооружениями электроснабжения и при их пересечении всоответствии с правилами устройства электроустановок.

2.7.17. При переводе существующихтеплогенерирующих установок с твердого или жидкого топлива на газообразное впроекте производится расчет объемной плотности теплового потока, определяетсядостаточность сечения дымоходов и вентиляции, а также производительность идавление дымососов и дутьевых вентиляторов.

2.7.18. Расстояние от газовых горелок доограждающих конструкций зданий должно быть не менее 1 м.

 

3. Строительство

 

3.1. Строительство газораспределительныхсистем, организация проведения строительно-монтажных работ

3.1.1. На стадии строительства должныобеспечиваться соблюдение технологии производства строительно-монтажных работ,выполнение технических решений, предусмотренных проектной документацией настроительство газопровода, а также использование соответствующих материалов иизделий.

3.1.2. При обнаружении в процессестроительства газопровода несоответствия расположения инженерных коммуникаций,принятых в проекте по данным топографических планов, а также несоответствияфактических геолого-гидрологических данных на объекте строительства, данныминженерных изысканий, ведение работ по строительству газопроводасогласовывается с проектной организацией.

3.1.3. Изменения в проектесогласовываются с проектной, газораспределительной (эксплуатационной)организациями и территориальным органом Госгортехнадзора России, утвердившимэкспертное заключение по проекту.

3.1.4. Строительство системгазораспределения и газопотребления должно выполняться по утвержденнымпроектам.

За качеством строительства заказчикоморганизуется технический надзор.

3.1.5. Строительство наружных (в томчисле межпоселковых) газопроводов в праве осуществлять организации,специализирующиеся в области строительства инженерных систем (коммуникаций) итрубопроводного транспорта, имеющие аттестованных монтажников, сварщиков,специалистов сварочного производства, соответствующую производственную базу иаттестованную лабораторию контроля качества сварочно-монтажных и изоляционныхработ в порядке, установленном Госгортехнадзором России.

Допускается привлечение лабораторииконтроля качества сварочно-монтажных и изоляционных работ, аттестованной иаккредитованной в порядке, установленном Госгортехнадзором России.

3.1.6. Утвержденная и согласованнаяпроектная документация до начала строительства, реконструкции и техническогоперевооружения систем газораспределения и газопотребления, а также заключениеэкспертизы промышленной безопасности представляется в территориальный органГосгортехнадзора России.

Заключения экспертизы промышленнойбезопасности рассматриваются и утверждаются территориальным органомГосгортехнадзора России в установленном порядке на:

городские наружные и межпоселковыегазопроводы;

схемы (системы) газораспределенияпоселений;

наружные и внутренние газопроводыпромышленных, сельскохозяйственных и других производств, тепловых электрическихстанций (ТЭС), районных тепловых станций (РТС), производственных,отопительно-производственных и отопительных котельных (систем газопотребления).

3.1.7. Заключение экспертизы промышленнойбезопасности оформляется в соответствии с требованиями, устанавливаемымиГосгортехнадзором России.

3.1.8. О начале строительствастроительно-монтажная организация уведомляет территориальный органГосгортехнадзора России не менее чем за 10 дней.

При представлении плана объемовстроительно-монтажных работ на квартал срок уведомления о начале строительстваможет быть сокращен до 5 дней.

3.1.9. Заказчик должен организоватьразбивку трассы в соответствии с проектом. Результаты разбивки трассыоформляются актом в установленном порядке, а также записью в журналепроизводства работ.

При производстве земляных работ следуетобеспечить установленную проектом глубину траншеи и подготовку основания под газопровод.Выполнение указанных работ должно быть оформлено актом в установленном порядке.

3.1.10. Засыпка траншеи после укладкистального газопровода должна производиться на подготовленную, при необходимостис предварительной присыпкой песком, постель, с последующей присыпкой песком иуплотнением грунта с коэффициентом уплотнения в соответствии с проектомпроизводства работ.

Допускается присыпка газопровода местнымконсистентным грунтом мелких фракций, не коррозионноагрессивных к стали ибиостойких по отношению к изоляции.

3.1.11. Вдоль трассы стальных подземныхгазопроводов должны предусматриваться опознавательные знаки, предусмотренные"Правилами охраны газораспределительных сетей", утвержденнымипостановлением Правительства Российской Федерации от 20.11.2000 № 87819.

На опознавательных знаках должныпредусматриваться привязки газопровода, глубина его заложения и номер телефонааварийно-диспетчерской службы.

3.1.12. Вдоль трассы газопровода изполиэтиленовых труб следует предусматривать укладку сигнальной ленты желтогоцвета шириной не менее 0,2 м с несмываемой надписью "Огнеопасно -газ" на расстоянии 0,2 м от верхней образующей газопровода.

3.1.13. На участках пересеченийгазопроводов (в т.ч. межпоселковых) с подземными инженерными коммуникациямисигнальная лента должна быть уложена вдоль газопровода дважды на расстоянии неменее 0,2 м между собой и на 2 м в обе стороны от пересекаемого сооружения.

Для межпоселкового полиэтиленовогогазопровода допускается вместо опознавательных знаков, совместно с сигнальнойлентой прокладывать изолированный алюминиевый или медный провод, с выводом подковер для возможности подключения аппаратуры.

На границах участков трассы прибестраншейной прокладке следует устанавливать опознавательные знаки.

3.1.14. Расстояния от газопроводов дозданий и сооружений должны приниматься по нормам и правилам, утвержденнымфедеральным органом исполнительной власти, специально уполномоченным в областистроительства и согласованным с Госгортехнадзором России.

3.1.15. Охранные зоны газораспределительныхсетей и земельные участки с ограниченной хозяйственной деятельностью, входящиев охранные зоны, устанавливаются в порядке, предусмотренном "Правиламиохраны газораспределительных сетей", утвержденными постановлениемПравительства Российской Федерации от 20.11.2000 № 87819.

3.1.16. Соединение элементов газопроводовдолжно производиться сваркой. Допускается предусматривать фланцевые соединенияв местах установки арматуры.

Резьбовые соединения допускаетсяпредусматривать на стальных наружных газопроводах низкого и среднего давления вместах установки арматуры.

На полиэтиленовых газопроводах применениерезьбовых соединений (заглушка на седелке) допускается в случаях, есликонструкция изделия обеспечивает безопасность при рабочем давлении и имеетразрешение Госгортехнадзора России на ее промышленное применение.

Резьбовые и фланцевые соединения должныразмещаться в местах, открытых и доступных для монтажа, визуального наблюдения,обслуживания и ремонта. Не допускается применение фланцевых соединений с гладкойуплотняющей поверхностью.

Соединение полиэтиленовых газопроводовдолжно производиться сваркой нагретым инструментом встык или с помощьюсоединительных деталей с закладными электронагревателями.

Соединения стального газопровода сполиэтиленовым, а также в случаях присоединения к металлической арматуреследует предусматривать неразъемными "полиэтилен-сталь". Разъемныесоединения "полиэтилен-сталь" допускается предусматривать в местахприсоединения арматуры, имеющей фланцы или резьбовое соединение.

3.1.17. Соединительные деталигазопроводов могут быть изготовлены по государственным стандартам илитехническим условиям в центральных заготовительных мастерских (ЦЗМ), вмастерских строительных и монтажных организаций, оснащенных необходимымоборудованием и наличием системы обеспечения качества продукции.

3.1.18. При строительстве и монтажегазопроводов, изготовлении оборудования должны применяться технология сварки исварочное оборудование, обеспечивающие качество сварки.

3.1.19. Фланцы и крепежные детали, применяемыедля присоединения арматуры, приборов и оборудования к газопроводам, а такжематериалы, применяемые в качестве уплотнительных и смазочных средств, дляобеспечения герметичности соединений, должны соответствовать государственнымстандартам или техническим условиям.

3.1.20. Электроды, сварочная проволока,флюсы должны подбираться в соответствии с маркой свариваемой стали итехнологией сварки, а также с температурой наружного воздуха, при которойосуществляется строительство газопровода.

3.1.21. Газовая сварка с применениемацетилена допускается для газопроводов давлением до 0,3 МПа диаметром не более150 мм с толщиной стенок до 5 мм - со скосом кромок, с толщиной стенок до 3 мм- без скоса кромок.

Газовая сварка с применениемпропан-бутана допускается только для газопроводов давлением до 0,005 МПадиаметром не более 50 мм.

3.1.22. Другие виды сварки (контактнаясварка оплавлением, индукционная пайка и др.) могут применяться длягазопроводов с давлением до 0,005 МПа в соответствии с технологией, согласованнойс Госгортехнадзором России.

Качество сварного соединения должнообеспечивать его равнопрочность с основным металлом.

3.1.23. На сварочных стыках подземныхгазопроводов должна быть нанесена маркировка (клеймо сварщика), выполнившегосварку. Способ маркировки должен обеспечить ее сохранность в течениеэксплуатации газопровода. При заварке стыка несколькими сварщиками, клеймапроставляются на границах свариваемых участков.

На сварочные стыки полиэтиленовыхгазопроводов должны быть оформлены журналы производства работ и (или, какправило, автоматически) протоколы, позволяющие установить время и режим сварки,а также сварщика, выполнившего сварку.

3.1.24. Прихватки на стальном газопроводедолжны выполняться материалами, предназначенными для сварки основногосоединения.

3.1.25. Технология укладки газопроводовдолжна обеспечивать сохранение поверхности трубы, изоляционных покрытий исоединений.

3.1.26. На внутренних газопроводах, атакже в ГРП и ГРУ, при врезках ответвлений до 50 мм включительно (в том числе импульсныхлиний) расстояние от швов ввариваемых штуцеров до кольцевых швов основногогазопровода должно быть не менее 50 мм.

3.1.27. Заделка сварных и резьбовыхсоединений газопроводов в стены не допускается

3.1.28. При установке газовогооборудования кроме требований проекта следует выполнять требования заводскихинструкций по монтажу.

 

3.2. Контроль качествастроительно-монтажных работ

3.2.1. Организации, осуществляющиестроительство, монтаж и ремонт газопроводов обязаны обеспечить контрольпроизводства работ на всех стадиях руководителями и специалистами строительныхи монтажных организаций и персоналом лабораторий в установленном порядке.

3.2.2. Контроль включает проверку:

аттестации персонала;

наличия аттестации технологии сварки;

наличия аттестации сварочного иконтрольного оборудования, аппаратуры, приборов и инструментов;

качества материалов (стальных иполиэтиленовых труб, изоляционных покрытий, сварочных, в том числе материаловдля дефектоскопии);

основания под газопровод;

организации и осуществления операционногоконтроля (визуального и измерительного) сварных соединений;

организации и осуществления контролякачества сварных соединений разрушающими и неразрушающими (радиографическим,ультразвуковым) методами, а также контроля качества изоляционных покрытий;

организации контроля исправлениядефектов.

3.2.3. Входной контроль качества труб,деталей и узлов газопроводов, арматуры, изоляционных и других материалов долженпроизводиться специалистами аттестованной в установленном порядке лаборатории.

3.2.4. Заключения, радиографическиеснимки, магнитные ленты или диаграммы хранятся в строительно-монтажнойорганизации (лаборатории) после сдачи газопровода в эксплуатацию в течениегода.

3.2.5. Оборудование, применяемое приконтроле качества строительства, проходит поверку в сроки, установленныенормативной документацией.

Аппаратура ультразвукового контролядолжна применяться со считывающим устройством.

Контрольно-измерительное оборудованиедолжно проходить метрологическую поверку в установленном порядке.

3.2.6. Сварные соединения подлежатвизуальному и измерительному контролю с целью выявления наружных дефектов всехвидов, а также отклонений по геометрическим размерам и взаимному расположениюэлементов.

Допуски по геометрическим размерам,отклонениям по диаметру, овальности поперечного сечения элементов газопроводов,взаимному несовмещению свариваемых изделий не должны превышать норм,предусмотренных нормативно-технической документацией.

Неразрушающий контроль сварных соединенийпроводится при положительных результатах визуального и измерительного контроля.

3.2.7. Визуально-измерительный,радиографический и ультразвуковой контроль (УЗК) качества сварных соединенийпроизводится в соответствии с требованиями государственных стандартов инормативно-технических документов.

3.2.8. Стыковые соединения подземныхстальных газопроводов в зависимости от давления подлежат контролю физическимметодом в следующих объемах (но не менее одного стыка) от общего числа стыков,сваренных каждым сварщиком на объекте:

10% при давлении до 0,005 МПавключительно;

50% при давлении свыше 0,005 до 0,3 МПавключительно;

100% при давлении свыше 0,3 МПа.

Стыковые соединения подземных стальныхгазопроводов диаметром менее 50 мм контролю физическим методом не подлежат.

3.2.9. Стыковые соединения подземныхстальных газопроводов давлением свыше 0,005 МПа до 1,2 МПа, прокладываемых внепоселений за пределами границ их перспективной застройки подлежат контролюфизическим методом в объеме 20% (но не менее одного стыка) от общего числастыков, сваренных каждым сварщиком на объекте.

3.2.10. Стыковые соединения подземныхстальных газопроводов давлением до 0,005 МПа, прокладываемых в пучинистых(кроме слабопучинистых), просадочных II типа, набухающих, вечномерзлых грунтахи других особых условиях подлежат контролю физическим методом в объеме 25% (ноне менее одного стыка) от общего числа стыков, сваренных каждым сварщиком наобъекте.

3.2.11. Все стыковые соединения (100%)стальных подземных газопроводов подлежат контролю физическим методом, вследующих случаях:

под проезжей частью улиц с капитальнымитипами покрытий, а также на переходах через водные и естественные преграды, вовсех случаях прокладки газопроводов в футлярах (в пределах перехода и по одномустыку в обе стороны от пересекаемой преграды);

при пересечении с коммуникационнымиколлекторами, каналами, тоннелями (в пределах пересечений и по одному стыку вобе стороны от наружных стенок пересекаемых сооружений);

в районах с сейсмичностью свыше 7 баллов,на карстовых и подрабатываемых территориях и в других особых условиях;

прокладываемые на расстоянии погоризонтали (в свету) менее 3 м от коммуникационных коллекторов и каналов (втом числе каналов тепловой сети);

давлением свыше 0,3 МПа до 1,2 МПа, заисключением прокладываемых вне поселений за пределами границ их перспективнойзастройки;

на участках, где расстояние отфундаментов зданий менее:

2 м - давлением до 0,005 МПавключительно;

4 м - давлением свыше 0,005 МПа до 0,3МПа включительно;

7 м - давлением свыше 0,3 МПа до 0,6 МПавключительно;

10 м - давлением свыше 0,6 МПа до 1,2 МПавключительно.

3.2.12. Стыковые соединения надземныхстальных газопроводов всех давлений диаметром менее 50 мм контролю физическимметодом не подлежат.

3.2.13. Стыковые соединения газопроводовдиаметром свыше 50 мм в ГРП и ГРУ подлежат контролю физическим методом в объеме100%.

3.2.14. Стыковые соединения надземныхгазопроводов давлением свыше 0,005 МПа до 1,2 МПа подлежат контролю физическимметодом в объеме 5% (но не менее одного стыка) от общего числа стыков,сваренных каждым сварщиком.

3.2.15. Все стыковые соединения (100%)стальных надземных газопроводов подлежат контролю физическим методом научастках переходов через автомобильные дороги I-III категории, железные дороги,в пределах мостов и путепроводов, а также в пределах переходов черезестественные преграды.

3.2.16. Для проверки физическим методомконтроля следует отбирать сварные стыки, допущенные по результатам визуальногоконтроля.

3.2.17. Нормы контроля нераспространяются на угловые соединения на газопроводах условным диаметром до500 мм, стыки приварки фланцев и плоских заглушек.

3.2.18. Сварные стыки соединительныхдеталей стальных газопроводов, изготовленные в условиях центральныхзаготовительных мастерских (ЦЗМ) всех давлений подлежат 100% контролюрадиографическим методом.

3.2.19. Стыковые соединенияполиэтиленовых газопроводов, сваренные с помощью сварочной техники с ручнымуправлением, проверяются методом ультразвукового контроля в объемах,предусмотренных для подземных стальных газопроводов.

3.2.20. Стыковые соединения подземныхполиэтиленовых газопроводов, сваренные с помощью сварочной техники со среднейстепенью автоматизации, проверяются методом ультразвукового контроля, в объеме,от общего числа стыков, сваренных каждым сварщиком (но не менее одного стыка),в зависимости от давления газа в газопроводе:

до 0,005 МПа в объеме 6%;

свыше 0,005 МПа до 0,3 МПа в объеме 25%;

свыше 0,3 МПа до 0,6 МПа в объеме 50%;

до 0,005 МПа, прокладываемые в пучинистых(кроме слабопучинистых), просадочных II типа, набухающих, вечномерзлых и вдругих особых условиях в объеме 12%;

свыше 0,005 МПа до 0,6 МПа,прокладываемые вне поселений за пределами границы их перспективной застройки вобъеме 10%;

во всех остальных случаях прокладки,предусмотренных для стальных газопроводов, в объеме 50%.

3.2.21. Стыковые соединенияполиэтиленовых газопроводов, сваренные с помощью сварочной техники с высокойстепенью автоматизации, проверяются методом ультразвукового контроля, в объеме,от общего числа стыков, сваренных каждым сварщиком (но не менее одного стыка),в зависимости от давления газа в газопроводе:

до 0,005 МПа в объеме 3%;

свыше 0,005 МПа до 0,3 МПа в объеме 12%;

свыше 0,3 МПа до 0,6 МПа в объеме 25%;

до 0,005, прокладываемые в пучинистых(кроме слабопучинистых), просадочных II типа, набухающих, вечномерзлых и вдругих особых условиях в объеме 6%;

свыше 0,005 МПа до 0,6 МПа,прокладываемые вне поселений за пределами границы их перспективной застройки вобъеме 5%;

во всех остальных случаях прокладки,предусмотренных для стальных газопроводов, в объеме 25%.

Сварные стыки полиэтиленовыхгазопроводов, протянутых внутри стальных, подлежат 100% контролю.

3.2.22. Ультразвуковой метод контролясварных стыков стальных газопроводов применяется при условии проведениявыборочной проверки не менее 10% стыков радиографическим методом. Принеудовлетворительных результатах контроля радиографическим методом хотя бы наодном стыке объем контроля следует увеличить до 50% от общего количествастыков. В случае повторного выявления дефектных стыков все стыки, сваренныесварщиком на объекте в течение календарного месяца и проверенные ультразвуковымметодом, должны быть проверены радиографическим методом.

3.2.23. При неудовлетворительныхрезультатах контроля физическим (радиографическим, ультразвуковым) методом должнапроводиться проверка удвоенного числа стыков на участках газопровода, непринятых в эксплуатацию.

Если при повторной проверке будутобнаружены недопустимые дефекты, то все однотипные сварные соединения,выполненные данным сварщиком на участках газопровода, не принятых вэксплуатацию, должны быть проверены физическим методом контроля.

3.2.24. Результаты проверки сварныхсоединений полиэтиленовых газопроводов методом ультразвукового контроля имеханическими испытаниями следует оформлять распечатками с приборов УЗК ипротоколом.

3.2.25. Выбор метода контроля(ультразвуковой дефектоскопии или радиографии) должен производиться исходя изусловий обеспечения выявления дефектов с учетом физических свойств материала.

3.2.26. Разрешается заменарадиографического и ультразвукового контроля на другие методы контроля приусловии их согласования с Госгортехнадзором России.

3.2.27. Контроль радиографических снимковсварных стальных соединений, сваренных каждым сварщиком, следует осуществлятьна аппаратно-программном комплексе автоматизированной расшифровкирадиографических снимков в объеме 20%.

3.2.28. Механические испытания проводятсяв соответствии с государственными стандартами при проверке механическиххарактеристик и качества сварных соединений при сварке стыков в процессеквалификационных испытаний сварщиков (допускных) и проверке технологическихпараметров при аттестации технологии сварки.

3.2.29. Основными видами механическихиспытаний являются испытания на статическое растяжение, статический изгиб илисплющивание.

Испытания на статическое растяжение неявляются обязательными для производственных сварных соединений при условииположительных результатах их контроля радиографическим или ультразвуковымметодом.

Проверка механических свойств должнапроизводиться на образцах, выполненных из контрольных (допускных) сварныхсоединений или из производственных сварных соединений, вырезаемых из изделия.

Условия сварки контрольных сварныхсоединений должны быть идентичны контролируемым производственным соединениям.

 

3.3. Испытания и приемка в эксплуатациюгазопроводов

3.3.1. Стальные наружные газопроводы, втом числе восстановленные тканевым шлангом, полиэтиленовые или полиэтиленовые,проложенные внутри стальных, всех категорий, а также газопроводы и газовоеоборудование ГРП, внутренние газопроводы промышленных производств, законченныестроительством или реконструкцией, должны быть испытаны на герметичность.

3.3.2. Испытания газопроводов после ихмонтажа должна проводить строительно-монтажная организация в присутствии представителейтехнадзора заказчика и газораспределительной организации. Результаты испытанийоформляются актом и записью в строительном паспорте. Элементы газопроводов игазовая арматура, при их изготовлении на заводе-изготовителе, испытываютсятехнической службой контроля.

3.3.3. Если арматура, оборудование иприборы не рассчитаны на испытательное давление, то устанавливаются катушки илизаглушки.

3.3.4. Испытания газопроводов следуетпроизводить после окончания сварочных и изоляционных работ, установки арматурыи устройства ЭХЗ.

Испытания газопроводов и газовогооборудования ГРП должны производиться после их полного монтажа, установкиарматуры, средств автоматики и КИП.

Монтаж арматуры, оборудования и приборов,не рассчитанных на испытательное давление, допускается производить послеокончания испытаний. На период испытаний вместо них следует устанавливатькатушки или заглушки.

3.3.5. Газопроводы-вводы при ихраздельном строительстве с распределительным газопроводом следует испытывать научастках до отключающих устройств, установленных перед зданиями и сооружениями.

3.3.6. Протяженность испытательныхучастков подземных стальных газопроводов, восстановленных тканевым шлангом илипротяжкой полиэтиленовых труб, устанавливается проектом производства работ.

3.3.7. Подземные стальные газопроводы,независимо от вида изоляционного покрытия, с давлением до 0,005 МПа,испытываются давлением 0,6 МПа в течение 24 часов.

3.3.8. Подземные стальные газопроводы сдавлением свыше 0,005 МПа до 0,3 МПа с изоляционным покрытием, выполненным сбитумной мастикой или полимерной липкой лентой, испытываются давлением 0,6 МПа,а с изоляционным покрытием, выполненным с применением экструдированногополиэтилена или стеклоэмали, - давлением 1,5 МПа в течение 24 часов.

3.3.9. Подземные стальные газопроводы сдавлением свыше 0,3 МПа до 0,6 МПа с изоляционным покрытием, выполненным сбитумной мастикой или полимерной липкой лентой, испытываются давлением 1,2 МПа,а с изоляционным покрытием, выполненным с применением экструдированногополиэтилена или стеклоэмали, давлением 1,5 МПа в течение 24 часов.

3.3.10. Подземные стальные газопроводы,независимо от вида изоляционного покрытия, с давлением свыше 0,6 МПа до 1,2МПа, испытываются давлением 1,5 МПа в течение 24 часов.

3.3.11. Полиэтиленовые газопроводы сдавлением до 0,005 МПа испытываются давлением 0,3 МПа в течение 24 часов.

3.3.12. Полиэтиленовые газопроводы сдавлением свыше 0,005 МПа до 0,3 МПа испытываются давлением 0,6 МПа в течение24 часов.

3.3.13. Полиэтиленовые газопроводы сдавлением свыше 0,3 МПа до 0,6 МПа испытываются давлением 0,75 МПа в течение 24часов.

3.3.14. Температура наружного воздуха впериод испытания полиэтиленовых газопроводов должна быть не ниже минус 15°С.

3.3.15. Стальные надземные и наземные безобвалования газопроводы с давлением до 0,005 МПа испытываются давлением 0,3 МПав течение 1 часа.

3.3.16. Стальные надземные и наземные безобвалования газопроводы с давлением свыше 0,005 МПа до 0,3 МПа испытываютсядавлением 0,45 МПа в течение 1 часа

3.3.17. Стальные надземные и наземные безобвалования газопроводы с давлением свыше 0,3 МПа до 0,6 МПа испытываютсядавлением 0,75 МПа в течение 1 часа.

3.3.18. Стальные надземные и наземные безобвалования газопроводы с давлением свыше 0,6 МПа до 1,2 МПа испытываютсядавлением 1,5 МПа в течение 1 часа.

3.3.19. Газопроводы и оборудование ГРП сдавлением до 0,005 МПа испытываются давлением 0,3 МПА в течение 12 часов.

3.3.20. Газопроводы и оборудование ГРП сдавлением свыше 0,005 МПа до 0,3 МПа испытываются давлением 0,45 МПа в течение12 часов.

3.3.21. Газопроводы и оборудование ГРП сдавлением свыше 0,3 МПа до 0,6 МПа испытываются давлением 0,75 МПа в течение 12часов.

3.3.22. Газопроводы и оборудование ГРП сдавлением свыше 0,6 МПа до 1,2 МПа испытываются давлением 1,5 МПа в течение 12часов.

3.3.23. Газопроводы котельных ипроизводственных зданий до 0,005 МПа испытываются давлением 0,01 МПа в течение1 часа.

3.3.24. Газопроводы котельных ипроизводственных зданий свыше 0,005 МПа до 0,1 МПа испытываются давлением 0,1МПа в течение 1 часа.

3.3.25. Газопроводы котельных ипроизводственных зданий свыше 0,1 МПа до 0,3 МПа испытываются давлением 1,25 отрабочего, но не более 0,3 МПа в течение 1 часа.

3.3.26. Газопроводы котельных ипроизводственных зданий свыше 0,3 МПа до 0,6 МПа испытываются давлением 1,25 отрабочего, но не более 0,6 МПа в течение 1 часа.

3.3.27. Газопроводы котельных ипроизводственных зданий свыше 0,6 МПа до 1,2 МПа испытываются давлением 1,25 отрабочего, но не более 1,2 МПа в течение 1 часа.

3.3.28. Подземные газопроводы,прокладываемые в футлярах на участках переходов через искусственные иестественные преграды, следует испытывать в три стадии:

после сварки перехода до укладки наместо;

после укладки и полной засыпки перехода;

вместе с основным газопроводом

3.3.29. Допускается не производитьиспытания после укладки и полной засыпки перехода по согласованию сгазораспределительной или эксплуатационной организациями.

3.3.30. Допускается производить испытанияпереходов вместе с основным газопроводом в одну стадию:

при отсутствии сварных соединений впределах перехода;

использовании при укладки перехода методанаклонно-направленного бурения;

использовании в пределах перехода длясварки полиэтиленовых труб деталей с закладными нагревателями или сварочногооборудования с высокой степенью автоматизации.

3.3.31. Результаты испытания нагерметичность считаются положительными если за период испытания нет видимогопадения давление в газопроводе по манометру класса точности 0,6, а поманометрам класса точности 0,15 и 0,4, а также по жидкостному манометру падениедавления не превышает одного деления шкалы.

3.3.32. По завершению испытанийгазопровода на герметичность, давление в газопроводе следует снизить доатмосферного, установить автоматику, арматуру, оборудование,контрольно-измерительные приборы и выдержать газопровод под рабочим давлением втечение 10 минут.

3.3.33. Герметичность разъемныхсоединений проверяется мыльной эмульсией или с помощью высокочувствительныхприборов (газоискателей).

3.3.34. Дефекты, обнаруженные в процессеиспытаний газопроводов, следует устранять после снижения давления в газопроводедо атмосферного.

3.3.35. После устранения дефектовиспытания газопровода на герметичность следует произвести повторно.

3.3.36. Газопроводы после заполнениявоздухом до начала испытаний следует выдерживать под испытательным давлением втечение времени, необходимого для выравнивания температуры воздуха в подземныхи наземных (в обваловании) газопроводах с температурой грунта, в наземных (безобвалования) и надземных газопроводах - с температурой окружающего воздуха.

Испытания газопроводов из полиэтиленовыхтруб следует производить не ранее, чем через 24 часа после окончания сваркипоследнего стыка.

3.3.37. Подача воздуха для производстваиспытаний газопровода должна предусматривать скорость подъема давления откомпрессора не более 0,3 МПа в час.

3.3.38. Монтажные стыки стальныхгазопроводов, сваренные после испытаний, должны быть проверены радиографическимметодом контроля.

Монтажные стыки, выполненные сваркойвстык на полиэтиленовых газопроводов - ультразвуковым методом контроля.

3.3.39. В комиссию по приемке вэксплуатацию объектов строительства, реконструкции или капитального ремонтасистем газоснабжения территориальные органы Госгортехнадзора России назначаютсвоих представителей, в соответствии с п.2 "Положения о Федеральном горноми промышленном надзоре России", утвержденном постановлением ПравительстваРоссийской Федерации от 03.12.2001 № 84120.

3.3.40. Приемка в эксплуатациюгазопроводов низкого давления (подземных протяженностью до 200 м и надземныхпротяженностью до 500 м) может осуществляться без участия представителятерриториального органа Госгортехнадзора России.

3.3.41. Заказчик не менее чем за 5 днейуведомляет территориальные органы Госгортехнадзора России о дате, времени иместе работы приемочной комиссии.

3.3.42. Приемочная комиссия должнапроверить проектную и исполнительную документацию, осмотреть смонтированнуюназемную, надземную и внутреннюю систему газораспределения (газопотребления)для определения соответствия ее требованиям нормативных технических документов,настоящих Правил и проекту, выявления дефектов монтажа, а также проверкиналичия актов на скрытые работы.

Помимо этого, должно быть провереносоответствие проекту промышленных вентиляционных и дымоотводящих систем,электросилового и осветительного оборудования, контрольно-измерительныхприборов и готовность организации к эксплуатации объекта.

Комиссии предоставляется правопотребовать вскрытия любого участка подземного газопровода для дополнительнойпроверки качества строительства, а также проведения повторных испытаний спредставлением дополнительных заключений

3.3.43. Кроме исполнительной документациина строительство, указанной в действующих нормативных технических документахприемочной комиссии должны быть представлены следующие материалы:

копия приказа о назначении лица,ответственного за безопасную эксплуатацию газового хозяйства;

положение о газовой службе или договор сорганизацией, имеющей опыт проведения работ по техническому обслуживанию иремонту газопроводов и газового оборудования;

протоколы проверки знаний настоящихПравил, нормативных документов руководителями, специалистами и инструкцийрабочими;

инструкции и технологические схемы,предусмотренные настоящими Правилами;

акт проверки эффективностиэлектрохимической защиты (для подземных стальных газопроводов);

акт о проверке технического состоянияпромышленных дымоотводящих и вентиляционных систем;

акт приемки под пусконаладочные работыгазоиспользующего оборудования и график их выполнения (при приемке объекта вдве стадии);

план локализации и ликвидации аварийныхситуаций и взаимодействию служб различного назначения, включая АДСгазораспределительной организации.

3.3.44. Приемка в эксплуатациюнезаконченных строительством объектов, в том числе подземных стальныхгазопроводов, не обеспеченных электрохимической защитой, не допускается.

