|
Стр. 2
обследованию с целью определения их герметичности, качества
сварных стыков, подверженности коррозийной опасности, состояния
защитного покрытия и металла трубы. Обследования должны
производиться по графикам, утвержденным главным инженером
предприятия газового хозяйства, в сроки, предусмотренные
"Правилами безопасности в газовом хозяйстве".
4.21. Проверку герметичности газопроводов всех давлений
следует производить с помощью приборов, позволяющих выявлять
утечки газа и места повреждений изоляции подземных газопроводов
без вскрытия грунта. Проверка герметичности подземных газопроводов
на участках, расположенных под усовершенствованным дорожным
покрытием, в период промерзания грунта, а также обнаружение мест
утечек газа должны производиться методом бурения скважин с
последующим замером прибором.
(в ред. Изменений N 1, утв. Минтопэнерго РФ 22.03.1994)
На распределительном газопроводе скважины бурятся у стыков
газопровода. При отсутствии схемы расположения стыков, а также на
газопроводах - вводах скважины должны буриться через каждые 2 м.
При использовании приборов чувствительностью не ниже 0,01%
объема расстояния между скважинами допускается увеличить до 5 м.
4.22. Применение открытого огня для определения наличия газа в
пробуренных скважинах разрешается не ближе 3 м от здания и
сооружения. Если газ в скважине не воспламеняется, проводится
проверка его наличия прибором.
(п. 4.22 в ред. Изменений N 1, утв. Минтопэнерго РФ 22.03.1994)
4.23. Допускается проверять герметичность газопровода
опрессовкой воздухом по нормам испытаний, указанным в
СНиП 3.05.02-88.
4.24. Качество сварных стыков проверяется, если в процессе
эксплуатации на данном газопроводе обнаружены дефекты сварных
стыков.
4.25. Осмотр подземных стальных газопроводов с целью
определения состояния защитного покрытия металла трубы (путем
вскрытия на газопроводах контрольных шурфов длиной не менее 1,5 м)
должен выполняться только в местах выявления повреждений покрытий,
а также на участках, где использование приборов затруднено
индустриальными помехами.
4.26. Места вскрытия контрольными шурфами, их количество в
зонах индустриальных помех определяются главным инженером
предприятия газового хозяйства или начальником газовой службы. Для
визуального обследования должны выбираться участки, подверженные
наибольшей коррозионной опасности, места пересечения газопроводов
с другими подземными коммуникациями, конденсатосборники,
гидрозатворы. При этом должно быть не менее одного шурфа на каждые
500 м распределительных газопроводов и на каждые 200 м
газопроводов - вводов.
4.27. Состояние металла и изоляционного покрытия трубы должно
определяться во всех шурфах, отрываемых в процессе эксплуатации
газопровода с целью проведения ремонта изоляции или устранения
утечек газа.
(п. 4.27 в ред. Изменений N 1, утв. Минтопэнерго РФ 22.03.1994)
4.28. Предприятие-владелец должно своевременно принимать меры
по ремонту защитных покрытий и предотвращению дальнейшего
разрушения подземных стальных газопроводов. Дефекты изоляции на
газопроводах, расположенных в зоне действия блуждающих токов или
вблизи зданий с возможным скоплением людей, должны устраняться в
первую очередь, но не позднее чем через месяц после их
обнаружения.
4.29. По результатам технического обследования должен
составляться акт, в котором с учетом выявленных дефектов и оценки
технического состояния следует дать заключение о возможности
дальнейшей эксплуатации газопровода, необходимости и сроках
проведения его ремонта или замены.
Акт технического обследования должен утверждаться
руководителем предприятия, выполнявшего эти работы.
Результаты технического обследования газопроводов должны
заноситься в эксплуатационный паспорт газопровода.
Текущий ремонт
4.30. В состав текущего ремонта газопроводов должны входить
следующие основные работы:
- устранение дефектов, выявленных при техническом
обслуживании;
- устранение провеса надземных газопроводов, восстановление
или замена креплений надземных газопроводов;
- окраска надземных газопроводов;
- приведение в порядок настенных знаков;
- проверка состояния люков, крышек газовых колодцев, коверов и
устранение перекосов, оседаний и других неисправностей;
- ремонт запорной арматуры и компенсаторов;
- окраска задвижек, кранов и компенсаторов;
- проверка герметичности резьбовых соединений,
конденсатосборников и гидрозатворов, устранение повреждений их
стояков, наращивание или обрезка выводных трубок
конденсатосборников, гидрозатворов и контрольных трубок.
4.31. Текущий ремонт запорной арматуры и компенсаторов
проводится не реже одного раза в год и включает следующее:
- очистку арматуры и компенсаторов от грязи и ржавчины;
- окраску (при необходимости);
- разгон червяка у задвижек, его смазку;
- проверку и набивку сальников;
- устранение неисправностей приводного устройства задвижек;
- проверку состояния компенсаторов (стяжные болты должны быть
сняты);
- проверку герметичности всех сварных, резьбовых и фланцевых
соединений мыльной эмульсией или приборным методом;
- смену износившихся и поврежденных болтов и прокладок.