3.3.45. Соответствие газопроводовтребованиям настоящих Правил оформляется актом приемки газопровода вэксплуатацию.

3.3.46. Если объект, принятый комиссией,не был введен в эксплуатацию в течение 6 месяцев, при вводе его в эксплуатациюдолжно быть проведено повторное испытание на герметичность.

3.3.47. Эксплуатация системгазораспределения и газопотребления (технических устройств), не принятыхкомиссией в установленном порядке, не допускается.

 

4. Идентификация и регистрация системгазораспределения и газопотребления

 

4.1. Идентификация газораспределительнойсети и систем (объектов) газопотребления осуществляется с целью установлениепризнаков и условий их отнесения к опасным производственным объектам дляпоследующей регистрации в Государственном реестре опасных производственныхобъектов.

4.2. Система газораспределения (сеть) исистемы (объекты) газопотребления, использующие природный углеводородный газ вкачестве топлива, идентифицируются по признаку транспортировки и использованияопасного вещества, природного газа (метана), представляющего собойвоспламеняющийся (горючий, взрывоопасный) газ.

4.3. К опасным производственным объектамотносятся газораспределительная сеть поселений, сеть распределительнаямежпоселковая, в том числе здания и сооружения, эксплуатация которыхосуществляется одной газораспределительной организацией, а также объектыгазопотребления промышленных, сельскохозяйственных и других производств, ТЭЦ, РТС,а также котельные, эксплуатируемые одной организацией за исключением отмеченныхв п.1.1.5., использующие газ в виде топлива.

4.4. Идентификация опасныхпроизводственных объектов осуществляются в соответствии с требованиями"Положения о регистрации объектов в государственном реестре опасныхпроизводственных объектов и ведении государственного реестра"РД-03-294-99, утвержденного постановлением Госгортехнадзора России от 03.06.99№ 39 и зарегистрированного в Минюсте России 05.07.1999 рег. № 182221.

Оформление экспертизы промышленнойбезопасности по идентификации опасных производственных объектов осуществляетсяв порядке, установленном Госгортехнадзором России.

4.5. Регистрация опасногопроизводственного объекта газораспределительной сети в территориальных органахГосгортехнадзора России осуществляется на основании идентификации послеокончания строительно-монтажных работ.

Приемка отдельного объекта (участка сети)в эксплуатацию вносится в государственный реестр опасных производственныхобъектов без переоформления свидетельства о первичной регистрациигазораспределительной сети.

4.6. Регистрация опасногопроизводственного объекта системы газопотребления промышленных производств,тепловых электрических станций, районных тепловых станций и котельных втерриториальных органах Госгортехнадзора России осуществляется на основании ихидентификации после окончания строительно-монтажных работ и приемки объекта вэксплуатацию.

Приемка опасного производственногообъекта после реконструкции, модернизации, перевооружения вносится вгосударственный реестр опасных производственных объектов без переоформлениясвидетельства о первичной регистрации взрывоопасного объекта.

4.7. Для регистрации системгазораспределения (сети) и систем (объектов) газопотребленияорганизация-владелец представляет:

акт приемки в эксплуатацию объектовгазораспределительной сети и газопотребления;

лицензию на право эксплуатациигазораспределительной сети и объектов газопотребления.

4.8. При передаче опасныхпроизводственных объектов газоснабжения другому владельцу (арендатору) ониподлежат перерегистрации.

 

5. Эксплуатация объектов системгазораспределения и газопотребления

 

5.1. Общие требования

5.1.1. Организация, эксплуатирующаяопасные производственные объекты систем газораспределения и газопотребления,обязана соблюдать положения Федерального закона "О промышленнойбезопасности опасных производственных объектов" от 21.07.97 № 116-ФЗ,других федеральных законов, иных нормативных правовых актов и нормативныхтехнических документов в области промышленной безопасности, а также:

выполнять комплекс мероприятий, включаясистему технического обслуживания и ремонта, обеспечивающих содержание опасныхпроизводственных объектов систем газораспределения и газопотребления висправном и безопасном состоянии, соблюдать требования настоящих Правил;

иметь (при необходимости) договора сорганизациями, выполняющими работы по техническому обслуживанию и ремонтугазопроводов и технических устройств, в которых должны быть определены объемыработ по техническому обслуживанию и ремонту, регламентированы обязательства вобеспечении условий безопасной и надежной эксплуатации опасных производственныхобъектов;

обеспечивать проведение техническойдиагностики газопроводов, сооружений и газового оборудования (техническихустройств) в сроки, установленные настоящими Правилами.

5.1.2. Для лиц, занятых эксплуатациейобъектов газового хозяйства, должны быть разработаны и утверждены руководителеморганизации:

должностные инструкции, определяющиеобязанности, права и ответственность руководителей и специалистов;

производственные инструкции, соблюдениетребований которых обеспечивает безопасное проведение работ, с учетом профиляпроизводственного объекта, конкретных требований к эксплуатации газовогооборудования (технических устройств), технологическую последовательностьвыполнения работ, методы и объемы проверки качества их выполнения.

К производственным инструкциям потехническому обслуживанию и ремонту оборудования ГРП, ГРУ и котельныхприлагаются технологические схемы газопроводов и газового оборудования.

Технологические схемы пересматриваются ипереутверждаются после реконструкции, технического перевооружения опасногопроизводственного объекта.

5.1.3. Порядок организации и проведенияработ по техническому обслуживанию и ремонту газового хозяйства определяетсянастоящими Правилами, а также нормативными техническими документами,учитывающими условия и требования эксплуатации, согласованнымиГосгортехнадзором России, инструкциями заводов-изготовителей.

5.1.4. Графики (планы) технического обслуживанияи ремонта объектов газового хозяйства утверждаются техническим руководителеморганизации-владельца и согласовываются с организацией-исполнителем призаключении договора на обслуживание газопроводов и газового оборудования.

5.1.5. Организация-владелец обязана втечение всего срока эксплуатации опасного производственного объекта (доликвидации) хранить проектную и исполнительскую документацию.

Порядок и условия ее храненияопределяются решением руководителя организации.

5.1.6. На каждый наружный газопровод,электрозащитную установку, ГРП (ТРУ) владельцем составляется эксплуатационныйпаспорт, содержащий основные технические характеристики объекта, а также данныео проведенных капитальных ремонтах.

 

5.2. Организация техническогообслуживания и ремонта опасных производственных объектов систем газопотребления

5.2.1. В каждой организации из числаруководителей или специалистов, прошедших аттестацию (проверку знанийтребований промышленной безопасности, настоящих Правил и других нормативныхправовых актов и нормативно-технических документов), назначаются лица,ответственные за безопасную эксплуатацию опасных производственных объектовсистем газопотребления в целом и за каждый участок (объект) в отдельности.

5.2.2. К обязанностям ответственного забезопасную эксплуатацию опасных производственных объектов газопотребленияотносятся:

участие в рассмотрении проектовгазоснабжения и в работе комиссий по приемке газифицируемых объектов вэксплуатацию;

разработка инструкций, плана локализациии ликвидации аварийных ситуаций, планов взаимодействий;

участие в комиссиях по аттестации(проверке знаний) персонала в области промышленной безопасности;

проверка соблюдения установленногоПравилами порядка допуска специалистов и рабочих к самостоятельной работе;

осуществление производственного контроляза соблюдением требований безаварийной и безопасной эксплуатации опасногопроизводственного объекта, выполнением планов ремонта газопроводов и газовогооборудования, проверкой правильности ведения технической документации при эксплуатациии ремонте;

недопущение ввода в эксплуатациюгазоиспользующих установок, не отвечающих требованиям настоящих Правил;

приостановка работы неисправныхгазопроводов и газового оборудования, а также введенных в работу и не принятыхв установленном порядке;

выдача руководителям подразделений,начальнику газовой службы предписаний по устранению нарушений требованийнастоящих Правил и контроль за их выполнением;

контроль и оказание помощи ответственнымлицам за эксплуатацию опасных производственных объектов газопотребления,разработку мероприятий и планов по замене и модернизации газового оборудования;

организация и проведение тренировок соспециалистами и рабочими по ликвидации возможных аварийных ситуаций;

участие в обследованиях, проводимыхорганами Госгортехнадзора России.

5.2.3. Лица, ответственные за безопаснуюэксплуатацию опасных производственных объектов газопотребления, вправе:

осуществлять связь с газоснабжающей(газораспределительной) организацией, а также организациями, выполняющими подоговору работы по техническому обслуживанию и ремонту;

требовать отстранения от обслуживаниягазового оборудования и выполнения газоопасных работ лиц, не прошедших проверкузнаний или показавших неудовлетворительные знания настоящих Правил и другихнормативных правовых актов и нормативно-технических документов, а такжеинструкций по безопасным методам и приемам выполнения работ;

осуществлять технический надзор приреконструкции и техническом перевооружении опасных производственных объектовгазопотребления.

 

5.3. Наружные газопроводы и сооружения

5.3.1. Природные газы, подаваемыепотребителям, должны соответствовать требованиям государственного стандарта и(или) техническим условиям, утвержденным в установленном порядке.

Интенсивность запаха газа (одоризация)должна обеспечиваться газотранспортной организацией в конечных точкахгазораспределительной сети (у потребителя) в пределах 3-4 баллов.

Пункты контроля, периодичность отборапроб, а также интенсивность запаха газа (одоризация) должны определятьсягазораспределительными организациями в соответствии с государственнымстандартом определения интенсивности запаха газа с записью результатов проверкив журнале.

5.3.2. Величина давления и качество газана выходе из газораспределительных станций (ГРС) должна поддерживаться науровне номинальной, определенной проектом.

Контроль давления газа в газопроводахпоселений должен осуществляться измерением его не реже 1 раза в 12 мес. (взимний период) в часы максимального потребления газа в точках, наиболеенеблагополучных по режиму газоснабжения, устанавливаемых газораспределительнойорганизацией.

Газораспределительные организации должныобеспечивать нормативное давление газа у потребителя, при необходимости,осуществляя телеметрический контроль давления газа после ГРС.

5.3.3. Проверка наличия влаги иконденсата в газопроводах, их удаление должны проводиться с периодичностью,исключающей возможность образования закупорок.

5.3.4. Установленные на газопроводахзапорная арматура и компенсаторы должны подвергаться ежегодному техническомуобслуживанию и при необходимости - ремонту.

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

5.3.5. Действующие наружные газопроводыдолжны подвергаться периодическим обходам, приборному техническомуобследованию, диагностике технического состояния, а также текущим и капитальнымремонтам с периодичностью, установленной настоящими правилами.

5.3.6. При обходе надземных газопроводовдолжны выявляться утечки газа, перемещения газопроводов за пределы опор,наличие вибрации, сплющивания, недопустимого прогиба газопровода, просадки,изгиба и повреждения опор, состояние отключающих устройств и изолирующихфланцевых соединений, средств защиты от падения электропроводов, креплений иокраски газопроводов, сохранность устройств электрохимической защиты игабаритных знаков на переходах в местах проезда автотранспорта.

Обход должен производиться не реже 1 разав 3 мес.

Выявленные неисправности должнысвоевременно устраняться.

5.3.7. При обходе наземных газопроводовдолжны выявляться утечки газа на трассе газопровода, нарушения целостностиоткосов отсыпки и одерновки обвалования, состояние отключающих устройств ипереходов в местах проезда автотранспорта.

Обход должен производиться не реже 1 разав 3 мес.

Выявленные неисправности должнысвоевременно устраняться.

5.3.8. При обходе подземных газопроводовдолжны выявляться утечки газа на трассе газопровода по внешним признакам иприборами (отбор и анализ проб) на присутствие газа в колодцах и камерахинженерных подземных сооружений (коммуникаций), контрольных трубках, подвалахзданий, шахтах, коллекторах, подземных переходах, расположенных на расстояниидо 15 м по обе стороны от газопровода; уточняться сохранность настенныхуказателей, ориентиров сооружений и устройств электрохимической защиты;очищаться крышки газовых колодцев и коверов от снега, льда и загрязнений;выявляться пучения, просадки, оползни, обрушения и эрозии грунта, размывыгазопровода паводковыми или дождевыми водами; контролироваться условия производствастроительных работ, предусматривающие сохранность газопровода от повреждений.

5.3.9. При обходе трасс газопроводаследует обращать внимание на состояние берегов оврагов, балок, ручьев, рек,располагаемых в районе прокладки трассы, и при обнаружении наличия эрозионных,оползневых и других явлений принимать меры, обеспечивающие сохранностьгазопровода.

При появлении опасности нарушениясохранности засыпки траншеи и оснований газопровода, обвалования, верхаземляной подушки опор и (или) основания фундаментов под опоры следуетобеспечить выполнение компенсирующих мероприятий, обеспечивающих ихустойчивость (укрепление, отвод поверхностных вод, изменение течения воды вводных преградах и другие).

При недостаточности этих мер следуетпринимать решение с проектной организацией по дальнейшей эксплуатациигазопровода или переносу (перекладке) газопровода.

5.3.10. Периодичность обхода трассподземных газопроводов должна устанавливаться в зависимости от их техническогосостояния, наличия и эффективности электрозащитных установок, категориигазопровода по давлению; пучинистости, просадочности и степени набуханиягрунтов, горных подработок, сейсмичности района, времени года и другихфакторов, но не реже периодичности, приведенной в приложении 1.

5.3.11. Обходчики наружных газопроводовдолжны иметь маршрутные карты с трассой газопроводов, схемой электрозащиты,местоположением газовых и других сооружений (коммуникаций), колодцев, подваловзданий, подлежащих проверке на загазованность до 15 м по обе стороны от газопровода.Маршрутные карты должны ежегодно выверяться.

До начала самостоятельной работыобходчики должны быть ознакомлены с трассой газопровода на местности.

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

Дополнительно должна быть организованапроверка приборами и проветривание загазованных подвалов, цокольных и первыхэтажей зданий, колодцев и камер подземных сооружений (коммуникаций) нарасстоянии до 50 м по обе стороны от газопровода.

5.3.13. Результаты обхода газопроводовдолжны отражаться в журнале.

В случае выявления неисправностей илисамовольного ведения работ в охранной зоне газопровода обходчики наружныхгазопроводов должны составлять рапорт руководству газораспределительнойорганизации.

5.3.14. Руководитель организации, потерритории которой газопровод проложен транзитом, должен обеспечить доступперсонала газораспределительной (эксплуатационной) организации для проведенияобхода, технического обслуживания и ремонта газопровода, локализации иликвидации аварийных ситуаций.

5.3.15. Владельцы зданий обязаныобеспечить герметизацию вводов и выпусков инженерных коммуникаций в подвалы итехнические подполья.

5.3.16. Наружные газопроводы подвергаютсяпериодическому приборному обследованию, включающему: выявление мест поврежденийизоляционного покрытия, утечек газа - для стальных газопроводов, выявление местутечек газа - для полиэтиленовых. Периодическое приборное обследованиетехнического состояния наружных газопроводов для определения мест поврежденияизоляционных покрытий и наличия утечек газа должно проводиться не реже:

1 раза в 5 лет для надземных и подземных,в том числе переходов через несудоходные водные преграды для стальныхгазопроводов, кроме смонтированных методом направленного бурения;

1 раз в 3 года для переходов газопроводовчерез судоходные водные преграды, кроме смонтированных методом направленногобурения.

Периодичность обследования подземныхгазопроводов на переходах через водные преграды, выполненные из полиэтиленаметодом направленного бурения, устанавливается эксплуатационной организацией.

Газопроводы, требующие капитальногоремонта или включенные в план на замену (перекладку), должны подвергатьсяприборному техническому обследованию не реже 1 раза в год.

5.3.17. Внеочередные приборныетехнические обследования стальных газопроводов должны проводиться приобнаружении разрыва сварных стыков, сквозных коррозионных повреждений, а такжепри перерывах в работе электрозащитных установок в течение года:

более 1 мес. - в зонах опасного действияблуждающих токов;

более 6 мес. - в остальных случаях, еслизащита газопровода не обеспечена другими установками.

Наличие коррозии и значение параметровизоляционного покрытия, характеризующих его защитные свойства, должныопределяться во всех шурфах, отрываемых в процессе эксплуатации газопровода илисмежных с ним сооружений.

Проверка сварных стыков на вскрытыхучастках газопроводов неразрушающими методами должна проводиться в случае, еслиранее на газопроводе были обнаружены их повреждения (разрывы).

5.3.18. В местах выявленных поврежденийизоляционного покрытия, а также на участках, где использование приборовзатруднено индустриальными помехами, должны быть отрыты контрольные шурфыдлиной не менее 1,5 м для визуального обследования.

Количество шурфов в зонах индустриальныхпомех должно составлять не менее 1 на каждые 500 м распределительныхгазопроводов и на каждые 200 м газопроводов-вводов.

5.3.19. Бурение скважин с целью проверкигерметичности (плотности) подземного газопровода или для обнаружения местутечек газа должно производиться на расстоянии не менее 0,5 м от стенкигазопровода через каждые 2 м глубиной не менее глубины промерзания грунта взимнее время, в остальное время на глубину укладки трубы.

5.3.20. Применение открытого огня дляопределения наличия газа в скважинах допускается не ближе 5 м от зданий исооружений (колодцев) вдоль трасс газопроводов давлением до 0,3 МПа.

Если газ в скважине не воспламеняется,проверка его наличия проводится приборами.

5.3.21. При использованиивысокочувствительных приборов (газоискателей) с чувствительностью не ниже0,001% по объему, для определения наличия газа глубина скважин может бытьограничена толщиной дорожного покрытия, с целью их закладки вдоль осигазопровода.

5.3.22. Проверка плотности газопроводовна герметичность осуществляется в соответствии с требованиями настоящих Правилк проведению испытаний при приемке газопроводов в эксплуатацию.

5.3.23. Обследование подводных переходовгазопроводов через судоходные водные преграды должно выполняться организацией,имеющей соответствующее оборудование и снаряжение. При этом уточняетсяместоположение газопровода относительно дна и наличие повреждений изоляционногопокрытия по методике, утвержденной в установленном порядке.

Проводится также определение целостности,взаиморасположения пригрузов на подводных переходах и в местах, где принятымеры против возможного всплытия газопроводов.

5.3.24. Обследование подводных переходовгазопроводов через несудоходные водные преграды может выполнятьсяэксплуатационной организацией по производственной инструкции (методике),утвержденной в установленном порядке.

5.3.25. Утечки газа на газопроводах,обнаруженные при приборном техническом обследовании, устраняются в аварийномпорядке.

Дефекты изоляционных покрытий, выявленныена газопроводах, расположенных в зонах опасного влияния блуждающих токов и нарасстоянии менее 15 м от административных, общественных, бытовых и жилыхзданий, должны устраняться в течение 1 мес., в остальных случаях не позднее чемчерез 3 мес. после их обнаружения.

После восстановления и ремонтаизоляционного покрытия до наступления промерзания почвы должна быть проведенаповторная проверка его состояния приборным методом.

5.3.26. По результатам приборноготехнического обследования должен составляться акт.

5.3.27. Производство работ в охраннойзоне газопроводов должно осуществляться в соответствии с требованиями"Правил охраны газораспределительных сетей", утвержденныхпостановлением Правительства Российской Федерации от 20.11.2000 № 87822.

 

5.4. Текущий и капитальный ремонтнаружных газопроводов

5.4.1. К текущему ремонту газопроводовотносятся работы:

устранение дефектов, выявленных притехническом обследовании;

устранение провеса надземныхгазопроводов, восстановление или замена креплений надземных газопроводов;

окраска надземных газопроводов по меренеобходимости;

восстановление обвалования наземныхгазопроводов;

проверка состояния люков, крышек газовыхколодцев, коверов и устранение перекосов, оседаний и других неисправностей;

окраска задвижек, кранов и компенсаторовпо мере необходимости;

проверка герметичности резьбовыхсоединений, конденсатосборников и гидрозатворов, устранение повреждений ихстояков, наращивание или обрезка выводных трубок конденсатосборников, гидрозатворови контрольных трубок;

устранение утечек газа путем приваркиобычных и лепестковых муфт, полумуфт на стальных газопроводах или полумуфт сзакладными нагревательными элементами на полиэтиленовых газопроводах в местахотключения газопровода с помощью пережимных устройств;

вварка патрубков (катушек);

установка лепестковых муфт на стыкахстальных газопроводов, имеющих дефекты: непровар корня шва, шлаковые включенияи поры сверх установленных норм;

ремонт отдельных мест поврежденийизоляционных покрытий стальных газопроводов, в том числе на подводных переходахс помощью специальных клеев, разрешенных к применению в установленном порядке;

ремонт и замена компенсаторов;

замена арматуры;

ремонт и замена ограждений надземноустановленной арматуры;

замена люков и коверов;

ремонт газовых колодцев;

ликвидация конденсатосборников и сифонныхтрубок;

восстановление постели подводныхпереходов, футеровки труб, засыпка размытых участков и восстановлениепригрузов;

восстановление или замена опознавательныхстолбов или настенных указателей;

восстановление засыпки газопровода допроектных отметок, в случае размыва или эрозии грунта;

замена цокольных вводов (в том числеучастков на выходе из земли) газопроводов;

замена отдельных соединительных деталей,в том числе переходов "сталь-полиэтилен" полиэтиленовых газопроводов;

очистку арматуры и компенсаторов от грязии ржавчины, окраску их по мере необходимости;

разгон червяка у задвижек, его смазку;

проверку и набивку сальников;

смазку и при необходимости устранениенеисправностей приводного устройства задвижек;

проверку состояния компенсаторов (стяжныеболты должны быть сняты);

проверку герметичности всех сварных,резьбовых и фланцевых соединений мыльной эмульсией или приборным методом;

смену износившихся и поврежденных болтови прокладок.

5.4.2. Текущий ремонт запорной арматуры икомпенсаторов проводится не реже одного раза в год.

Если заводом изготовителем определенаиная периодичность, то работы выполняются в соответствии с инструкциейизготовителя.

Результаты проверки и ремонта арматуры икомпенсаторов заносятся в паспорт газопровода.

Устранение негерметичности арматуры нагазопроводах возможно производить при давлении газа не выше 0,1 МПа.

5.4.3. Прокладочный материал дляуплотнения соединений фланцев арматуры должен соответствовать действующимстандартам. Паронит перед установкой на действующий газопровод должен бытьпропитан в олифе.

5.4.4. Перенабивку сальников арматуры надействующем газопроводе допустимо при давлении не более 0,1 МПа.

5.4.5. Устранение утечек газа из резьбовыхсоединений на сифонных трубках конденсатосборников с применением специальныхприспособлений допустимо при давлении до 0,1 МПа.

5.4.6. Замена прокладок фланцевыхсоединений газопровода допустима при условии установки кабельной перемычкимежду их разъединяемыми частями.

Станции электрохимической защиты припроизводстве работ выключаются.

5.4.7. Ремонт мест коррозионных илимеханических повреждений стальных газопроводов может производиться путем вваркикатушек длиной не менее 200 мм.

Места механических повреждений,некачественные сварные стыки полиэтиленовых газопроводов должны ремонтироватьсявваркой патрубков длиной не менее 500 мм.

Качество сварных стыков должно бытьпроверено на герметичность мыльной эмульсией или прибором.

Кроме того, стыки должны быть провереныфизическим методом, кроме стыков полиэтиленовых газопроводов, сваренных спомощью муфт с закладными нагревателями.

При механическом повреждении стальногогазопровода со смещением со своего местоположения два ближайших сварных стыка вобе стороны от повреждения должны быть проверены физическим методом контроля.

5.4.8. Поврежденные сварные стыкистальных газопроводов с разрывами, трещинами могут ремонтироваться путемустановки муфт.

Герметичность сварных швов муфт должнапроверяться мыльной эмульсией или прибором.

Сварка муфт должна проводиться придавлении не выше 0,1 МПа.

5.4.9. Ликвидация конденсатосборниковможет производиться без вырезки горшков, находящихся ниже зоны промерзаниягрунта не менее чем на 0,2 м.

При ослаблении фланцевых соединений ивскрытии полости газопровода должны приниматься меры, максимально сокращающиевыход газа наружу и усиленную вентиляцию места работ.

5.4.10. К текущему ремонту установокэлектрозащиты от коррозии относятся работы:

замена установок электрозащиты без измененияустановленной мощности;

ремонт и замена контуров анодногозаземления без изменения места их расположения, материалов и конструкций;

ремонт и замена питающих линий (кабелей),дренажных кабелей, контуров защитного заземления без изменения проектногорешения;

ремонту и замене отдельных частей иблоков установок электрозащиты;

замене протекторов.

5.4.11. Работы по текущему ремонту должнывыполняться по плану или графику, утвержденному техническим руководителемэксплуатирующей (газораспределительной) организации.

5.4.12. При капитальном ремонтегазопроводов выполняются следующие работы:

замена отдельных участков газопроводов;

замена газовых колодцев;

замена установок электрохимическойзащиты, питающих и дренажных кабелей, а также их контуров анодного и защитногозаземлений;

ремонт мест повреждений изоляции;

установка муфт на поврежденные участкигазопроводов и стыки;

ремонт и замена опор надземныхгазопроводов;

ремонт и замена компенсаторов;

восстановление засыпки газопровода допроектных отметок, в случае размыва или эрозии почвы;

замена цокольных вводов, входов и выходовиз земли;

замена отдельных соединительных деталей,в том числе переходов "сталь-полиэтилен" полиэтиленовых газопроводов.

Замена установок электрозащиты сизменением мощности, размещения или конструкции контура анодного заземленияпроизводится по проекту.

5.4.13. Капитальный ремонт газопровода, сперекладкой его по новой трассе должен производится по проекту. Капитальныйремонт газопровода без изменения его местоположения допустимо по эскизу, свнесением изменений в исполнительную документацию.

Реконструкция стальных газопроводов можетосуществляться открытым или бестраншейным методом.

5.4.14. Проекты реконструкции должныразрабатываться на основе введенных в действие нормативных документов.

5.4.15. Стальные газопроводы,используемые для протяжки внутри них полиэтиленовых (в том числепрофилированных) труб, следует относить к каркасу или футляру.

5.4.16. Допускается в пределах норм,предусмотренных технологической документацией, наличие коррозионных отверстий втеле стальных газопроводов, при реконструкции их синтетическим тканевым шлангомна основе специального двухкомпонентного клея.

В этом случае защита от электрохимическойкоррозии каркаса сохраняется.

5.4.17. Стальные газопроводы, используемыедля протяжки внутри них полиэтиленовых (в том числе профилированных) трубподлежат защите от электрохимической коррозии на участках, где они выполняютфункцию футляров.

 

5.5. Техническое диагностированиегазопроводов

5.5.1. Техническое диагностированиеосуществляется с целью определения технического состояния газопровода иустановления ресурса его дальнейшей эксплуатации, на основании проведеннойэкспертизы.

5.5.2. Диагностирование должнопроводиться по истечении 40 лет для стальных наземных в обваловании, подземных,а также 50 лет для полиэтиленовых газопроводов после ввода их в эксплуатацию.

Досрочное диагностирование газопроводовназначается в случаях аварий, вызванных коррозионными разрушениями стальныхгазопроводов, потерей прочности (разрывом) сварных стыков, а также в случаестроительства стальных газопроводов свыше нормативного срока в грунтах высокойкоррозионной агрессивности без электрохимической защиты.

Решение о проведении работ подиагностированию или реконструкции (замене) газопровода принимаетсясобственником газораспределительной сети.

5.5.3. Планы-графики диагностированиягазопроводов составляются за 6 мес. до истечения нормативного срока ихэксплуатации и согласовываются с территориальным органом ГосгортехнадзораРоссии.

5.5.4. Порядок диагностирования стальныхи полиэтиленовых газопроводов, а также газового оборудования долженустанавливаться нормативными документами, утверждаемыми ГосгортехнадзоромРоссии.

5.5.5. Участки стальных газопроводов,проложенные под магистральными железными дорогами, автомобильными дорогами 1 и2 категории, под проезжей частью улиц с интенсивным движением транспорта, черезсудоходные водные преграды должны исследоваться с применением методаакустической эмиссии или иными неразрушающими методами.

5.5.6. При диагностировании стальныхгазопроводов следует руководствоваться "Инструкцией по диагностированиютехнического состояния подземных стальных газопроводов" РД 12-411-01,утвержденной постановлением Госгортехнадзором России от 09.07.2001. № 28, ненуждается в государственной регистрации (письмо Минюста России от 19.07.2001 №07/7289-ЮД).

5.5.7. Продление ресурса эксплуатациигазопровода и установление срока последующего проведения техническогодиагностирования газопровода определяются экспертной организацией.

5.5.8. По результатам диагностированиясоставляется заключение экспертизы, содержащее ресурс безопасной эксплуатациигазопровода и мероприятия по ремонту или его замене.

Заключение экспертизы о техническомсостоянии газопровода утверждается территориальным органом ГосгортехнадзораРоссии в установленном порядке.

 

5.6. Газорегуляторные пункты

5.6.1. Режим работы ГРП, в том числеблочных (ГРПБ), шкафных газорегуляторных пунктов (ШРП) и газорегуляторныхустановок (ГРУ) должен устанавливаться в соответствии с проектом.

5.6.2. Параметры настройки регуляторов вГРП городов и населенных пунктов для бытовых потребителей должны исходить измаксимального давления на выходе до 0,003 МПа.

5.6.3. Предохранительные сбросныеклапаны, в том числе встроенные в регуляторы давления, должны обеспечить сбросгаза при превышении номинального рабочего давления после регулятора не болеечем на 15%; верхний предел срабатывания предохранительно-запорных клапанов(ПЗК) не должен превышать номинальное рабочее давление газа после регулятораболее чем на 25%.

5.6.4. Колебания давления газа на выходеиз ГРП допускается в пределах 10% от рабочего давления. Неисправностирегуляторов, вызывающие повышение или понижение рабочего давления, неполадки вработе предохранительных клапанов, а также утечки газа, должны устраняться ваварийном порядке.

5.6.5. Включение в работу регуляторадавления в случае прекращения подачи газа должно производиться после выявленияпричины срабатывания предохранительно-запорного клапана (ПЗК) и принятия мер поустранению неисправности.

5.6.6. При эксплуатации ГРП с номинальнойпропускной способностью регулятора свыше 50 м3/час должнывыполняться следующие работы, если изготовителем не исключены отдельные видыработ или предусмотрена большая периодичность их проведения:

осмотр технического состояния (обход) всроки, устанавливаемые производственной инструкцией;

проверка параметров срабатыванияпредохранительно-запорных и сбросных клапанов - не реже 1 раза в 3 мес., атакже по окончании ремонта оборудования;

техническое обслуживание - не реже 1 разав 6 мес.;

текущий ремонт - не реже 1 раза в 12мес.;

капитальный ремонт - при заменеоборудования, средств измерений, ремонте отдельных элементов здания, системотопления, вентиляции, освещения - на основании дефектных ведомостей,составленных по результатам технических осмотров и текущих ремонтов.

5.6.7. Осмотр технического состояния итекущий ремонт ГРП с пропускной способностью регулятора свыше 50 м3/часдолжен проводиться по графикам в сроки, обеспечивающие безопасность и надежностьэксплуатации, утвержденным техническим руководителем эксплуатирующейорганизации.