Результаты проверки и ремонта арматуры и компенсаторов должны
быть занесены в паспорт газопровода (форма 10-э).
(в ред. Изменений N 1, утв. Минтопэнерго РФ 22.03.1994)
4.32. Неплотности в арматуре газопроводов должны устраняться
путем подтягивания болтов фланцевых соединений, уплотнения
сальниковых устройств, замены отдельных деталей.
4.33. Работы по текущему ремонту, перечисленные в пп. 4.30 и
4.31, должны выполняться по плану или графику, утвержденному
главным инженером предприятия газового хозяйства.
Окраска надземных газопроводов и оборудования должна
производиться по мере необходимости.
Капитальный ремонт
4.34. К капитальному ремонту газопроводов относят работы по
замене изношенных конструкций, узлов и деталей более прочными или
экономичными, а также работы по ремонту основных конструкций.
4.35. Для всех газопроводов, отобранных для капитального
ремонта в соответствии с требованиями РД-204 РСФСР 33-87
"Техническое состояние подземных газопроводов. Общие требования.
Методы оценки", должна быть составлена документация.
Для объектов со сложной технологией ремонтных работ должны
составляться планы производства работ.
В планах производства работ на капитальный ремонт газопроводов
и сооружений на них должны быть определены методы и сроки
выполнения работ, потребность в рабочей силе, материалах,
арматуре, деталях, строительных материалах.
Планы производства работ должны разрабатываться организацией,
выполняющей капитальный ремонт, и утверждаться главным инженером
этой организации по согласованию с главным инженером предприятия
газового хозяйства.
4.36. К производству основных работ по капитальному ремонту
газопроводов и сооружений на них разрешается приступить при:
- наличии утвержденной технической документации на капитальный
ремонт;
- получении ордера или соответствующего разрешения на
производство земляных работ;
- устройстве требуемых нормами ограждений места работ и
выполнении других охранных мероприятий.
4.37. В состав капитального ремонта подземных и надземных
газопроводов входят следующие основные работы:
- ремонт или замена участков труб, пришедших в негодность,
установка усилительных муфт;
- замена изоляции вместе с трубами или без них на отдельных
участках газопроводов;
- ремонт кирпичной кладки колодцев с разборкой и заменой
перекрытий, замена изношенных люков и крышек, перекладка горловин,
полное восстановление или ремонт гидроизоляции колодцев;
- наращивание колодцев по высоте, оштукатуривание колодцев
заново, смена лестниц, ходовых скоб и др.;
- замена неисправных кранов и задвижек;
- разборка задвижек и кранов, замена износившихся узлов и
деталей;
- демонтаж или замена конденсатосборников, гидрозатворов,
ремонт и замена коверов и др.
Кроме перечисленных работ при капитальном ремонте газопроводов
должны производиться все виды работ, предусмотренные при текущем
ремонте и техническом обслуживании.
4.38. Контроль за выполнением работ по капитальному ремонту в
соответствии с утвержденной технической документацией и
требованиями "Правил безопасности в газовом хозяйстве" и
последующая приемка работ должны осуществляться организацией,
эксплуатирующей газопровод.
4.39. Законченные работы по капитальному ремонту, связанные с
заменой отдельных участков газопровода, принимаются комиссией,
назначенной руководителем организации, эксплуатирующей газопровод.
В состав приемочной комиссии должны входить представители
заказчика, организации, эксплуатирующей газопровод, и
строительно-монтажной организации.
4.40. При перекладке участка газопроводов составляется
проектная и исполнительно-техническая документация в соответствии
с требованиями, предъявляемыми к новому строительству. В случаях,
когда трассы газопроводов не изменяются, составляется только
исполнительно-техническая документация. Работы производятся по
ранее разработанному проекту.
4.41. Результаты работ по капитальному ремонту должны
заноситься в паспорт газопровода (форма 10-э).
(в ред. Изменений N 1, утв. Минтопэнерго РФ 22.03.1994)
Аварийно-восстановительные работы
4.42. Аварийно-восстановительные работы относятся к
внеплановым работам, необходимость выполнения которых появляется
вследствие нарушений целостности газопровода или сооружений на
нем, создающих аварийную ситуацию. Аварийно-восстановительные
работы должны проводиться немедленно.
4.43. Устранение снежно-ледяных и кристаллогидратных пробок в
газопроводах, конденсатосборниках, гидрозатворах относится к
аварийно-восстановительным работам.
4.44. Для ликвидации образующихся во время эксплуатации
водяных, снежно-ледяных, кристаллогидратных, смоляных,
нафталиновых, грязевых и других закупорок газопроводов и арматуры
могут применяться следующие способы и средства:
- заливка растворителя в газопровод;
- отогрев мест ледяной закупорки производится гибкими
нагревательными элементами, паром или огнем (на участке, где нет
резьбовых или фланцевых соединений). Применение открытого огня для
отогрева газопроводов в помещениях запрещается;
(абзац в ред. Изменений N 1, утв. Минтопэнерго РФ 22.03.1994)
- шуровка газопровода стальной проволокой или прочистка ершом;
- продувка газом или воздухом;
- извлечение посторонних предметов через специально вырезанные
окна;
- проведение соответствующих ремонтных работ.
По окончании прочистки или продувки возобновляется подача газа
в приборы с соблюдением необходимых мер безопасности при пуске
газа.
5. Эксплуатация газопроводов из полиэтиленовых труб
Общие требования
5.1. Требования распространяются на эксплуатацию подземных
газопроводов из полиэтиленовых труб, предназначенных для
транспортирования природного газа, и предусматривают только
специфику указанных газопроводов, выполненных в соответствии с
действующими нормативными документами на их проектирование и
строительство.
5.2. Все работы, связанные с ремонтом газопроводов из
полиэтиленовых труб, должны выполняться в соответствии с
"Инструкцией по эксплуатации и ремонту полиэтиленовых
газопроводов".
5.3. К эксплуатации полиэтиленовых газопроводов допускаются
работники, сдавшие экзамен на знание "Правил эксплуатации и
ремонта газопроводов из полиэтиленовых труб", "Правил безопасности
в газовом хозяйстве", а также настоящих Правил в объеме
выполняемой ими работы.
5.4. Предприятие газового хозяйства должно иметь
эксплуатационно-техническую документацию на полиэтиленовые
газопроводы, аналогичную документацию для газопроводов из стальных
труб.
Техническое обслуживание
5.5. Обход трасс вновь введенных полиэтиленовых газопроводов
всех давлений в течение первых трех дней следует производить
ежедневно, в последующем - в соответствии с требованиями "Правил
безопасности в газовом хозяйстве".
5.6. При обходе трассы полиэтиленового газопровода и проверке
загазованности сооружений следует руководствоваться указаниями
пп. 4.3 - 4.13 настоящих Правил.
5.7. Подземные полиэтиленовые газопроводы всех давлений после
ввода их в эксплуатацию должны подвергаться периодической проверке
технического состояния.
Состав работ по проверке полиэтиленовых газопроводов и сроки
их проведения должны соответствовать требованиям "Правил
безопасности в газовом хозяйстве".
5.8. При буровом осмотре скважины необходимо бурить около
стыков газопроводов на расстоянии 0,5 - 0,7 м от стенки
газопровода.
Ремонтные работы
5.9. При нарушении целостности полиэтиленовых труб и их стыков
ремонт должен предусматривать вырезку дефектных участков и вварку
отрезков (катушек) полиэтиленовых труб длиной не менее 500 мм.
Вварку катушек полиэтиленовых труб взамен вырезанных дефектных
участков следует производить в прямой или косой стык. Допускается
вварка катушек с применением узлов неразъемных соединений
"полиэтилен-сталь".
5.10. Качество ремонта участков газопроводов определяют
приборным методом или с помощью мыльной эмульсии при рабочем
давлении.
5.11. При выполнении ремонтных работ, связанных со сваркой
полиэтиленовых труб, должны соблюдаться требования действующих
нормативных документов на проектирование, строительство и
эксплуатацию подземных газопроводов из полиэтиленовых труб.
5.12. Для немедленной ликвидации утечки газа допускается в
качестве временной меры применение металлических хомутов и муфт с
резиновым уплотнением, уплотнением липкой синтетической лентой или
глиняным пластырем. До полного завершения работ по устранению
утечки газа эти места подлежат ежедневному осмотру, а засыпка их
грунтом производится только после выполнения работ.
5.13. Необходимость капитального ремонта газопровода
устанавливается в процессе эксплуатации в случае обнаружения
неудовлетворительного состояния газопровода (растрескивание и
расслоение полиэтиленовых труб, разрыв сварных стыков, несколько
механических повреждений полиэтиленового газопровода и др.). При
капитальном ремонте полиэтиленовых газопроводов производится
замена участков с дефектными стыками или трубами.
5.14. Работы по капитальному ремонту газопроводов отражаются в
паспорте газопровода, в котором указываются измененные диаметр,
толщина стенок труб, глубина заложения и привязка мест вскрытия
газопровода к постоянным ориентирам.
К паспорту газопровода должен быть приложен акт испытаний
(заключение) партии труб, а также труб из аварийного запаса,
используемых для ремонта. Испытания производятся в соответствии с
действующими нормативными документами на проектирование и
строительство подземных газопроводов из полиэтиленовых труб.
Присоединение ответвлений к действующим
газопроводам
5.15. Присоединение новых ответвлений к действующим
полиэтиленовым газопроводам (врезка) выполняется в соответствии с
производственной (технологической) инструкцией и требованиями
пп. 2.16 - 2.23 настоящих Правил.
5.16. Врезка стальных и полиэтиленовых ответвлений в
полиэтиленовый газопровод производится через стальные вставки,
вмонтированные в газопровод, или через тройниковый узел.