5.6.8. При осмотре технического состоянияГРП с пропускной способностью регулятора свыше 50 м3/час должнывыполняться:

проверка по приборам давления газа до ипосле регулятора, перепада давления на фильтре, температуры воздуха в помещении(шкафу), если предусмотрено их отопление, отсутствия утечки газа с помощьюмыльной эмульсии или прибором;

контроль за правильностью положениямолоточка и надежности сцепления рычагов предохранительно-запорного клапана;

смена картограмм регистрирующих приборов,прочистка и заправка перьев, завод часового механизма. Установка пера на"нуль" - не реже одного раза в 15 дней;

проверка состояния и работыэлектроосвещения, вентиляции, системы отопления, визуальное выявление трещин инеплотностей стен, отделяющих основное и вспомогательное помещения ГРП;

внешний и внутренний осмотр здания ГРП,при необходимости - очистка помещения и оборудования ГРП от загрязнений.

При оснащении систем газоснабжениягородских и сельских поселений средствами АСУ ТП РГ технический осмотр ГРПдолжен производиться в сроки, определяемые инструкцией по эксплуатации системтелемеханики, но не реже одного раза в месяц.

5.6.9. При техническом обслуживании ГРП спропускной способностью регулятора свыше 50 м3/час должнывыполняться работы, предусмотренные при осмотре технического состояния, атакже:

проверка работоспособности игерметичности запорной арматуры и предохранительных клапанов;

проверка плотности всех соединений иарматуры, устранение утечек газа, осмотр и очистка фильтра;

определение плотности и чувствительностимембран регулятора давления и управления;

продувка импульсных трубок кконтрольно-измерительным приборам, предохранительно-запорному клапану ирегулятору давления;

проверка параметров настройки запорных исбросных клапанов.

5.6.10. При ежегодном текущем ремонте ГРПс пропускной способностью регулятора свыше 50 м3/час должнывыполняться работы, предусмотренные при техническом обслуживании, а также:

разборка регуляторов давления,предохранительных клапанов с очисткой их от коррозии и загрязнений, проверкаплотности клапанов относительно седла, состояние мембран, смазка трущихсячастей, ремонт или замена изношенных деталей, проверка надежности креплений конструкционныхузлов, не подлежащих разборке;

разборка запорной арматуры, необеспечивающей герметичность закрытия;

ремонт строительных конструкций;

проверка и прочистка дымоходов ГРП - одинраз в год перед отопительным сезоном;

ремонт системы отопления ГРП - один раз вгод перед отопительным сезоном.

Если заводом-изготовителем установлениной состав работ и периодичность их проведения к оборудованию, то работывыполняются в соответствии с инструкцией по эксплуатации завода-изготовителя.

5.6.11. К капитальному ремонту ГРП спропускной способностью регулятора свыше 50 м3/час относятся работыпо:

ремонту здания (конструктивных элементов)и его инженерного оборудования (освещения, вентиляции, отопления);

ремонту и замене устаревшего иизношенного оборудования или отдельных его узлов и частей.

5.6.12. При эксплуатации ШРП с пропускнойспособностью регулятора до 50 м3/час должны выполняться:

осмотр технического состояния,совмещенный с техническим обслуживанием - не реже 1 раза в 12 мес.;

текущий и капитальный ремонт по меренеобходимости.

5.6.13. При выполнении техническогообслуживания (совмещенного с осмотром технического состояния) ШРП с пропускнойспособностью регулятора до 50 м3/час должны выполняться следующиевиды работ, если иной порядок не установлен заводом-изготовителем:

внешний осмотр оборудования, принеобходимости - очистка его от загрязнений;

проверка по прибору величины давлениягаза после регулятора, засоренности фильтра и, при необходимости, егопрочистка;

проверка величины параметра срабатыванияпредохранительно-запорного клапана;

проверка отсутствия утечек газа, привыявлении их устранение.

5.6.14. Газ по обводному газопроводу(байпасу) допускается подавать только в течение времени, необходимого дляремонта оборудования и арматуры. Работа должна выполняться бригадой рабочих всоставе не менее двух человек, под руководством специалиста.

5.6.15. Перепад давления газа на фильтрене должен превышать величины, установленной заводом-изготовителем.

Разборка и очистка кассеты фильтра должныпроизводиться при техническом обслуживании вне помещения ГРП (ГРУ) в местах,удаленных от легковоспламеняющихся веществ и материалов.

5.6.16. Настройка и проверка параметровсрабатывания предохранительных клапанов допускается с помощью регуляторадавления, если верхний предел их срабатывания не превышает 0,003 МПа.

5.6.17. При разборке оборудованияотключающие устройства должны быть закрыты. На границах отключаемого участкаустанавливаются заглушки, рассчитанные на максимальное входное давление газа.

Для удобства установки заглушек примонтаже газопроводов должны предусматриваться фланцевые соединения дляустановки поворотной или листовой заглушки с приспособлением для разжимафланцев и токопроводящей перемычкой.

5.6.18. Техническое обслуживание итекущий ремонт оборудования газорегуляторных пунктов с гарантированным срокомэксплуатации может производиться в соответствии с паспортомзавода-изготовителя. По истечению гарантийного срока это оборудование должнопройти сервисное обслуживание с оформлением акта.

5.6.19. Ремонт электрооборудования ГРП изамена электроламп должны проводиться при снятом напряжении.

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

 

5.7. Взрывозащищенноеэлектрооборудование, контрольно-измерительные приборы, системы автоматизации исигнализации

5.7.1. Эксплуатационная организация,должна обеспечить постоянный технический контроль, обслуживание, текущий икапитальный ремонты приборов и средств автоматизации, блокировок исигнализации, установленных на газопроводах и газоиспользующих установках, атакже взрывозащищенного электрооборудования, обеспечивающего режим безопаснойкоммутации электроцепей во взрывоопасных зонах и помещениях.

5.7.2. Проверка герметичности импульсныхгазопроводов проводится при осмотрах и техническом обслуживании газовогооборудования.

5.7.3. Объем и периодичность работ потехническому обслуживанию и ремонту средств измерений, систем автоматизации исигнализации устанавливаются государственными стандартами на соответствующиеприборы или инструкциями заводов-изготовителей. Объем и периодичность работ потехническому обслуживанию и ремонту технических средств АСУ ТП РГ определяетсяее разработчиком и согласовываются с эксплуатирующей организацией итерриториальным органом Госгортехнадзора России.

5.7.4. Проведение метрологическогонадзора за средствами измерений осуществляется в соответствии с требованияминормативных актов в области метрологического контроля.

5.7.5. Периодической метрологическойповерке подлежат следующие средства измерений:

тягонапоромеры; манометры показывающие,самопишущие, дистанционные - не реже 1 раза в 12 мес.;

переносные и стационарныестандартизированные газоанализаторы, сигнализаторы довзрывных концентраций газа- 1 раз в 6 мес, если другие сроки не установлены заводом-изготовителем.

5.7.6. Не допускаются к применениюсредства измерения, у которых отсутствует пломба или клеймо, просрочен срокповерки, имеются повреждения, стрелка при отключении не возвращается к нулевомуделению шкалы на величину, превышающую половину допускаемой погрешности дляданного прибора.

5.7.7. На циферблате или корпусепоказывающих манометров должно быть обозначено значение шкалы, соответствующеемаксимальному рабочему давлению.

5.7.8. Значение уставок срабатыванияавтоматики безопасности, блокировок и средств сигнализации должносоответствовать параметрам, указанным в техническом отчете пусконаладочнойорганизации.

Сигнализаторы, контролирующие состояниезагазованности, должны срабатывать при возникновении в помещении концентрациигаза, не превышающей 20% от нижнего концентрационного предела распространенияпламени.

5.7.9. АСУ ТП РГ должна обеспечиватьдостоверность и надежность получения информации по автоматизированным зонамобслуживания.

5.7.10. Проверка срабатывания устройствзащиты, блокировок и сигнализации должна проводиться не реже 1 раза в мес.,если другие сроки не предусмотрены заводом-изготовителем.

5.7.11. Проверка сигнализаторовзагазованности должна выполняться с помощью контрольных газовых смесей.

5.7.12. Эксплуатация газовогооборудования с отключенными технологическими защитами, блокировками,сигнализацией и контрольно-измерительными приборами, предусмотренными проектомне допускается.

5.7.13. Приборы, снятые в ремонт или наповерку, должны заменяться на идентичные по условиям эксплуатации.

5.7.14. Техническое обслуживание и ремонтсредств измерений, устройств автоматики и телемеханики АСУ ТП РГ должныосуществляться персоналом газораспределительной организацией или по договоруспециализированной организацией, имеющей соответствующий опыт в проведениитаких работ.

Персонал, осуществляющий техническоеобслуживание и ремонт устройств автоматики и телемеханики АСУ ТП РГ, должензнать устройство и работу аппаратуры, приборов КИП, уметь производить ее ремонти регулировку, знать устройство газового оборудования, быть аттестованным повопросам промышленной безопасности, а также пройти проверку знаний настоящихПравил и правил безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей, сприсвоением соответствующей группы по электробезопасности.

5.7.15. Работы по регулировке и ремонтусистем автоматизации, противоаварийных защит, блокировок и сигнализации взагазованном помещении не допускается.

5.7.16. Устройство электрооборудования,используемого в газораспределительных сетях, должно отвечать требованиям правилустройства электроустановок и эксплуатироваться с соблюдением правилтехнической эксплуатации и техники безопасности электроустановок потребителей иинструкций заводов-изготовителей.

5.7.17. Порядок организации ремонта электрооборудованияв нормальном исполнения и взрывозащищенного, объем и периодичность выполняемыхпри этом работ должны соответствовать требованиям соответствующих нормативныхдокументов.

 

5.8. Средства защиты газопроводов откоррозии

5.8.1. Эксплуатация средствэлектрохимической защиты и периодический контроль потенциалов на подземныхгазопроводах должны проводиться специализированными организациями, службами,лабораториями, аттестованными в порядке, устанавливаемом ГосгортехнадзоромРоссии.

5.8.2. Организация, эксплуатирующаяустановки электрохимической защиты, должна проводить их техническоеобслуживание и ремонт, иметь схемы мест расположения защитных установок,опорных (контрольно-измерительных пунктов) и других точек измерения потенциаловгазопровода, данные о коррозионной агрессивности грунтов и источникахблуждающих токов, а также проводить ежегодный анализ коррозионного состояниягазопроводов и эффективности работы электрозащитных установок.

5.8.3. Электрохимическая защитагазопроводов в грунтах высокой коррозионной агрессивности, независимо отвлияния блуждающих токов, должна обеспечивать значения поляризационныхпотенциалов стали в пределах от -0,85 вольт до -1,15 вольт (относительнонасыщенного медносульфатного электрода сравнения) или значения суммарногопотенциала (включающие поляризационную и омическую составляющие) - разностипотенциалов между трубой и землей в пределах от -0,9 вольт до -2,5 вольт(относительно насыщенного медносульфатного электрода сравнения).

При наличии опасного влияния блуждающихтоков в грунтах низкой и средней коррозионной агрессивности катоднаяполяризация должна обеспечивать отсутствие на газопроводах анодных изнакопеременных зон.

5.8.4. При эксплуатации электрозащитныхустановок должно проводиться их техническое обслуживание, которое включаетпериодический осмотр установок и проверку эффективности их работы.

5.8.5. Технический осмотр электрозащитныхустановок, не оборудованных средствами телеметрического контроля, долженпроизводиться не реже 4 раз в месяц - на дренажных, 2 раза в месяц - накатодных, 1 раз в 6 месяцев - на протекторных установках.

При наличии средств телеметрическогоконтроля сроки проведения технических осмотров устанавливаются техническимруководителем эксплуатационной (газораспределительной) организации с учетомданных о надежности устройств телеметрического контроля.

5.8.6. Проверка эффективностиэлектрохимической защиты газопровода должна проводиться путем измеренияполяризационного потенциала или разности потенциалов между трубой и землей нереже чем 2 раза в год (с интервалом не менее 4 месяцев), а также после каждогоизменения рабочих параметров электрозащитных установок или коррозионныхусловий.

5.8.7. Проверка эффективностиэлектрохимической защиты проводится на защищаемом газопроводе в опорных точках(в точке подключения электрозащитной установки и на границах создаваемой еюзащитной зоны).

Для подключения к газопроводу могут бытьиспользованы специальные контрольно-измерительные пункты, вводы в здание идругие элементы газопровода, доступные для выполнения измерений.

5.8.8. Суммарная продолжительностьперерывов в работе установок ЭХЗ не должна превышать 14 суток в течение года.

В случаях, когда в зоне действия вышедшейиз строя установки защитный потенциал газопровода обеспечивается соседними установками(перекрывание зон защиты) сроки устранения неисправности определяютсятехническим руководителем эксплуатирующей (средства защиты) организации.

5.8.9. Если при техническом осмотреустановлено, что катодная установка не работает, а телеметрический контроль заее работой не осуществлялся, следует принимать, что перерыв в ее работесоставил 14 суток (от одного технического осмотра до другого).

5.8.10. Исправность электроизолирующихсоединений должна проверяться не реже 1 раза в 12 месяцев.

5.8.11. Измерения потенциалов дляопределения опасного влияния блуждающих токов на участках газопровода, ранее нетребовавших защиты, следует проводить не реже 1 раза в 2 года, а также прикаждом изменении коррозионных условий, с интервалом между точками измерения неболее 200 м в поселениях и не более 500 м на межпоселковых газопроводах.

5.8.12. Собственник газопровода илигазораспределительная организация должна своевременно принимать меры по ремонтузащитных покрытий подземных стальных газопроводов.

5.8.13. Приборное обследование состоянияизоляционного покрытия газопроводов должно производиться не реже 1 раза в 5лет.

5.8.14. Обследование состоянияизоляционного покрытия (переходное электрическое сопротивление, адгезия) иповерхности металла трубы под покрытием должны проводиться во всех шурфах,отрываемых в процессе эксплуатации газопровода при его ремонте, реконструкции иликвидации коррозионных повреждений или повреждений изоляции.

5.8.15. Изоляция сварных стыковыхсоединений газопроводов, мест врезок (присоединений), ремонт поврежденныхучастков покрытий и контроль качества выполненных работ должны осуществлятьсяпо технологическим инструкциям для каждого вида покрытий, согласованным сорганами Госгортехнадзора России.

5.8.16. Сварные стыки труб и местаповреждений защитного покрытия должны изолироваться теми же материалами, что игазопроводы, а также битумными мастиками с армирующими слоями,термоусаживающимися на основе полиэтилена муфтами, комбинированнымимастично-ленточными материалами и другими покрытиями, разрешенными к применениюв установленном порядке.

Запрещается применять липкие ленты дляизоляции стыков на газопроводах с битумными покрытиями.

5.8.17. При изоляции стыков труб сразными защитными покрытиями следует применять рулонные материалы, сочетающиесяс покрытием линейной части газопроводов в соответствии с нормативно-техническойдокументацией, утвержденной в установленном порядке.

5.8.18. Владельцем газопровода должныустанавливаться причины возникновения коррозионноопасных зон.

5.8.19. Каждый случай сквозногокоррозионного повреждения газопроводов подлежит расследованию, в установленномпорядке, комиссией, в состав которой должен входить представительспециализированной организации по защите газопроводов от коррозии. О дате иместе работы комиссии собственник газопровода обязан заблаговременно известитьтерриториальный орган Госгортехнадзора России.

 

5.9. Внутренние газопроводы игазоиспользующие установки, производственные, отопительно-производственные иотопительные котельные

5.9.1. Производственные помещения, вкоторых проложены газопроводы и установлены газоиспользующие установки иарматура, должны быть доступны для технического обслуживания и ремонта, а такжесоответствовать проекту.

5.9.2. Запрещается использоватьгазопроводы в качестве опорных конструкций и заземлений.

5.9.3. Внутренние газопроводы, а такжегазовое оборудование (технические устройства) должны подвергаться техническомуобслуживанию не реже 1 раза в мес. и текущему ремонту - не реже 1 раза в 12мес. в случаях, если в паспорте завода-изготовителя нет ресурса эксплуатации инет данных об его ремонте.

5.9.4. Проверка технического состоянияпромышленных дымоотводящих устройств (газоходов, боровов и дымовых труб) должнапроизводиться после их ремонта, а также до пуска в работу установок сезонногодействия и при нарушении тяги.

5.9.5. Газопроводы к газоиспользующимустановкам, котлам и печам, при пуске газа должны продуваться газом довытеснения всего воздуха, в течение времени, определенного расчетом(экспериментально), указанного в производственной инструкции, но не менее 10мин. Окончание продувки определяется анализом на содержание кислорода вгазопроводах. При содержании кислорода более 1% по объему розжиг горелок недопускается.

Газопроводы должны иметь системупродувочных газопроводов с отключающими устройствами и штуцерами для отборапроб в местах, определенных проектом.

Продувать газопроводы через трубопроводыбезопасности и газогорелочные устройства не допускается.

5.9.6. Топки и газоходы перед пускомгазоиспользующих установок, котлов, печей должны быть провентилированы.

Время вентиляции определяется расчетом иустанавливается инструкцией или (для автоматизированных горелок) программойзапуска (розжига).

5.9.7. Отключающая арматура нагазопроводе перед горелкой должна перед розжигом проверяться на герметичностьзатвора, в порядке, установленном проектом.

Горелки пусковой мощностью свыше 0,4 МВтдолжны оснащаться стационарной запальной горелкой, обеспечивающей факел уосновной горелки в режиме розжига, а также наличие факела на всех режимахработы газоиспользующей установки.

Врезка газопровода к защитно-запальнымустройствам (ЗЗУ) горелок для газоиспользующих установок должна быть выполненадо предохранительных запорных клапанов (ПЗК).

На котлах, конструкцией которыхпредусмотрены растопочные горелки, защитно-запальные устройства (ЗЗУ),обеспечивающие наличие и контроль запального факела у горелки в режиме розжигаи селективный контроль факела основной горелки во всех режимах работы котла,включая режим розжига, допускается устанавливать только на растопочныхгорелках.

5.9.8. Газопроводы газоиспользующихустановок с горелками единичной тепловой мощностью свыше 0,35 МВт до 1,2 МВтдолжны быть оборудованы по ходу газа двумя, располагаемыми последовательно,предохранительными запорными клапанами (ПЗК) и регулирующим устройством передгорелкой.

Газопроводы газоиспользующих установок сгорелками единичной тепловой мощностью свыше 1,2 МВт должны быть оборудованы походу газа двумя, располагаемыми последовательно, предохранительными запорнымиклапанами (ПЗК), автоматическим отключающим устройством, установленным междуними, связанным с атмосферой, обеспечивающим автоматическую проверкугерметичности затворов предохранительных запорных клапанов (ПЗК) перед запуском(розжигом) и регулирующим устройством перед горелкой.

5.9.9. На газоиспользующих установках,оборудованных группой горелок с контролируемым факелом, обеспечивающим розжигостальных горелок (группы) допускается первый по ходу газа предохранительныйзапорный клапан (ПЗК) устанавливать общим.

5.9.10. Газоиспользующие установки должныоснащаться системой технологических защит, прекращающих подачу газа в случаях:

погасание факела горелки;

отклонение давления газа перед горелкойза пределы области устойчивой работы;

понижение давления воздуха нижедопустимого (для двухпроводных горелок);

уменьшение разрежения в топке (крометопок, работающих под наддувом);

прекращение подачи электроэнергии илиисчезновение напряжения на устройствах дистанционного и автоматическогоуправления и средствах измерения.

5.9.11. Каждая газоиспользующая установкадолжна быть оснащена блокировкой, исключающей подачу газа в топку приотсутствии факела на защитно-запальном устройстве (ЗЗУ).

Автоматика безопасности при ее отключенииили неисправности, должна блокировать возможность подачи газа нагазоиспользующую установку в ручном режиме.

Автоматика безопасности и регулированиядолжна обеспечивать нормативный процесс эксплуатации газоиспользующегооборудования в автоматическом режиме, исключая возможность вмешательства в этотпроцесс обслуживающего персонала.

5.9.12. Если при розжиге горелки или впроцессе регулирования произошел отрыв, проскок или погасание пламени, подачагаза на горелку и защитно-запальное устройство (ЗЗУ) должна быть немедленнопрекращена.

К повторному розжигу разрешаетсяприступить после устранения причины неполадок, вентиляции топки и газоходов втечение времени, указанного в производственной инструкции, но не менее 10 мин,а также проверки герметичности затвора отключающей арматуры перед горелкой.

5.9.13. Допускается эксплуатациягазоиспользующих установок без постоянного наблюдения со стороны персонала приоборудовании их системой автоматизации, обеспечивающей безаварийную работу ипротивоаварийную защиту в случае возникновения неполадок.

Сигналы о загазованности и неисправностиоборудования, состоянии охранной сигнализации помещения, где оно размещено,должны выводиться на диспетчерский пункт или в помещение с постояннымприсутствием работающих, способных направить персонал для принятия мер или передатьинформацию в организацию, с которой заключен договор на обслуживание.

5.9.14. Установленные средства защитыдолжны немедленно прекращать подачу газа на газоиспользующую установку привозникновении недопустимых отклонениях в работе оборудования, предусмотренныхпроизводственной инструкцией.

5.9.15. Запорная арматура на газопроводахбезопасности после отключения установки должна находиться в открытом положении.

5.9.16. Перед ремонтом газовогооборудования, осмотром и ремонтом топок или газоходов, а также при выводе изработы установок сезонного действия, газовое оборудование и запальныетрубопроводы должны отключаться от газопроводов с установкой заглушек послезапорной арматуры.

Газоходы котлов, печей и другихагрегатов, выведенных в ремонт, должны отключаться от общего борова с помощьюшиберов или глухих перегородок.

5.9.17. До включения в работугазоиспользующих установок, в том числе сезонного действия, должнаобеспечиваться:

проверка знаний инструкций обслуживающимперсоналом в соответствии с требованиями настоящих Правил;

текущий ремонт газового оборудования исистем автоматизации;

проведение планово-предупредительногоремонта газифицированных установок и вспомогательного оборудования;

проверка исправности промышленныхвентиляционных и дымоотводящих систем;

выполнение требований нормативныхтехнических документов по устройству и безопасной эксплуатации котлов,утверждаемых Госгортехнадзором России.

Снятие заглушки и пуск газа разрешаютсяпри наличии документов, подтверждающих выполнение указанных работ.

5.9.18. Помещения с установленным в немгазоиспользующим оборудованием должны быть оснащены системой контроля воздухапо содержанию в нем окиси углерода и метана.

5.9.19. Прямоточные теплогенераторы,отапливающие каменки в парильном отделении бань, выключаются до открытия бань.

5.9.20. Конструкция газового оборудования(технических устройств) используемого в газораспределении и газопотреблениидолжна обеспечивать надежность и безопасность эксплуатации в течение расчетногоресурса работы, принятого в технических условиях и государственных стандартах,а также возможность его ремонта или замены отдельных узлов (блоков).

Система автоматики безопасности ирегулирования процессов горения газа должна обеспечивать контроль параметровбезопасности в автоматическом режиме.

5.9.21. Оборудование должносоответствовать требованиям "Правил применения технических устройств наопасных производственных объектах", утвержденных постановлениемПравительства Российской Федерации от 25.12.1998 № 154023 и другойнормативно-технической документации в области промышленной безопасности.

5.9.22. Газовое оборудование (техническиеустройства), в том числе иностранного производства, должно бытьсертифицировано, а также иметь разрешение Госгортехнадзора России на применениев соответствии с требованием "Инструкции о порядке выдачиГосгортехнадзором России разрешений на выпуск и применение оборудования длягазового хозяйства Российской Федерации" РД 12-88-95, утвержденнойпостановлением Госгортехнадзора России от 14.02.1995 № 8 и зарегистрированной вМинюсте России 15.06.1995 рег. № 87224.

Номер сертификата и разрешения вносится впаспорт технического устройства.

 

6. Проектирование, строительство иэксплуатация газопроводов на территориях с особыми условиями

 

6.1. Общие требования

6.1.1 Проектирование, строительство иэксплуатация газопроводов на территориях с особыми условиями должнаосуществляться с учетом наличия и значений их воздействия на газопровод,связанные с рельефом местности, геологическим строением грунта,гидрогеологическим режимом, подработкой территории строительства газопровода,климатическими и сейсмическими условиями, а также с другими воздействиями ивозможностью их изменения во времени.

6.1.2 Допускается не предусматриватьдополнительные мероприятия в просадочных грунтах I типа, слабонабухающих,слабопучинистых, слабозасоленных, слежавшихся насыпных грунтах, если напряженияв газопроводах от деформаций не превышают допустимые, определенные на стадиипроектирования и (или) отсутствуют условия, вызывающие эти деформации.

6.1.3 Допускается прокладкаполиэтиленовых газопроводов на территории городских и сельских поселений, присейсмичности более 7 баллов, на подрабатываемых и закарстованных территориях, врайонах распространения вечномерзлых грунтов из труб с коэффициентом запасапрочности не менее 2,8 при 100% контроле соединений сваренных в стыкультразвуковым методом.

6.1.4 При проектировании зданий ГРП, опоргазопроводов, колодцев и других сооружений на газопроводах следуетруководствоваться требованиями настоящих Правил, а также соответствующихстроительных норм и правил учитывающих особые условия строительства.

6.1.5 При прокладке подземныхгазопроводов в водонасыщенных грунтах, ниже уровня 2% обеспеченности,необходимо предусматривать пригрузку (балластировку) газопроводов.

Конструкция грузов должна быть стойкой кагрессивному воздействию грунта и грунтовых вод, исключать возможностьповреждения изоляции.

6.1.6 При высоком уровне грунтовых водследует предусматривать водопонижение, дренажные устройства. Допускаетсяназемная или надземная прокладка газопровода.

6.1.7 В местах ввода газопроводов вздания и сооружения следует предусматривать эластичные уплотнения, допускающиесвободные перемещения труб.

6.1.8 При прокладке подземныхгазопроводов на участках с неравномерной деформацией грунта следуетпредусматривать мероприятия, снижающие напряжение в газопроводе (установкукомпенсаторов, засыпку газопровода незащемляющими грунтами на участках не менее50 диаметров по обе стороны).

6.1.9 При строительстве газопроводовследует, как правило, применять длинномерные трубы.

6.1.10 На вводах в здания следуетпредусматривать футляры с диаметром обеспечения зазора между футляром игазопроводом не менее 1/3 величины осадки или выпучивания здания.

6.1.11. Перед началом строительствагазопровода необходимо уточнить соответствие данных инженерных изысканий(топографию, геологию, гидрологию, сейсмичность площадки) проекту.

При выявлении их несоответствия, следуетсогласовывать дальнейшее ведение работ по строительству газопровода с проектнойорганизацией.

Проектная организация должна обеспечитьавторский надзор за строительством газопровода на весь период егостроительства.

6.1.12. Проверка качества сварныхсоединений (стыков) физическими методами контроля при строительствегазопроводов в районах с особыми условиями должна производиться в соответствиис действующими строительными нормами и правилами, учитывающими степень риска отгазопроводов и условия их эксплуатации.

6.1.13. Газовые хозяйства,эксплуатирующие газопроводы на территориях с особыми условиями, должны иметьслужбы, в задачи которых должны входить:

контроль выполнения техническихмероприятий, как в период строительства, так и при проведении техническогообслуживания, текущего и капитального ремонтов газопроводов;

изучение и анализ сведений о проводимых ипланируемых горных подработках, оказывающих вредное влияние на газопроводы ивызывающих их деформацию;

организация и проведение наблюдений заизменением напряженно-деформированного состояния газопроводов в процессе горныхподработок, а также прогнозирование этих изменений по данным инструментальныхнаблюдений за сдвижением земной поверхности;

решение организационно-техническихвопросов по обеспечению надежности и безопасности газопроводов перед началомочередных горных подработок, в процессе интенсивного сдвижения земнойповерхности, а также в других случаях, вызванных геологическим строением грунтаи его гидрогеологическим режимом;

разработка совместно с горнымипроизводствами, проектными организациями мер защиты эксплуатируемых газопроводовот вредного влияния горных разработок, а также мероприятий по предупреждениюпроникновения газа в подземные коммуникации и здания.

6.1.14. В газовом хозяйстве должны бытьсоставлены дополнительные планы и графики осмотра газопроводов после выявления деформациигрунта и других явлений, которые могут вызвать недопустимые напряжения вгазопроводе.

6.1.15. Внеплановый обход трассыгазопроводов следует производить после аварий на водонесущих коммуникациях,сооружениях, расположенных в районе прокладки газопровода, обильных дождей,подъема грунтовых вод и уровня воды в реках, ручьях, оврагах, обводнения изаболачивания трассы газопровода.

6.1.16. Газопроводы в слабопучинистых,слабонабухающих грунтах, грунтах I типа просадочности, слежавшихся насыпных,вечномерзлых грунтах, районах с сейсмичностью до 6 баллов (для надземныхгазопроводов) и до 7 баллов (для подземных) следует обходить вобщеустановленные сроки.

6.1.17. При эксплуатации газопроводовследует уделять внимание участкам ввода газопроводов в здания. Вести наблюдениеза зазором между трубопроводом и футлярами, а также за состоянием напряжениякомпенсаторов.

6.1.18. Следует предусматриватьмероприятия по отводу воды от траншеи газопровода, не допускать обводнения изаболачивания трассы.

6.1.19. При обходе подземных газопроводовследует производить проверку на загазованность колодцев, цокольных и подвальныхэтажей зданий в радиусе 50 м от газопроводов низкого и среднего давления и 80 мвысокого давления.

6.1.20. При обходе подземных газопроводовследует следить за деформациями колодцев сооружений, вызванными осадками иливыпучиванием, а также за наличием в них воды.

6.1.21. При выявлении подвижек (осадок)или выпучивания грунта при подземной прокладке газопровода следует отрыватьшурфы для определения состояния изоляции и причины, приведшие к деформациямгазопровода.

Результаты обследования газопроводаследует представлять проектной организации для принятия решений по дальнейшейего эксплуатации или разработки компенсирующих мероприятий.

6.1.22. Как правило, следуетпредусматривать устройство автодорог для строительства и эксплуатациигазопроводов на территории с особыми условиями.

 

6.2. Вечномерзлые грунты

6.2.1. Прокладка газопроводов в районах свечномерзлыми грунтами допускается надземной. Наземная прокладка газопроводавыполняется в обваловании с укладкой его на основание из песка или другогонепучинистого грунта. Габариты основания и обваловки газопровода следуетпринимать по теплотехническому расчету, подтверждающему обеспечениеустойчивости газопровода.

6.2.2. При проектировании газопроводов ввечномерзлых грунтах в качестве основания следует предусматривать:

вечномерзлые основания в мерзломсостоянии, сохраняемом в процессе строительства и эксплуатации;

вечномерзлые грунты, основания которыхиспользуются в оттаявшем состоянии.

6.2.3. Надземную прокладку газопроводаследует выполнять на земляных подушках при строительстве газопроводов наосновании из вечномерзлых грунтов в оттаявшем состоянии и (или) на опорах исваях, при использовании оснований в мерзлом состоянии.

6.2.4. Подземную прокладку газопроводовследует выполнять при отрицательной температуре газа.

6.2.5. При проектировании газопроводовследует предусматривать устойчивость газопроводов и сооружений на них отвоздействия оттаивающих и промерзающих грунтов.

6.2.6. При переходе подземногогазопровода через железнодорожные пути и автодороги следует предусматриватьмероприятия по предупреждению оттаивания грунта земляного полотна и основаниянасыпи дорог.

6.2.7. Строительство газопроводов,прокладываемых на вечномерзлых грунтах, следует производить, как правило, взимнее время, а в летний период выполнять сопутствующие работы.

6.2.8. В летний период следуетпредусматривать мероприятия по предотвращению протаивания грунтов.

В зимний период, как правило, следуетразрабатывать переувлажненные грунты с малой несущей способностью.

6.2.9. Устройство обвалования и земляныхопор при наличии в основании устойчивых грунтов не требует дополнительныхусловий.

Для обеспечения устойчивости газопроводовна переувлажненных основаниях, неустойчивых при оттаивании грунтов, следуетпроизводить присыпку газопровода сухим несмерзшимся грунтом при сохранениимохового покрова под отсыпками.

6.2.10. Скважины под опоры следует, какправило, закладывать в зимний период механическим (бурением) или термическим(пропариванием) мерзлых грунтов способами.

6.2.11. После проходки скважины следуетзаполнить ее на 1/3 высоты шламом (глиняным или другим раствором),обеспечивающим свободное погружение сваи и связь раствора после смерзания сосваей и стенками скважин.

Сваи с целью обеспечения их вертикальногоположения следует раскреплять.

6.2.12. Укладка труб на сваи допускаетсятолько после обеспечения полного смерзания сваи с грунтом.

6.2.13. Забивка свай в грунты призалегании вечномерзлых грунтов ниже острия сваи должна производиться как вобычных грунтовых условиях.

 

6.3. Просадочные грунты

6.3.1. При подземной прокладкегазопроводов при величине недопустимых осадок и просадок грунта, следуетустраивать маловодопроницаемый экран из уплотненных грунтов, толщина которогоопределяется расчетом. Засыпку пазух траншеи следует производить недренирующимводонепроницаемым грунтом (местные лессовидные суглинки, супеси, глины), слоямис уплотнением до естественной плотности грунта.

6.3.2. При надземной прокладкегазопровода следует предусматривать водонепроницаемые экраны под основаниемфундаментов опор, засыпку пазух фундамента не дренирующим грунтом и устройствоотмостки.

Отмостка должна перекрывать пазухифундаментов не менее чем на 0,5 м. Под отмосткой следует устраивать глиняныйзамок толщиной не менее 0,15 м.

6.3.3. Рытье траншеи в грунтах II типапросадочности следует производить после окончания предусмотренных проектомработ, обеспечивающих предотвращение стока поверхностных вод в траншею, как впериод строительства, так и в период эксплуатации.

6.3.4. При рытье траншеи в грунтах IIтипа просадочности следует ее длину назначать с учетом обеспечения укладки изасыпки трубопровода после окончания смены. Засыпка должна производиться недренирующими грунтами с уплотнением до естественной плотности грунта.Устройство водонепроницаемого экрана, отмостки, засыпка траншеи должныпроизводиться с учетом требований проекта, а также общих указаний.

 

6.4. Набухающие грунты

6.4.1. Для подземных газопроводов привеличине расчетных деформаций основания с набухающими грунтами большедопустимых, следует предусматривать:

устройство компенсирующих песчаных (кромепылеватых и мелкозернистых) подушек с шириной и высотой по расчету на кровлененабухающих или в пределах слоя набухающих грунтов с их уплотнением дообъемного веса не менее 1,6 г/см3;

выполнение водозащитных мероприятий;

планировку территории, обеспечивающуюотвод поверхностных вод от траншеи;

полную или частичную замену набухающегогрунта ненабухающим.

Выбор метода устранения или снижениядействия набухающих грунтов на газопровод следует осуществлять исходя изтехнико-экономических обоснований, определенных проектом.

6.4.2. Засыпку траншей следуетпредусматривать либо привозным не дренирующим грунтом, либо местным грунтом спредварительным его увлажнением.

6.4.3. Строительство газопроводов всредненабухающих и сильнонабухающих грунтах должно осуществляться аналогичностроительству в просадочных грунтах II типа.

6.4.4. При эксплуатации газопроводовследует выявлять появление выпучивания засыпки траншеи и опор газопровода.

 

6.5. Элювиальные грунты

6.5.1. При проектировании следуетпредусматривать мероприятия, аналогичные для просадочных и набухающих грунтов,в зависимости от характера воздействия элювиальных грунтов на газопроводы.

В грунтах, с наличием включений скальныхпород, следует предусматривать полную замену их рыхлых включений из верхнейзоны основания на толщину не менее 0,2 м песком (кроме пылеватого и мелкого)или мелкозернистым щебнем, гравием с уплотнением.

6.5.2. При наличии в основании грунтов,теряющих свою устойчивость и несущую способность под воздействием воздуха иводы, следует предусматривать недобор грунта не менее 0,3 м дляпылевато-глинистых и песчаных, а также крупнообломочных аргиллито-алевритовыхгрунтов, 0,15 м для прочих элювиальных грунтов и 0,5 м для пологозалегающихуглистых и сажистых прослоев.

6.5.3. При строительстве газопроводов вэлювиальных грунтах следует выполнять мероприятия, предусмотренные пристроительстве на набухающих, просадочных грунтах, обладающих аналогичнымисвойствами.

6.5.4. При строительстве газопровода вгрунтах, переходящих в неустойчивое состояние от воздействия воды и температурыокружающего воздуха, траншея на проектную глубину не разрабатывается.

6.5.5. Укладка изолированного на бровкетраншеи или в заводских условиях газопровода осуществляется после доработки днатраншеи на участке, исходя из условия окончания работ по укладке и засыпкитраншеи в течение смены.

Засыпку траншеи следует производить сразупосле монтажа газопровода.

 

6.6. Пучинистые грунты

6.6.1. В средне-, сильно- ичрезвычайнопучинистых грунтах следует предусматривать глубину прокладкигазопроводов, как правило, ниже глубины промерзания. Засыпку и подбивку телатрубы газопровода следует производить несмерзающим сыпучим грунтом (пескисредне- и крупнозернистые и другие).

6.6.2. Толщину подсыпки и подбивки телагазопровода следует принимать не менее 10 см, засыпки - не менее 20 см.

6.6.3. С целью уменьшения воздействия силморозного пучения при необходимости следует предусматривать противопучинныемероприятия:

тщательное уплотнение грунтов засыпки;устройство отвода поверхностных вод за счет планировки территории вдоль трассы;замена грунта на непучинистый, и т.д.

6.6.4. Переходы газопроводов черезестественные и искусственные преграды следует, как правило, предусматриватьнадземными или прокладывать ниже глубины промерзания.

6.6.5. Рытье траншеи следует выполнятьпосле окончания предусмотренных проектом работ, обеспечивающих предотвращениестока поверхностных вод в траншею, как в период строительства, так и в периодэксплуатации.

6.6.6. Рытье траншей следует выполнять сучетом обеспечения полной засыпки газопровода после окончания смены. Устройствоводонепроницаемого экрана, отмостки и засыпка траншеи должна производиться сучетом требований проекта.

6.6.7. Внеплановый обход трассы следуетпроводить не реже 1 раза в 7 дней в застроенной части поселения и 1 раза в 15дней в незастроенной в осенне-зимний период при резком похолодании.

 

6.7. Сейсмические районы

6.7.1. Сейсмостойкость газопроводовследует обеспечивать при надземной прокладке при сейсмичности свыше 6 баллов, апри подземной - свыше 7 баллов:

выбором благоприятных в сейсмическомотношении участков трасс;

повышением коэффициента прочности дляполиэтиленовых труб не менее 2,8;

прочностью и устойчивостью конструкцийгазопроводов, подтвержденных соответствующими расчетами.

6.7.2. Расчетную сейсмичность и параметрыколебаний грунта следует принимать одинаковыми, как для надземных, так иподземных газопроводов.

6.7.3. Прокладку газопроводов черезестественные и искусственные преграды, а также на участках тектоническихразломов, как правило, следует предусматривать надземной.

При выборе трассы следует избегатьучастков с косогорами, неустойчивыми, просадочными и набухающими грунтами,пересечениями горных выработок, активных тектонических разломов, селеопасных иоползневых склонов, также участки, где возможно развитие карстовых процессовили сейсмичность которых превышает 9 баллов.

Прокладка газопроводов в перечисленныхусловиях допускается только при соответствующем обосновании и согласовании сорганами Госгортехнадзора России.

6.7.4. Для ГРП поселений с входнымдавлением свыше 0,6 МПа и предприятий с непрерывными технологическими процессамиследует предусматривать подземные обводные газопроводы с установкой отключающихустройств вне зоны возможного обрушения ГРП.

Для таких предприятий следуетпредусматривать подачу газа, как правило, от двух газопроводов.

6.7.5. В проектах следует предусматриватьподвижные соединения газопроводов с оборудованием, а также в местах прохождениячерез конструкции зданий и сооружений.

В местах присоединений (врезок)газопроводов и подсоединения к оборудованию следует предусматривать устройствокомпенсационных участков за счет углов поворота или компенсаторов.

6.7.6. В проектах газоснабжения поселенийс населением более 1 млн. человек при сейсмичности 7 баллов, а также поселенийс населением более 100 тыс. человек при сейсмичности 8 и 9 баллов следуетпредусматривать не менее двух ГРС.

6.7.7. При проектировании наружныхгазопроводов в районах с сейсмичностью 7 баллов и более следует:

трассы надземных газопроводов должны бытьудалены от несейсмостойких зданий и сооружений на расстояние не менее 1,2высоты указанных зданий и сооружений;

не допускать прокладку газопроводов постенам несейсмостойких зданий и сооружений;

компенсирующую способность участковгазопровода между неподвижными опорами определять с учетом сейсмическойнагрузки;

отключающую арматуру газопроводов удалятьот несейсмостойких зданий на расстояние не менее 1,2 высоты зданий;

предусматривать подземные вводыгазопроводов в несейсмостойкие здания на участке протяженностью не менее 1,2высоты здания.

6.7.8. Толщина стенок труб должна быть неменее 3 мм для труб диаметром до 50 мм, 4 мм диаметром свыше 50 мм до 200 мм ине менее 6 мм - для труб диаметром более 200 мм.

6.7.9. Ввод газопровода в здания долженосуществляться через проемы, размеры которых должны превышать диаметртрубопровода не менее чем на 30 см, при этом ось газопровода должна проходитьчерез центр проема.

6.7.10. Крепление надземных газопроводовк опорам должно быть свободным с предохранением труб от возможного сброса.

6.7.11. Для гашения колебания надземныхгазопроводов следует, как правило, предусматривать установку компенсаторов,уменьшение величины пролетов между опорами или увеличение жесткости трубы.

6.7.12. На участках трассы с динамическинеустойчивыми грунтами и возможными большими осадками или выпучиванием следуетпредусматривать автоматическую систему контроля и отключения аварийныхучастков.

6.7.13. Сварку в плеть трубных секций наберме траншеи следует осуществлять с анкеровкой плети.

6.7.14. Складирование труб следуетосуществлять на специальной площадке и закреплять их во избежание раскатки.

6.7.15. На переходах через реки и другиепрепятствия на площадках с сейсмичностью 9 баллов и более необходимопредусматривать установку сейсмометрических приборов для записи колебаний вовремя землетрясения.

6.7.16. Внеочередной обход трасс газопроводовследует производить после воздействия на них сейсмических воздействий.

 

6.8. Подрабатываемые территории

6.8.1. Проектирование газопроводов наподрабатываемых территориях должно осуществляться при наличии разрешений назастройку площадей залегания полезных ископаемых, выдаваемых в установленномпорядке с соблюдением мер охраны зданий, сооружений и природных объектов отвредного влияния горных разработок утвержденных установленным порядком.

6.8.2. При проектировании газопроводовследует учитывать:

максимальные ожидаемые величины сдвиженийи деформаций земной поверхности от горных работ, планируемых на ближайшие 20лет;

границы зон влияния горных работ;

ожидаемые величины сдвижений и деформацийот каждой из выработок, календарные планы ведения которых известны к началупроектирования, а также положения и длины полумульд сдвижения от каждойвыработки.

6.8.3. Горно-геологическое обоснованиестроительства газопроводов дополнительно должно содержать:

сведения о границах участков по трассегазопровода, подработка которых планируется в перспективе более 20 лет;

места пересечений газопроводом границохранных и барьерных целиков, а также крупных тектонических нарушений;

зоны возможных образований провалов икрупных трещин с уступками на земной поверхности в результате ведения горныхвыработок;

основные параметры подработки: глубинавыработки, мощность длина полумульд, коэффициенты подработанности и параметр,характеризующий влияние наносов.

6.8.4. Для газопроводов, на которыеимеются календарные планы ведения горных работ, мероприятия по защитегазопроводов от подработок следует предусматривать в проекте.

6.8.5. Для этого следует предусматриватьравнопрочность сварных соединений металлу труб, установку компенсаторов,устройство малозащемляющих засыпок, увеличение толщины стенки трубы посравнению с расчетными, применение труб, выполненных из высокопрочных сталей.

6.8.6. Протяженность зоны защитыгазопровода должно определяться длиной мульды сдвижения, увеличенной на 150диаметров в каждую сторону от границы мульды сдвижения.

Установка компенсаторов рекомендуется научастках пересечения газопроводами мест тектонических нарушений, у границшахтного поля или границ оставляемых целиков, у которых по условиям ведениягорных работ ожидается прекращение всех выработок.

6.8.7. При расчете газопроводов следуетпроверять расчетом прочность газопроводов от воздействия центральногорастяжения, продольных напряжений, вызываемых кривизной земной поверхности приподработке выработками в полого и наклонно залегающих пластах и в зонеобразования уступа при подработке выработками в крутопадающих пластах,устойчивость в зоне сжатия и компенсационную способность.

6.8.8. Наружные сети газораспределенияпоселений и промплощадок, как правило, следует закольцовывать.

6.8.9. При газоснабжении потребителей длякоторых перерывы в подаче газа недопустимы по технологическим или другимпричинам, следует предусматривать подачу газа этим потребителям от двухгазопроводов, прокладываемых по территории, подработка которых начинается вразное время, с обязательной закольцовкой газопроводов.

6.8.10. Трасса газопровода должнапредусматриваться преимущественно вне проезжей части территории с учетомвозможного вскрытия траншей в период интенсивных деформаций земной поверхностив результате горных выработок.

6.8.11. Прокладка газопроводов среднего ивысокого давлений по стенам зданий не допускается.

6.8.12. Газопроводы низкого давлениявнутри кварталов допускается проектировать надземными на отдельно стоящихопорах или по дворовым фасадам зданий.

6.8.13. Газопроводы, а также их вводы вздания, прокладываемые по стенам здания, должны обеспечивать компенсациюперемещений трубопровода, вызываемых раскрытием деформационных швов здания, атакже их осадкой.

6.8.14. На подземных газопроводах следуетустанавливать контрольные трубки с расстоянием не более 50 м одной от другой, атакже на углах поворота, у компенсаторов, на переходах через искусственныепреграды.

6.8.15. Надземная прокладка рекомендуетсяна участках переходов газопроводов через естественные и искусственные преграды,а также на участках где по расчетам возможно образование провалов, трещин снапряжениями в газопроводах, превышающими допустимые при подземной прокладке.

6.8.16. Воздействия от подработки,учитываемые при проектировании газопроводов, должны быть заданы в различныхточках по его трассе.

6.8.17. При разбивке трассы следуетзакрепить постоянными знаками границы влияния горных выработок. Знаки должныиметь высотные отметки и привязку к пикетам трассы.

6.8.18. Конструкция крепленияэлектрических проводников к газопроводу в местах подключения системэлектрозащиты должна обеспечивать надежность соединения в случаях подвижноститрубы.

6.8.19. Соединение стальных трубгазопроводов должно производиться электросваркой. Газовая сварка допускаетсятолько для надземных газопроводов давлением до 0,3 МПа, диаметром не более 100мм.

На подземных газопроводах сварныесоединения должны подвергаться 100% контролю физическими методами. Непроварылюбой протяженности и глубины в сварных соединениях не допускаются.

6.8.20. Газопровод должен укладываться наоснование из малозащемляющего грунта толщиной не менее 200 мм и присыпатьсяэтим же грунтом на высоту не менее 300 мм.

6.8.21. В организациях, эксплуатирующихраспределительные газопроводы, следует предусматривать службы, с целью:

решения организационно-техническихвопросов защиты газопроводов в соответствии с проектом и мероприятиямигорнодобывающих предприятий;

анализа планов горных работ по трассегазопроводов и контроля выполнения мероприятий, исключающих или уменьшающихвлияние подработок на газопроводы;

сбора данных, представленныхмаркшейдерскими службами по результатам наблюдений за деформацией земнойповерхности, составления совместно с горнодобывающими предприятиями графикаподработки газопроводов для представления в проектную организацию;

разработки совместно с маркшейдерскимислужбами горнодобывающих предприятий и проектными организациями мер защитыэксплуатируемых газопроводов от вредного влияния горных разработок, а такжемероприятий по предупреждению проникновения газа в подземные коммуникации издания;

контроля за строительством, ремонтом иэксплуатацией газопроводов.

6.8.22. Периодичность техническогообслуживания газопроводов и сооружений на них, расположенных в зоне влияниягорных выработок в период активной стадии сдвижения земной поверхности:

надземный газопровод низкого давления - 1раз в 7 дней;

подземный газопровод и надземныегазопроводы среднего и высокого давления - 1 раз в день.

6.8.23. Приборный метод контроля затехническим состоянием газопроводов и изоляции на них - один раз в год, приотсутствии приборов - бурение на наиболее напряженных участках газопровода -один раз в год.

6.8.24. Технический ремонт арматуры вколодцах - один раз в 2 года, на надземных газопроводах - один раз в 5 лет.

6.8.25. Для обеспечения безаварийнойработы подземных газопроводов необходимо перед началом горных выработок, еслипроектом не предусмотрены компенсирующие мероприятия на период активной стадиисдвижения земной поверхности, вскрыть траншею на 50-100 м от границ мульдыоседания грунта для освобождения газопровода от защемляющего воздействиягрунта.

6.8.26. В зимний период следует траншеюзасыпать слабосвязанным утепляющим материалом (керамзит, шлаковата и др.)

6.8.27. Вскрытую траншею следует защищатьот механических повреждений и попадания в нее поверхностных вод.

6.8.28. По окончании активной стадиисдвижения грунта газопровод следует разрезать для снятия продольныхрастягивающих напряжений и вварить либо катушки, либо установить компенсатор,исходя из прогнозируемых деформаций грунта.

6.8.29. Для наблюдения за состояниемподземного газопровода на участках появления трещин на поверхности землиследует производить шурфование, а в местах, в которых ожидаются наибольшиенапряжения в газопроводе, следует предусматривать строительство смотровыхколодцев.

Окончание деформаций земной поверхностидолжно быть подтверждено заключением специализированной организации, имеющейлицензию территориальных органов Госгортехнадзора России на проведениемаркшейдерских работ.

 

6.9. Горные районы

6.9.1. В горных условиях и в районах ссильно пересеченным рельефом местности прокладку газопроводов следуетпредусматривать вне зоны затопления или по водораздельным участкам, избегаянеустойчивые и крутые склоны, а также районы селевых потоков, горных паводков ит.д.

6.9.2. В оползневых районах и в местахвозможного обрушения грунта следует предусматривать прокладку с заглублениемниже плоскости скольжения или возможного обрушения и обеспечением требуемойглубины заглубления газопровода на случай проявления воздействия грунта потрассе газопровода.

6.9.3. Прокладку газопровода следуетпредусматривать на глубину не менее 0,5 м ниже возможного размыва водой при 5%обеспеченности или перемещения грунта.

6.9.4. В горных районах допускается надземнаяпрокладка. Следует предусматривать защитные мероприятия по отводу селевыхпотоков, горных паводков, снежных лавин, оползневых явлений, сдвига и обрушениягрунта, а также обеспечивать отвод поверхностных вод.

6.9.5. При расчете трубопроводов напрочность следует учитывать напряжения, возникающие от перемещенийгазопроводов, вызванных крутизной склона и предусматривать при необходимостикомпенсаторы и неподвижные опоры.

6.9.6. При подземной прокладкегазопроводов следует предусматривать планировку траншеи с обеспечениемпродольного уклона не более 15° или выполнение дополнительных мероприятийпротив сдвига газопровода и засыпки траншеи.

6.9.7. Для предохранения изоляционногопокрытия газопроводов в скальных грунтах или других, имеющих крупные включения,в проекте следует предусматривать удаление зазубрин грунта и устройство постелииз крупно- или среднезернистого песка толщиной не менее 0,2 м с подбивкой иприсыпкой газопровода толщиной не менее 0,2 м.

6.9.8. Укладку газопровода следуетпредусматривать только на несущий грунт.

6.9.9. Работы в горных условиях следуетвыполнять в период наименьшей вероятности появления на участках производстваработ селевых потоков, горных паводков, камнепадов, продолжительных ливней иснежных лавин.

6.9.10. На период строительства участковгазопровода, где возможны такие условия, следует создавать службы оповещения,аварийно-спасательную и другие.

6.9.11. Разработка траншей на продольныхуклонах должна выполняться в соответствии с планом производства работ.

6.9.12. На участках трассы, пересекающихгорные реки, русла и поймы селевых потоков, не допускается разработка траншей,вывозка и раскладка труб в задел.

6.9.13. При появлении оползневых илиобвальных процессов, получении подтверждений о возможности селевых потоков,горных паводков и других неблагоприятных явлений, строительство необходимопрекратить.

6.9.14. Вывозка труб до разработкитраншей не допускается.

6.9.15. При работах по очистке, изоляциии укладке газопровода в траншею при продольных уклонах свыше 15° следует разрабатыватьмеры против смещения газопровода.

6.9.16. Сборку и сварку труб напродольных уклонах до 20° следует проводить снизу вверх по склону, при большейкрутизне - на промежуточных горизонтальных площадках с последующимпротаскиванием подготовленной плети газопровода.

6.9.17. Организациям, эксплуатирующимгазопроводы, следует иметь службы, задача которых:

решение организационно-техническихвопросов защиты газопровода от селевых потоков, горных паводков, снежных лавин,оползневых явлений, обрушение грунта;

сбор данных, по прогнозированиюнеблагоприятных воздействий на трассу газопровода и разработка совместно спроектной организацией мероприятий по предупреждению их воздействия нагазопровод;

осуществление постоянного контроля засохранностью сооружений, предусмотренных для защиты траншеи газопроводов отразмыва, за сползанием засыпки траншеи, а также самого газопровода.

6.9.18. Внеочередной обход трассыгазопровода следует производить получения информации о возможности появления научастке трассы газопровода селевых потоков, горных паводков и другихнеблагоприятных явлений, а также после их окончания.

 

6.10. Пересечение болот

6.10.1. При подземной прокладкегазопровода на болотах I типа следует предусматривать заглублениегазопровода на глубину не менее 0,8 глубины промерзания, но не менеепредусмотренной для обычных условий.

При надземной прокладке газопровода наболотах II-III типов укладку его следует предусматривать на минеральный грунт.

6.10.2. Наземная прокладка газопроводовдопускается на всех типах болот, на болотах III типа - при наличии специальнойтехники. Прокладка газопроводов должна предусматриваться, как правило,прямолинейной с минимальным числом поворотов. Повороты следует, как правило,обеспечивать за счет упругого изгиба газопровода.

6.10.3. При проектировании наземнойпрокладки газопровода во избежание размыва обвалования и подмыва газопроводанеобходимо предусматривать водопропускные сооружения (трубы, лотки, канавы), атакже учитывать дополнительные напряжения, вызываемые осадкой торфяной залежипод трубой и в результате осушения болота.

6.10.4. Изоляцию подземных и наземныхгазопроводов в обваловании следует выполнять с применением устойчивой изоляции.

6.10.5. Надземная прокладка газопроводовдопускается на всех типах болот при наличии сваебойной техники, а на болотахIII типа - также специальной техники.

6.10.6. Балластировку газопровода припрокладке на болотах следует выполнять винтовыми анкерами, закрепленными вматерик или другими способами, обеспечивающими устойчивость газопровода.

6.10.7. При устройстве лежневых илиотсыпанных из грунта дорог для обслуживания трассы газопровода на болотахII-III типов следует предусматривать высоту отсыпки с учетом осадки торфа подвоздействием нагрузок.

6.10.8. Производство земляных работследует производить в зимний период после замерзания верхнего торфяногопокрова, с учетом мероприятий по уменьшению промерзания грунта на полосеразрытия траншеи.

6.10.9. При строительстве следуетиспользовать в проекте:

для подземных газопроводов укладку бермыс траншеи или лежневой дороги;

сплавом; протаскиванием по дну траншеи;

для наземных газопроводов укладку внасыпь, отсыпаемую по дерновому слою болота.

6.10.10. На обводненных участках трассыдопускается укладка газопровода непосредственно на воду с последующимпогружением до проектных отметок и закреплением.

6.10.11. Для устройства основания изасыпки наземного в обваловании и подземного газопроводов не допускаетсяиспользовать мерзлый грунт с комьями размером более 50 мм в поперечнике, снег,лед.

6.10.12. Засыпку газопроводов, уложенныхв траншею, следует выполнять в соответствии с проектом производства работ взависимости от типов болот.

6.10.13. Траншеи следует засыпать сразупосле окончания изоляционно-монтажных работ в прохладное или холодное времясуток.

6.10.14. Сварочные работы, как правило, влетний период следует выполнять на трубозаготовительных базах, в зимний натрассе строительства.

6.10.15. Изоляцию газопроводов следуетвыполнять в заводских или базовых условиях.

6.10.16. Способы балластировки изакрепления газопроводов на проектных отметках должны приниматься всоответствии с проектом и планом производства работ в зависимости от типаболота, мощности торфяной залежи, уровня грунтовых вод, методов прокладки,времени проведения работ.

6.10.17. Надземную прокладку газопроводовследует выполнять на сваях, забиваемых в материковый грунт сваебойнымоборудованием.

6.10.18. При обходе трассы газопроводовследует контролировать состояние дорог, предусмотренных для обслуживаниягазопроводов.

 

6.11. Засоленные грунты

6.11.1. В проектах расчет газопроводов напрочность проводится с учетом осадки, в связи с неравномерностью замачиванияоснования, схемы фильтрационного потока, неоднородности распределения солей вгрунтах. Проектирование следует выполнять как для обычных незасоленных грунтовпри отсутствии возможности замачивания грунтов, незначительных осадках грунтапри выщелачивании солей, в остальных случаях - как для просадочных грунтов.

6.11.2. Для прокладки газопроводов взасоленных грунтах, преимущественно, применять полиэтиленовые трубы.

6.11.3. Строительство должно выполнятьсяаналогично строительству на просадочных грунтах. Верхний слой засоленногогрунта толщиной не менее 5 см должен быть удален с поверхности основаниянасыпи.

 

6.12. Насыпные грунты

6.12.1. Прокладку подземных газопроводовна основаниях, сложенных из насыпных грунтов, следует предусматривать с учетомих значительной неоднородности по составу, неравномерной сжимаемости,возможности самоуплотнения от изменения гидрогеологических условий,замачивания, а также за счет разложения органических включений.

Если насыпные грунты обладаютпросадочными, набухающими свойствами прокладку газопроводов следуетпредусматривать с учетом требований, предусмотренных для этих грунтов.

Если насыпные грунты имеют содержаниеорганического вещества Jom больше 0,1 следует предусматриватьполную или частичную прорезку этих грунтов; уплотнение грунтов с помощьютрамбовки или намывного грунта.

Засыпку пазух фундаментов допускаетсяпредусматривать местными грунтами при отсутствии в нем крупных включений,грунтов с низкой несущей способностью (торф, сапропели, ил и др.).

6.12.2. Допускается не учитыватьдополнительную осадку подстилающих грунтов при давности отсыпки насыпей изпесков и шлаков более двух лет и пылевато-глинистых грунтов, золошлаков - пятилет.

6.12.3. Прокладку наземных газопроводовследует предусматривать с разработкой аналогичных мероприятий, предусмотренныхдля данной прокладки на болотах.

6.12.4. Опирание фундаментов опорнепосредственно на поверхность сильнозаторфованных грунтов, торфов,слабоминеральных сапропелей и илов предусматривать не допускается.

6.12.5. При наличии пучинистых,просадочных, набухающих грунтов следует выполнять мероприятия, предусмотренныедля данных типов грунтов.

6.12.6. При строительстве в неслежавшихсянасыпных грунтах следует после отрывки траншеи основания тщательно уплотнять наглубину, предусмотренную проектом, с доведением объемного веса скелета грунтана нижней границе уплотненной толщи до 1,6 г/см3.

6.12.7. При строительстве в грунтах сналичием крупных частиц, вкраплений скальных грунтов, кирпичей, металла следуетустраивать подушку из песка (кроме пылеватого и мелкозернистого) толщиной неменее 0,2 м.

6.12.8. При грунтах с низкой несущейспособностью и содержанием органических веществ Jom больше0,1 следует производить забивку свай в материковый грунт (отказ свай должен непревышать проектный), устройство распределительной подушки из гнилостойкихматериалов с предварительным уплотнением основания на глубину, предусмотреннуюпроектом, замену грунта.

6.12.9. При строительстве наземныхгазопроводов на не слежавшихся насыпных грунтах следует перед отсыпкой провестиуплотнение грунта под основанием отсыпки на глубину, указанную в проекте.

 

7. Особые требования взрывобезопасностипри эксплуатации систем газоснабжения тепловых электрических станций (ТЭС) икотельных

 

7.1. Требования раздела распространяютсяна газопроводы и газовое оборудование котельных агрегатов тепловыхэлектрических станций с единичной тепловой мощностью более 420 ГДж/ч.

7.2. На каждой тепловой электрическойстанции, имеющей объекты газового хозяйства, должна быть создана газовая служба(участок) по эксплуатации и ремонту газопроводов и газового оборудования(технических устройств).

7.3. Объем эксплуатационной документациидолжен соответствовать требованиям настоящих Правил, а такженормативно-техническим документам, учитывающим, условия и требованияэксплуатации тепловых электрических станций, согласованным ГосгортехнадзоромРоссии и утвержденным в установленном порядке.

Технологические схемы газопроводов должныбыть вывешены в помещениях ГРП и щитов управления или воспроизводиться надисплее автоматического управления.

7.4. При эксплуатации газопроводов игазового оборудования должны выполняться:

осмотр технического состояния (обход);

проверка параметров срабатыванияпредохранительных запорных клапанов (ПЗК) и предохранительных сбросных клапанов(ПСК), установленных в ГРП (ГРУ);

проверка срабатывания ПЗК, включенных всхемы защит и блокировок котлов;

проверка герметичности фланцевых,резьбовых и сварных соединений газопроводов, сальниковых набивок арматуры спомощью приборов или мыльной эмульсии;

контроль загазованности воздуха впомещениях ГРП и котельном зале (котельной);

проверка работоспособности автоматическихсигнализаторов загазованности в помещениях ГРП и котельного зала (котельной);

проверка срабатывания устройствтехнологических защит, блокировок и действия сигнализации;

очистка фильтров;

техническое обслуживание газопроводов игазового оборудования;

техническое обслуживание средств защитыгазопроводов от коррозии;

включение и отключение газопроводов игазового оборудования в режимы резерва, ремонта и консервации;

текущий ремонт;

проведение режимно-наладочных работ нагазоиспользующем оборудовании с пересмотром режимных карт;

техническое обследование (техническаядиагностика) газопроводов и газового оборудования;

капитальный ремонт;

отключение недействующих газопроводов игазового оборудования (обрезка с установкой постоянных заглушек на сварке).