5.17. Врезка в действующий газопровод без снижения давления
газа допускается только при условии применения специального
приспособления, обеспечивающего безопасность проведения работ.
5.18. После врезки ответвлений в действующий газопровод
сварные соединения должны быть проверены приборным методом или с
помощью мыльной эмульсии при рабочем давлении газа.
5.19. Участки газопровода после производства врезок засыпают
песком на высоту не менее 20 см от верхней образующей трубы,
тщательно подбивая пазухи. Последующая засыпка производится
обычным порядком.
Дополнительные требования при эксплуатации систем
газоснабжения в районах подрабатываемых территорий
и особых природных и климатических условий
5.20. При проектировании, строительстве и эксплуатации
газопроводов на подрабатываемых территориях должны выполняться
требования СНиП 2.01.09-90 "Здания и сооружения на подрабатываемых
территориях и просадочных грунтах", "Положения о порядке выдачи
разрешений на застройку площадей залегания полезных ископаемых",
"Инструкции о порядке утверждения мер охраны зданий, сооружений и
природных объектов от вредного влияния горных разработок".
5.21. Применение труб по ГОСТ 3262-75* (водогазопроводные), а
также из кипящих сталей для строительства подземных газопроводов
не допускается.
5.22. Конструкция крепления электропривода или электрокабеля к
газопроводу должна обеспечивать надежность соединения в случаях
подвижности трубы.
5.23. Соединение труб должно производиться электродуговыми
методами сварки. Газовая сварка допускается только для
газопроводов надземной прокладки давлением до 0,3 МПа (3 кгс/кв.
см), диаметром не более 100 мм.
Сварные швы должны быть плотными, непровары любой
протяженности и глубины не допускаются.
5.24. Расстояние от ближайшего сварного стыка до фундамента
здания должно быть не менее 2 м.
5.25. Газопровод должен укладываться на основание из
малозащемляющего грунта толщиной не менее 200 мм и присыпаться
этим же грунтом на высоту не менее 300 мм.
5.26. При особо больших ожидаемых деформациях земной
поверхности, определенных расчетом, газопроводы необходимо
прокладывать наземным или надземным способом.
5.27. Компенсаторы, предусмотренные проектом, должны быть
установлены до начала подработок территории.
5.28. Резинокордовые компенсаторы, устанавливаемые в колодцах
на газопроводах, после окончания деформации земной поверхности,
если не предусматривается повторная подработка, должны быть
заменены прямыми вставками, а колодцы (ниши) засыпаны грунтом.
Окончание деформации земной поверхности должно быть
подтверждено заключением специализированной организации.
5.29. Применение гидрозатворов в качестве отключающих
устройств на газопроводах запрещается.
5.30. Для увеличения подвижности газопровода в грунте в
качестве конструктивных мер защиты газопровода от воздействия
перемещений грунтов места присоединений врезок следует выполнять в
непроходных каналах.
5.31. Газовые хозяйства, эксплуатирующие газопроводы в районах
подрабатываемых территорий, должны обеспечить:
- контроль за выполнением технических мероприятий как в период
строительства, так и при проведении капитальных ремонтов
газопроводов;
- изучение и анализ сведений о проводимых и планируемых горных
разработках, оказывающих вредное воздействие на газопроводы;
- решение организационно-технических вопросов по обеспечению
надежности и безопасности газопроводов перед началом горных
подработок и в процессе интенсивного сдвижения земной поверхности;
- разработку совместно с горными предприятиями и проектными
организациями мер защиты эксплуатируемых газопроводов от вредного
влияния горных разработок, а также мероприятий по предупреждению
проникновения газа в подземные коммуникации и здания жилых,
промышленных и коммунальных объектов.
5.32. Обход подземных газопроводов в период сдвижения земной
поверхности и до снятия напряжений в газопроводах путем разрезки
должен производиться ежедневно.
При разбивке трассы межпоселковых и распределительных
газопроводов на подрабатываемых территориях границы влияния горных
выработок должны быть закреплены постоянными знаками, имеющими
высотные отметки и привязку к пикетажу трассы.
5.33. При сооружении систем газоснабжения в особых природных и
климатических условиях дополнительно к требованиям СНиП 2.04.08-87
должны применяться следующие меры:
- при сооружении газовых колодцев в районах с сейсмичностью
свыше 7 баллов плиты основания железобетонных колодцев и
монолитное железобетонное основание колодцев с кирпичными стенами
должны укладываться на уплотненную песчаную подушку толщиной 100
мм;
- газовые колодцы, сооружаемые в пучинистых грунтах, должны
быть сборными железобетонными или монолитными, наружные
поверхности стен колодцев должны быть гладкими, оштукатуренными с
железнением. Для уменьшения сцепления между стенами и смерзшимся
грунтом рекомендуется устраивать покрытие из смолистых материалов
или обратную засыпку пазух гравием или песчано-гравийным грунтом.