7.5. Осмотр технического состояния(обход) должен производиться в сроки, обеспечивающие безопасность и надежностьэксплуатации систем газоснабжения, но не реже 1 раза в смену для ГРП,внутренних газопроводов котельной и котлов, 1 раза в мес. для надземных газопроводови в соответствии с настоящими Правилами для подземных газопроводов.

При обходе подтягивание сальников наарматуре и откачка конденсата из дренажных устройств газопроводов с давлениемболее 0,3 МПа не допускается.

7.6. Проверка параметров срабатывания ПЗКи ПСК должна проводиться не реже 1 раза в 6 мес., а также после ремонтаоборудования.

Предохранительные сбросные клапаны в ГРПдолжны быть настроены на параметры, обеспечивающие начало их открывания припревышении величины максимального рабочего давления на выходе из ГРП на 15%, апредохранительные запорные клапаны, в том числе встроенные в регулирующиеклапаны, при превышении рабочего давления не более чем на 25%.

При настройке и проверке параметровсрабатывания ПЗК и ПСК не должно изменяться рабочее давление газа послерегулирующих клапанов на выходе из ГРП.

7.7. Проверка срабатывания ПЗК котлов игорелок должна проводиться перед растопкой котла на газе после простоя более 3суток, перед плановым переводом котла на сжигание газа, а также после ремонтагазопроводов котла.

7.8. Очистку фильтра необходимо проводитьпри достижении допустимого значения перепада давления, указанного в паспортезавода-изготовителя.

7.9. Контроль загазованности в помещенияхГРП и котельной должен проводиться стационарными сигнализаторами загазованностиили переносным прибором из верхней зоны помещений не реже 1 раза в смену.

При обнаружении концентрации газанеобходимо организовать дополнительную вентиляцию и незамедлительные работы пообнаружению и устранению утечки газа.

7.10. Проверка срабатывания устройствтехнологических защит и действия сигнализации по максимальному и минимальномудавлению газа в газопроводах проводится в сроки, указанные в инструкцияхзаводов-изготовителей, но не реже 1 раза в 6 мес.

При проверке не должно изменяться рабочеедавление газа в газопроводах.

Проверка блокировок производится передпуском котла или переводом его на газообразное топливо.

7.11. Техническое обслуживаниегазопроводов и газооборудования должно проводиться не реже 1 раза в 6 мес.

К проведению технического обслуживаниямогут привлекаться сторонние организации, имеющие опыт и возможности выполненияэтих работ.

7.12. До начала работ по техническомуобслуживанию следует провести проверку рабочей зоны помещения (котельного зала,ГРП) на загазованность с отметкой в наряде-допуске.

7.13. При техническом обслуживании ГРПдолжны выполняться:

проверка хода и герметичности отключающихустройств (задвижек, кранов), а также герметичности ПЗК и ПСК прибором илимыльной эмульсией;

проверка герметичности мест проходасочленений приводов механизмов с регулирующими клапанами;

проверка герметичности фланцевых исварных соединений газопроводов, прибором или мыльной эмульсией;

осмотр, при необходимости очисткафильтра;

проверка сочленений приводов механизмов срегулирующими клапанами, устранение люфта и других неисправностей вкинематической передаче;

продувка импульсных линий приборовсредств измерений, предохранительно-запорных и регулирующих клапанов;

проверка параметров настройки ПЗК и ПСК;

смазка трущихся частей, подтяжкасальников арматуры, при необходимости их очистка.

7.14. При техническом обслуживаниивнутренних газопроводов должны выполняться:

проверка герметичности фланцевых исварных соединений газопроводов, сальниковых набивок арматуры приборами илимыльной эмульсией;

подтяжка сальников арматуры, принеобходимости очистка;

продувка импульсных линий приборовсредств измерений.

7.15. При отключении газовогооборудования сезонного действия должны устанавливаться заглушки нагазопроводах-отводах к ним.

7.16. Текущий ремонт газопроводов игазового оборудования должен проводиться не реже 1 раза в 12 мес. наотключенном оборудовании и газопроводах с установкой заглушек на границахотключаемого участка со стороны подачи газа.

7.17. До начала и в процессе выполненияработ по техническому обслуживанию и ремонту должен осуществляться контрольрабочей зоны на загазованность.

При концентрации газа в помещении,превышающей 20% нижнего концентрационного предела распространения пламени,работы должны быть приостановлены.

После окончания работ газопроводы должныбыть испытаны на герметичность, а после сварочных работ - на прочность игерметичность в соответствии с действующими нормами.

Испытания должны проводиться персоналом,выполнившим ремонтные работы, в присутствии оперативного персонала станции.Результаты испытаний оформляются актом.

7.18. Текущий ремонт газооборудования ГРПдолжен выполняться в соответствии с требованиями настоящих Правил.

7.19. При текущем ремонте надземныхгазопроводов производится:

устранение прогиба, выпучивания, замена ивосстановление креплений, опор;

разборка и ремонт отключающих устройств(запорной арматуры) не обеспечивающей герметичность закрытия с притиркойуплотняющих поверхностей;

восстановление противошумового итеплоизоляционного покрытий;

окраска газопроводов и арматуры (не реже1 раза в 5 лет);

проверка герметичности соединений иустранение дефектов, выявленных при осмотре технического состояния (обходе).

7.20. При текущем ремонте запорнойарматуры должны выполняться:

очистка арматуры, разгон червяка и егосмазка, набивка сальника;

разборка запорной арматуры, необеспечивающей плотность закрытия затворов с притиркой уплотняющихповерхностей;

проверка наличия смазки в редукторахэлектроприводов, плотности их корпусов;

проверка затяжки (крепеж) фланцевыхсоединений, смена износившихся и поврежденных болтов и прокладок;

проверка исправности и ремонт приводногоустройства;

при сервисном обслуживании газовойарматуры заводом-изготовителем сроки и объемы работ определяются техническимиусловиями на изготовление арматуры.

7.21. Пересмотр режимных карт на газовыхкотлах должен осуществляться с периодичностью не реже 1 раза в 2 года, а такжепосле капитального ремонта котла, замены газогорелочных устройств.

7.22. Техническая диагностика газопроводови газового оборудования должна проводиться в соответствии с требованияминастоящих Правил.

7.23. Капитальный ремонт газопровода игазового оборудования может быть назначен по результатам техническойдиагностики.

Для газопроводов, подлежащих капитальномуремонту (замене), должна быть составлена проектная документация в соответствиис требованиями, предъявляемыми к новому строительству.

Капитальный ремонт внутреннихгазопроводов, газового и котлового оборудования следует совмещать.

Сведения о капитальном ремонте должнызаноситься в паспорт газопровода (ГРП).

7.24. В системах газоснабжения ТЭС недопускается прокладка газопроводов по территории трансформаторных подстанций иоткрытых электрораспределительных устройств, складов резервного топлива, галереямподачи резервного топлива, ниже нулевой отметки зданий, а также использованиегазопроводов в качестве опорных конструкций и заземлений.

Прокладка внутренних газопроводов должнабыть открытой. Места установки запорной и регулирующей арматуры должны иметьискусственное освещение.

7.25. В системах газоснабжения следуетприменять стальную арматуру не ниже класса "В" по герметичности.

Способ присоединения арматуры (сварка,фланцы) определяется проектом.

Горелки, имеющие перемещения в процессеработы котла, допускается присоединять к газопроводу при помощи металлорукавовили резинотканевых рукавов, рассчитанных на рабочее давление газа и имеющихсоответствующие разрешение на применение и сертификат.

7.26. В системах газоснабжения(газораспределения) запорная арматура (отключающие устройства) должныоснащаться электроприводом во взрывозащищенном исполнении:

на вводе в ГРП;

на вводе в регуляторный зал и на выходеиз него (при наличии двух и более залов);

на входе и выходе линии редуцированиягаза, при оснащении регулирующего клапана (РК) электроприводом;

на выходе из ГРП (при наличии двух ГРП иболее).

7.27. Управление электроприводом запорнойи регулирующей арматуры в ГРП должно осуществляться с местного щита управления(МЩУ), а также:

для котлов с поперечными связями со щитауправления одного из котлов (МЩУ) или группы котлов (ГрЩУ);

для энергоблоков мощностью менее 800 МВт- с одного из блочных щитов управления (БЩУ);

для энергоблоков мощностью 800 МВт и выше- с блочных щитов управления (БЩУ).

7.28. В помещениях отдельно стоящихзданий на ТЭС с газовым оборудованием (регуляторный зал ГРП, места размещенияузлов учета расхода и очистки газа, МЩУ ГРП) должны устанавливатьсясигнализаторы загазованности с выводом светозвукового сигнала на щит управлениякотлов ГрЩУ, БЩУ; МЩУ ГРП и на входе в помещения.

7.29. В ГРП станций должно обеспечиватьсяизмерение:

давления газа на входе и выходе ГРП, атакже после каждого регулирующего клапана (РК);

перепада давления на фильтрах очисткигаза;

температуры и расхода газа;

температуры воздуха и загазованности впомещениях регуляторных залов и МЩУ ГРП.

7.30. На панелях МЩУ, ГрЩУ и БЩУ,относящихся к ГРП, должны находиться:

ключ управления и указатели положениязапорной и регулирующей арматуры;

ключ-переключатель выбора места управлениязапорной и регулирующей арматурой;

светозвуковая сигнализация о работеоборудования и загазованности помещений;

приборы, показывающие давление газа навходе и выходе ГРП и на выходе каждой ступени редуцирования газа;

приборы, показывающие температуру газа навходе и выходе ГРП;

приборы, показывающие расход газа вкаждой точке измерения.

7.31. На отводе газопровода к котлувнутри здания должна предусматриваться установка двух отключающих устройств.Первое по ходу газа может выполняться с ручным приводом; второе сэлектроприводом должно быть задействовано в схему защиты котла.

7.32. На газопроводе-отводе к котлу послеотключающих устройств должны предусматриваться: фланцевое соединение дляустановки поворотной или листовой заглушки с приспособлением для разжимафланцев и токопроводящей перемычкой; штуцер для подключения продувочногоагента; общекотловой ПЗК; врезка газопровода к ЗЗУ горелок (только для газовыхкотлов); регулирующие клапаны (основной, растопочный).

При устройстве индивидуального регулирующегоклапана перед каждой горелкой растопочный клапан не обязателен.

7.33. На газопроводе перед каждойгорелкой котла последовательно должны устанавливаться два ПЗК.

При использовании в качестве запорнойарматуры двух быстродействующих запорных клапанов и индивидуальногорегулирующего клапана перед каждой горелкой установка общекотловогопредохранительного запорного клапана не обязательна.

Допускается установка одного ПЗК иотключающего устройства с электроприводом (очередность определяется проектом) итрубопровода безопасности между ними, при условии установки общекотловогопредохранительного запорного клапана.

Управление отключающими устройствамидолжно быть дистанционным со щита управления котлом, с площадки обслуживанияуправления горелок, а также вручную по месту.

7.34. Питание электромагнита ПЗК напостоянном или переменном токе выбирается в проекте исходя изтехнико-экономического обоснования.

Питание на постоянном токе должноосуществляться от шин аккумуляторной батареи или от батареи предварительно заряженныхконденсаторов, при условии оснащения схемы управления устройством непрерывногоконтроля за исправностью цепей.

Питание на переменном токе должноосуществляться от двух независимых источников, при условии установки блоканепрерывного питания.

7.35. Каждая горелка котла должна бытьоснащена защитно-запальным устройством (ЗЗУ), обеспечивающим факел у горелки врежиме розжига, и селективный контроль факела горелки во всех режимах работыкотла, включая режим розжига.

Управление ЗЗУ должно быть дистанционнымсо щита управления котлом, а также с площадки обслуживания управления горелок.

Розжиг факела каждой горелки котла,работающей на газе, должен осуществляться от стационарно установленногоиндивидуального защитно-запального устройства (ЗЗУ).

7.36. На газопроводе перед последнимотключающим устройством каждой горелки должен предусматриваться трубопроводбезопасности диаметром не менее 20 мм, оснащенный отключающим устройством сэлектроприводом.

7.37. Газопроводы котла должны иметьсистему продувочных газопроводов с отключающими устройствами и штуцерами дляотбора проб, а также растопочный сбросной газопровод (при необходимости).

Продувочные газопроводы должны бытьпредусмотрены:

в конце каждого тупикового участкагазопровода, включая запальный газопровод;

перед вторым отключающим устройством наотводе к котлу;

перед местом установки заглушек нагазопроводе котла;

перед ПЗК котла;

перед первым отключающим устройством угорелки (если длина газопровода превышает 2 м);

с обеих сторон секционного отключающего устройствапри кольцевой схеме подвода газа к котельной.

Диаметр продувочного газопровода долженопределяться расчетом с учетом обеспечения 15-кратного обмена объемапродуваемого участка газопровода в течение 1 ч, но быть не менее 20 мм.

7.38. Объединение продувочныхгазопроводов с трубопроводами безопасности, а также продувочных газопроводов отучастков, разделенных заглушками или регулирующими клапанами, не допускается.

7.39. На котле должно предусматриватьсяизмерение:

давления газа в газопроводе котла до ипосле регулирующего клапана;

давления газа перед каждой горелкой запоследним по ходу газа отключающим устройством;

перепада давления воздуха перед горелкамии дымовых газов на уровне горелок или в верхней части топки (для котлов,работающих под наддувом);

перепада давления между воздухом в"теплом ящике" и дымовыми газами топки (для котлов, работающих поднаддувом);

давления воздуха в общем коробе иливоздуховодах по сторонам котла (кроме котлов, работающих под наддувом);

разрежения или давления дымовых газоввверху топки;

давления воздуха перед горелкой запоследним отключающим устройством.

7.40. Газифицированный котел долженоснащаться системами (устройствами) технологической защиты:

7.40.1. На отключение подачи газа вслучаях:

невоспламенение факела первойрастапливаемой горелки;

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

отключение всех дымососов (для котлов суравновешенной тягой);

отключение всех дутьевых вентиляторов;

отключение всех регенеративныхвоздухоподогревателей;

понижение давления газа после РК нижезаданного значения (при использовании газа в качестве основного вида топлива).

7.40.2. На снижение нагрузки котла до 50%при отключении:

одного из двух дымососов;

одного из двух дутьевых вентиляторов;

одного из двух регенеративныхвоздухоподогревателей.

7.40.3. На отключение подачи газа нагорелку при ее невоспламенении или погасании ее факела.

7.41. Газифицированный котел должен бытьоснащен блокировками, не допускающими:

открытие отключающего устройства нагазопроводе-отводе к котлу при открытом положении хотя бы одного отключающегоустройства перед горелками;

включение ЗЗУ и подачу газа к горелкамбез предварительной вентиляции топки, газоходов (в том числе рециркуляционных),"теплого ящика" и воздуховодов в течение не менее 10 мин.;

открытие общего запорного устройства назапальном газопроводе к ЗЗУ при открытом положении хотя бы одного первого походу газа запорного устройства с электроприводом перед любым ЗЗУ;

подачу газа в горелку в случае закрытиявоздушного шибера (клапана) перед горелкой (группой горелок) или при отключениииндивидуального дутьевого вентилятора;

подачу газа в горелку при отсутствиифакела на ЗЗУ;

открытие (закрытие) запорного устройствана трубопроводе безопасности при открытом (закрытом) положении обоих запорныхустройств перед горелкой.

7.42. В системе газоснабжения(газораспределения) котла должна быть предусмотрена сигнализация на:

понижение или повышение заданногодавления газа перед ГРП;

понижение или повышение заданногодавления газа после ГРП;

понижение или повышение заданногодавления газа после РК котла;

понижение заданного давления воздуха вобщем коробе или в воздуховодах перед горелками (кроме котлов, работающих поднаддувом);

понижение перепада давления междувоздухом перед горелками и дымовыми газами в верхней части топки или на уровнегорелок (для котлов, работающих под наддувом);

понижение перепада давления междувоздухом в "теплом ящике" и дымовыми газами топки (для котлов,работающих под наддувом);

наличие факела на горелке котла;

наличие факела ЗЗУ горелки;

наличие общего факела в топке котла;

срабатывание защит, предусмотренныхнастоящими Правилами;

загазованность помещений регуляторныхзалов и МЩУ ГРП.

7.43. Выполнение блокировок и защитдействующих на останов котла или перевод его на пониженную нагрузку должноосуществляться по техническим условиям, согласованным с заводом-изготовителемили по нормативно-технической документации, утвержденной для ТЭС.

7.44. Аварийное отключение газопроводов(вплоть до ГРП) должно производиться в случаях разрыва сварных стыков,коррозионных и механических повреждений газопровода и арматуры с выходом газа,а также при взрыве, пожаре, непосредственно угрожающих газопроводам и газовомуоборудованию.

7.45. При обнаружении загазованностиработы должны быть приостановлены, приняты меры по устранению утечки газа ивыполнению мероприятий в соответствии с Планом локализации и ликвидацииаварийных ситуаций, при необходимости Планом взаимодействия служб различныхведомств.

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

7.46. Газоопасные работы должнывыполняться в соответствии с требованиями настоящих Правил.

Форма нарядов-допусков на производствогазоопасных работ может соответствовать требованиям нормативных документов дляТЭС, с учетом специфики проводимых работ.

7.47. Установка заглушек на газопроводахдолжна производиться на отключенном участке после его предварительной продувкивоздухом или инертным газом и взятии пробы для анализа на содержание горючегогаза.

Снятие заглушек на газопроводе должнопроизводиться после проведения контрольной опрессовки в соответствии стребованиями настоящих Правил.

7.48. Заглушки на газопроводах ГРП припуске газа после консервации или ремонта должны сниматься после осмотра техническогосостояния (обхода) газопроводов, проведения технического обслуживания иконтрольной опрессовке, а после капитального ремонта на газопроводе (сварочныхработ) после испытания на прочность и герметичность в соответствии стребованиями настоящих Правил.

7.49. Снятие заглушек на газопроводахкотла при его выводе из режима консервации или ремонта должно выполняться послеосмотра технического состояния котла, проведения технического обслуживания иконтрольной опрессовке, проверки работоспособности технологических защит,блокировок и сигнализации, а также записи ответственного лица в оперативномжурнале о готовности котла к растопке.

7.50. До начала работ, связанных сразборкой газовой арматуры, присоединением или ремонтом внутреннихгазопроводов, работой внутри котлов, а также при выводе котлов в режимконсервации и ремонта отключающие устройства, установленные на ответвленияхгазопровода к котлу и на газопроводе к защитно-запальным устройствам горелок,должны быть закрыты с установкой заглушек.

Газопроводы должны быть освобождены отгаза продувкой воздухом или инертным газом.

7.51. До начала и в период проведенияработ по установке и снятию заглушек должна проводиться проверка рабочей зонына загазованность. При предельно допустимой концентрации газа в воздухе рабочейзоне, превышающей 300 мг/м куб., работы должны выполняться в шланговыхпротивогазах.

7.52. При сжигании на ТЭС газа сповышенным содержанием серы продувка газопроводов сжатым воздухом недопускается.

7.53. Технологические защиты, блокировкии сигнализация, введенные в постоянную эксплуатацию, должны быть включены втечение всего времени работы оборудования.

7.54. Вывод из работы технологическихзащит, блокировок и сигнализации на работающем оборудовании допускается вслучаях:

необходимости отключения, обусловленнойпроизводственной инструкцией;

неисправности или отказе;

периодической проверки по графику.

Отключение должно выполняться пописьменному распоряжению начальника смены в оперативном журнале с уведомлениемтехнического руководителя станции или лица, его заменяющего.

7.55. Проведение ремонтных и наладочныхработ в цепях защит, блокировок и сигнализации на действующем оборудовании безоформления наряда-допуска не допускается.

7.56. Перед пуском котла (ремонт, резервболее 3 суток) проверяются исправность тягодутьевых машин, вспомогательногооборудования, средств измерений и дистанционного управления, регуляторов, атакже работоспособность защит, блокировок, сигнализации, средств оповещения иоперативной связи, проведена проверка срабатывания ПЗК котла и горелок свозведением на исполнительные механизмы.

При простое котла менее 3 суток проверкеподлежат только средства измерения, оборудование, механизмы, устройства защиты,блокировок и сигнализации, на которых производился ремонт.

Выявленные неисправности до розжига котладолжны быть устранены. При обнаружении неисправности средств защиты иблокировок, действующих на останов котла, розжиг котла не допускается.

7.57. Пуск газа в газопровод котла послеконсервации или ремонта должен производиться при включенных в работу дымососах,дутьевых вентиляторах, дымососах рециркуляции в последовательности, указанной впроизводственной инструкции по эксплуатации котла.

7.58. Продувать газопроводы котла черезтрубопроводы безопасности или через газогорелочные устройства котла недопускается.

7.59. Перед растопкой котла из холодногосостояния должна быть проведена при включенных в работу тягодутьевых механизмахпредпусковая проверка плотности закрытия отключающих устройств перед горелкамикотла, включая ПЗК котла и горелок.

При обнаружении негерметичности затворовотключающих устройств растопка котла не допускается.

7.60. Непосредственно перед растопкойкотла и после его останова топка, газоходы отвода продуктов сгорания котла,системы рециркуляции, а также закрытые объемы, в которых размещены коллекторы("теплый ящик"), должны быть провентилированы с включением всехдымососов, дутьевых вентиляторов и дымососов рециркуляции в течение не менее 10мин при открытых шиберах (клапанах) газовоздушного тракта и расходе воздуха неменее 25% от номинального.

7.61. Вентиляция котлов работающих поднаддувом, а также водогрейных котлов при отсутствии дымососа должнаосуществляться при включенных дутьевых вентиляторах и дымососах рециркуляции.

7.62. Растопка котлов должна производитьсяпри работающих дутьевых вентиляторах и дымососах (где предусмотрены).

7.63. Перед растопкой котла, еслигазопроводы находились не под избыточным давлением, следует определитьсодержание кислорода в газопроводах котла.

При содержании кислорода более 1% пообъему розжиг горелок не допускается.

7.64. Растопка котлов, все горелкикоторых оснащены ПЗК и ЗЗУ, может начинаться с розжига любой горелки впоследовательности, указанной в инструкции по эксплуатации котла.

При невоспламенении (погасании) первойрастапливаемой горелки должна быть прекращена подача газа на котел и горелку,отключено ее ЗЗУ и провентилированы горелка, топка и газоходы согласнотребованиям настоящих Правил, после чего растопка котла может быть возобновленана другой горелке.

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

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

Повторный ее розжиг возможен послеустранения причин ее невоспламенения (погасания).

7.65. При погасании во время растопкивсех включенных горелок должна быть немедленно прекращена подача газа на котел,отключены их ЗЗУ и проведена вентиляция горелок, топки, газоходов согласнотребованиям настоящих Правил.

Повторная растопка котла должнапроизводиться после выяснения и устранения причин погасания факелов горелок.

7.66. Порядок перевода котла спылеугольного или жидкого топлива на природный газ должен определятьсяпроизводственной инструкцией по эксплуатации котла, утвержденной главныминженером (техническим директором) организации.

При многоярусной компоновке горелокпервыми должны переводиться на газ горелки нижних ярусов.

Перед плановым переводом котла насжигание газа должна быть проведена проверка срабатывания ПЗК иработоспособности технологических защит, блокировок и сигнализации системгазоснабжения котла с воздействием на исполнительные механизмы или на сигнал вобъеме, не препятствующем работе котла.

7.67. Подача газа в газопроводы котладолжна быть немедленно прекращена оперативным персоналом в случаях:

несрабатывания технологических защит;

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

пожара, угрожающего персоналу,оборудованию или цепям дистанционного управления, входящих в схему защитыкотла;

исчезновения напряжения на устройствахдистанционного и автоматического управления или на всех контольно-измерительныхприборах;

разрушения газопровода котла.

7.68. При аварийной остановке котланеобходимо прекратить подачу газа на котел и все горелки котла, их ЗЗУ, открытьотключающие устройства на трубопроводах безопасности.

При необходимости следует открытьотключающие устройства на продувочных газопроводах и провентилировать топку игазоходы согласно требованиям Правил.

7.69. При плановой остановке котла дляперевода в режим резерва должна быть прекращена подача газа к котлу, горелкам,ЗЗУ с последующим их отключением; открыты отключающие устройства натрубопроводах безопасности, а при необходимости и на продувочных газопроводах,проведена вентиляция топки и газоходов.

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

7.70. Если котел находится в резерве илиработает на другом виде топлива, заглушки после запорной арматуры нагазопроводах котла могут не устанавливаться.

Допускается избыточное давление газа вгазопроводах котла при работе на другом топливе, при условии обеспеченияплотности закрытия отключающих устройств перед горелками котла.

7.71. Наблюдение за оборудованием ГРП,показаниями средств измерений, а также автоматическими сигнализаторами контролязагазованности должно проводиться с помощью приборов со щитов управлениякотлотурбинного цеха (КТЦ) и водогрейной котельной, с местного щита управленияГРП и визуально по месту, при обходах.

7.72. Отключающее устройство перед ПСК вГРП должно находиться в открытом положении и быть опломбировано.

7.73. Резервная редуцирующая нитка в ГРПдолжна быть в постоянной готовности к работе.

Подача газа к котлам по обводномугазопроводу (байпасу) ГРП, не имеющему автоматического регулирующего клапана,запрещается.

 

8. Особые требования взрывобезопасностипри проектировании, строительстве и эксплуатации газотурбинных (ГТУ) ипарогазовых (ПГУ) установок

 

8.1. Проектирование

8.1.1. При проектировании системгазоснабжения ГТУ или ПГУ, средств технологического контроля, автоматизации,сигнализации, защит и блокировок должны учитываться требования настоящихПравил, а также нормативно-технических документов, учитывающих, условия итребования эксплуатации тепловых электрических станций, обеспечивающих ихпромышленную безопасность, согласованных с Госгортехнадзором России иутвержденных в установленном порядке.

8.1.2. При разработке блока отключающейарматуры газовой турбины следует учитывать, что управление арматурой должноосуществляться от системы управления ГТУ или ПТУ.

8.1.3. Система газоснабжения ГТУ и ПГУ,как правило, включает:

подводящий газопровод (ПГП) от ГРС допункта подготовки газа (ППГ) на территории ТЭС;

пункт подготовки газа (ППГ), включаяблоки: редуцирования (компримирования) давления газа, в том числе ГРП, узелстабилизации давления (УСД), дожимную компрессорную станцию (ДКС),газотурбинную редукционную станцию (ГТРС), очистки, осушки, подогрева,измерения расхода;

наружные газопроводы от пункта подготовкигаза (ППГ) до зданий и сооружений, в которых размещены ГТУ и ПГУ;

блоки отключающей арматуры газовыхтурбин;

внутренние газопроводы ГТУ и ПГУ.

8.1.4. На подводящем газопроводе от ГРСдолжно быть предусмотрено отключающее устройство с электроприводом, управляемымиз главного корпуса ТЭС, располагаемое как на территории электростанции, так ивне ее на расстоянии от 5 м до 20 м от ограды ТЭС.

8.1.5. Проектом должен быть предусмотренавтоматический пуск (останов) газовой турбины, работающей как автономно, так ис котлами-утилизаторами, входящими в состав ГТУ и ПГУ.

При проектировании в составе ГТУ и ПГУдолжно предусматриваться оборудование, обеспечивающее эффективную вентиляцию газо-воздушноготракта. Алгоритмами автоматического разворота газовой турбины двигателя доподсинхронных оборотов должна предусматриваться эффективная вентиляции всегогазовоздушного тракта ГТУ и ПГУ.

Выбор пусковых устройств ипродолжительность вентиляции до необходимой кратности должен определятьсяисходя из требований мобильности разворота газовой турбины.

8.1.6. Конструкция котлов-утилизаторов недолжна иметь застойных зон.

8.1.7. Горелочные устройства, применяемыев системе газоснабжения ГТУ и ПГУ, должны быть сертифицированы и иметьразрешение Госгортехнадзора России на промышленное применение в установленномпорядке.

8.1.8. Объем оснащения средствамиконтроля горелочных устройств и камеры сгорания газовой турбины долженопределяться техническими условиями на поставку ГТУ и настоящими Правилами.

8.1.9. Подвод газа к горелочнымустройствам котлов-утилизаторов, входящих в состав ГТУ и ПГУ должен выполнятьсяв соответствии с требованиями настоящих Правил.

8.1.10. Вентиляция газовоздушного трактагазовых турбин и котлов-утилизаторов, входящих в состав ГТУ и ПГУ, при пускедолжна обеспечиваться за счет расхода воздуха, проходящего через газовуютурбину при вращении ее ротора пусковым устройством.

В газовых турбинах могут применяться:тиристорные пусковые устройства, воздушные стартеры, электростартеры,турбокомпрессорные стартеры.

8.1.11. Вентиляция газо-воздушного трактакотлов-утилизаторов, входящих в состав ГТУ и ПГУ, должна осуществлятьсятягодутьевыми механизмами.

8.1.12. Для проведения вентиляциигазо-воздушного тракта ГТУ и ПГУ после останова газовых турбин должениспользоваться режим холодной прокрутки газовой турбины, осуществляемый припомощи пусковых устройств.

8.1.13. Котлы-утилизаторы итеплообменники, входящие в состав ГТУ или ПГУ с авиационными и судовымигазовыми турбинами, должны выполняться, как правило, вертикальными (башеннойкомпоновки) с размещением дымовой трубы над котлом-утилизатором илитеплообменником.

8.1.14. Пусковые устройства газовыхтурбин, входящих в состав ГТУ и ПГУ с котлами-утилизаторами илитеплообменниками должны обеспечивать при непрерывной вентиляции в течение 5 минне менее чем шестикратный воздухообмен вентилируемых объемов до дымовой трубы.

Установки, на которых пусковые устройствагазовых турбин не обеспечивают выполнения этих условий, должны оснащатьсядутьевыми механизмами.

8.1.15. Пусковые устройства газовыхтурбин должны обеспечивать при непрерывной вентиляции трехкратный воздухообменвентилируемых объемов до дымовой трубы или топочного пространствакотлов-утилизаторов с обеспечением скорости в самом широком сечениигазовоздушного тракта не ниже 0,3 м/с.

8.1.16. В проектной документации должныбыть представлены системы автоматического пуска (останова) газовой турбины.Программы автоматического пуска газовых турбин должны позволять осуществлениенормальных и ускоренных пусков из каждого теплового состояния газовой турбины.Система автоматического пуска газовых турбин должна включать блокировки,препятствующие выполнению последующего этапа пуска до полного завершения предыдущего.

Программы системы автоматическогоостанова газовых турбин должны включать:

разгрузку турбины в заданных параметрахпо времени;

закрытие регулирующих, стопорных ипредохранительных запорных клапанов по топливу, а также электрифицированнойарматуры на подводе топлива к пламенным трубам камеры сгорания турбины игорелкам котла-утилизатора;

вентиляцию газовоздушных трактовустановки, включая котел-утилизатор;

закрытие шиберов на стороне всасывания и(или) выхлопа ГТУ по окончании вентиляции газовоздушных трактов;

открытие запорных устройств напродувочных газопроводах.

8.1.17. Здания и помещения (укрытия), вкоторых располагается оборудование ППГ, а также блоки арматуры газовой турбиныследует относить по взрывопожарной опасности к категории А, помещения (машинныезалы), в которых размещены газовые турбины - к категории Г. Степеньогнестойкости этих помещений должна быть не ниже III.

8.1.18. Устройства автоматики должны бытьзащищены от воздействия колебаний напряжения питания. Сигнальные цепидополнительно должны быть защищены от воздействия индустриальных помех.

8.1.19. Системы газоснабжения ГТУ и ПГУдолжны обеспечивать газовые турбины проектным давлением газа перед горелочнымиустройствами.

Схемы газоснабжения ГТУ и ПГУ от ГРСмогут предусматриваться как совместные (с энергетическими котлами), так ираздельные в зависимости от места расположения ТЭС и давления газа в местеподключения к магистральному газопроводу.

8.1.20. При выборе схемы газоснабжения зарасчетное давление газа в ПГП принимается минимальное давление на границе ТЭС сучетом сезонных и суточных колебаний, но не ниже 0,3 МПа.

В зависимости от значения расчетногодавления газа в ПГП схемы подачи газа к газовым турбинам, работающим какавтономно, так и в составе ГТУ и ПГУ, возможны с дожимающими компрессорами ибез них.

8.1.21. Дожимающие компрессоры должнырасполагаться в отдельном здании.

При контейнерной поставке допускается ихразмещение в пристройках к зданию главного корпуса.

Размещение в машинном зале ГТУ дожимающихкомпрессоров не допускается.

8.1.22. Подводящие газопроводы от ГРС илиот магистральных газопроводов до площадки ТЭС, независимо от давлениятранспортируемого газа, следует прокладывать, как правило, подземно.

8.1.23. Подачу газа от магистральныхгазопроводов (или ГРС) на ТЭС, как правило, следует предусматривать по одномутрубопроводу без резерва. При эксплуатации газотурбинных и парогазовыхустановок в базовом режиме подача газа на ТЭС от магистральных газопроводовдолжна предусматриваться по двум трубопроводам от одной ГРС. В случаеотсутствия хозяйства жидкого топлива в системе ГТУ и ПГУ и работы ГТУ или ПГУ вбазовом режиме подачу газа на ТЭС следует предусматривать по двум трубопроводамот одной ГРС, подключенной к двум независимым магистральным газопроводам.

Прокладка газопроводов в селитебной зонегородских и сельских поселений с давлением свыше 1,2 МПа не допускается.

8.1.24. На территории ТЭС, как правило,следует предусматривать комплексный общестанционный пункт подготовки газа(ППГ).

8.1.25. Аппараты в каждой ступени очисткигаза предусматриваются с 50%-ным резервом. На ПГП к блоку очистки газа следуетпредусматривать запорное устройство с электроприводом, управляемым с МЩУ ППГ.

8.1.26. Технологическая схемаредуцирования давления газа в ГРП должна выполняться с поперечными связями исодержать дополнительные защитные устройства (ПСК, ПЗК), обеспечивающиенадежную работу оборудования системы газоснабжения. Количество редуцирующихниток определяется пропускной способностью выбранного оборудования и арматуры ирекомендуется предусматривать с 50%-ным резервом но не менее двух.

8.1.27. Технологическая схема дожимнойкомпрессорной станции (ДКС) может быть как общестанционной, так и блочной.

8.1.28. Производительностьобщестанционной ДКС должна рассчитываться на максимальный расход газа на ГТУ, ана электростанциях, сжигающих газ сезонно, по расходу газа для летнего режима.

8.1.29. При суммарном расходе газа до 300тыс. м3/ч может сооружаться одна общестанционная ДКС. При большихрасходах газа должны сооружаться две ДКС и более.

При суммарном расходе газа до 50 тыс. м3/чколичество дожимающих компрессоров должно быть не менее двух, один из которыхрезервный. В зависимости от режима работы ГТУ в энергосистеме присоответствующем обосновании допускается установка третьего компрессора (наслучай ремонта).

При суммарном расходе газа свыше 50 тыс.м3/ч до 100 тыс. м3/ч и свыше 100 тыс. м3/ч до300 тыс. м3/ч количество дожимающих компрессоров должно бытьсоответственно не менее трех и не менее четырех.

В блочной компрессорной станциинезависимо от расхода газа дожимающие компрессоры устанавливаются без резерва.

8.1.30. Падение давления газа передгазовыми турбинами за время пуска резервного компрессора должно быть в пределахдопустимого значения, установленного в технических условиях завода-изготовителягазовой турбины.

Схемой ДКС должна предусматриватьсяработа компрессоров при нулевом расходе газа на газовые турбины.

ДКС должна предусматривать автоматическоерегулирование давления газа перед газовыми турбинами.

Дожимающие компрессоры должны выбиратьсяс учетом возможности их повторного автоматического пуска и оснащаться системамисамозапуска электродвигателей. Время срабатывания системы самозапуска должнобыть меньше времени выхода параметров за предельно допустимые значения.

Дожимающие компрессоры должны оснащатьсясистемами контроля состояния подшипников по температуре с сигнализацией еепредельных значений и блокировками, отключающими компрессоры при превышенииэтого параметра.

8.1.31. На отводе газопровода к газовойтурбине, работающей автономно или в составе ГТУ или ПГУ, по ходу газа должныбыть установлены: два запорных устройства, одно из которых (первое по ходугаза) с ручным приводом, второе с электрифицированным приводом; фланцы дляустановки заглушки с приспособлением для их разжима и токопроводящейперемычкой; штуцер для подвода продувочного агента; расходомерное устройство;предохранительный запорный клапан; механический фильтр, предотвращающийпопадание в ГТУ продуктов внутренней коррозии газопроводов.

При блочной схеме запорное устройство сручным приводом (первое по ходу газа) может не устанавливаться.

8.1.32. Трасса газопровода должнапроходить вдоль проездов и дорог, как правило, со стороны, противоположнойтротуару (пешеходной дорожке), и по возможности максимально обеспечиватьсамокомпенсацию температурных деформаций газопровода, для чего его поворотыдолжны делаться, как правило, под углом 90°.

8.1.33. Транзитная прокладка газопроводовне допускается на территории открытых подстанций и складов ГЖ и ЛВЖ, по стенамзданий категорий А и Б любой степени огнестойкости, по стенам зданий категорийВ, Г, Д со степенью огнестойкости ниже III.

8.1.34. Наружный газопровод в пределахТЭС должен быть надземным, исключая участок его, отстоящий на 15 м от оградывнутрь площадки электростанции, который может быть как надземным, так иподземным.

8.1.35. Надземные газопроводы могутпрокладываться на высоких и низких опорах, эстакадах с использованиемнесгораемых конструкций.

Допускается прокладка газопроводов наэстакадах с другими технологическими трубопроводами и электрическими кабелями,при этом газопроводы должны размещаться в верхнем ярусе эстакады.

8.1.36. Полоса земли, отводимая подтрубопровод, должна иметь ширину, равную поперечному габариту арматурного илииного узла на подземном газопроводе и наибольшей длине траверсы (ригеля),включая консоли, отдельно стоящих опор или эстакады на надземном газопроводе.При этом должна быть предусмотрена возможность беспрепятственного перемещенияпожарной техники и подъемно-транспортных средств.

8.1.37. Газопровод должен прокладыватьсяс уклоном, обеспечивающим сток конденсата к месту его выпуска. Уклон, какправило, должен составлять 0,002, если его направление по ходу газа, и 0,003,если против.

8.1.38. П-образные компенсаторы приспециальном обосновании могут располагаться над автомобильными дорогами ипроездами.

8.1.39. Высота свободного пространства отземли до низа труб, прокладываемых на низких опорах, должна быть не менее 0,35м при ширине группы труб до 1,5 м и не менее 0,5 м при ширине 1,5 м и более.

8.1.40. Распределительный газопроводдолжен располагаться вне помещений ГТУ.

При размещении газовых турбин в общеммашинном зале на распределительном газопроводе на расстоянии не более 50 м допервого отвода к газовой турбине устанавливается электрифицированное запорноеустройство.

8.1.41. Дополнительные запорныеустройства на газопроводах могут устанавливаться в местах, определяемыхпроектной организацией из условия возможности отключения установки от системыгазоснабжения.

8.1.42. Расстояние в свету до газопроводапо вертикали должно быть не менее:

от покрытия пешеходной дороги 2,2 м;

от покрытия автомобильной дороги 4,5 м;

от плоскости головок рельсов железнойдороги 5,5 м.

8.1.43. Надземный газопровод,пересекаемый высоковольтной линией электропередачи, должен иметь защитноеустройство, предотвращающее попадание на него электропроводов в случае ихобрыва. Защитное устройство должно быть из несгораемых материалов иконструкций, как правило, металлических, имеющих надежное заземление.

Сопротивление заземления газопровода иего защитного устройства должно быть не более 10 Ом.

8.1.44. Оголовки продувочных газопроводови сбросных газопроводов от предохранительных клапанов, установленных нагазопроводах должны располагаться:

с давлением более 1,2 МПа, не менее чемна 5 м выше самой высокой точки здания в радиусе 20 м от сбросноготрубопровода, но не менее 6 м от уровня планировочной отметки площадки (земли);

с давлением менее 1,2 МПа - не менее чемна 1 м выше дефлектора здания или на 2 м выше светоаэрационного фонарясоседнего (ближе 20 м) здания, но не менее 5 м от земли.

8.1.45. Сбросной трубопровод долженрасполагаться со стороны здания, противоположной воздухозабору. Расстояние отоголовка до мест забора воздуха приточной вентиляции должно быть не менее 10 мпо горизонтали и 6 м по вертикали.

Устройство оголовка сбросноготрубопровода должно исключать рассеивание газа ниже плоскости его размещения ипопадание в него атмосферных осадков.

8.1.46. Продувка газового оборудования игазопроводов должна предусматриваться воздухом или инертным газом.

Для подачи продувочного агента проектнойорганизацией должны быть предусмотрены штуцера с запорными устройствами.

8.1.47. Газовые коллекторы, подводящиегаз к ГТУ, должны прокладываться снаружи зданий по стенам или опорам,располагаться на высоте не менее 4,5 м от уровня земли и не пересекать оконныеи дверные проемы.

8.1.48. Расстояния (в свету) междугазопроводом и ограждающими конструкциями здания тепловой электростанции должныбыть не менее:

150 мм для труб диаметром менее 200 мм;

300 мм для труб диаметром от 200 мм до500 мм;

500 мм для труб диаметром более 500 мм.

8.1.49. Газопроводы при прокладке черезстены должны выполняться в стальных футлярах. Внутренний диаметр футляра долженбыть на 100 мм больше диаметра газопровода. Зазоры между газопроводом ифутляром должны уплотняться просмоленной паклей и заполняться битумом.

8.1.50. Вводы газопроводов должныпредусматриваться в помещении, где находятся газоиспользующие установки, ипрокладываться в местах, удобных для их обслуживания, осмотра и ремонта.

8.1.51. Расстояния между газопроводом иэлектропроводами в местах пересечения и параллельной прокладки принимаются всоответствии с Правилами устройства электроустановок.

8.1.52. Блоки запорной арматуры следуетразмещать в специальном здании или в пристройке к главному корпусу здания ТЭС вобогреваемых помещениях, укрытиях (шкафах).

8.1.53. Газопровод от фильтров,установленных на подводе газа, до горелочных устройств газовой турбины долженбыть выполнен из коррозионно-стойкой стали.

8.1.54. Газопроводы должны быть окрашеныв желтый цвет в соответствии с требованиями государственного стандарта.

8.1.55. Пункт подготовки газа долженобеспечивать очистку газа от взвешенных частиц, редуцирования и (или)компремирования газа, его подогрев, осушку и измерение расхода.

Технические средства для этих целейследует использовать в виде блоков комплектной заводской поставки.

8.1.56. Технические средства дляподготовки газа могут размещаться в зданиях (укрытиях), в контейнерах (блочногоисполнение) и на открытом воздухе. Площадка размещения ППГ должна ограждаться.

При блочном исполнении они, как правило,размещаются вблизи здания ГТУ или примыкают непосредственно к зданию ГТУ. Вэтом случае расстояния от ППГ до здания ГТУ не нормируются.

8.1.57. При разработке генерального планаТЭС следует располагать ППГ как можно ближе к ограждению площадкиэлектростанции и месту ввода ПГП.

Расстояния между зданиями (укрытиями) исооружениями в пределах ППГ не нормируется.

8.1.58. Очистку газа от твердых частиц икапельной жидкости следует предусматривать, как правило, в циклонныхпылеуловителях с автоматическим сливом жидкости в резервуар вместимостью,определяемой из условия ее заполнения в течение 10 суток, но не менее 10 м3.

8.1.59. Линии редуцирования и газопроводына длине не менее 20 м после регулирующих клапанов следует проектировать свиброшумопоглощающей изоляцией

8.1.60. Производственные помещения ипомещения управления ППГ с площадью более 60 м2 должны иметьзапасной выход, расположенный с противоположной стороны основному. Запаснойвыход должен быть наружу здания.

 

8.2. Требования к трубам, арматуре,приводами другим устройствам систем газоснабжения

8.2.1. В системах газоснабжения ГТУ и ПТУдолжны применяться стальные бесшовные и электросварные прямошовные трубы,изготовленные из спокойных углеродистых и низколегированных сталей.

Величина содержания углерода в маркахстали не должна превышать 0,24%, а величина эквивалента углерода дляуглеродистых и низколегированных сталей не должна превышать 0,46%.

8.2.2. Марка стали для газопроводовдолжна выбираться в зависимости от рабочих параметров транспортируемого газа ирасчетной температуры наружного воздуха в районе строительства.

8.2.3. Трубы стальные бесшовные иэлектросварные следует применять по государственным стандартам или техническимусловиям, утвержденным в установленном порядке.

8.2.4. Трубы должны иметь сварноесоединение равнопрочное основному металлу трубы. Сварные швы должны бытьплотными, непровары и трещины любой протяженности и глубины не допускаются.

8.2.5. Значения ударной вязкости длягазопроводов должны быть: при толщине стенки от 6 до 10 мм для основногометалла труб не ниже 29,4 Дж/см2, для сварного соединения труб - нениже 24,5 Дж/см2, при толщине стенки свыше 10 до 15 мм включительно- соответственно не ниже 39,2 Дж/см2 и не ниже 29,4 Дж/см2.Ударную вязкость на образцах Менаже следует определять при температуре минус40°С.

Расчет на прочность газопроводов долженпроизводиться по методике, утвержденной в установленном порядке.

8.2.6. Детали, блоки, сборочные единицытрубопроводов, опоры и подвески для газопроводов на давление до 4,0 МПа следуетприменять в соответствии с нормативно-технической документацией длятрубопроводов тепловых электростанций, утвержденной в установленном порядке.

Для газопроводов на давление более 4,0МПа следует применять детали и сборочные единицы из углеродистых сталей,рассчитанных на давление не менее 6,3 МПа в соответствии снормативно-технической документацией, утвержденной в установленном порядке, исодержать требования не ниже указанных в строительных нормах и правилах длямагистральных газопроводов.

8.2.7. Проекты производства работ построительству газопроводов должны содержать требования по неразрушающемуконтролю сварных соединений в объеме 100%.

8.2.8. Для компенсации температурныхдеформаций газопровода следует использовать самокомпенсацию за счет поворотов иизгибов его трассы или предусматривать установку П-образных компенсаторов.

8.2.9. На газопроводах следует применятьстальную, приварную арматуру не ниже класса "А" по герметичности.

8.2.10. В целях автоматизации управленияпроцессом запорная арматура в системе газоснабжения должна применяться сдистанционно управляемыми приводами.

Запорная арматура с электроприводомдолжна иметь также и ручное управление.

8.2.11. Питание электромагнита ПЗК напостоянном или переменном токе выбирается исходя из технико-экономическогообоснования.

Питание на постоянном токе должноосуществляться от шин аккумуляторной батареи или от батареи предварительнозаряженных конденсаторов, при условии оснащения схемы управления устройствомнепрерывного контроля за исправностью цепей.

Питание на переменном токе должноосуществляться от двух независимых источников, при условии установки блоканепрерывного питания.

Время закрытия ПЗК не должно превышать 1сек.

 

8.3. Электроснабжение,электрооборудование, заземление молниезащита и отопление

8.3.1. Помещения, в которых расположенооборудование систем газоснабжения ГТУ и ПГУ, следует относить повзрывоопасности к зоне класса В-1а, пространство у наружных установок - к зонекласса В-1г.

К взрывоопасным зонам следует относитьтакже пространство в пределах 3 м по горизонтали и вертикали от запорнойарматуры и фланцевых соединений трубопроводов.

8.3.2. Во взрывоопасных зонах должныустанавливаться взрывозащищенные электрические машины, аппараты и приборы висполнении "повышенной надежности против взрыва" со степенью защитыоболочки не ниже 1Р54.

Электрооборудование монтажных и ремонтныхкранов и талей, находящихся во взрывоопасных зонах, должно иметь степень защитыоболочек не ниже 1Р33 для зон В-1а и не ниже 1Р44 для зон В-1г.

8.3.3. Стационарные светильники,устанавливаемые в зонах В-1а и В-1г, должны иметь исполнение "повышеннойнадежности против взрыва", переносные светильники в зоне В-1а должны бытьвзрывобезопасными, в зоне В-1г - "повышенной надежности противвзрыва".

8.3.4. Во взрывоопасных зонах В-1а должныприменяться провода и кабели с медными жилами, во взрывоопасных зонах В-1гдопускается применение проводов и кабелей с алюминиевыми жилами.

Применение шинопроводов во взрывоопасныхзонах В-1г запрещается, во взрывоопасных зонах В-1а могут применятьсяшинопроводы с медными изолированными шинами, проложенными в защитныхметаллических кожухах со степенью защиты не менее 1Р31.

8.3.5. Зануление или заземлениеэлектрооборудования установок переменного и постоянного тока должно выполнятьсяв соответствии с Правилами устройства электроустановок.

8.3.6. Защита от статическогоэлектричества и устройство молниезащиты ППГ должны выполняться в соответствии стребованиями нормативно-технической документации по устройству молниезащитызданий и сооружений, утвержденной в установленном порядке.

8.3.7. Площадка ППГ должна иметь наружноеэлектроосвещение. Светильники должны быть размещены либо на специальнопредусмотренных опорах, либо на опорах молниеприемников. Управление освещениемследует предусматривать ручным с распределительного щита, расположенного вздании или в одном из укрытий (контейнеров) ППГ.

8.3.8. Электрические контрольно-измерительныеи автоматические приборы, устанавливаемые во взрывоопасных помещениях инаружных установках, должны соответствовать нормативным требованиям.

8.3.9. Системы отопления и вентиляциипомещений в зданиях и сооружениях газоснабжения, а также главного корпуса с ГТУи ПГУ, работающими на природном газе, следует проектировать в соответствии стребованиями строительных норм и правил, настоящих Правил и Правил устройстваэлектроустановок.

8.3.10. Температура воздуха впроизводственных помещениях, где располагается газовое оборудование, должновыбираться из климатических условий с учетом времени пребывания обслуживающегоперсонала, а также быть в холодный период года - не ниже минимального значения,а теплый период года - не выше максимального значения, указанного в паспортахзавода-изготовителя на оборудование.

8.3.11. Для производственных помещенийкатегории А следует предусматривать воздушное отопление, совмещенное сприточной вентиляцией. Допускается применение систем водяного отопления стемпературой теплоносителя не выше 110°С и отопительными приборами с гладкойповерхностью. Электрическое отопление допускается проектировать сэлектроприборами во взрывозащищенном исполнении в соответствии с требованиями,предъявляемыми к помещениям класса В-1а.

8.3.12. При расчете систем отопления дляобеспечения в помещениях допустимой температуры следует учитывать потери теплачерез ограждающие конструкции и расход тепла на нагревание приточного воздухапри проектировании вентиляции с естественным побуждением. Прокладкатрубопроводов систем отопления должна предусматриваться открытой, всесоединения трубопроводов должны быть сварными, арматура должна быть вынесена извзрывоопасной зоны.

8.3.13. В помещениях ППГ следуетпредусматривать общеобменную вентиляцию с естественным побуждением в размере неменее трехкратного воздухообмена в час. Системы вентиляции с механическимпобуждением или смешанные системы вентиляции следует проектировать при необеспечении расчетных параметров воздуха за счет вентиляции с естественнымпобуждением.

8.3.14. В помещениях главного корпуса, вкоторых расположены газовые турбины, следует предусматривать общеобменнуюприточно-вытяжную вентиляцию с механическим или естественным побуждением взависимости от принятой схемы вентиляции, но не менее трехкратноговоздухообмена в час в пределах каждого энергетического блока. Принятая системаорганизации воздухоообмена должна исключать возможность образования застойныхзон в пределах площадок и помещений.

При определении воздухообменов поуказанным кратностям в расчете объема помещения или зоны принимаются следующиевысоты:

фактическая, если высота помещения илизоны от 4 до 6 м;

6 м, если высота помещения или зоны более6 м;

4 м, если высота помещения или зоны менее4 м.

При наличии площадок их площадь следуетпринимать как площадь пола.

8.3.15. При расчете аварийной вентиляциидля помещений, в которых возможен выход (поступление) большого количествагорючего газов, расход воздуха, необходимый для обеспечения промышленнойбезопасности, определяется в технологической части проекта. Аварийнуювентиляцию следует проектировать с механическим побуждением. Системы аварийнойвентиляции должны включаться автоматически при срабатывании установленных впомещениях газоанализаторов на 10% нижнего концентрационного пределараспространения пламени.

8.3.16. В проектах ГТУ и ПГУ должнаопределяться оценка воздействия на окружающую среду концентраций вредныхвеществ (выбросов), производимых при эксплуатации оборудования ТЭС в целом сучетом организованных и неорганизованных выбросов, включая внутристанционноегазовое хозяйство.

8.3.17. Дополнительно должно определятьсяшумовое воздействие на окружающую среду от редукционных и предохранительныхклапанов, компрессоров и других источников шума.

На ТЭС с ГТУ должна быть предусмотреназащита от шума (шумоглушители, противошумовая изоляция) в целях обеспеченияуровня шумового воздействия на окружающую среду в пределах, соответствующихнормативным документам, утвержденным в установленном порядке.

 

 

8.4. Строительство и приемка вэксплуатацию

8.4.1. Строительство систем газоснабженияТЭС с ГТУ и ПГУ должно осуществляться в соответствии с требованиями,установленными настоящими Правилами.

8.4.2. При размещении ТЭС в районах ссейсмичностью 8 баллов и более дополнительно должны быть выполнены требования:

газопроводы должны прокладываться, какправило, на низких опорах, а в местах пересечения с автодорогами - вполупроходных каналах;

крепление надземных газопроводов к опорамдолжно быть свободным, с предохранением от возможного сброса труб;

эстакады трубопроводов должны бытьудалены от не сейсмостойких зданий и сооружений на расстояние не менее 0,8высоты указанных зданий и сооружений;

прокладка газопроводов по стенам несейсмостойких зданий не допускается;

компенсирующая способность каждогоучастка газопровода между неподвижными опорами должна приниматься на 100 ммбольше требуемого по расчету температурного перемещения;

ввод газопровода в не сейсмостойкоездание должен быть подземным или туннельным на участке протяженностью не менее0,8 высоты здания;

отключающая арматура газопровода должнабыть удалена от не сейсмостойкого здания на расстояние не менее 0,8 его высоты.

8.4.3. При строительстве газопроводов наТЭС в сейсмических районах должны учитываться требования соответствующих строительныхнорм и правил, утвержденных в установленном порядке.

8.4.4. При размещении ТЭС в районахвечномерзлых грунтов дополнительно должны быть выполнены требования:

прокладка газопроводов должнапредусматриваться надземной в термоизолированных галереях или в землянойнасыпи;

вводы в здания и выводы газопроводов иззданий должны предусматриваться только надземными, место перехода подземногогазопровода в надземный должно быть удалено от здания не менее чем на 6 м;

противокоррозионная защита газопровода, температурастенок и грунта вокруг которого в процессе эксплуатации ниже минус 5°С, нетребуется, в остальных случаях защита должна предусматриваться в соответствии стребованиями нормативно-технической документации, утвержденной в установленномпорядке;

значения ударной вязкости газопроводов наобразцах Менаже следует определять в соответствии государственного стандартапри температуре минус 60°С;

применение труб из углеродистой сталимарок 10 и 20 по соответствующему государственному стандарту во внутрицеховыхотапливаемых помещениях допускается при условии, что транспортировка,погрузочно-разгрузочные работы, хранение труб и монтаж трубопроводовпроизводятся при температуре воздуха не ниже минус 20°С;

применение труб из стали марок 10 и 20 посоответствующему государственному стандарту для наружной прокладки в районахстроительства с расчетной температурой наружного воздуха до минус 40°Сдопускается при условии поставки труб с ударной вязкостью при минус 40°С нениже 29,4 Дж/см2.

8.4.5. При приемке в эксплуатациюзаконченных строительством объектов ТЭС с ПТУ и ПГУ должно быть обеспеченособлюдение требований, установленных настоящими Правилами.

Дефекты и недоделки, допущенные в ходестроительства и монтажа, а также дефекты оборудования, выявленные в процессеиндивидуальных и функциональных испытаний, должны быть устранены строительными,монтажными организациями и заводами-изготовителями до начала комплексногоопробования.

8.4.6. Комплексное опробование и приемкав эксплуатацию оборудования ГТУ и ПГУ должны проводиться приемочной комиссиейпо специальной инструкции (программе).

На период комплексного опробованияоборудования должно быть организовано круглосуточное дежурство персоналастанции, монтажной и наладочной организаций для наблюдения за состоянием технологическогооборудования и принятия мер по своевременному устранению неисправностей иутечек газа.

Персонал станции должен бытьпроинструктирован о возможных неполадках и способах их устранения, а такжеобеспечен необходимыми схемами и инструкциями, средствами защиты и спецодеждой,необходимыми приборами и оборудованием.

8.4.7. Комплексное опробование ГТУсчитается проведенным при непрерывной, без отказов, работе основногооборудования в течение 72 ч на основном топливе с номинальной нагрузкой ипроектными параметрами газа; успешном проведении 10 автоматических пусков;проверке соответствия вибрационных характеристик агрегата действующим нормам;проверке эффективности работы системы автоматического регулирования идвукратном опробовании всех защит при постоянной или поочередной работе всеговспомогательного оборудования, входящего в пусковой комплекс.

 

8.5. Эксплуатация объектов газовогохозяйства

8.5.1. На системах газоснабжения ТЭС сГТУ И ПГУ по графикам, утвержденным техническим руководителем, должны выполняться:

осмотр технического состоянияоборудования (обход);

проверка параметров срабатывания ПСК иПЗК, установленных на ППГ;

проверка работоспособности ПЗК,включенных в схемы защит и блокировок ГТУ и ПТУ;

контроль загазованности воздуха впомещениях ППГ, котельном и машинном залах, а также в помещениях, в которыхразмещены блоки системы газоснабжения;

проверка действия автоматическихсигнализаторов загазованности воздуха в помещениях ГРП, машинном зале икотельной;

проверка срабатывания устройств технологическойзащиты, блокировок и действия сигнализации;

очистка фильтров;

проверка плотности фланцевых, резьбовых исварных соединений газопроводов и сальниковых набивок арматуры с помощьюприборов или мыльной эмульсии;

включение и отключение газопроводов игазового оборудования в режимы резерва, ремонта и консервации;

техническое обслуживание;

текущий ремонт;

проведение режимно-наладочных работ нагазоиспользующем оборудовании с пересмотром режимных карт;

техническое обследование (техническаядиагностика) газопроводов и газового оборудования;

капитальный ремонт.

8.5.2. Технологическое оборудование,средства контроля, управления, сигнализации, связи должны подвергаться внешнемуосмотру со следующей периодичностью:

технологическое оборудование,трубопроводная арматура, электрооборудование, средства защиты, технологическиетрубопроводы - перед началом смены и в течение смены не реже чем через 2 часа;

средства контроля, управления,исполнительные механизмы, средства сигнализации и связи - не реже 1 раза всутки;

вентиляционные системы - перед началомсмены;

средства пожаротушения, включаяавтоматические системы обнаружения и тушения пожаров - не реже 1 раза в месяц.

8.5.3. Техническое обслуживаниегазопроводов и газового оборудования ППГ должно проводиться не реже одного разав 6 месяцев.

Внутренние газопроводы ГТУ и ПГУ должныподвергаться техническому обслуживанию не реже 1 раза в месяц и текущемуремонту - не реже 1 раза в год. Периодичность капитальных ремонтовустанавливается с учетом фактического состояния оборудования.

Техническое обслуживание и текущий ремонтдожимающих компрессоров, предохранительной запорной и регулирующей арматуры сгарантированным сроком эксплуатации может производиться в соответствии спаспортом (инструкцией) завода-изготовителя.

По истечении гарантийного срока онидолжны пройти поверку и сервисное обслуживание.

8.5.4. Техническое обслуживание должнопроводиться в составе не менее трех человек, под руководством мастера, соформлением наряда-допуска на производство газоопасных работ.

8.5.5. Техническое обслуживание, текущийи капитальный ремонт газопроводов, арматуры и технологического оборудованиядолжны производиться в соответствии с требованиями настоящих Правил, инструкцийзаводов-изготовителей по монтажу и эксплуатации оборудования, а такженормативно-технических документов, учитывающих условия и требованияэксплуатации тепловых электрических станций, обеспечивающих их промышленнуюбезопасность, согласованных с Госгортехнадзором России и утвержденных вустановленном порядке.

8.5.6. До начала выполнения работ потехническому обслуживанию должен быть проведен контроль воздуха рабочих зонпомещений (ППГ, машзала, котельной) на загазованность с отметкой результатованализа в наряде-допуске.

8.5.7. При техническом обслуживании ППГдолжны выполняться:

проверка хода запорной арматуры игерметичности, герметичности ПСК с помощью приборов или мыльной эмульсии;

проверка плотности мест проходасочленений приводных механизмов с регулирующими клапанами;

проверка плотности всех соединенийгазопроводов и арматуры с помощью приборов или мыльной эмульсии;

осмотр и при необходимости очисткафильтров;

проверка сочленений приводных механизмовс регулирующими клапанами, устранение люфтов и других механическихнеисправностей рычажной передачи;

продувка импульсных линий приборовсредств измерения, предохранительных запорных и регулирующих клапанов;

проверка наличия и качества смазкиредукторов запорных и регулирующих устройств;

проверка параметров настройки ПСК;

смазка трущихся частей и подтягивание(при необходимости) сальников арматуры.