Перекрытие колодца во всех случаях должно засыпаться
песчано-гравийным или другим непучинистым грунтом;
- при строительстве в просадочных макропористых грунтах под
основанием колодцев грунт должен быть уплотнен.
6. Эксплуатация средств электрохимической защиты
6.1. Эксплуатация средств электрохимической защиты от коррозии
систем газоснабжения в городах и населенных пунктах Российской
Федерации и периодическое обследование коррозионного состояния
подземных газопроводов разрешаются специализированным предприятиям
Подземметаллзащиты, службам (группам) защиты, лабораториям
предприятий газового хозяйства, имеющим в своем составе
необходимый штат обученных и допущенных к данным видам работ лиц.
Обслуживание средств электрохимической защиты от коррозии на
подземных металлических сооружениях, принадлежащих предприятиям,
организациям, учреждениям и другим ведомствам, должно выполняться
силами и средствами этих предприятий (ведомств) или
специализированными организациями по договорам на проведение этих
работ.
6.2. Лица, выполняющие работы по электрохимической защите от
коррозии подземных газопроводов, должны сдать экзамен на знание
"Правил безопасности в газовом хозяйстве", ГОСТ 9602-89,
"Инструкции по защите городских подземных трубопроводов от
электрохимической коррозии", "Правил технической эксплуатации
электроустановок", "Правил техники безопасности при эксплуатации
электроустановок потребителей" и "Правил устройства
электроустановок", "Правил дорожного движения" и настоящих Правил
в полном объеме выполняемой работы.
6.3. Разработку проектно-сметной документации по защите от
электрохимической коррозии подземных газопроводов и строительство
установок электрохимической защиты осуществляют специализированные
организации и предприятия Подземметаллзащиты в соответствии с
требованиями "Правил безопасности газового хозяйства",
ГОСТ 9.602-89, "Инструкции по защите городских подземных
трубопроводов от электрохимической коррозии".
6.4. Расчет параметров электрохимической защиты от коррозии
подземных городских, сельских и межпоселковых газопроводов следует
выполнять по методике, приведенной в "Инструкции по защите
городских подземных трубопроводов от электрохимической коррозии".
6.5. Объем работ, выполняемых организациями, занимающимися
эксплуатацией средств электрохимической защиты от коррозии
подземных газопроводов, должен соответствовать указаниям
"Инструкции по защите городских подземных трубопроводов от
электрохимической коррозии" и "Положения о предприятиях (службах)
Подземметаллзащиты".
6.6. Периодичность и объем работ при обследовании коррозийного
состояния подземных газопроводов, проведении технического
обслуживания, проверке эффективности действия, регулировке режимов
работы установок электрохимической защиты и другого оборудования
электрохимической защиты определяются в соответствии с
требованиями "Правил безопасности в газовом хозяйстве" и
"Инструкции по защите городских подземных трубопроводов от
электрохимической коррозии".
(в ред. Изменений N 1, утв. Минтопэнерго РФ 22.03.1994)
6.7. Объем и графики текущих и капитальных ремонтов
устанавливаются ежегодными планами и утверждаются организацией -
владельцем оборудования электрохимической защиты после
согласования с организацией, эксплуатирующей средства защиты.
6.8. Текущий ремонт установок электрохимической защиты должен
производиться по мере необходимости и включать следующие виды
работ:
(в ред. Изменений N 1, утв. Минтопэнерго РФ 22.03.1994)
- работы по техническому осмотру с проверкой эффективности
действия защиты;
- измерение сопротивления изоляции кабелей электрохимзащиты;
- ремонт линий питания, блоков: выпрямительного, управления,
измерительного, корпуса установки и узлов крепления, дренажного
кабеля, контура анодного заземления 9в;
(в ред. Изменения N 1, утв. Минтопэнерго РФ 22.03.1994)
- окраску шкафов и других конструктивных элементов установок;
- ремонт токоведущих линий;
- устранение неисправностей защитного заземления;
- устранение неисправностей электрического оборудования.
6.9. При обнаружении коррозионного повреждения подземного
газопровода должны устанавливаться причины повреждения,
приниматься меры по их устранению, производиться оценка состояния
газопровода с участием представителя предприятия (службы, участка)
Подземметаллзащиты. Каждый случай сквозного коррозионного
повреждения газопроводов подлежит расследованию комиссией, в
состав которой должен входить представитель организации,
выполняющей работы по защите городских газопроводов. О дате и
месте работы комиссии владелец газопровода обязан заблаговременно
известить местный орган Госгортехнадзора РСФСР.
6.10. Капитальный ремонт оборудования электрохимической защиты
выполняется на основании заключений технического обслуживания и
включает работы, связанные с заменой основных узлов устройств
электрозащиты.
6.11. Вводимое после капитального ремонта основное
оборудование электрохимической защиты проверяется в работе под
нагрузкой в течение времени, указанного заводом-изготовителем, но
не менее 72 ч.
(в ред. Изменений N 1, утв. Минтопэнерго РФ 22.03.1994)
6.12. Формы технической документации, а также порядок их
ведения и хранения должны соответствовать требованиям Инструкции
по защите городских подземных трубопроводов от электрохимической
коррозии.
6.13. Работниками организаций, занимающихся электрохимической
защитой от коррозии, при производстве работ в колодцах,
коллекторах и других подземных сооружениях должны соблюдаться
требования настоящих Правил и "Правил безопасности в газовом
хозяйстве".
7. Эксплуатация газорегуляторных пунктов (ГРП)
и газорегуляторных установок (ГРУ)
Общие требования
7.1. Режим работы ГРП, ГРУ и комбинированных регуляторов
должен устанавливаться в соответствии с проектом, рекомендациями
пусконаладочной организации и предприятий газового хозяйства.
(п. 7.1 в ред. Изменений N 1, утв. Минтопэнерго РФ 22.03.1994)
7.2. На каждый ГРП (ГРУ) эксплуатирующая организация должна
вести установленную эксплуатационную документацию (формы 18-э,
19-э).
(в ред. Изменений N 1, утв. Минтопэнерго РФ 22.03.1994)
7.3. При эксплуатации ГРП и ГРУ должны выполняться следующие
работы:
- осмотр технического состояния;
- проверка параметров срабатывания предохранительных запорных
и сбросных клапанов не реже одного раза в 2 месяца, а также по
окончании ремонта оборудования;
- техническое обслуживание не реже одного раза в 6 месяцев;
- текущий ремонт не реже одного раза в год, если заводом -
изготовителем регуляторов давления, предохранительных клапанов,
телемеханических устройств не требуется проведения ремонта в более
короткие сроки;
- капитальный ремонт при замене оборудования, средств
измерения, отопления, освещения и восстановлении строительных
конструкций здания на основании дефектных ведомостей, составленных
по результатам осмотров.
7.4. Результаты ремонтов оборудования ГРП (ГРУ), связанных с
заменой деталей и узлов оборудования, должны заноситься в паспорт
ГРП (ГРУ).
О всех работах по обслуживанию ГРП (ГРУ) должны быть сделаны
записи в эксплуатационном журнале установленной формы. В журнале
должны указываться все нарушения, допущенные при эксплуатации
оборудования ГРП (ГРУ), и работы, выполненные по устранению этих
нарушений.
Осмотр технического состояния
(технический осмотр)
7.5. Осмотр технического состояния ГРП и ГРУ должен
проводиться по графикам в сроки, обеспечивающие безопасность и
надежность эксплуатации, утвержденные главным инженером
(техническим директором) предприятия газового хозяйства.
(п. 7.5 в ред. Изменений N 1, утв. Минтопэнерго РФ 22.03.1994)
7.6. При осмотре технического состояния ГРП (ГРУ) должны
выполняться:
- проверка по приборам давления газа до и после регулятора,
перепада давления на фильтре, температуры воздуха в помещении,
отсутствия утечки газа с помощью мыльной эмульсии или прибором;
(в ред. Изменений N 1, утв. Минтопэнерго РФ 22.03.1994)
- контроль за правильностью положения молоточка и надежности
сцепления рычагов и 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 работы электроосвещения, вентиляции,
системы отопления, визуальное выявление трещин и неплотностей
стен, отделяющих основное и вспомогательное помещения;
- внешний и внутренний осмотр здания, при необходимости -
очистка помещения и оборудования от загрязнения.
При оснащении систем газоснабжения города (населенного пункта)
средствами телемеханики (телеизмерения и телесигнализации)
технический осмотр как телемеханизированных ГРП, так и
нетелемеханизированных, но работающих в одной системе с
телемеханизированными, должен производиться в сроки, определяемые
специальной инструкцией по эксплуатации систем телемеханики, но не
реже одного раза в месяц.
7.7. Технический осмотр ГРП, расположенных в отдельно стоящих
зданиях, встроенных и пристроенных к зданиям с обособленным
входом, должен, как правило, производиться двумя рабочими.
Допускается осмотр таких ГРП одним рабочим по специальной
инструкции, содержащей дополнительные меры безопасности.
Осмотр ГРП, оборудованных системами телемеханики, размещенных
в шкафах, на открытых площадках, а также ГРУ может производиться
одним рабочим.
(п. 7.7 в ред. Изменений N 1, утв. Минтопэнерго РФ 22.03.1994)
7.8. Технический осмотр ГРП в городах и других населенных
пунктах, где организованы аварийно-диспетчерские службы с
круглосуточным дежурством персонала, допускается производить одним
слесарем.
Показания приборов и результаты осмотра должны быть занесены в
журнал обслуживания ГРП (ГРУ). Журналы должны находиться в ГРП
(ГРУ).
7.9. О нарушении режимов газоснабжения, наличии аварийных
ситуаций, серьезных неполадок в работе оборудования ГРП,
обнаруженных при техническом осмотре, необходимо немедленно
сообщить в АДС и до прибытия аварийной бригады принять возможные
меры по предупреждению аварий.
7.10. Утечку газа, а также самопроизвольное повышение или
понижение выходного давления газа должны устранять работники АДС
немедленно после получения заявки от слесарей - обходчиков и
потребителей газа.
7.11. Технический осмотр оборудования ГРП (ГРУ) предприятий
должен осуществлять персонал этих предприятий или предприятие
газового хозяйства по договору.
Техническое обслуживание и текущий ремонт
7.12. Техническое обслуживание и текущий ремонт оборудования
ГРП (ГРУ) должна производить бригада слесарей под руководством
специалиста или руководителя в общем составе не менее трех
человек.
7.13. При техническом обслуживании должны выполняться:
- проверка работоспособности и герметичности запорной арматуры
и предохранительных клапанов;
(абзац в ред. Изменений N 1, утв. Минтопэнерго РФ 22.03.1994)
- проверка плотности всех соединений и арматуры, устранение
утечек газа, осмотр фильтра;
(в ред. Изменений N 1, утв. Минтопэнерго РФ 22.03.1994)
- смазка трущихся частей и перенабивка сальников;
- определение плотности и чувствительности мембран регулятора
давления и управления;
- продувка импульсных трубок к контрольно-измерительным
приборам, предохранительно-запорному клапану и регулировка
давления;
- проверка параметров настройки запорных и сбросных клапанов.
7.14. При ежегодном текущем ремонте обязательно выполнение
следующих работ:
- разборка регуляторов давления, предохранительных клапанов с
очисткой их от коррозии и загрязнений, проверкой плотности
прилегания к седлу клапанов, состояния мембран, смазкой трущихся
частей, ремонтом или заменой изношенных деталей, проверкой
надежности креплений конструкционных узлов, не подлежащих
разборке;
- разборка запорной арматуры, не обеспечивающей герметичности
закрытия;
- ремонт строительных конструкций;
- проверка и прочистка дымоходов - один раз в год перед
отопительным сезоном;
- ремонт системы отопления, в том числе отопительной
установки, - один раз в год перед отопительным сезоном.
7.15. После проверки и настройки оборудования и устранения
всех неполадок проверяют плотность всех соединений. В случае
обнаружения утечки газа должны быть приняты меры к ее немедленному
устранению.
Капитальный ремонт
7.16. К капитальному ремонту ГРП (ГРУ) относятся следующие
работы:
- ремонт и замена устаревшего и изношенного оборудования или
отдельных его частей:
- ремонт здания ГРП.
7.17. Отключающие устройства на линии редуцирования при
разборке оборудования должны быть в закрытом положении. На
границах отключенного участка после отключающих устройств должны
устанавливаться заглушки, соответствующие максимальному давлению
газа.
(в ред. Изменений N 1, утв. Минтопэнерго РФ 22.03.1994)
7.18. Работы по ремонту электрооборудования ГРП и смене
перегоревших электроламп должны производиться при снятом
напряжении. При недостаточном естественном освещении допускается
применение переносных светильников во взрывозащищенном исполнении.
7.19. Помещения ГРП должны быть укомплектованы первичными
средствами пожаротушения.
Хранение обтирочных, горючих и других материалов в указанных
местах не разрешается.
(абзац в ред. Изменений N 1, утв. Минтопэнерго РФ 22.03.1994)
8. Эксплуатация газового оборудования
жилых и общественных зданий, предприятий бытового
обслуживания населения непроизводственного
характера
8.1. Газовое оборудование жилых и общественных зданий,
предприятий бытового обслуживания населения непроизводственного
характера включает в себя вводные и внутренние газопроводы (от
запорного устройства на вводе до приборов) и газовые приборы:
плиты, водонагреватели, отопительные печи, котлы и т.п.,
использующие газ в качестве топлива.
8.2. Эксплуатация газового оборудования предусматривает:
- периодическое техническое обслуживание (ПТО);
- сезонное техническое обслуживание (СТО) - включение и
отключение сезонно работающего оборудования, установленного в
общественных зданиях;
- внеплановый ремонт по заявкам (ВРЗ) - обслуживание по
заявкам.
8.3. Отключение газопровода или прибора и включение их после
устранения неисправности должны быть оформлены актом.
8.4. Техническое обслуживание газового оборудования жилых
домов и общественных зданий осуществляется в соответствии с
требованиями Положения о техническом обслуживании газового
оборудования в жилых домах и общественных зданиях.
(п. 8.4 в ред. Изменений N 1, утв. Минтопэнерго РФ 22.03.1994)
8.5. Проверка на герметичность газового оборудования жилых и
общественных зданий, предприятий бытового обслуживания населения
непроизводственного характера проводится в сроки, определяемые
предприятиями газового хозяйства.
(п. 8.5 в ред. Изменений N 1, утв. Минтопэнерго РФ 22.03.1994)
8.6. Подлежат периодической проверке и прочистке:
- дымоотводящие устройства сезонно работающих газоиспользующих
установок, независимо от их конструкции, перед отопительным
сезоном;
- дымоотводящие устройства, выполненные из красного кирпича, -
не реже 1 раза в квартал;
- дымоотводящие устройства и вентиляционные каналы,
выполненные из асбоцементных и гончарных труб, а также из
специальных блоков жаростойкого бетона, - не реже 1 раза в год.
(п. 8.6 в ред. Изменений N 1, утв. Минтопэнерго РФ 22.03.1994)
8.7. При первичной проверке и прочистке дымоходов и
вентиляционных каналов должны проверяться: устройство и
соответствие примененных материалов требованиям СНиП 2.04.08-87;
отсутствие засорений; их плотность и обособленность, наличие и
исправность разделок, предохраняющих сгораемые конструкции,
исправность и правильность расположения оголовка относительно
крыши и вблизи расположенных сооружений, наличие нормальной тяги.
Повторной проверке подлежат: отсутствие засорений в дымоходах
и вентиляционных каналах, их плотность и обособленность,
исправность оголовков и наличие нормальной тяги.
8.8. Обследование дымоходов и вентиляционных каналов первично
и после ремонта должно производиться специализированной
организацией с участием представителя жилищно-эксплуатационной
организации. Результаты оформляются актом.
Повторные проверки дымовых и вентиляционных каналов в жилых
зданиях могут выполняться кооперативами, жилищно-эксплуатационными
организациями и другими предприятиями, имеющими подготовленный
персонал. Сведения о повторной проверке заносятся в специальный
журнал.
8.9. В случае обнаружения непригодности дымовых и
вентиляционных каналов к дальнейшей эксплуатации представитель
организации, производившей их проверку, обязан предупредить
абонента под расписку об опасности пользования газовыми приборами
и аппаратами. При этом акты проверок должны незамедлительно
представляться предприятию газового хозяйства и
жилищно-эксплуатационной организации для принятия мер по
отключению газовых приборов.
8.10. В домах, принадлежащих гражданам на правах личной
собственности, повторные проверки, прочистки дымоотводящих
устройств и вентиляционных каналов могут производиться
домовладельцами.
(п. 8.10 в ред. Изменений N 1, утв. Минтопэнерго РФ 22.03.1994)
8.11. В зимнее время не реже одного раза в месяц, а в районах
северной строительно-климатической зоны не реже двух раз в месяц
владельцами зданий должен производиться осмотр оголовков дымоходов
с целью предотвращения их обмерзания и закупорки.
8.12. До начала работ по капитальному ремонту здания,
дымоходов и вентиляционных каналов жилищно-эксплуатационная
организация и владелец жилого дома должны письменно уведомить
предприятие газового хозяйства об отключении газовых приборов и
аппаратов от систем газоснабжения. После каждого ремонта дымоходы
подлежат внеочередной проверке и прочистке в соответствии с
требованиями пп. 8.7, 8.8 настоящих Правил.
(в ред. Изменений N 1, утв. Минтопэнерго РФ 22.03.1994)
9. Эксплуатация газового оборудования
промышленных, сельскохозяйственных предприятий
и предприятий бытового обслуживания населения
производственного характера
9.1. Газовое оборудование промышленных, сельскохозяйственных
предприятий и предприятий бытового обслуживания населения
производственного характера включает в себя газопроводы,
газорегуляторные пункты или установки и газовое оборудование
агрегатов (котлов, печей и т.д.), использующих газ в качестве
топлива.
9.2. На новых объектах разрешается использование газа только в
агрегатах, специально предназначенных для этого вида топлива.
Перевод агрегатов на газовое топливо разрешается только при
условии переоборудования агрегатов по проектам, выполненным
организациями, имеющими разрешение местных органов
Госгортехнадзора России.
9.3. Каждое газифицированное предприятие должно иметь комплект
исполнительно-технической документации на газовое хозяйство
(проектная исполнительная документация, в том числе акты
первичного пуска, наладки газового оборудования и приборов
автоматики, акты приемки оборудования в эксплуатацию). Порядок
хранения этой документации определяется руководителем предприятия
и оформляется приказом.
9.4. Эксплуатация газопроводов и ГРП (ГРУ) промышленных,
сельскохозяйственных предприятий и предприятий бытового
обслуживания населения производственного характера должна
соответствовать требованиям "Правил безопасности в газовом
хозяйстве".
(в ред. Изменений N 1, утв. Минтопэнерго РФ 22.03.1994)
9.5. Эксплуатация газового оборудования, агрегатов,
использующих газ в качестве топлива, предусматривает:
- техническое обслуживание;
- текущий ремонт;
- аварийно-восстановительные работы;
- капитальный ремонт;
- отключение недействующего оборудования.
9.6. Техническое обслуживание газоиспользующих установок
осуществляет персонал предприятия или предприятия газового
хозяйства (по договорам) по производственным инструкциям,
разработанным на основании нормативных документов
заводов-изготовителей с учетом местных условий и утвержденным
главным инженером предприятия или лицом, на которое возложены
|