8.5.8. При техническом обслуживаниивнутренних газопроводов ГТУ и котлов-утилизаторов должны выполняться:

проверка плотности всех соединенийгазопроводов, газового оборудования и газовой аппаратуры с помощью приборов илимыльной эмульсии;

осмотр арматуры с ее очисткой (принеобходимости);

проверка сочленений приводных механизмовс регулирующими клапанами, устранение люфтов и других механическихнеисправностей рычажной передачи;

смазка трущихся частей и подтягивание(при необходимости) сальников арматуры;

продувка импульсных линий средствизмерений.

Техническое обслуживание можетвыполняться на действующем оборудовании.

8.5.9. В производственной зоне ППГ должныежесменно осматриваться технологическое оборудование, газопроводы, арматура,электрооборудование, вентиляционные системы, средства измерений,противоаварийные защиты, блокировки и сигнализации, выявленные неисправностисвоевременно устраняться.

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

8.5.10. Параметры настройки регуляторов вППГ должны соответствовать значениям рабочего давления газа, указанным вутвержденных технических условиях на поставку ГТУ или в паспортныххарактеристиках ГТУ.

Колебания давления газа на выходедопускаются в пределах 10% от рабочего давления.

8.5.11. Предохранительные сбросныеклапаны должны быть настроены на параметры, обеспечивающие начало их открыванияпри превышении величины максимального рабочего давления на выходе из ППГ неболее чем на 15%.

При настройке параметров срабатывания ПСКне должно изменяться рабочее давление газа после регулирующих клапанов навыходе из ППГ.

8.5.12. При эксплуатации ППГ должнывыполняться:

осмотр технического состояния (обход) всроки, устанавливаемые производственной инструкцией, обеспечивающиебезопасность и надежность эксплуатации;

проверка параметров срабатыванияпредохранительно-запорных и сбросных клапанов не реже 1 раза в 3 месяца, атакже по окончании ремонта оборудования;

техническое обслуживание - не реже 1 разав 6 месяцев;

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

капитальный ремонт - при заменеоборудования, средств измерений, ремонте здания, систем отопления, вентиляции,освещения, на основании дефектных ведомостей, составленных по результатамосмотров и текущих ремонтов.

8.5.13. Режим настройки и проверкипараметров срабатывания предохранительных клапанов не должен приводить кизменению рабочего давление газа после регулятора.

8.5.14. Работающие дожимающие компрессорыдолжны находиться под постоянным надзором. Эксплуатация компрессоров сотключенными или вышедшими из строя автоматикой, аварийной вентиляцией,блокировкой и вентиляторами вытяжных систем запрещается.

8.5.15. Дожимающие компрессоры подлежатаварийной остановке в случаях:

утечек газа;

неисправности отключающих устройств;

вибрации, посторонних шумов и стуков;

выхода из строя подшипников и уплотнения;

изменения допустимых параметров масла иводы;

выхода из строя электропривода пусковойаппаратуры;

неисправности механических передач иприводов;

повышения или понижения нормируемогодавления газа во входном и выходном патрубках.

8.5.16. Масло для смазки компрессорадолжно иметь сертификат и соответствовать марке, указанной в заводском паспортена компрессор (по вязкости, температурам вспышки, самовоспламенения,термической стойкости) и специфическим особенностям, характерным для работыкомпрессора данного типа в конкретных условиях.

8.5.17. Контроль загазованности впомещениях ППГ должен проводиться стационарными сигнализаторами загазованностиили переносным прибором из верхней зоны помещений не реже 1 раза в сутки.

При обнаружении концентрации газанеобходимо организовать дополнительную вентиляцию помещения, выявить причину инезамедлительно устранить утечку газа.

8.5.18. Газопроводы, подводящие газ кагрегатам, при пуске газа должны продуваться транспортируемым газом довытеснения всего воздуха в соответствии с требованиями настоящих Правил.

Продувка должна проводиться черезпродувочные газопроводы в места, предусмотренные проектом.

8.5.19. Пуск газовой турбины можетосуществляться:

из холодного состояния, при температуреметалла корпуса турбины менее 150°С, после монтажа или ремонта;

из неостывшего состояния, при температуреметалла корпуса турбины 150-250°С;

из горячего состояния, при температуреметалла корпуса турбины выше 250°С.

Скорость повышения температуры газов впроточной части, частоты вращения и набора нагрузки при пуске из каждоготеплового состояния не должны превышать значений заданныхзаводом-изготовителем.

8.5.20. Пуск ГТУ и ПГУ долженпроизводиться с полностью открытыми к дымовой трубе шиберами. Переключениешиберов, розжиг горелок котла-утилизатора допускается только после выходагазовой турбины на "холостой ход".

8.5.21. Камеры сгорания и газо-воздушныетракты ГТУ или ПГУ, включая газоходы, котел-утилизатор, перед розжигомгорелочных устройств газовой турбины должны быть провентилированы (проветрены)при вращении ротора пусковым устройством, обеспечивающим расход воздуха неменее 50% от номинального.

После каждой неудачной попытки пускагазовой турбины зажигание топлива без предварительной вентиляции газовоздушныхтрактов ГТУ или ПГУ запрещается.

Продолжительность вентиляции должна бытьв зависимости от компоновки тракта и типов газовой турбины, котла-утилизатора,пускового устройства рассчитана проектной организацией и указана в программезапуска (розжига), а также внесена в инструкцию по эксплуатации.

Запорная арматура на газопроводе передгорелочным устройством должна открываться после окончания вентиляциигазо-воздушного тракта и включения защитного запального устройства.

8.5.22. Если при розжиге пламенных труб(газовых горелок) камеры сгорания газовой турбины или в процессе регулированияпроизошел отрыв, проскок или погасание пламени, подача газа на газовую горелкуи ее запальное устройство должна быть немедленно прекращена.

К повторному розжигу разрешаетсяприступить после вентиляции камер сгорания и газовоздушных трактов ГТУ или ПГУв течение времени, указанного в производственной инструкции, а также устраненияпричин неполадок.

8.5.23. Стопорные и регулирующиетопливные клапаны газовой турбины должны быть плотными. Клапаны должнырасхаживаться на полный ход перед каждым пуском, а также ежедневно на частьхода при работе газовой турбины в базовом режиме.

8.5.24. Проверка герметичности затворастопорного, предохранительного запорного клапанов газовой турбины должнапроизводиться после капитального и среднего (регламентного) ремонта свизуальным контролем, перед каждым пуском ГТУ, а также периодически не реже 1раза в месяц.

8.5.25. Пуском ГТУ должен руководитьначальник смены, а после капитального и среднего ремонта, проведениярегламентных работ - начальник цеха или его заместитель.

8.5.26. Перед пуском ГТУ после ремонтаили простоя в резерве свыше 3 суток должны быть проверены исправность иготовность к включению средств технологической защиты и автоматики, блокировоквспомогательного оборудования, масляной системы, резервных и аварийныхмаслонасосов, контрольно-измерительных приборов и средств оперативной связи.Выявленные при этом неисправности должны быть устранены.

8.5.27. Пуск ГТУ не допускается вслучаях:

неисправности или отключения хотя быодной из защит;

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

неисправности одного из масляных насосовили системы их автоматического включения;

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

отклонения от норм качества топлива, атакже при температуре или давлении топлива ниже или выше установленныхпределов;

утечки газообразного топлива;

отклонения контрольных показателейтеплового или механического состояния ГТУ от допустимых значений.

8.5.28. Пуск ГТУ после аварийногоостанова или сбоя при предыдущем пуске, если причины этих отказов не устранены,не допускается.

8.5.29. Пуск ГТУ должен быть немедленнопрекращен действием защит или персоналом в случаях:

нарушения установленной последовательностипусковых операций;

превышения температуры газов вышедопустимой по графику пуска;

повышения нагрузки пускового устройствавыше допустимой;

не предусмотренного инструкцией снижениячастоты вращения разворачиваемого вала после отключения пускового устройства;

помпажных явлений в компрессорах ГТУ.

8.5.30. Газотурбинная установка должнабыть немедленно отключена действием защит или персоналом в случаях:

недопустимого повышения температуры газовперед газовой турбиной;

повышения частоты вращения ротора сверхдопустимого предела;

обнаружения трещин или разрыва масло- илигазопроводов;

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

недопустимого понижения давления масла всистеме смазки или уровня в масляном баке, а также недопустимого повышениятемпературы масла на сливе из любого подшипника или температуры любой изколодок упорного подшипника;

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

возрастания вибрации подшипников опорвыше допустимых значений;

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

воспламенения масла или топлива иневозможности немедленно ликвидировать пожар имеющимися средствами;

взрыва (хлопка) в камерах сгораниягазовой турбины, в котле-утилизаторе или газоходах;

погасания факела в камерах сгорания;

недопустимого понижения давления жидкогоили газообразного топлива перед стопорным клапаном газовой турбины;

закрытого положения заслонки на дымовойтрубе котла-утилизатора или повышения давления газов на входе вкотел-утилизатор;

исчезновения напряжения на устройствахрегулирования и автоматизации или на всех контрольно-измерительных приборах;

отключения турбогенератора вследствиевнутреннего повреждения;

возникновения помпажа компрессоров илинедопустимого приближения к границе помпажа;

недопустимого изменения давления воздухаза компрессорами;

загорания отложений на поверхностяхнагрева котлов-утилизаторов.

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

8.5.31. Газотурбинная установка должнабыть разгружена и остановлена по решению технического руководителяэлектростанции в случаях:

нарушения нормального режима эксплуатациигазовой турбины или нормальной работы вспомогательного оборудования, припоявлении сигналов предупредительной сигнализации, если устранение причиннарушения невозможно без останова;

заедания стопорных, регулирующих ипротивопомпажных клапанов;

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

недопустимого повышения температурынаружных поверхностей корпусов турбин, камер сгорания, переходныхтрубопроводов, если понизить эту температуру изменением режима работы ГТУ неудается;

недопустимого увеличения неравномерностиизмеряемых температур газов;

недопустимого повышения температурывоздуха перед компрессорами высокого давления, а также в случаях нарушениянормального водоснабжения;

неисправности защит, влияющих наобеспечение взрывобезопасности;

неисправности оперативныхконтрольно-измерительных приборов.

8.5.32. При аварийном останове ГТУ илиПГУ с котлом-утилизатором необходимо:

прекратить подачу топлива в камерусгорания газовой турбины закрытием стопорного клапана, ПЗК и других запорныхустройств на газопроводах газовой турбины и котлов-утилизаторов;

открыть продувочные газопроводы итрубопроводы безопасности на отключенных газопроводах газовой турбины икотлов-утилизаторов;

отключить паровую турбину и генератор,предусмотренные в составе ПГУ.

8.5.33. После отключения ГТУ и ПГУ должнабыть обеспечена эффективная вентиляция трактов и там, где это предусмотрено,произведена продувка горелок воздухом или инертным газом.

По окончании вентиляции должны бытьперекрыты всасывающий и (или) выхлопной тракты. Продолжительность ипериодичность вентиляции и прокруток роторов при остывании ГТУ должны бытьуказаны в инструкции по эксплуатации.

8.5.34. Запорная арматура на продувочныхгазопроводах и газопроводах безопасности после отключения ГТУ должна постояннонаходиться в открытом положении.

8.5.35. Перед ремонтом газовогооборудования, осмотром и ремонтом камер сгорания или газоходов газовоеоборудование и запальные трубопроводы должны отключаться от действующихгазопроводов с установкой заглушки после запорной арматуры.

8.5.36. Запрещается приступать к вскрытиютурбин, камеры сгорания, стопорного и регулирующих клапанов не убедившись втом, что запорные устройства на подводе газа к газовой турбине закрыты, нагазопроводах установлены заглушки, газопроводы освобождены от газа, арматура напродувочных газопроводах открыта.

8.5.37. После окончания ремонта нагазопроводах и газовом оборудовании необходимо провести испытания их напрочность и герметичность в соответствии с требованиями проекта.

 

8.6. Технологический контроль,автоматизация, сигнализация, защиты и блокировки

8.6.1. Проектом должно предусматриватьсяавтоматическое управление элементами системы газоснабжения ГТУ и ПГУ ссохранением возможности дистанционного управления с МЩУ и ЦЩУ (ссоответствующим переключением при выборе места управления) и ручного управленияпо месту.

8.6.2. Выполнение блокировок и защит наостанов ГТУ и ПГУ и перевод их на работу с пониженной нагрузкой должноосуществляться в соответствии с техническими условиями завода-изготовителя.

8.6.3. В системе газоснабжения газовойтурбины, работающей в составе ГТУ или ПГУ с котлами-утилизаторами итеплообменными аппаратами, должно быть обеспечено измерение:

общего расхода газа на ТЭС;

расхода газа на каждую ГТУ или ПГУ;

давления газа на входе в ППГ;

температуры газа на входе в ППГ;

перепада давления газа на каждом фильтре;

давления газа на входе в узелстабилизации давления (УСД) и выходе из него;

давления газа на выходе из каждой редуцирующейнитки УСД (ГРП);

давления газа до и после каждогодожимающего компрессора (ступени);

уровня жидкости в аппарате блоков очисткигаза;

загазованности воздуха в помещениях ППГ,в застойных зонах машинного зала, где размещены ГТУ, и помещениях, в которомустановлены котлы-утилизаторы или теплообменные аппараты;

давления газа перед стопорным клапаном иза регулирующим клапаном газовой турбины, а также за регулирующим клапаном иперед горелками котла-утилизатора;

температуры газа после холодильника;

температуры газа на выходе из последнейступени компрессора;

температуры подшипников электродвигателейдожимающих компрессоров;

температуры подшипников дожимающегокомпрессора;

температуры газа на выходе из каждогоохладителя газа (при его наличии);

температуры и давления масла в системемаслообеспечения дожимающих компрессоров;

температуры и давления охлаждающейжидкости на входе в систему охлаждения газа и выходе из нее;

мощности, потребляемой дожимающимикомпрессорами;

давления газа за компрессором;

давления воздуха перед каждой горелкойкотла-утилизатора (при наличии дутьевых вентиляторов);

частоты вращения пускового устройстваГТУ;

частоты вращения стартера ГТУ.

8.6.4. В системе газоснабжения ГТУ и ПГУпредусматривается технологическая сигнализация:

о повышении и понижении давления газаперед блоком очистки;

о повышении и понижении давление газа дои после ППГ;

о повышении и понижении давления газа вгазопроводе перед стопорным клапаном газовой турбины;

о повышении концентрации загазованностивоздуха в помещениях ППГ, машинного зала, котельной, блоках системгазоснабжения, примыкающих к зданию ГТУ;

о включении аварийной вентиляции впомещениях установки дожимающих компрессоров;

о повышении температуры охлаждающей водыи масла на каждом дожимающем компрессоре;

о повышении температуры подшипниковэлектродвигателя дожимающего компрессора;

о повышении температуры подшипниковдожимающего компрессора;

о повышении температуры воздуха вблок-контейнере запорной арматуры газовой турбины;

о повышении температуры воздуха вблок-контейнере компрессорного агрегата;

о понижении уровня масла в маслянойсистеме дожимающего компрессора;

о повышении уровня жидкости в аппаратахблоков очистки газа;

о повышении температуры газа до и последожимающего компрессора;

о срабатывании системы автоматическогопожаротушения в помещениях ППГ;

о понижении уровня масла в маслянойсистеме дожимающего компрессора;

о повышении уровня жидкости в аппаратахблоков очистки газа;

о повышении вибрации ротора дожимающегокомпрессора;

о наличии факела на пламенных трубахкамеры сгорания газовой турбины;

о наличии факела на горелкекотла-утилизатора;

о наличии факела на запальных устройствахгазовой турбины;

о наличии факела (общего) на всехгорелках котла-утилизатора;

о срабатывании технологических защит.

8.6.5. В ППГ системы газоснабженияпредусматриваются следующие технологические защиты:

срабатывание ПСК при повышении давлениягаза выше установленного значения на выходе из ППГ и после каждого дожимающегокомпрессора;

отключение электродвигателей дожимающихкомпрессоров при понижении давления охлаждающей воды и масла нижеустановленного значения и повышении температуры охлаждающей воды и масла вышеустановленного значения;

включение аварийной вентиляции придостижении концентрации загазованности воздуха в помещениях ППГ 10% нижнегоконцентрационного предела распространения пламени.

8.6.6. В ППГ системы газоснабженияпредусматриваются технологические блокировки:

включение резервной нитки редуцирования(поставленной на автоматический ввод резерва) в случае понижения давления газана выходе из блока редуцирования ниже установленного значения;

включение резервной нитки редуцирования иотключение рабочей нитки в случае повышения давления газа на выходе из блокаредуцирования выше установленного значения.

При наличии двойного дистанционного илиавтоматического управления оборудованием и арматурой должна предусматриватьсяблокировка, исключающая возможность одновременного их включения.

8.6.7. Для предотвращения взрывоопасныхситуаций ГТУ и ПГУ с котлами-утилизаторами должны оснащаться технологическимизащитами, действующими на отключение газовой турбины при:

недопустимом понижении давления газаперед стопорным клапаном газовой турбины;

погасании или невоспламенении факелапламенных труб камеры сгорания;

недопустимом изменении давления воздухаза компрессорами;

возникновении помпажа компрессоров.

При срабатывании защиты должныпроизводиться одновременное закрытие стопорных и предохранительных запорныхклапанов, закрытие регулирующих клапанов, запорной арматуры на запальномгазопроводе и газопроводах подвода газа к турбине, открытие дренажных иантипомпажных клапанов, отключение генератора от сети, отключение пусковогоустройства.

8.6.8. Технологические защиты, блокировкии сигнализация, введенные в постоянную эксплуатацию, должны быть включены втечение всего времени работы оборудования, на которых они установлены. Вводтехнологических защит должен производиться автоматически.

8.6.9. Вывод из работы технологическихзащит, обеспечивающих взрывобезопасность, на работающем оборудованиизапрещается.

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

очевидной неисправности или отказа;

периодической проверки согласно графику,утвержденному техническим руководителем.

Отключение должно выполняться пописьменному распоряжению начальника смены в оперативном журнале с обязательнымуведомлением технического руководителя ТЭС.

8.6.10. Проведение ремонтных и наладочныхработ в цепях защит, блокировок и сигнализации на действующем оборудовании безоформления наряда-допуска запрещается.

8.6.11. Работы по регулировке и ремонтусистем автоматизации, противоаварийных защит и сигнализации в условияхзагазованности запрещаются.

 

8.7. Наружные газопроводы и сооружения

8.7.1. Обход надземных газопроводовдолжен проводиться не реже 1 раза в месяц в пределах станции, вне пределовстанции - не реже 1 раза в квартал. Выявленные неисправности должныустраняться.

8.7.2. Эксплуатация и периодичностьобхода трасс подземных стальных газопроводов с давлением до 1,2 МПа должнаосуществляться в соответствии с требованиями настоящих Правил в зависимости оттехнического состояния газопровода.

8.7.3. Эксплуатация подземных стальныхгазопроводов с давлением свыше 1,2 МПа в пределах станции должна осуществлятьсяв соответствии с требованиями настоящих Правил в зависимости от техническогосостояния газопровода, а также учитывать требования нормативно-техническихдокументов для магистральных газопроводов, утвержденных в установленномпорядке, но не реже приведенных в приложении 1.

8.7.4. Периодичность обхода трассподземных стальных газопроводов-отводов с давлением свыше 1,2 МПа за пределамистанций должна устанавливаться, в соответствии с нормативно-техническимидокументами для магистральных газопроводов, утвержденными в установленномпорядке.

 

9. Здания и сооружения

 

9.1. Все здания и сооружения нагазораспределительных сетях должны иметь строительный паспорт.

По истечении установленного срока службыздания или сооружения должны проходить обследование с целью установлениемвозможности дальнейшей их эксплуатации, необходимости проведения реконструкцииили прекращения эксплуатации.

9.2. Обследование зданий и целостностистроительных конструкций (трещин, обнажение арматуры, просадки фундамента,снижение несущих способностей перекрытий, разрушение кровли и другие) должнопроизводится также перед реконструкцией технологического объекта или изменениемфункционального назначения здания или сооружения, а также после аварии (взрывили пожар).

9.3. Обследование зданий и сооружений сцелью установления возможности дальнейшей их эксплуатации, необходимостипроведения реконструкции или прекращения эксплуатации проводится с учетомстроительных норм и правил, утвержденных федеральным органом исполнительнойвласти в области строительства, в рамках экспертизы промышленной безопасности,в порядке утверждаемом Госгортехнадзором России.

9.4. На входных дверях зданий исооружений, а также производственных помещений должны быть нанесены обозначениякатегории помещений по взрывопожарной и пожарной опасности и классывзрывоопасности зон.

 

10. Газоопасные работы

 

10.1. К газоопасным работам относятся:

присоединение (врезка) вновь построенныхнаружных и внутренних газопроводов к действующим, отключение (обрезка)газопроводов;

пуск газа в газопроводы при вводе вэксплуатацию, расконсервации, после ремонта (реконструкции), ввод вэксплуатацию ГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ;

техническое обслуживание и ремонтдействующих наружных и внутренних газопроводов, газового оборудования ГРП,ГРПБ, ШРП и ГРУ, газоиспользующих установок;

удаление закупорок, установка и снятиезаглушек на действующих газопроводах, а также отключение или подключение кгазопроводам газоиспользующих установок;

продувка газопроводов при отключении иливключении газоиспользующих установок в работу;

обход наружных газопроводов, ГРП, ГРПБ,ШРП и ГРУ, ремонт, осмотр и проветривание колодцев, проверка и откачка конденсатаиз конденсатосборников;

разрытия в местах утечек газа до ихустранения;

ремонт с выполнением огневых (сварочных)работ и газовой резки (в том числе механической) на действующих газопроводах,оборудовании ГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ.

10.2. Газоопасные работы должнывыполняться бригадой рабочих в составе не менее 2 человек под руководствомспециалиста.

Газоопасные работы в колодцах, туннелях,коллекторах, а также в траншеях и котлованах глубиной более 1 м должнывыполняться бригадой рабочих в составе не менее 3 человек.

10.3. Проведение ремонтных работ безприменения сварки и газовой резки на газопроводах низкого давления диаметром неболее 50 мм, обход наружных газопроводов, ремонт, осмотр и проветриваниеколодцев (без спуска в них), проверка и откачка конденсата изконденсатосборников, а также осмотр технического состояния (обход) внутреннихгазопроводов и газоиспользующих установок, в том числе ГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ,как правило, допускается двумя рабочими. Руководство поручается наиболееквалифицированному рабочему.

10.4. На производство газоопасных работвыдается наряд-допуск установленной формы, предусматривающий разработку ипоследующее осуществление комплекса мероприятий по подготовке и безопасномупроведению этих работ (приложение 2).

10.5. В организации должен бытьразработан и утвержден техническим руководителем перечень газоопасных работ, втом числе выполняемых без оформления наряда-допуска по производственныминструкциям, обеспечивающим их безопасное проведение.

10.6. Лица, имеющие право выдачи нарядов-допусковк выполнению газоопасных работ, назначаются приказом по газораспределительнойорганизации или организации, имеющей собственную эксплуатационную газовоюслужбу, из числа руководящих работников и специалистов, сдавших экзамен всоответствии с требованиями настоящих Правил и имеющих опыт работы в газовомхозяйстве не менее одного года.

10.7. Периодически повторяющиесягазоопасные работы, выполняемые, как правило, постоянным составом работающих,могут производиться без оформления наряда-допуска по утвержденнымпроизводственным инструкциям.

К таким работам относятся обход наружныхгазопроводов, ГРП (ГРПБ), ШРП и ГРУ, ремонт, осмотр и проветривание колодцев;проверка и откачка конденсата из конденсатосборников; техническое обслуживаниегазопроводов и газового оборудования без отключения газа; техническоеобслуживание запорной арматуры и компенсаторов, расположенных вне колодцев;обслуживание (технологическое) газоиспользующих установок (котлов, печей идр.).

Указанные работы должны, как правило,выполняться 2 рабочими и регистрироваться в специальном журнале с указаниемвремени начала и окончания работ.

10.8. Пуск газа в газовые сети поселенийпри первичной газификации, в газопроводы высокого давления; работы поприсоединению газопроводов высокого и среднего давления; ремонтные работы вГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ с применением сварки и газовой резки; ремонтные работы нагазопроводах среднего и высокого давлений (под газом) с применением сварки игазовой резки; снижение и восстановление давления газа в газопроводах среднегои высокого давлений, связанные с отключением потребителей; отключение ипоследующее включение подачи газа на промышленные производства производятся поспециальному плану, утвержденному техническим руководителемгазораспределительной организации.

В плане указываются последовательностьпроведения операций; расстановка людей; техническое оснащение; мероприятия,обеспечивающие максимальную безопасность; лица, ответственные за проведениегазоопасных работ (отдельно на каждом участке работы) и за общее руководство икоординацию действий.

10.9. Каждому лицу, ответственному запроведение газоопасных работ, в соответствии с планом выдается отдельныйнаряд-допуск.

10.10. К плану и нарядам-допускам должныприлагаться исполнительная документация (чертеж или ксерокопия исполнительнойдокументации) с указанием места и характера производимой работы.

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

10.11. Работы по локализации и ликвидацииаварий на газопроводах производятся без наряда-допуска до устранения прямойугрозы причинения вреда жизни, здоровью или имуществу других лиц и окружающейприродной среде.

Восстановительные работы по приведениюгазопроводов и газового оборудования в технически исправное состояниепроизводятся по наряду-допуску.

В случае, когдааварийно-восстановительные работы от начала до конца проводятсяаварийно-диспетчерской службой в срок не более суток, наряд-допуск может неоформляться.

10.12. Наряды-допуски на газоопасныеработы должны выдаваться заблаговременно для необходимой подготовки к работе.

В наряде-допуске указывается срок егодействия, время начала и окончания работы.

При невозможности окончить ее вустановленный срок наряд-допуск на газоопасные работы подлежит продлению лицом,выдавшем его.

10.13. Наряды-допуски должнырегистрировать в специальном журнале установленной приложением 3 формы.

10.14. Лицо, ответственное за проведениегазоопасных работ, получая наряд-допуск, расписывается в журнале регистрациинарядов-допусков.

10.15. Наряды-допуски должны храниться неменее одного года с момента его закрытия.

Наряды-допуски, выдаваемые на первичныйпуск газа, врезку в действующий газопровод, отключения газопроводов с заваркойнаглухо в местах ответвления, хранятся постоянно в исполнительно-техническойдокументации на данный газопровод.

10.16. Если газоопасные работы,выполняемые по наряду-допуску, производятся в течение более одного дня,ответственный за их выполнение обязан ежедневно докладывать о положении деллицу, выдавшему наряд-допуск.

10.17. Командированному персоналунаряды-допуски выдаются на весь срок командировки. Производство работконтролируется лицом, назначенным организацией, производящей работы.

10.18. До начала газоопасных работответственный за ее проведение обязан проинструктировать всех рабочих отехнологической последовательности операций и необходимых мерах безопасности.После этого каждый работник, получивший инструктаж, должен расписаться внаряде-допуске.

10.19. При проведении газоопасной работывсе распоряжения должны выдаваться лицом, ответственным за работу.

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

10.20. Газоопасные работы должнывыполняться, как правило, в дневное время.

В районах северной климатической зоныгазоопасные работы производятся независимо от времени суток.

Работы по локализации и ликвидацииаварийных ситуаций выполняются независимо от времени суток под непосредственнымруководством специалиста.

10.21. Газопроводы, не введенные вэксплуатацию в течение 6 мес. со дня испытания, должны быть повторно испытанына герметичность.

Дополнительно проверяется работаустановок электрохимической защиты, состояние дымоотводящих и вентиляционныхсистем, комплектность и исправность газового оборудования, арматуры, средствизмерений и автоматизации.

10.22. Присоединение вновь построенныхгазопроводов к действующим производится только перед пуском газа.

Все газопроводы и газовое оборудованиеперед их присоединением к действующим газопроводам, а также после ремонтадолжны подвергаться внешнему осмотру и контрольной опрессовке (воздухом илиинертными газами) бригадой, производящей пуск газа.

10.23. Наружные газопроводы всех давленийподлежат контрольной опрессовке давлением 0,02 МПа. Падение давления не должнопревышать 0,0001 МПа за 1 ч.

Наружные газопроводы низкого давления сгидрозатворами подлежат контрольной опрессовке давлением 0,004 МПа. Падениедавления не должно превышать 0,00005 МПа за 10 мин.

Внутренние газопроводы промышленных,сельскохозяйственных и других производств, котельных, а также оборудование игазопроводы ГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ подлежат контрольной опрессовке давлением 0,01МПа. Падение давления не должно превышать 0,0006 МПа за 1 ч.

Результаты контрольной опрессовки должнызаписываться в нарядах-допусках на выполнение газоопасных работ.

10.24. Избыточное давление воздуха вприсоединяемых газопроводах должно сохраняться до начала работ по их присоединению(врезке).

10.25. Если пуск газа в газопровод несостоялся, то при возобновлении работ по пуску газа он подлежит повторномуосмотру и контрольной опрессовке.

10.26. При ремонтных работах взагазованной среде следует применять инструмент из цветного металла,исключающий искрообразование.

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

Использование электрических инструментовдающих искрение, не допускается.

Обувь у лиц, выполняющих газоопасныеработы в колодцах, помещениях ГРП, ГРПБ, ГРУ, не должна иметь стальных подковоки гвоздей.

При выполнении газоопасных работ следуетиспользовать переносные светильники во взрывозащищенном исполнении снапряжением 12 вольт.

10.27. Выполнение сварочных работ игазовой резки на газопроводах в колодцах, туннелях, коллекторах, техническихподпольях, помещениях ГРП, ГРПБ и ГРУ без их отключения, продувки воздухом илиинертным газом и установки заглушек не допускается.

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

Перед началом работ проводится проверкавоздуха на загазованность. Объемная доля газа в воздухе не должна превышать 20%от нижнего концентрационного предела распространения пламени. Пробы должныотбираться в наиболее плохо вентилируемых местах.

10.28. Газовая резка и сварка надействующих газопроводах допускается при давлении газа 0,0004-0,002 МПа.

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

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

10.29. Присоединение газопроводов безснижения давления следует производить с использованием специальногооборудования, обеспечивающего безопасность работ.

Производственная инструкция на проведениеработ по присоединению газопроводов без снижения давления должна учитыватьрекомендации изготовителя оборудования и содержать технологическуюпоследовательность операций.

Производственная инструкция утверждаетсяв установленном порядке и согласовывается с территориальным органомГосгортехнадзора России.

10.30. Давление газа в газопроводе припроведении работ следует контролировать по специально установленному манометру.

Допускается использовать манометр,установленный не далее 100 м от места проведения работ.

10.31. Работы по присоединению газовогооборудования к действующим внутренним газопроводам с использованием сварки(резки) следует производить с отключением газопроводов и их продувкой воздухомили инертным газом.

10.32. Снижение давления газа вдействующем газопроводе следует производить при помощи отключающих устройствили регуляторов давления.

Во избежание превышения давления газа вгазопроводе избыточное давление следует сбрасывать на свечу, используяимеющиеся конденсатосборники, или на свечу, специально установленную на местеработ.

Сбрасываемый газ следует по возможностисжигать.

10.33. Способы присоединения вновьпостроенных газопроводов к действующим определяются газораспределительнойорганизацией в соответствии с действующими нормалями.

10.34. Проверка герметичностигазопроводов, арматуры и приборов открытым огнем не допускается.

Присутствие посторонних лиц, применениеисточников открытого огня, а также курение в местах проведения газоопасныхработ не допускается.

Места проведения работ следует ограждать.

Котлованы должны иметь размеры, удобныедля проведения работ и эвакуации рабочих.

Вблизи мест проведения газоопасных работвывешиваются или выставляются предупредительные знаки "Огнеопасно -газ".

10.35. При газовой резке (сварке) надействующих газопроводах во избежание большого пламени места выхода газазатираются шамотной глиной с асбестовой крошкой.

10.36. Снятие заглушек, установленных наответвлениях к потребителям (вводах), производится по указанию лица,руководящего работами по пуску газа, после визуального осмотра и опрессовкигазопровода.

10.37. Газопроводы при пуске газа должныпродуваться газом до вытеснения всего воздуха.

Окончание продувки должно устанавливатьсяпутем анализа или сжиганием отобранных проб.

Объемная доля кислорода не должнапревышать 1% по объему, а сгорание газа должно происходить спокойно, безхлопков.

10.38. Газопроводы при освобождении отгаза должны продуваться воздухом или инертным газом.

Объемная доля газа в пробе воздуха(инертного газа) не должна превышать 20% от нижнего концентрационного пределараспространения пламени.

При продувке газопроводов запрещаетсявыпускать газовоздушную смесь в помещения, вентиляционные и дымоотводящиесистемы, а также в местах, где существует возможность попадания ее в здания иливоспламенения от источника огня.

10.39. Отключаемые участки наружныхгазопроводов, а также внутренних при демонтаже газового оборудования должныобрезаться, освобождаться от газа и завариваться наглухо в месте ответвления.

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

10.41. При внутреннем осмотре и ремонтекотлы или другие газоиспользующие установки должны отключаться от газопровода спомощью заглушек.

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

Для предотвращения скольжения и искренияпри опирания на твердое основание лестницы должны иметь резиновые"башмаки".

10.43. В колодцах и котлованах должныработать не более двух человек, в спасательных поясах и противогазах. Снаружи снаветренной стороны должны находиться два человека для страховки работающих инедопущению к месту работы посторонних лиц.

10.44. Разборка (замена), установленногона наружных и внутренних газопроводах оборудования, должны производиться наотключенном участке газопровода с установкой заглушек.

Заглушки должны соответствоватьмаксимальному давлению газа в газопроводе, иметь хвостовики, выступающие запределы фланцев, и клеймо с указанием давления газа и диаметра газопровода.

10.45. Набивка сальников запорнойарматуры, разборка резьбовых соединений конденсатосборников на наружныхгазопроводах среднего и высокого давлений допускается при давлении газа неболее 0,1 МПа.

10.46. Замена прокладок фланцевыхсоединений на наружных газопроводах допускается при давлении газа в газопроводе0,0004-0,002 МПа.

10.47. Разборка фланцевых, резьбовыхсоединений и арматуры на внутренних газопроводах любого давления должнапроизводиться на отключенном и заглушенном участке газопровода.

10.48. При ремонтных работах нагазопроводах и оборудовании в загазованных помещениях должно обеспечиватьсянаблюдение за работающими и предотвращение внесения источников огня.

10.49. Перед началом ремонтных работ наподземных газопроводах, связанных с разъединением газопровода (замена задвижек,снятие и установка заглушек, прокладок и др.), необходимо отключить имеющуюсязащиту от электрохимической коррозии и установить на разъединяемых участкахгазопровода перемычку (если нет стационарно установленных перемычек) с цельюпредотвращения искрообразования.

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

10.51. Применение открытого огня дляотогрева наружных полиэтиленовых, стальных санированных и внутреннихгазопроводов запрещается.

10.52. При устранении закупорок вгазопроводах должны приниматься меры, максимально уменьшающие выход газа изгазопровода. Работы должны проводиться в шланговых или кислородно-изолирующихпротивогазах. Выпуск газа в помещение запрещается.

При прочистке газопроводов потребителидолжны быть предупреждены о необходимости отключения газоиспользующих установокдо окончания работ.

10.53. Резьбовые и фланцевые соединения,которые разбирались для устранения закупорок в газопроводе, после сборки должныпроверяться на герметичность мыльной эмульсией или с помощьювысокочувствительных газоанализаторов (течеискателей).

10.54. Ответственным за наличие у рабочихсредств индивидуальной защиты, их исправность и применение являетсяруководитель работ, а при выполнении работ, без технического руководства -лицо, выдавшее задание.

Наличие и исправность необходимых средствиндивидуальной защиты определяются при выдаче наряда-допуска на газоопасныеработы.

При организации работ руководитель обязанпредусмотреть возможность быстрого вывода рабочих из опасной зоны.

Каждый, участвующий в газоопасныхработах, должен иметь подготовленный к работе шланговый иликислородно-изолирующий противогаз. Применение фильтрующих противогазов недопускается.

10.55. Разрешение на включениекислородно-изолирующих противогазов дает руководитель работ.

При работе в кислородно-изолирующемпротивогазе необходимо следить за остаточным давлением кислорода в баллонепротивогаза, обеспечивающем возвращение работающего в незагазованную зону.

Продолжительность работы в противогазебез перерыва не должна превышать 30 мин.

Время работы в кислородно-изолирующемпротивогазе следует записывать в его паспорт.

10.56. Воздухозаборные патрубки шланговыхпротивогазов должны располагаться с наветренной стороны и закрепляться. Приотсутствии принудительной подачи воздуха вентилятором длина шланга не должнапревышать 15 м.

Шланг не должен иметь перегибов изащемлений.

Противогазы проверяют на герметичностьперед выполнением работ зажатием конца гофрированной дыхательной трубки.

В подобраном правильно противогазеневозможно дышать.

10.57. Спасательные пояса с кольцами длякарабинов испытываются застегнутыми на обе пряжки с грузом массой 200 кг, вподвешенном состоянии в течение 5 мин. После снятия груза на поясе не должнобыть следов повреждений.

10.58. Карабины испытываются грузоммассой 200 кг с открытым затвором в течение 5 мин. После снятия грузаосвобожденный затвор карабина должен встать на свое место без заеданий.

10.59. Спасательные пояса должны иметьнаплечные ремни с кольцом для крепления веревки на уровне лопаток (спины).

Применение поясов без наплечных ремнейзапрещается.

10.60. Спасательные веревки должны бытьдлинной не менее 10 м и испытаны грузом массой 200 кг в течение 15 мин. Послеснятия груза на веревке в целом и на отдельных нитях не должно бытьповреждений.

10.61. Испытание спасательных поясов сверевками и карабинов должны проводиться не реже 1 раза в 6 мес.

10.62. Результаты испытаний оформляютсяактом или записью в специальном журнале.

10.63. Перед выдачей поясов, карабинов иверевок должен производиться их наружный осмотр.

Пояса и веревки должны иметь инвентарныеномера.

 

11. Локализация и ликвидация аварийныхситуаций

 

11.1. Для локализации и ликвидацииаварийных ситуаций в газовых хозяйствах городских и сельских поселений должнысоздаваться единые при газораспределительных организацияхаварийно-диспетчерские службы (АДС) с городским телефоном "04" и ихфилиалы с круглосуточной работой, включая выходные и праздничные дни.

Допускается создавать специализированныеАДС в подразделениях обслуживающих ГРП (ГРУ), а также промышленные объекты икотельные.

11.2. Численность и материально-техническоеоснащение АДС (филиалов) определяются типовыми нормами.

Места их дислокации определяются зонойобслуживания и объемом работ с учетом обеспечения прибытия бригады АДС к местуаварии за 40 мин.

При извещении о взрыве, пожаре, загазованностипомещений аварийная бригада должна выехать в течение 5 мин.

11.3. По аварийным заявкам организаций,имеющих собственную газовую службу, АДС газораспределительных организацийдолжны оказывать практическую и методическую помощь по локализации и ликвидацииаварийных ситуаций по договору и согласованному плану взаимодействия.

11.4. Аварийные работы на ТЭС выполняютсясобственным персоналом. Участие в этих работах АДС газораспределительныхорганизаций определяется планами локализации и ликвидации аварий.

11.5. Деятельность аварийных бригад полокализации и ликвидации аварий определяется планом взаимодействия службразличных ведомств, который должен быть разработан с учетом местных условий.

Планы взаимодействия служб различныхведомств должны быть согласованы с территориальными органами ГосгортехнадзораРоссии и утверждены в установленном порядке.

Ответственность за составление планов,утверждение, своевременность внесения в них дополнений и изменений, пересмотр(не реже 1 раза в 3 года) несет технический руководитель организации -собственника опасного производственного объекта.

11.6. В АДС должны проводитьсятренировочные занятия с оценкой действий персонала:

по планам локализации и ликвидации аварий(для каждой бригады) - не реже 1 раза в 6 мес;

по планам взаимодействия служб различногоназначения - не реже 1 раза в год.

Тренировочные занятия должны проводитьсяна полигонах (рабочих местах) в условиях, максимально приближенных к реальным.

Проведение тренировочных занятий должнорегистрироваться в специальном журнале.

11.7. Все заявки в АДС должнырегистрироваться с отметкой времени ее поступления, временем выезда и прибытияна место аварийной бригады, характером повреждения и перечнем выполненнойработы.

Заявки, поступающие в АДС, должнызаписываться на магнитную ленту. Срок хранения записей должен быть не менее 10суток.

Допускается регистрация и обработкапоступающих аварийных заявок на персональном компьютере при условии ежедневнойархивации полученной информации с жесткого диска на другие носители (дискеты идр.).

Своевременность выполнения аварийныхзаявок и объем работ должны контролироваться руководителямигазораспределительной организации.

Анализ поступивших заявок долженпроизводиться ежемесячно.

11.8. При получении заявки о наличиизапаха газа диспетчер обязан проинструктировать заявителя о мерах безопасности.

11.9. Аварийная бригада должна выезжатьна специальной автомашине, оборудованной радиостанцией, сиреной, проблесковыммаячком и укомплектованной инструментом, материалами, приборами контроля, оснасткойи приспособлениями для своевременной ликвидации аварий.

При выезде по заявке для ликвидацииаварий на наружных газопроводах бригада АДС должна иметьисполнительно-техническую документацию или планшеты (маршрутные карты).

11.10. Ответственность за своевременноеприбытие аварийной бригады на место аварии и выполнение работ в соответствии спланом локализации и ликвидации аварий несет ее руководитель.

11.11. В случае обнаружения объемной долигаза в подвалах, туннелях, коллекторах, подъездах, помещениях первых этажейзданий более 1% газопроводы должны быть отключены от системы газоснабжения иприняты меры по эвакуации людей из опасной зоны.

11.12. Ликвидация утечки газа (временная)допускается с помощью бандажа, хомута или бинта из мешковины с шамотной глинойналоженных на газопровод. За этим участком должно быть организовано ежесменноенаблюдение.

Продолжительность эксплуатациивнутреннего газопровода с бандажом, хомутом или бинтом из мешковины с шамотнойглиной не должна превышать одной смены.

11.13. Поврежденные сварные стыки(разрывы, трещины), а также механические повреждения тела стальной трубы(пробоины, вмятины) должны ремонтироваться врезкой катушек или установкойлепестковых муфт.

Сварные стыки с другими дефектами(шлаковые включения, непровар и поры сверх допустимых норм), а также каверны нателе трубы глубиной свыше 30% от толщины стенки могут усиливаться установкоймуфт с гофрой или лепестковых с последующей их опрессовкой.

11.14. При механических поврежденияхстальных подземных газопроводов со смещением их относительно основногоположения, как по горизонтали, так и по вертикали, одновременно с проведениемработ по устранению утечек газа должны вскрываться и проверяться неразрушающимиметодами по одному ближайшему стыку в обе стороны от места повреждения.

При обнаружении в них разрывов и трещин,вызванных повреждением газопровода, должен дополнительно вскрываться ипроверяться радиографическим методом следующий стык.

В случае выявления непровара, шлаковыхвключений, пор производится усиление сварного стыка.

11.15. Сварные стыки и участки трубполиэтиленовых газопроводов, имеющих дефекты и повреждения, должны вырезаться изаменяться врезкой катушек с применением муфт с закладными нагревателями.Допускается сварка встык при 100% контроле стыков ультразвуковым методом.

Узлы неразъемных соединений исоединительные детали, не обеспечивающие герметичность, должны вырезаться изаменяться новыми.

Допускается ремонтировать точечныеповреждения полиэтиленовых газопроводов при помощи специальных полумуфт с закладныминагревателями.

11.16. Поврежденные участки газопроводов,восстановленные синтетическим тканевым шлангом, заменяются врезкой катушки сиспользованием специального оборудования для проведения работ на газопроводахбез снижения давления.

Допускается осуществлять ремонт такихгазопроводов аналогично стальным газопроводам.

11.17. Работы по окончательномуустранению утечек газа могут передаваться эксплуатационным службам после того,как АДС будут приняты меры по локализации аварии и временному устранению утечкигаза.

11.18. Не допускается прямое воздействиеоткрытого пламени горелки при резке стальной оболочки газопровода,реконструированного полимерными материалами.

_____________________

1 Собраниезаконодательства Российской Федерации, 2001, № 50, ст.4742.

2 Собраниезаконодательства Российской Федерации, 1997, № 30, ст.3588.

3 «Российская газета», №231, 05.12.2002.

4 Производства цветнойметаллургии, использующие только природный углеводородный газ в качестветоплива, вправе руководствоваться настоящими Правилами.

5 Собраниезаконодательства Российской Федерации, 1997, № 30, ст.3588.

6 Бюллетень нормативныхактов федеральных органов исполнительной власти, 26.07.1999, № 30.

7 «Российская газета», №256, 31.12.2001.

8 Бюллетень нормативныхактов федеральных органов исполнительной власти, 13.01.2003, № 2, стр.88-123.

9 «Российская газета»,01.12.1998, № 228.

10 «Российская газета»,18.06.2002, № 107.

11 Бюллетень нормативныхактов федеральных органов исполнительной власти, 22.03.1999, № 11-12.

12 «Российская газета»,29.05.2002, № 94.

13 «Российская газета»,18.06.2002 , № 107.

14 «Российская газета»,18.06.2002, № 107.

15 Собраниезаконодательства Российской Федерации, 15.03.1999, № 11, ст.1305.

16 Собраниезаконодательства Российской Федерации, 1997, № 30, ст.3588.

17 «Российская газета»,14.08.2002, 151.

18 Собраниезаконодательства Российской Федерации, 28.07.1997, № 30, ст.3588.

19 Собраниезаконодательства Российской Федерации, 2000, № 48, ст.4694.

20 Собраниезаконодательства Российской Федерации, 2001, № 50, ст.4742.

21 Бюллетень нормативныхактов федеральных органов исполнительной власти, 1999 , № 30.

22 Собраниезаконодательства Российской Федерации, 2000, № 48, ст.4694.

23 Собраниезаконодательства Российской Федерации, 1999, № 1, ст.191.

24 Газета "Российскиевести", № 134, 20.07.1995.

 

 

Приложение 1

 

Периодичность обхода трасс подземныхгазопроводов в зависимости от места прохождения трассы

 

Газопроводы

Низкого давления в застроенной части поселений

Высокого и среднего давления в застроенной части поселений

Всех давлений в незастроенной части поселений, а также межпоселковые

Газопроводы с давлением до 1,2 МПа

1. Вновь построенные газопроводы

Непосредственно в день ввода в эксплуатацию и на следующий день

2. Стальные газопроводы, эксплуатируемые до 40 лет при отсутствии аварий и инцидентов

Устанавливается техническим руководителем газораспределительной организации, но не реже:

1 раза в мес.

2 раз в мес.

1 раза в 6 мес. при ежегодном приборном обследовании или 1 раза в 2 мес. без его проведения

2.1. Полиэтиленовые газопроводы, эксплуатируемые до 50 лет при отсутствии аварий и инцидентов

1 раза в 3 мес.

1 раза в 3 мес.

1 раза в 6 мес.

3. Стальные газопроводы после реконструкции методом протяжки полиэтиленовых труб или восстановленные синтетическим тканевым шлангом

Устанавливается техническим руководителем газораспределительной организации, но не реже:

1 раза в 3 мес.

1 раза в 3 мес.

не реже 1 раза в 6 мес.

4. Стальные газопроводы, эксплуатируемые в зоне действия источников блуждающих токов, в грунте с высокой коррозионной агрессивностью и необеспеченные минимальным защитным электрическим потенциалом

1 раза в неделю

2 раз в неделю

1 раза в 2 недели

5. Стальные газопроводы с не устраненными дефектами защитных покрытий

1 раза в неделю

2 раз в неделю

1 раза в 2 недели

6. Стальные газопроводы с положительными и знакопеременными значениями электрических потенциалов

Ежедневно

Ежедневно

2 раз в неделю

7. Газпроводы в неудовлетворительном техническом состоянии, подлежащие замене

Ежедневно

Ежедневно

2 раз в неделю

8. Газпроводы, проложенные в просадочных грунтах

1 раза в неделю

2 раз в неделю

1 раза в 2 недели

9. Газопроводы с временно устраненной утечкой газа (бинт, бандаж)

Ежедневно до проведения ремонта

10. Газопроводы в зоне 15 м от места производства строительных работ

Ежедневно до устранения угрозы повреждения газопровода

11. Береговые участки газопроводов в местах переходов через водные преграды и овраги

Ежедневно в период паводка

12. Стальные газопроводы, эксплуатируемые после 40 лет при положительных результатах диагностики

1 раза в мес.

2 раз в мес.

1 раза в 6 мес. при ежегодном приборном обследовании или 1 раза в 2 мес. без его проведения

13. Полиэтиленовые газопроводы, эксплуатируемые после 50 лет при положительных результатах диагностики

1 раза в 3 мес.

1 раза в 3 мес.

1 раза в 6 мес.

14. Стальные газопроводы после 40 лет при отрицательных результатах диагностики, назначенные на перекладку или реконструкцию

Ежедневно

Ежедневно

2 раза в неделю

15. Полиэтиленовые газопроводы после 50 лет при отрицательных результатах диагностики, назначенные на перекладку

Ежедневно

Ежедневно

2 раза в неделю

Газопроводы с давлением свыше 1,2 МПа

16. Стальные газопроводы в пределах тепловых электрических станций

2 раза в мес.

17. Стальные газопроводы в пределах тепловых электрических станций в оговоренных выше случаях

Ежедневно

Газопроводы-отводы с давлением свыше 1,2 МПа

18. Стальные газопроводы-отводы за пределами тепловых электрических станций

В соответствии с требованиями нормативно-технических документов для магистральных газопроводов

 

 

Приложение 2

 

Наряд-допуск № ____

на производство газоопасных работ

 

"___"_________200__ г.

Срок хранения1 год

 

1.Наименование организации________________________________________________________

(наименование газового хозяйства, службы,цеха)

2.Должность, фамилия, имя, отчество лица, получившего наряд-допуск на выполнениегазоопасных работ__________________________________________________________________

___________________________________________________________________________________

3. Место ихарактер работ ____________________________________________________________

4. Составбригады ___________________________________________________________________

(фамилия, имя, отчество, должность,профессия)

5. Дата ивремя начала работ __________________________________________________________

Датаи время окончания работ ______________________________________________________

6.Технологическая последовательность основных операций при выполнении работ

___________________________________________________________________________________

(перечисляется технологическаяпоследовательность операций, в соответствии с действующими инструкциями итехнологическими картами; допускается применение типовых нарядов-допусков иливручение технологических карт руководителю работ под роспись)

7. Работаразрешается при выполнении следующих основных мер безопасности

___________________________________________________________________________________

(перечисляются основные меры безопасности,указываются инструкции, которыми следует руководствоваться)

8. Средстваобщей и индивидуальной защиты, которые обязана иметь бригада

___________________________________________________________________________________

(должность, фамилия, имя, отчество лица,проводившего проверку готовности средств индивидуальной защиты к выполнениюработ и умению ими пользоваться, подпись)

9.Результаты анализа воздушной среды на содержание газа в закрытых помещениях иколодцах, проведенного перед началом ремонтных работ

___________________________________________________________________________________

(должность, фамилия, имя, отчество лица,производившего замеры, подпись)

10.Наряд-допуск выдал______________________________________________________________

(должность, фамилия, имя, отчество лица,выдавшего наряд-допуск, подпись)

11. Сусловиями работы ознакомлен, наряд-допуск получил_______________________________

___________________________________________________________________________________

(должность, фамилия, имя, отчество лица,получившего наряд-допуск, подпись)

12.Инструктаж состава бригады по проведению работ и мерам безопасности

 

№ п/п

Фамилия, имя, отчество

Должность, профессия

Расписка о получении инструктажа

Примечание

 

 

 

 

 

 

13. Измененияв составе бригады

 

Фамилия, имя, отчество, лица, выведенного из состава бригады

Причина изменений

Дата, время

Фамилия, имя, отчество лица, введенного в состав бригады

Должность, профессия

Дата, время

 

 

 

 

 

 

 

14.Инструктаж нового состава бригады по завершению работ и мерам безопасности

 

№ п/п

Фамилия, имя, отчество

Должность

Расписка о получении инструктажа

Примечание

 

 

 

 

 

 

15. Продлениенаряда-допуска

 

Дата и время

Фамилия, имя, отчество и должность лица, продлившего наряд-допуск

Подпись

Фамилия, имя, отчество и должность руководителя работ

Подпись

начала работы

окончания работы

 

 

 

 

 

 

 

16.Заключение руководителя по окончании газоопасных работ

___________________________________________________________________________________

(перечень работ выполненных на объекте,особые замечания, подпись руководителя работ, время и дата закрытиянаряда-допуска)

 

 

Приложение 3

 

Журнал регистрации нарядов-допусков напроизводство газоопасных работ

___________________________________________________________________________________

(наименование организации, службы, цеха)

Начат"___"_________ 200__ г.

Окончен"___"_________ 200__ г.

Срок хранения5 лет

 

Номер наряда- допуска

Дата и время выдачи наряда- допуска

Ф.И.О. должность, роспись выдавшего наряд-допуск

Ф.И.О. должность, роспись получившего наряд-допуск

Адрес места проведения работ

Характер работ

Дата и время возвращения наряда-допуска, отметка о выполнении работ лицом, принявшим наряд-допуск

1

2

3

4

5

6

7

 

Журналпронумерован, прошнурован и скреплен печатью: ______ листов

Ф.И.О.,должность, подпись

 

 

Приложение 4

 

Минимальные расстояния от объектов,расположенных на территории электростанции, до газопроводов системгазоснабжения ГТУ и ПГУ

 

Объект

Минимальное расстояние (м) от объекта электростанции до газопровода, приложенного

Надземно

Подземно

1. Административные и бытовые здания

15

10

2. Внутренние автомобильные дороги

1,5

2

3. Внутренние подземные дороги

5

10

4. Воздушные линии электропередачи

Согласно ПУЭ

5. Газгольдеры горючих газов и резервуары ПК, ЛВЖ, СУГ

15

-

6. Инженерные коммуникации (подземные):

 

 

водопровод, безканальная тепловая

3

2

тепловые каналы, в том числе тепловые сети

1,5

4

канализация

1,5

5

Силовые кабели

Согласно ПУЭ

7. Колодцы инженерных коммуникаций

Вне габаритов опор, эстакады

10

8. Открытые трансформаторные подстанции и распределительные устройства

Согласно ПУЭ

9. Производственные здания независимо от их категории взрывопожароопасности и степени огнестойкости

10

10

 

 

Приложение 5

 

Перечень специализированных блоковкомплексной поставки для систем газоснабжения ГТУ и ПГУ ТЭС

 

Блок отработки газа

Способ размещения

Взрывопожарная характеристика места размещения

Примечание

Категория помещения

Класс зоны

1. Блок компримирования компрессор привод компрессора

Закрытый

А

В-1а

 

Закрытый

Г

-

 

2. Блок редуцирования

Закрытый

А

В-1а

 

3. Блок очистки

Открытый

-

В-1г

 

4. Блок осушки

Закрытый

А

В-1а

Осушка только газа для пневмоприводной арматуры предусматривается при необходимости. В северных зонах узел измерительных диафрагм и приборов размещается в помещении

5. Блок подогрева

Закрытый

А

В-1а

6. Блок измерения расхода

Открытый

-

В-1г


Приложение 6

 

Минимальные расстояния от объектов ТЭС доздания ППГ

 

Объект электростанции

Минимальное расстояние от объекта электростанции до здания (укрытия, контейнера) ППГ категории А, м

1. Производственные здания категории Г (установки ГТУ и ПГУ, котельная установка, ремонтно-механическая мастерская и др.), административно-бытовые здания

30

2. Производственные здания категории Д (операторская; воздушная компрессорная станция; насосная станция водоснабжения, в том числе противопожарного; помещение для хранения противопожарных средств и огнегасящих веществ и др.), пожарные резервуары (места забора воды)

10

3. Производственные здания категории В, открытые насосные станции

 

ЛВЖ

15

ГЖ

10

4. Резервуары складов общей вместимостью, м3:

 

ЛВЖ:

 

Св. 1000 до 2000 вкл.

30

Св. 600 до 1000 вкл.

24

Св. 300 до 600 вкл.

18

Менее 300

12

ГЖ:

 

Св. 5000 до 10000 вкл.

30

Св. 3000 до 5000 вкл.

24

Менее 3000

18

 

 

Приложение 7

 

Рекомендуемые системы вентиляции дляустановок и помещений систем газоснабжения ГТУ и ПГУ ТЭС с давлением природногогаза свыше 1,2 МПа

 

Наименование установки, помещение которой оборудуется системой вентиляции

Аварийная вентиляция

Назначение системы вентиляции

Общеобменная

Вытяжная

Приточная

Период года

Холодный

Теплый

Холодный

Теплый

1. Блок компримирования:

 

 

 

 

 

Помещение поршневых газомоторных компрессоров

А

Е

М и Е

М

М и Е

Помещение центробежных компрессоров

А

Е

Е

М

Е

Помещение газотурбинных двигателей

-

Е

Е

М

М и Е

Помещение электродвигателей

 

Е

Е

М

М и Е

2. Блок редуцирования давления

-

Е

Е

Е

Е

3. Блок очистки

-

Е

Е

Е

Е

4. Блок осушки

-

Е

Е

Е

Е

5. Блок подогрева

-

Е

Е

Е

Е

6. Блок измерения расхода

-

Е

Е

Е

Е

 

Примечание:А - аварийная; Е - естественная; М - механическая.

 

 

Приложение 8

 

Наименьшее расстояние от газопроводов исооружений ГТУ и ПГУ до провода высоковольтных линий (ВЛ)

 

Пересечение или сближение

Наименьшее расстояние, м, при напряжении ВЛ, кВ

До 20

35-110

150

220

330

500

Расстояние по вертикали от провода ВЛ до газопровода

3

4

4,5

5

6

6,5

Расстояние по горизонтали от крайнего провода ВЛ до газопровода I категории при параллельной прокладке

Не менее высоты опоры

Расстояние по горизонтали от крайнего провода ВЛ до газопровода I-а категории при параллельной прокладке

Не менее удвоенной высоты опоры

Расстояние по горизонтали от крайнего провода ВЛ до продувочного газопровода (свечей)

Не менее 300 м

 

 

СОДЕРЖАНИЕ

 

1. Общие положения

1.1. Сфера действия ипорядок применения

1.2. Требования кдолжностным лицам и обслуживающему персоналу

2. Проектирование

2.1. Проектирование системгазораспределения и газопотребления

2.2. Газораспределительныесети

2.3. Защита наружныхгазопроводов от электрохимической коррозии

2.4. Запорная,регулирующая арматура, предохранительные устройства

2.5. Газорегуляторныепункты и установки

2.6. Автоматизированнаясистема управления технологическим процессом распределения газа (АСУ ТП РГ)

2.7. Газопотребляющиесистемы

3. Строительство

3.1. Строительствогазораспределительных систем, организация проведения строительно-монтажныхработ

3.2. Контроль качествастроительно-монтажных работ

3.3. Испытания и приемка вэксплуатацию газопроводов

4. Идентификация ирегистрация систем газораспределения и газопотребления

5. Эксплуатация объектовсистем газораспределения и газопотребления

5.1. Общие требования

5.2. Организациятехнического обслуживания и ремонта опасных производственных объектов системгазопотребления

5.3. Наружные газопроводыи сооружения

5.4. Текущий и капитальныйремонт наружных газопроводов

5.5. Техническоедиагностирование газопроводов

5.6. Газорегуляторныепункты

5.7. Взрывозащищенноеэлектрооборудование, контрольно-измерительные приборы, системы автоматизации исигнализации

5.8. Средства защитыгазопроводов от коррозии

5.9. Внутренниегазопроводы и газоиспользующие установки, производственные,отопительно-производственные и отопительные котельные

6. Проектирование,строительство и эксплуатация газопроводов на территориях с особыми условиями

6.1. Общие требования

6.2. Вечномерзлые грунты

6.3. Просадочные грунты

6.4. Набухающие грунты

6.5. Элювиальные грунты

6.6. Пучинистые грунты

6.7. Сейсмические районы

6.8. Подрабатываемыетерритории

6.9. Горные районы

6.10. Пересечение болот

6.11. Засоленные грунты

6.12. Насыпные грунты

7. Особые требованиявзрывобезопасности при эксплуатации систем газоснабжения тепловых электрическихстанций (ТЭС) и котельных

8. Особые требованиявзрывобезопасности при проектировании, строительстве и эксплуатациигазотурбинных (ГТУ) и парогазовых (ЛГУ) установок

8.1. Проектирование

8.2. Требования к трубам,арматуре, приводам и другим устройствам систем газоснабжения

8.3. Электроснабжение,электрооборудование, заземление, молниезащита и отопление

8.4. Строительство иприемка в эксплуатацию

8.5. Эксплуатация объектовгазового хозяйства

8.6. Технологическийконтроль, автоматизация, сигнализация, защиты и блокировки

8.7. Наружные газопроводыи сооружения

9. Здания и сооружения

10. Газоопасные работы

11. Локализация иликвидация аварийных ситуаций

Приложение 1.Периодичность обхода трасс подземных газопроводов в зависимости от местапрохождения трассы

Приложение 2. Наряд-допускна производство газоопасных работ

Приложение 3. Журналрегистрации нарядов-допусков на производство газоопасных работ

Приложение 4. Минимальныерасстояния от объектов, расположенных на территории электростанции, догазопроводов систем газоснабжения ГТУ и ПГУ

Приложение. 5. Переченьспециализированных блоков комплексной поставки для систем газоснабжения ГТУ иПГУ ТЭС

Приложение 6. Минимальныерасстояния от объектов ТЭС до здания ППГ

Приложение 7.Рекомендуемые системы вентиляции для установок и помещений систем газоснабженияГТУ и ПГУ ТЭС с давлением природного газа свыше 1,2 МПа

Приложение 8. Наименьшее расстояние от газопроводови сооружений ГТУ и ПГУ до провода высоковольтных линий (ВЛ)


   
Справочник ГОСТов, ТУ, стандартов, норм и правил. СНиП, СанПиН, сертификация, технические условия

Выставки и конференции по рынку металлов и металлопродукции

Установите мобильное приложение Metaltorg: