Порядок проведения работ при обходе трасс нефтепроводов. Периодичность обхода трасс подземных газопроводов в зависимости от места прохождения трассы
11. ЛОКАЛИЗАЦИЯ И ЛИКВИДАЦИЯ АВАРИЙНЫХ СИТУАЦИЙ
11.1. Для локализации и ликвидации аварийных ситуаций в газовых хозяйствах городских и сельских поселений должны создаваться единые при газораспределительных организациях аварийно-диспетчерские службы (АДС) с городским телефоном "04" и их филиалы с круглосуточной работой, включая выходные и праздничные дни.
Допускается создавать специализированные АДС в подразделениях обслуживающих ГРП (ГРУ), а также промышленные объекты и котельные.
11.2. Численность и материально-техническое оснащение АДС (филиалов) определяются типовыми нормами.
Места их дислокации определяются зоной обслуживания и объемом работ с учетом обеспечения прибытия бригады АДС к месту аварии за 40 мин.
При извещении о взрыве, пожаре, загазованности помещений аварийная бригада должна выехать в течение 5 мин.
11.3. По аварийным заявкам организаций, имеющих собственную газовую службу, АДС газораспределительных организаций должны оказывать практическую и методическую помощь по локализации и ликвидации аварийных ситуаций по договору и согласованному плану взаимодействия.
11.4. Аварийные работы на ТЭС выполняются собственным персоналом. Участие в этих работах АДС газораспределительных организаций определяется планами локализации и ликвидации аварий.
11.5. Деятельность аварийных бригад по локализации и ликвидации аварий определяется планом взаимодействия служб различных ведомств, который должен быть разработан с учетом местных условий.
Планы взаимодействия служб различных ведомств должны быть согласованы с территориальными органами Госгортехнадзора России и утверждены в установленном порядке.
Ответственность за составление планов, утверждение, своевременность внесения в них дополнений и изменений, пересмотр (не реже одного раза в 3 года) несет технический руководитель организации - собственника опасного производственного объекта.
11.6. В АДС должны проводиться тренировочные занятия с оценкой действий персонала:
по планам локализации и ликвидации аварий (для каждой бригады) - не реже одного раза в 6 мес;
по планам взаимодействия служб различного назначения - не реже одного раза в год.
Тренировочные занятия должны проводиться на полигонах (рабочих местах) в условиях, максимально приближенных к реальным.
Проведение тренировочных занятий должно регистрироваться в специальном журнале.
11.7. Все заявки в АДС должны регистрироваться с отметкой времени ее поступления, временем выезда и прибытия на место аварийной бригады, характером повреждения и перечнем выполненной работы.
Заявки, поступающие в АДС, должны записываться на магнитную ленту. Срок хранения записей должен быть не менее 10 суток.
Допускается регистрация и обработка поступающих аварийных заявок на персональном компьютере при условии ежедневной архивации полученной информации с жесткого диска на другие носители (дискеты и др.).
Своевременность выполнения аварийных заявок и объем работ должны контролироваться руководителями газораспределительной организации.
Анализ поступивших заявок должен производиться ежемесячно.
11.8. При получении заявки о наличии запаха газа диспетчер обязан проинструктировать заявителя о мерах безопасности.
11.9. Аварийная бригада должна выезжать на специальной автомашине, оборудованной радиостанцией, сиреной, проблесковым маячком и укомплектованной инструментом, материалами, приборами контроля, оснасткой и приспособлениями для своевременной ликвидации аварий.
При выезде по заявке для ликвидации аварий на наружных газопроводах бригада АДС должна иметь исполнительно-техническую документацию или планшеты (маршрутные карты).
11.10. Ответственность за своевременное прибытие аварийной бригады на место аварии и выполнение работ в соответствии с планом локализации и ликвидации аварий несет ее руководитель.
11.11. В случае обнаружения объемной доли газа в подвалах, туннелях, коллекторах, подъездах, помещениях первых этажей зданий более 1% газопроводы должны быть отключены от системы газоснабжения и приняты меры по эвакуации людей из опасной зоны.
11.12. Ликвидация утечки газа (временная) допускается с помощью бандажа, хомута или бинта из мешковины с шамотной глиной наложенных на газопровод. За этим участком должно быть организовано ежесменное наблюдение.
Продолжительность эксплуатации внутреннего газопровода с бандажом, хомутом или бинтом из мешковины с шамотной глиной 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 установкой лепестковых муфт.
Сварные стыки с другими дефектами (шлаковые включения, непровар и поры сверх допустимых норм), а также каверны на теле трубы глубиной свыше 30% от толщины стенки могут усиливаться установкой муфт с гофрой или лепестковых с последующей их опрессовкой.
11.14. При механических повреждениях стальных подземных газопроводов со смещением их относительно основного положения, как по горизонтали, так и по вертикали, одновременно с проведением работ по устранению утечек газа должны вскрываться и проверяться неразрушающими методами по одному ближайшему стыку в обе стороны от места повреждения.
При обнаружении в них разрывов и трещин, вызванных повреждением газопровода, должен дополнительно вскрываться и проверяться радиографическим методом следующий стык.
В случае выявления непровара, шлаковых включений, пор производится усиление сварного стыка.
11.15. Сварные стыки и участки труб полиэтиленовых газопроводов, имеющих дефекты и повреждения, должны вырезаться и заменяться врезкой катушек с применением муфт с закладными нагревателями. Допускается сварка встык при 100% контроле стыков ультразвуковым методом.
Узлы неразъемных соединений и соединительные детали, не обеспечивающие герметичность, должны вырезаться и заменяться новыми.
Допускается ремонтировать точечные повреждения полиэтиленовых газопроводов при помощи специальных полумуфт с закладными нагревателями.
11.16. Поврежденные участки газопроводов, восстановленные синтетическим тканевым шлангом, заменяются врезкой катушки с использованием специального оборудования для проведения работ на газопроводах без снижения давления.
Допускается осуществлять ремонт таких газопроводов аналогично стальным газопроводам.
11.17. Работы по окончательному устранению утечек газа могут передаваться эксплуатационным службам после того, как АДС будут приняты меры по локализации аварии и временному устранению утечки газа.
11.18. Не допускается прямое воздействие открытого пламени горелки при резке стальной оболочки газопровода, реконструированного полимерными материалами.
Приложение 1
Периодичность обхода трасс подземных газопроводов 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 |
|||
1 раза в мес |
2 раз в мес |
||
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. Газопроводы в неудовлетворительном техническом состоянии, подлежащие замене |
Ежедневно |
Ежедневно |
2 раз в неделю |
8. Газопроводы, 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 хранения 1 год
1. Наименование организации _______________________________________________________
(наименование газового хозяйства, службы, цеха)
2. Должность, фамилия, имя, отчество лица, получившего наряд-допуск на выполнение газоопасных работ _________________________________________________________________
3. Место и характер работ ___________________________________________________________
4. Состав бригады __________________________________________________________________
(фамилия, имя, отчество, должность, профессия)
5. Дата и время начала работ _________________________________________________________
Дата и время окончания работ ______________________________________________________
6. Технологическая последовательность основных операций при выполнении работ
(перечисляется технологическая последовательность операций, в соответствии с действующими
_________________________________________________________________________________
инструкциями и технологическими картами; допускается применение типовых нарядов-допусков
_______
или вручение технологических карт руководителю работ под роспись)
7. Работа разрешается при выполнении следующих основных мер безопасности
__________________________________________________________________________________
(перечисляются основные меры безопасности, указываются инструкции,
которыми следует руководствоваться)
8. Средства общей и индивидуальной защиты, которые обязана иметь бригада
___________________________________________________________________________________
(должность, фамилия, имя, отчество лица, проводившего проверку готовности средств индивидуальной
___________________________________________________________________________________________
защиты к выполнению работ и умению ими пользоваться, подпись)
9. Результаты анализа воздушной среды на содержание газа в закрытых помещениях и колодцах, 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. С условиями работы ознакомлен, наряд-допуск получил _______________________________
___________________________________________________________________________________
(должность, фамилия, имя, отчество лица, получившего наряд-допуск, подпись)
12. Инструктаж состава бригады по проведению работ и мерам безопасности
Фамилия, имя, отчество |
Должность, профессия |
Примечание |
||
13. Изменения в 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
Фамилия, имя, отчество |
Должность |
Расписка о получении инструктажа |
Примечание |
|
15. Продление наряда-допуска
Дата и время |
Фамилия, имя, отчество и должность лица, продлившего наряд-допуск |
Фамилия, имя, отчество и должность руководителя работ |
|||
начала работы |
окончания работы |
||||
16. Заключение руководителя по окончании газоопасных работ
___________________________________________________________________________________
(перечень работ выполненных на объекте, особые замечания, подпись руководителя работ,
_________________________________________________________________________________
время и дата закрытия наряда-допуска)
Периодичность обхода трасс подземных газопроводов
#G0 | Характеристика трасс газопровода |
||||
N | Газопроводы | низкого давления в застроенной части города (населенного пункта) | высокого и среднего давления в застроенной части города (населенного пункта) | всех давлений в незастроенной части города (населенного пункта) и межпоселковые |
|
1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
|
1 | Вновь построенные | Непосредственно в день пуска и на следующий день после пуска |
|||
2 | Эксплуатируемые в нормальных условиях и находящиеся в удовлетворительном техническом состоянии | Устанавливается главным инженером эксплуатирующей организации, но: |
|||
Не реже 1 раза в мес | Не реже 2 раз в мес | Не реже 1 раза в 6 мес при ежегодном приборном техническом обследовании или 1 раз в 2 мес без его проведения |
|||
3 | После реконструкции методом протяжки полиэтиленовых труб или санированием | То же | То же | То же |
|
4 | Проложение в зоне действия источников блуждающих токов, в грунте с высокой коррозионной активностью и не обеспеченные минимальным защитным электропотенциалом | Не реже 1 раза в неделю | Не реже 2 раз в неделю | Не реже 1 раза в 2 недели |
|
5 | Имеющие дефекты защитных покрытий после приборного технического обследования | То же | То же | То же |
|
6 | Имеющие положительные знакопеременные значения электропотенциалов | Ежедневно | Ежедневно | То же |
|
7 | Находящиеся в неудовлетворительном техническом состоянии, подлежащие замене | То же | То же | То же |
|
8 | Проложенные в просадочных грунтах | Не реже 1 раза в неделю | Не реже 2 раз в неделю | Не реже 1 раза в 2 недели |
|
9 | С временно устраненной утечкой | Ежедневно до проведения ремонта |
|||
10 | Находящиеся в радиусе 15 м от места производства строительных работ | Ежедневно до устранения угрозы повреждения газопровода |
|||
11 | Береговые части переходов через водные преграды и овраги | Ежедневно в период паводка |
3.3.9. Обход трасс подземных газопроводов должен производиться бригадой в составе двух человек.
В незастроенной части города (поселка), а также вне проезжей части дорог при отсутствии в 15-метровой зоне от газопроводов колодцев, других подземных сооружений (коммуникаций) допускается обход производить одним рабочим.
3.3.10. Обходчикам подземных газопроводов должны вручаться под расписку маршрутные карты, на которых указаны схемы трасс газопроводов с местоположением газовых (в том числе электрозащиты) и других сооружений (коммуникаций), колодцев, подвалов зданий, подлежащих проверке на загазованность (15 м по обе стороны от газопровода). Маршрутные карты должны ежегодно выверяться.
Перед допуском к первому обходу рабочие должны быть ознакомлены с трассой газопровода на местности.
3.3.11. При обнаружении загазованности сооружений на трассе газопровода или утечки газа по внешним признакам рабочие, проводящие обход, обязаны немедленно известить аварийно-диспетчерскую службу и до приезда бригады принять меры по предупреждению окружающих (жильцов дома, прохожих) о загазованности и недопустимости курения, пользования открытым огнем, электроприборами и необходимости проветривания помещений.
Дополнительно должна быть организована проверка приборами и проветривание загазованных подвалов, цокольных и первых этажей зданий, колодцев и камер подземных сооружений (коммуникаций) на расстоянии 50 м по обе стороны от газопровода.
3.3.12. Результаты обхода газопроводов должны отражаться в журнале.
В случае выявления неисправностей или самовольного ведения работ в охранной зоне газопровода должен составляться рапорт.
3.3.13. Вдоль трассы подземного газопровода в пределах 2 м по обе стороны не допускается складирование материалов, оборудования, в том числе для временного хранения.
3.3.14. Администрация организации, по территории которой газопровод проложен транзитом, должна обеспечить доступ обслуживающего персонала эксплуатационной организации для проведения осмотра, ремонта газопровода, локализации и ликвидации аварийных ситуаций.
3.3.15. Владельцы смежных с газопроводом подземных сооружений (коммуникаций) должны своевременно производить очистку крышек колодцев и камер на расстоянии не менее 15 м от газопровода для проверки их на загазованность.
3.3.16. Владельцы зданий должны содержать подвалы и технические подполья в состоянии, обеспечивающем возможность их постоянного проветривания и проверки на загазованность.
3.3.17. Приборное техническое обследование действующих подземных газопроводов должно производиться не реже 1 раза в 5 лет.
Газопроводы, требующие капитального ремонта или включенные в план на замену (перекладку), должны подвергаться приборному техническому обследованию не реже 1 раза в год.
3.3.18. Внеочередные приборные технические обследования стальных газопроводов должны проводиться при обнаружении неплотности или разрыва сварных стыков, сквозных коррозионных повреждений, а также при перерывах в работе электрозащитных установок в течение года:
более 1 мес - в зонах опасного действия блуждающих токов;
более 6 мес - в остальных случаях, если защита газопровода не обеспечена другими установками.
Коррозионное состояние металла и изоляционного покрытия трубы должно определяться во всех шурфах, отрываемых в процессе эксплуатации газопровода или смежных сооружений.
Качество сварных стыков на вскрытых участках газопроводов проверяется, если ранее на газопроводе были обнаружены поврежденные сварные соединения.
3.3.19. При приборном техническом обследовании подземных стальных газопроводов должны выявляться места повреждения изоляционных покрытий и утечки газа.
3.3.20. В местах выявленных повреждений изоляционного покрытия, а также на участках, где использование приборов затруднено индустриальными помехами, должны быть отрыты контрольные шурфы длиной не менее 1,5 м для визуального обследования.
Количество шурфов в зонах индустриальных помех должно составлять не менее 1 на каждые 500 м распределительных газопроводов и на каждые 200 м газопроводов-вводов.
3.3.21. В целях проверки герметичности подземного газопровода и для обнаружения мест утечек газа допускается производить бурение скважин.
Скважины закладываются на расстоянии не менее 0,5 м от стенки газопровода через каждые 2 м глубиной не менее глубины промерзания грунта в зимнее время, в остальное время - на глубину укладки трубы.
3.3.22. Применение открытого огня для опробования устья скважин разрешается не ближе 3 м от зданий и сооружений.
Если газ в скважине не воспламенится, проверка его наличия должна проводиться приборами.
3.3.23. При использовании высокочувствительных приборов для определения наличия газа глубина скважин может быть уменьшена в целях их закладки вдоль оси газопровода.
3.3.24. Допускается производить проверку плотности газопроводов опрессовкой по нормам испытаний вновь построенных газопроводов на герметичность.
Газопроводы давлением до 0,005 МПа проверяются на герметичность давлением 0,3 МПа в течение 1 часа. Видимое падение давления по образцовому манометру не допускается.
3.3.25. При обследовании подводных переходов уточняется местоположение газопровода и наличие повреждений изоляционного покрытия по методике, разработанной специализированной организацией и утвержденной владельцем газопровода.
Работы по обследованию переходов через водные преграды должны производиться не реже 1 раза в 5 лет.
3.3.26. Утечки газа на газопроводах, обнаруженные при приборном техническом обследовании, устраняются в аварийном порядке.
Дефекты изоляционных покрытий, выявленные на газопроводах, расположенных в зонах опасного влияния блуждающих токов и на расстоянии менее 15 м от административных, общественных и жилых зданий, должны устраняться в течение 1 мес, в остальных случаях не позднее чем через 3 мес после их обнаружения.
3.3.27. По результатам приборного технического обследования должен составляться акт, в котором с учетом выявленных дефектов и оценки технического состояния дается заключение о возможности дальнейшей эксплуатации газопровода, необходимости и сроках проведения его ремонта или перекладки (замены).
3.3.28. Внеочередные технические обследования (диагностика технического состояния) газопроводов должны проводиться по истечении расчетного ресурса работы, принимаемого для стальных газопроводов - 40 лет и для полиэтиленовых - 50 лет.
Диагностика в целях определения необходимости замены или остаточного ресурса с разработкой мероприятий, обеспечивающих безопасную эксплуатацию газопровода на весь срок продления жизненного цикла, должна проводиться в соответствии с методиками, утверждаемыми Госгортехнадзором России.
3.3.29. Производство строительных и земляных работ в охранной зоне газопровода (ближе 15 м) допускается по письменному разрешению организации - владельца газопровода, в котором должны быть указаны условия и порядок их проведения и приложена схема газопровода с привязками.
До начала работ эксплуатирующей организации газового хозяйства представляется проект плана производства работ для согласования мероприятий, обеспечивающих сохранность газопровода.
Производство строительных работ в охранной зоне газопровода без разрешения запрещается.
3.3.30. До начала работ ударных механизмов и землеройной техники должно быть определено фактическое местоположение газопровода отрытием шурфов вручную в присутствии представителя организации газового хозяйства.
Ударные механизмы для рыхления грунта могут применяться не ближе 3 м от газопровода, а способные на отклонение от вертикали (клин-баба) - не ближе 5 м от газопровода.
Эксплуатационным организациям газового хозяйства допускается производить вскрытие газопровода механизированным способом, при условии удаления последнего слоя грунта (200-300 мм) вручную.
3.3.31. При строительстве вблизи действующих газопроводов зданий, инженерных сооружений (коммуникаций), дорог и в случаях пересечения ими газопроводов, строительными организациями должны быть выполнены требования действующих нормативных документов и проекта.
3.3.32. При проведении работ по расширению и капитальному ремонту железнодорожных, трамвайных путей и автомобильных дорог в местах пересечения их с газопроводами последние независимо от сроков предыдущей проверки должны быть подвергнуты внеочередному техническому обследованию и при необходимости ремонту или перекладке.
Эксплуатационные организации газового хозяйства должны быть заблаговременно уведомлены о предстоящем ремонте или расширении путей (дорог).
3.4. Газорегуляторные пункты (ГРП), газорегуляторные установки (ГРУ)
3.4.1. Режим работы ГРП, ГРУ должен устанавливаться в соответствии с проектом.
3.4.2. Параметры настройки регуляторов в ГРП городов и населенных пунктов для бытовых потребителей не должны превышать 300 даПа*.
* Декапаскаль (даПа) равен 10 Па
3.4.3. Предохранительные сбросные клапаны, в том числе встроенные в регуляторы давления, должны обеспечить сброс газа при превышении максимального рабочего давления после регулятора не более чем на 15%; верхний предел срабатывания предохранительно-запорных клапанов (ПЗК) не должен превышать максимальное рабочее давление газа после регулятора более чем на 25%.
3.4.4. Параметры настройки оборудования ГРУ газоиспользующих установок промышленных, сельскохозяйственных производств, отопительных котельных и других организаций должны устанавливаться проектом и уточняться при пусконаладочных работах.
3.4.5. Колебание давления газа на выходе из ГРП, ГРУ допускается в пределах 10% от рабочего давления.
Неисправности регуляторов, вызывающие повышение или понижение рабочего давления, неполадки в работе предохранительных клапанов, а также утечки газа должны устраняться в аварийном порядке.
3.4.6. Включение в работу регулятора давления в случае прекращения подачи газа должно производиться после выявления причины срабатывания предохранительно-запорного клапана (ПЗК) и принятия мер по устранению неисправности.
3.4.7. На случай ремонта оборудования необходимо предусматривать резервную линию редуцирования или обводной газопровод (байпас).
Устройство байпаса при подаче газа на установки, рассчитанные на работу только в автоматическом режиме, не требуется.
Газ по обводному газопроводу (байпасу) допускается подавать только в течение времени, необходимого для ремонта оборудования и арматуры. Работа должна выполняться бригадой рабочих в составе не менее двух человек, один из которых назначается старшим.
3.4.8. Температура воздуха в помещении ГРП определяется проектом в зависимости от конструкции применяемого оборудования и контрольно-измерительных приборов в соответствии с паспортами заводов-изготовителей.
3.4.9. При эксплуатации ГРП и ГРУ должны выполнятся:
осмотр технического состояния (обход) в сроки, устанавливаемые производственной инструкцией, обеспечивающие безопасность и надежность эксплуатации;
проверка параметров срабатывания предохранительно-запорных и сбросных клапанов не реже 1 раза в 3 мес, а также по окончании ремонта оборудования;
техническое обслуживание - не реже 1 раза в 6 мес;
текущий ремонт - не реже 1 раза в 12 мес, если изготовители газового оборудования не устанавливают иные сроки ремонта;
капитальный ремонт - при замене оборудования, средств измерений, ремонте здания, систем отопления, вентиляции, освещения, на основании дефектных ведомостей, составленных по результатам осмотров и текущих ремонтов.
3.4.10. Организационно-технические мероприятия и работы, выполняемые при осмотре технического состояния (обходе), техническом обслуживании, текущем и капитальном ремонте ГРП, ГРУ, должны соответствовать требованиям нормативных документов, согласованных с Госгортехнадзором России.
3.4.11. Осмотр технического состояния (обход) ГРП должен, как правило, производиться двумя рабочими.
Обход ГРП, оборудованных системами телемеханики, оснащенных сигнализаторами загазованности с контролируемым выводом сигнала, шкафных регуляторных пунктов (ШРП), а также ГРУ, допускается производить одним рабочим.
Эксплуатационным организациям газового хозяйства разрешается производить обход ГРП одним рабочим из числа постоянного персонала служб по эксплуатации газорегуляторных станций. В этих случаях должна разрабатываться специальная инструкция, определяющая дополнительные меры безопасности.
3.4.12. Перепад давления газа на фильтре не должен превышать величины, установленной заводом-изготовителем.
Разборка и очистка кассеты фильтра должны производиться при техническом обслуживании вне помещения ГРП (ГРУ) в местах, удаленных от легковоспламеняющихся веществ и материалов не менее чем на 5 метров.
3.4.13. Режим настройки и проверки параметров срабатывания предохранительных клапанов не должен приводить к изменению рабочего давления газа после регулятора.
Настройку и проверку параметров срабатывания предохранительных клапанов допускается выполнять с помощью регулятора давления, если верхний предел срабатывания предохранительного клапана не превышает 300 даПа.
3.4.14. При разборке оборудования отключающие устройства должны быть закрыты. На границах участка устанавливаются заглушки, рассчитанные на максимальное входное давление газа.
Для удобства установки заглушек при монтаже газопроводов должны предусматриваться фланцевые соединения для установки поворотной или листовой заглушки с приспособлением для разжима фланцев и токопроводящей перемычкой.
3.4.15 Техническое обслуживание и текущий ремонт регуляторов с гарантированным сроком эксплуатации могут производиться в соответствии с паспортом (инструкцией) завода-изготовителя.
По истечении гарантийного срока такие регуляторы должны пройти поверку и сервисное обслуживание.
3.4.16. Ремонт электрооборудования ГРП и замена электроламп должны проводиться при снятом напряжении.
3.4.17. Снаружи здания ГРП, на ШРП и ограждении ГРУ должны быть предупредительные надписи "Огнеопасно - газ".
3.4.18. При определении видов и необходимого количества первичных средств пожаротушения в ГРП, ГРУ следует руководствоваться нормами противопожарной службы МВД России.
Инструкция по охране труда для линейного обходчика магистральных трубопроводов
Техника безопасности
1. Общие требования охраны труда
1.1. В настоящей инструкции изложены основные требования по организации и проведению безопасной работы линейных обходчиков магистральных нефтепродуктопроводов (МНПП) АК "Транснефтепродукт".
1.2. К работе линейного обходчика магистральных нефтепродуктопроводов допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование, теоретическое и практическое обучение, проверку знаний требований безопасности труда в установленном порядке и получившие допуск к самостоятельной работе. Линейный обходчик должен иметь квалификационную группу по электробезопасности не ниже II.
1.3. Линейный обходчик может быть подвержен воздействию следующих опасных и вредных факторов: токсичные пары и газы, ожоги, действие электрического тока, обморожение, солнечные и тепловые удары, механические травмы.
1.3.1. Обходчик должен знать опасные свойства нефтепродуктов и их паров, а также размеры взрывоопасных зон при работе оборудования и при повреждениях его с утечкой и разливом нефтепродуктов. При отравлении парами нефтепродуктов появляются головная боль, "стук в висках", "звон в ушах", общая слабость, головокружение, усиленное сердцебиение, тошнота и рвота; при сильном отравлении наступают сонливость, апатия, безразличие, а при тяжелом отравлении - возбужденное состояние с беспорядочными движениями, потеря или задержка дыхания.
1.3.2. Ожоги, вызванные огнем, паром, горячими предметами и веществами, воздействием электрического тока или электрической дуги по глубине поражения вызывают покраснение и отек кожи, водяные пузыри, омертвление поверхностных и глубоких слоев кожи, обугливание кожи, поражение мышц, сухожилий и костей.
1.3.3. Прикосновение к токоведущим частям, находящимся под напряжением, вызывает в большинстве случаев непроизвольное судорожное сокращение мышц и общее возбуждение, которое приводит к нарушению и даже полному прекращению деятельности органов дыхания и кровообращения.
1.3.4. В результате длительного воздействия низкой температуры, ветра, повышенной влажности, ношения тесной или мокрой обуви, неподвижности положения, наступает повреждение тканей или их обморожение. Более всего подвержены отморожению пальцы, кисти рук, стопы ног, уши, нос.
1.3.5. Резаная, рубленая, колотая рана, полученная в результате механической травмы, легко может загрязниться микробами и вызвать наружное или внутреннее кровотечение. При переломах, вывихах пострадавший испытывает острую боль, резко усиливающуюся при попытке изменить положение поврежденной части тела.
При падении, ударе первыми признаками перелома черепа являются кровотечение из ушей и рта, бессознательное состояние, а сотрясения мозга - головная боль, тошнота, рвота, потеря сознания.
Признаками повреждения позвоночника являются: резкая боль, невозможность согнуть спину и повернуться.
1.4. Линейный обходчик должен быть обеспечен спецодеждой, спецобувью и иметь средства индивидуальной защиты, в том числе для работы в аварийных ситуациях, включающими:
- костюм или плащ брезентовый;
- ботинки кожаные, сапоги кирзовые или сапоги резиновые;
- рукавицы брезентовые.
Зимой дополнительно: куртку и брюки хлопчатобумажные на утепляющей прокладке (в I, II, III поясах);
- костюм зимний с пристегивающейся утепляющей прокладкой (в IV и особом поясах);
- валенки.
1.5. Линейный обходчик должен знать трассу магистрального нефтепродуктопровода, технологические схемы линейных сооружений, иметь представление об устройстве и работе арматуры, приборов и оборудования, находящихся на обслуживаемом участке.
1.6. Применяемый при работе инструмент должен быть из материала, не вызывающего искрообразование при ударе; режущий инструмент перед использованием необходимо смазывать консистентными смазками.
1.7. Для местного освещения во взрывоопасных местах (линейные колодцы, шурфы и т.п.) разрешается применять только взрывобезопасные аккумуляторные фонари напряжением не более 12 В, включение и выключение которых производится вне колодцев, шурфов.
1.8. Курить вблизи линейных колодцев, разводить огонь и размещать какие-либо открытые или закрытые источники огня в полосе отвода и в охранной зоне трубопроводов запрещается.
1.9. Отопительные приборы бытовых помещений во избежание ожогов должны иметь ограждения. Пользоваться самодельными или неисправными электронагревательными приборами запрещается.
1.10. Бытовые помещения следует содержать в чистоте и порядке.
1.11. Бачки со свежей питьевой водой должны закрываться крышками, запирающимися на замок, и накрываться брезентовыми чехлами.
1.12. Запрещается стирка спецодежды и мытье рук в легковоспламеняющихся жидкостях. Сушить спецодежду на отопительных приборах запрещается. Ремонт спецодежды производится после стирки.
1.13. Линейный обходчик должен уметь пользоваться индивидуальными средствами защиты и оказывать первую (доврачебную) помощь пострадавшим при травмах, отравлениях, ожогах поражениях электрическим током. При необходимости вызвать "Скорую медицинскую помощь", сообщить о несчастном случае своему непосредственному руководителю или диспетчеру станции, а обстановку на рабочем месте сохранить без изменения до расследования, если она не создает угрозу для работающих и не приведет к аварии.
1.14. Линейный обходчик обязан докладывать своему непосредственному руководителю о замеченных им нарушениях и неисправностях оборудования, механизмов, приспособлений, утечках нефтепродуктов, а также о выявленных опасных для нормального функционирования нефтепродуктопровода изменениях в полосе отвода и в охранной зоне обслуживаемого участка трассы (возведение построек, выполнение горных, карьерных, строительных, монтажных работ и т.п.).
1.15. Линейный обходчик должен соблюдать правила внутреннего трудового распорядка и дисциплину труда.
1.16. За невыполнение требований настоящей инструкции линейный обходчик несет в установленном порядке дисциплинарную, материальную или уголовную ответственность.
2. Требования охраны труда перед началом работы
2.1. Перед выходом на трассу линейный обходчик должен одеть предусмотренную спецодежду и спецобувь согласно погодным и местным условиям. Спецодежду следует носить в застегнутом виде, она не должна иметь свисающих концов.
2.2. Проверить исправность переносных аппаратов телефонной или радиосвязи и сигнализации, приборов и устройств.
2.3. При выполнении работ, требующих применения средств индивидуальной защиты и предохранительных приспособлений, перед каждым использованием необходимо внешним осмотром проверить их исправность, отсутствие повреждений, очистить от грязи и пыли, проверить срок годности, наличие свидетельства об испытании. Использование неисправных защитных и предохранительных средств, а также срок годности и испытания которых истек, запрещается.
2.4. Проверить наличие, исправность и пригодность инструмента и приспособлений. Инструмент и мелкие детали должны находиться в специальной сумке или инструментальном ящике; при этом острые, режущие кромки инструмента должны быть защищены чехлами.
2.5. Проверить наличие аптечки, укомплектованной запасом медикаментов и перевязочных материалов. Взять с собой запас продуктов питания на одни сутки, термос с горячим чаем.
2.6. Проверить готовность и исправность средств передвижения, используемых для осмотра трассы лыжи, гужевой и механизированный транспорт, плавсредства.
2.7. Линейный обходчик должен иметь при себе переносные предупредительные знаки для ограждения мест утечек и разлива нефтепродуктов, ремонтируемых участков, трассы, мест размыва нефтепродуктопровода.
2.8. О времени выхода на трассу и возвращения с нее линейный обходчик должен в обязательном порядке сообщить оператору ЛПДС, ПС. При температуре наружного воздуха ниже минус 26°C, сильных буране и метели на обход трассы выходить запрещается.
3. Требования охраны труда во время работы
3.1. При выходе на трассу, во время обхода и после возвращения с обхода, особенно во время буранов и метелей, линейному обходчику необходимо о своем местонахождении сообщать на станцию через установленные на трассе МНПП выводные колонки для включения переносного аппарата связи обходчика и подключения связи с трассы в случае аварии.
3.2. Линейный обходчик во время систематического обхода трассы должен осуществлять постоянный контроль за состоянием закрепленного за ним участка МНПП, как визуальный, так и специальными приборами и устройствами, позволяющими определять дефекты нефтепродуктопровода, появившиеся в процессе его эксплуатации.
3.3. Растительность в пределах ограждений оборудования сооружений линейной части (колодцы, запорная арматура, водосборники, линии связи и сигнализации) необходимо систематически удалять, а участок трассы МНПП в пределах 3 м от оси крайнего трубопровода следует периодически очищать oт поросли.
3.4 Предварительный наружный и внутренний осмотр линейных колодцев необходимо производить сверху; снимать показания манометров следует через смотровое окно в верхней части стенки колодца.
Спускаться в колодец и проводить открытие или закрытие арматуры линейному обходчику запрещается.
3.5. Открывать и закрывать крышки колодцев следует специальными крюками, изготовленными из искробезопасных материалов. При этом линейный обходчик должен вставать спиной к ветру с тем расчетом, чтобы выходящие пары нефтепродукта относило в сторону.
Запрещается применять для открытия и закрытия крышек колодцев ломы, трубы и другие предметы, которые могут вызвать искрообразование или поломку.
3.6. По окончании работ необходимо закрыть люк колодца. Крышки колодцев должны плотно прилегать по всему периметру люка колодца для исключения возможности проникновения в колодец грунтовых вод и атмосферных осадков.
3.7. В случае образования ледяной пробки в трубопроводе обходчику необходимо произвести наружный осмотр замороженного участка трубопровода, чтобы установить границы образования ледяной пробки и сообщить об этом диспетчеру станции.
3.8. Рытье шурфов следует производить вручную, без применения ударных инструментов (кирки, ломы).
3.9. Размер шурфа должен обеспечивать: освобождение участка трубы длиной 1 м по обе стороны трубы и ниже трубы;
обеспечение соответствующих откосов или крепление стенок шурфа в зависимости от грунта и глубины заложения трубопровода.
3.10. Для осмотра нижней поверхности трубопровода необходимо пользоваться зеркалом с изогнутой рукояткой. Осматривать нижнюю часть трубопровода, находясь под ним, запрещается.
3.11. При обнаружении нарушения целостности и герметичности трубопровода необходимо покинуть шурф и доложить о выявленных причинах, приведших к возникновению аварийной ситуации, своему непосредственному руководителю или диспетчеру (оператору) станции.
4. Требования охраны труда в аварийных ситуациях
4.1. При эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов могут возникнуть следующие аварийные ситуации:
- загазованность в колодцах, превышающая предельно допустимые концентрации;
- подтекание нефтепродукта через неплотности прокладок и сальников в запорной арматуре;
- негерметичность сварных швов;
- разрыв трубопровода.
4.2. При нарушении целостности и герметичности трубопровода и запорной арматуры, выхода нефтепродукта на поверхность земли, следует прекратить обход трассы, выйти на пункт связи или сообщить по рации на ЛПДС об аварии, вернуться на место выхода нефтепродукта, выставить необходимые указатели, знаки безопасности и охранять участок до прибытия аварийной бригады.
4.3 На месте аварии обходчик до прибытия АРС обязан не допускать местное население к месту аварии, обозначив его щитами с предупредительными надписями, сигнальными флажками или подручными средствами.
Если рядом проходит дорога, необходимо обеспечить безопасное движение транспортных средств, направляя транспорт в объезд опасного участка (границы опасного участка следует определять с помощью переносного газоанализатора).
4.4. Находиться от места аварии, чтобы не отравиться парами нефтепродуктов, необходимо с наветренной стороны. Запрещается пользоваться открытым огнем.
4.5. При возникновении пожара сообщить оператору НС, ЛПДС, при необходимости принять меры к вызову пожарной охраны и действовать по плану ликвидации пожара.
5. Требования охраны труда по окончании работы
5.1 После осмотра арматуры, приборов и устройств, расположенных в линейных колодцах, крышки последних необходимо закрыть, предварительно убедившись, что в колодце не остались люди, а инструменты убраны в ящик.
5.2. Ветошь, использованную для чистки запорной арматуры и инструмента, необходимо убрать от места производимой работы в металлический ящик с закрывающейся крышкой для отправки на станцию обезвреживания.
5.3. Предохранительные средства и защитные приспособления привести в порядок и сложить на места их хранения. Спецодежда и спецобувь должны храниться отдельно от личной одежды.
5.4. Сообщить на станцию о возвращении с обхода и о своем местонахождении, а также о выполнении порученной работы и о состоянии трассы и линейных колодцев.
Смотрите другие статьи раздела .
Надзор за наружными газопроводами и обслуживание сооружений на них производятся путем систематического обхода трасс газопроводов звеном не менее чем из двух слесарей, один из которых назначается старшим.
Обход трасс помогает своевременно выявить утечки газа и повреждения арматуры.
Сроки обхода трасс устанавливаются областными (местными) советами и учитывают конкретные условия эксплуатации газопроводов, срок их укладки, состояние труб, давление газа, пучинистость и коррозионную активность грунтов, наличие блуждающих токов, состояние защиты, характер местности, ее заселенность, время года и т. п.
Все трассы газопроводов разбиваются на маршруты. На каждый маршрут составляется маршрутная карта, которая вручается обходчикам. Обход трасс (маршрутов) производится по графику.
При обходе производят наружный осмотр трасс газопроводов для выявления внешних признаков утечек газа (в летнее время — пожелтение растительности, появление пузырей на поверхности воды, а при значительных утечках из газопроводов высокого давления — шипение выходящего газа и запах; зимой — появление темных пятен на снегу).
«Охрана труда и техника безопасности в газовом хозяйстве»,
А.Н. Янович, А.Ц. Аствацатуров, А.А. Бусурин
Профилактический осмотр (ревизию) газопроводов выполняют с целью проверки плотности и выявления утечек газа, осмотра и ремонта арматуры и изоляции труб, а также для устранения выявленных в процессе обслуживания дефектов и неисправностей. Основа профилактического осмотра — раскопка шурфов и бурение. Периодичность осмотра определяется состоянием и материалом труб газопроводов. Чаще надо осматривать старые и менее надежные газопроводы,…
Разрешение на применение растворителей дает начальник или главный инженер газового хозяйства. Разрешается применять только такие растворители, которые сгорают вместе с газом. Несгорающая часть паров или продуктов сгорания не должна оказывать вредного воздействия на организм человека и материал газопровода. На рабочем обязательно должен быть надет шланговый противогаз, а руки защищены резиновыми перчатками. При использовании в качестве…
Буровые и шурфовые осмотры проводятся по ежегодным графикам, составленным начальниками служб (участков) с указанием адреса и вида осмотра и утвержденным главным инженером организации по эксплуатации газового хозяйства. На земляные работы по буровому и шурфовому осмотру подземных газопроводов необходимо предварительно получить разрешение (ордер) в отделе Главного архитектора города (района). Представители организаций, имеющих вблизи действующих газопроводов подземные…
При буровом осмотре производится пробуривание скважин вдоль трасс газопровода и определяется наличие газа. Скважины пробиваются пневматическими бурами, электровибраторами, с помощью специальных установок или вручную. Пробуривание скважин производится на расстоянии 0,3—0,5 м от стенки газопровода глубиной, соответствующей глубине укладки, считая до верха газопровода, а в зимнее время при промерзании грунта — на большую глубину (не менее…
При работе на проезжей части или в местах прохода людей устанавливают ограждения, предупредительные дорожные знаки и надписи. Рабочие, участвующие в выполнении работ, в том числе и руководитель бригады, должны иметь противогазы, подготовленные к немедленному использованию. К работе электрифицированными и пневматическими инструментами допускаются лица, прошедшие производственное обучение и получившие право пользоваться ими. Регулировку и ремонт инструмента…
Сведения о техническом обслуживании заносятся в журнал, а о капитальном ремонте (замене) - в паспорт газопровода.
3.3.5. Действующие наружные газопроводы должны подвергаться периодическим обходам, приборному техническому обследованию, диагностике технического состояния, а также текущим и капитальным ремонтам с периодичностью, установленной настоящими Правилами.
3.3.6. При обходе надземных газопроводов должны выявляться утечки газа, перемещения газопроводов за пределы опор, наличие вибрации, сплющивания, недопустимого прогиба газопровода, просадки, изгиба и повреждения опор, проверяться состояние отключающих устройств и изолирующих фланцевых соединений, средств защиты от падения электропроводов, креплений и окраски газопроводов, сохранность устройств электрохимической защиты.
Обход может проводиться одним рабочим, не реже 1 раза в 3 мес.
Выявленные неисправности должны устраняться, повреждения окраски газопроводов восстанавливаться.
3.3.7. При обходе подземных газопроводов должны выявляться утечки газа на трассе газопровода по внешним признакам и приборами - отбор и анализ проб на присутствие газа в колодцах и камерах инженерных подземных сооружений (коммуникаций), контрольных трубках, подвалах зданий, шахтах, коллекторах, подземных переходax, расположенных на расстоянии до 15 м по обе стороны от газопровода; уточняться сохранность настенных указателей и ориентиров сооружений; очищаться крышки газовых колодцев и коверов от снега, льда и загрязнений; выявляться пучения, просадки, оползни, обрушения и эрозии грунта, размывы газопровода паводковыми или дождевыми водами; контролироваться условия производства строительных работ, предусматривающие сохранность газопровода от повреждений.
3.3.8. Периодичность обхода трасс подземных газопроводов должна устанавливаться в зависимости от их технического состояния, наличия и эффективности электрозащитных установок, категории газопровода по давлению; от пучинистости, просадочности и степени набухания грунтов, горных подработок, сейсмичности района, времени года и других факторов, но не реже сроков, приведенных в таблице.
Периодичность обхода трасс подземных газопроводов
Трассы газопроводов |
|||
Газопроводы |
низкого давления в застроенной части города (населенного пункта) |
высокого и среднего давления в застроенной части города (населенного пункта) |
всех давлений в незастроенной части города (населенного пункта) и межпоселковые |
1. Вновь построенные |
Непосредственно в день пуска и на следующий день после пуска |
||
2. Эксплуатируемые в нормальных условиях и находящиеся в удовлетворительном техническом состоянии |
Устанавливается главным инженером эксплуатирующей организации, но: |
||
не реже 1 раза в мес |
не реже 2 раз в мес |
не реже 1 раза в 6 мес при ежегодном приборном обследовании или 1 раза в 2 мес без его проведения |
|
3. После реконструкции методом протяжки полиэтиленовых труб или санированием |
То же |
То же |
То же |
4. Проложенные в зоне действия источников блуждающих токов, в грунте с высокой коррозионной активностью и не обеспеченные минимальным защитным электропотенциалом |
Не реже 1 раза в неделю |
Не реже 2 раз в неделю |
Не реже 1 раза в 2 недели |
5. Имеющие дефекты защитных покрытий после приборного технического обследования |
Не реже 1 раза в неделю |
Не реже 2 раз в неделю |
Не реже 1 раза в 2 недели |
6. Имеющие положительные и знакопеременные значения электропотенциалов |
Ежедневно |
Ежедневно |
Не реже 2 раз в неделю |
7. Находящиеся в неудовлетворительном техническом состоянии, подлежащие замене |
Ежедневно |
Ежедневно |
Не реже 2 раз в неделю |
8. Проложенные в просадочных грунтах |
Не реже 1 раза в неделю |
Не реже 2 раз в неделю |
Не реже 1 раза в 2 недели |
9. С временно устраненной утечкой (бинт, бандаж) |
Ежедневно до проведения ремонта |
||
10. Находящиеся в радиусе 15 м от места производства строительных работ |
Ежедневно до устранения угрозы повреждения газопровода |
||
11. Береговые части переходов через водные преграды и овраги |
Ежедневно в период паводка |
3.3.9. Обход трасс подземных газопроводов должен производиться бригадой в составе двух человек.
В незастроенной части города (поселка), а также вне проезжей части дорог при отсутствии в 15-метровой зоне от газопроводов колодцев, других подземных сооружений (коммуникаций) допускается обход производить одним рабочим.
3.3.10. Обходчикам подземных газопроводов должны вручаться под расписку маршрутные карты, на которых указаны схемы трасс газопроводов с местоположением газовых (в том числе электрозащиты) и других сооружений (коммуникаций), колодцев, подвалов зданий, подлежащих проверке на загазованность (15 м по обе стороны от газопровода). Маршрутные карты должны ежегодно выверяться.
Перед допуском к первому обходу рабочие должны быть ознакомлены с трассой газопровода на местности.
3.3.11. При обнаружении загазованности сооружений на трассе газопровода или утечки газа по внешним признакам рабочие, проводящие обход, обязаны немедленно известить аварийно-диспетчерскую службу и до приезда бригады принять меры по предупреждению окружающих (жильцов дома, прохожих) о загазованности и недопустимости курения, пользования открытым огнем, электроприборами и необходимости проветривания помещений.
Дополнительно должна быть организована проверка приборами и проветривание загазованных подвалов, цокольных и первых этажей зданий, колодцев и камер подземных сооружений (коммуникаций) на расстоянии 50 м по обе стороны от газопровода.
3.3.12. Результаты обхода газопроводов должны отражаться в журнале.
В случае выявления неисправностей или самовольного ведения работ в охранной зоне газопровода должен составляться рапорт.
3.3.13. Вдоль трассы подземного газопровода в пределах 2 м по обе стороны не допускается складирование материалов, оборудования, в том числе для временного хранения.
3.3.14. Администрация организации, по территории которой газопровод проложен транзитом, должна обеспечить доступ обслуживающего персонала эксплуатационной организации для проведения осмотра, ремонта газопровода, локализации и ликвидации аварийных ситуаций.
3.3.15. Владельцы смежных с газопроводом подземных сооружений (коммуникаций) должны своевременно производить очистку крышек колодцев и камер на расстоянии не менее 15 м от газопровода, для проверки их на загазованность.
3.3.16. Владельцы зданий должны содержать подвалы и технические подполья в состоянии, обеспечивающем возможность их постоянного проветривания и проверки на загазованность.
3.3.17. Приборное техническое обследование действующих подземных газопроводов должно производиться не реже 1 раза в 5 лет.
Газопроводы, требующие капитального ремонта или включенные в план на замену (перекладку), должны подвергаться приборному техническому обследованию не реже 1 раза в год.
3.3.18. Внеочередные приборные технические обследования стальных газопроводов должны проводиться при обнаружении неплотности или разрыва сварных стыков, сквозных коррозионных повреждений, а также если у электрозащитных установок в течение года были перерывы в работе:
более 1 мес - в зонах опасного действия блуждающих токов;
более 6 мес - в зонах отсутствия блуждающих токов, если защита газопровода не обеспечена другими установками.
Коррозионное состояние металла и изоляционного покрытия трубы должно определяться во всех шурфах, отрываемых в процессе эксплуатации газопровода или смежных сооружений.
Качество сварных стыков на вскрытых участках газопроводов проверяется, если ранее на газопроводе были обнаружены поврежденные сварные соединения.
3.3.19. При приборном техническом обследовании подземных стальных газопроводов должны выявляться места повреждения изоляционных покрытий и утечки газа.
3.3.20. В местах выявленных повреждений изоляционного покрытия, а также на участках, где использование приборов затруднено индустриальными помехами, должны быть отрыты контрольные шурфы длиной не менее 1,5 м для визуального обследования.
Количество шурфов в зонах индустриальных помех должно составлять не менее 1 на каждые 500 м распределительных газопроводов и на каждые 200 м газопроводов-вводов.
3.3.21. С целью проверки герметичности подземного газопровода и для обнаружения мест утечек газа допускается производить бурение скважин.
Скважины закладываются на расстоянии не менее 0,5 м от стенки газопровода через каждые 2 м глубиной не менее глубины промерзания грунта в зимнее время, в остальное время - на глубину укладки трубы.
3.3.22. Применение открытого огня для опробования устья скважин разрешается не ближе 3 м от зданий и сооружений.
Если газ в скважине не воспламенится, проверка его наличия должна проводиться приборами.
3.3.23. При использовании высокочувствительных приборов для определения наличия газа глубина скважин может быть уменьшена с целью их закладки вдоль оси газопровода.
3.3.24. Допускается производить проверку плотности газопроводов опрессовкой по нормам испытаний вновь построенных газопроводов на герметичность.
Газопроводы давлением до 0,005 МПа проверяются на герметичность давлением 0,3 МПа в течение 1 часа. Видимое падение давления по образцовому манометру не допускается.
3.3.25. При обследовании подводных переходов уточняется местоположение газопровода и наличие повреждений изоляционного покрытия по методике, разработанной специализированной организацией и утвержденной владельцем газопровода.
Работы по обследованию переходов через водные преграды должны производиться не реже 1 раза в 5 лет.
3.3.26. Утечки газа на газопроводах, обнаруженные при приборном техническом обследовании, устраняются в аварийном порядке.
Дефекты изоляционных покрытий, выявленные на газопроводах, расположенных в зонах опасного влияния блуждающих токов и на расстоянии менее 15 м от административных, общественных и жилых зданий, должны устраняться в течение 1 мес, в остальных случаях - не позднее чем через 3 мес после их обнаружения.
3.3.27. По результатам приборного технического обследования должен составляться акт, в котором с учетом выявленных дефектов и оценки технического состояния дается заключение о возможности дальнейшей эксплуатации газопровода, необходимости и сроках проведения его ремонта или перекладки (замены).
3.3.28. Внеочередные технические обследования (диагностика технического состояния) газопроводов должны проводиться по истечении расчетного ресурса работы, принимаемого для стальных газопроводов 40 лет и для полиэтиленовых - 50 лет.
Диагностика с целью определения необходимости замены или остаточного ресурса с разработкой мероприятий, обеспечивающих безопасную эксплуатацию газопровода на весь срок продления жизненного цикла, должна проводиться в соответствии методиками, утверждаемыми Госгортехнадзором России.
3.3.29. Производство строительных и земляных работ в охранной зоне газопровода (ближе 15 м) допускается по письменному разрешению организации - владельца газопровода, в котором должны быть указаны условия и порядок их проведения и приложена схема газопровода с привязками.
До начала работ эксплуатирующей организации газового хозяйства представляется проект плана производства работ для согласования мероприятий, обеспечивающих сохранность газопровода.
Производство строительных работ в охранной зоне газопровода без разрешения запрещается.
3.3.30. До начала работ ударных механизмов и землеройной техники должно быть определено фактическое местоположение газопровода открытием шурфов вручную в присутствии представителя организации газового хозяйства.
Ударные механизмы для рыхления грунта могут применяться не ближе 3 м от газопровода, а способные на отклонение от вертикали (клин-баба) - не ближе 5 м от газопровода.
Эксплуатационным организациям газового хозяйства допускается производить вскрытие газопровода механизированным способом, при условии удаления последнего слоя грунта (200-300 мм) вручную.
3.3.31. При строительстве вблизи действующих газопроводов зданий, инженерных сооружений (коммуникаций), дорог и в случаях пересечения ими газопроводов строительными организациями должны быть выполнены требования действующих нормативных документов и проекта.
3.3.32. При проведении работ по расширению и капитальному ремонту железнодорожных, трамвайных путей и автомобильных дорог в местах пересечения их с газопроводами последние, независимо от сроков предыдущей проверки, должны быть подвергнуты внеочередному техническому обследованию и, при необходимости, ремонту или перекладке.
Эксплуатационные организации газового хозяйства должны быть заблаговременно уведомлены о предстоящем ремонте или расширении путей (дорог).
3.4. Газорегуляторные пункты, газорегуляторные установки
3.4.1. Режим работы ГРП, ГРУ должен устанавливаться в соответствии с проектом.
3.4.2. Параметры настройки регуляторов в ГРП городов и населенных пунктов для бытовых потребителей не должны превышать 300 даПа*.
___________
* Декапаскаль (даПа) равен 10 Па.
3.4.3. Предохранительные сбросные клапаны, в том числе встроенные в регуляторы давления, должны обеспечить сброс газа при превышении максимального рабочего давления после регулятора не более чем на 15%; верхний предел срабатывания предохранительно-запорных клапанов (ПЗК) не должен превышать максимальное рабочее давление газа после регулятора более чем на 25%.
3.4.4. Параметры настройки оборудования ГРУ газоиспользующих установок промышленных, сельскохозяйственных производств, отопительных котельных и других организаций должны устанавливаться проектом и уточняться при пусконаладочных работах.
3.4.5. Колебания давления газа на выходе из ГРП, ГРУ допускается в пределах 10% от рабочего давления.
Неисправности регуляторов, вызывающие повышение или понижение рабочего давления, неполадки в работе предохранительных клапанов, а также утечки газа, должны устраняться в аварийном порядке.
3.4.6. Включение в работу регулятора давления в случае прекращения подачи газа должно производиться после выявления причины срабатывания предохранительно-запорного клапана (ПЗК) и принятия мер по устранению неисправности.
3.4.7. На случай ремонта оборудования необходимо предусматривать резервную линию редуцирования или обводной газопровод (байпас).
Устройство байпаса при подаче газа на установки, рассчитанные на работу только в автоматическом режиме, не требуется.
Газ по обводному газопроводу (байпасу) допускается подавать только в течение времени, необходимого для ремонта оборудования и арматуры. Работа должна выполняться бригадой рабочих в составе не менее двух человек, один из которых назначается старшим.
3.4.8. Температура воздуха в помещении ГРП определяется проектом в зависимости от конструкции применяемого оборудования и контрольно-измерительных приборов в соответствии с паспортами заводов-изготовителей.
3.4.9. При эксплуатации ГРП и ГРУ должны выполняться:
осмотр технического состояния (обход) в сроки, устанавливаемые производственной инструкцией, обеспечивающие безопасность и надежность эксплуатации;
проверка параметров срабатывания предохранительно-запорных и сбросных клапанов - не реже 1 раза в 3 мес, а также по окончании ремонта оборудования;
техническое обслуживание - не реже 1 раза в 6 мес;
текущий ремонт - не реже 1 раза в 12 мес, если изготовители газового оборудования не устанавливают иные сроки ремонта;
капитальный ремонт - при замене оборудования, средств измерений, ремонте здания, систем отопления, вентиляции, освещения - на основании дефектных ведомостей, составленных по результатам осмотров и текущих ремонтов.
3.4.10. Организационно-технические мероприятия и работы, выполняемые при осмотре технического состояния (обходе), техническом обслуживании, текущем и капитальном ремонте ГРП, ГРУ, должны соответствовать требованиям "Правил технической эксплуатации и требованиям безопасности труда в газовом хозяйстве Российской Федерации".
3.4.11. Осмотр технического состояния (обход) ГРП должен, как правило, производиться двумя рабочими.
Обход ГРП, оборудованных системами телемеханики, оснащенных сигнализаторами загазованности с контролируемым выводом сигнала, шкафных регуляторных пунктов (ШРП), а также ГРУ допускается производить одним рабочим.
Эксплуатационным организациям газового хозяйства разрешается производить обход ГРП одним рабочим, из числа постоянного персонала служб по эксплуатации газорегуляторных станций. В этих случаях должна разрабатываться специальная инструкция, определяющая дополнительные меры безопасности.
3.4.12. Перепад давления газа на фильтре не должен превышать величины, установленной заводом-изготовителем.
Разборка и очистка кассеты фильтра должны производиться при техническом обслуживании вне помещения ГРП (ГРУ) в местах, удаленных от легковоспламеняющихся веществ и материалов не менее чем на 5 метров.
3.4.13. Режим настройки и проверки параметров срабатывания предохранительных клапанов не должен приводить к изменению рабочего давления газа после регулятора.
Настройку и проверку параметров срабатывания предохранительных клапанов допускается выполнять с помощью регулятора давления, если верхний предел срабатывания предохранительного клапана не превышает 300 даПа.
3.4.14. При разборке оборудования отключающие устройства должны быть закрыты. На границах участка устанавливаются заглушки, рассчитанные на максимальное входное давление газа.
Для удобства установки заглушек при монтаже газопроводов должны предусматриваться фланцевые соединения для установки поворотной или листовой заглушки с приспособлением для разжима фланцев и токопроводящей перемычкой.
3.4.15 Техническое обслуживание и текущий ремонт регуляторов с гарантированным сроком эксплуатации может производиться в соответствии с паспортом (инструкцией) завода-изготовителя.
По истечении гарантийного срока такие регуляторы должны пройти поверку и сервисное обслуживание.
3.4.16. Ремонт электрооборудования ГРП и замена электроламп должны проводиться при снятом напряжении.
3.4.17. Снаружи здания ГРП, на ШРП и ограждении ГРУ должны быть предупредительные надписи - "Огнеопасно - газ".
3.4.18. При определении видов и необходимого количества первичных средств пожаротушения в ГРП, ГРУ следует руководствоваться нормами противопожарной службы МВД России.
(Измененная редакция, Изм. № 1)
3.5. Газонаполнительные станции, газонаполнительные пункты, автомобильные газозаправочные станции сжиженных углеводородных газов
3.5.1. Ведение производственных процессов, техническое состояние технологического и электрооборудования, газопроводов, санитарно-технических сооружений на ГНС, ГНП и АГЗС должны обеспечивать безаварийную работу и безопасность персонала.
3.5.2. Производственные процессы должны вестись согласно утвержденным производственным инструкциям и технологическим схемам согласованным с Госгортехнадзором России соблюдением требований настоящих Правил.
(Измененная редакция, Изм. № 1)
3.5.3. Расширение (дополнительная установка технологического оборудования), техническое перевооружение (замена на новый тип оборудования) или полная реконструкция ГНС, ГНП, АГЗС должны осуществляться по проектам, разработанным в соответствии с требованиями действующих нормативно-технических документов и утвержденным в установленном порядке.
3.5.4. Для каждого производственного помещения и наружной установки в зависимости от характера технологического процесса должны быть определены в проекте категории и класс по взрывопожарной опасности.
На газопроводах ГНС (ГНП), АГЗС должны быть указаны направления движения потока газа.
(Измененная редакция, Изм. № 1)
5. Технологическое оборудование, газопроводы, арматура, электрооборудование, вентиляционные системы, средства измерений, противоаварийной защиты, блокировки и сигнализации в производственной зоне ГНС, ГНП, АГЗС должны ежесменно осматриваться, выявленные неисправности своевременно устраняться.
Включение станций в работу без предварительного внешнего осмотра (обхода) запрещается.
3.5.6. Неисправные агрегаты, резервуары, газопроводы должны отключаться, обнаруженные утечки газа устраняться незамедлительно.
3.5.7. Устранение утечек газа на работающем технологическом оборудовании не разрешается.
Разборка арматуры, резьбовых и фланцевых соединений на газопроводах допускается после их отключения и продувки инертным газом или паром.
Запрещается подтягивать крепежные детали фланцевых соединений, удалять (менять) болты на газопроводах и оборудовании под давлением.
3.5.8. Техническое обслуживание, ремонт газопроводов, арматуры и технологического оборудования, за исключением аварийно-восстановительных работ, должны производиться в дневное время.
3.5.9. Техническое обслуживание, текущий и капитальный ремонт газопроводов, арматуры и технологического оборудования должны производиться в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей по монтажу и эксплуатации оборудования и с требованиями настоящих Правил.
(Измененная редакция, Изм. № 1)
3.5.10. Запорная арматура, обратные и скоростные клапаны должны обеспечивать быстрое и надежное отключение.
На маховиках арматуры должно быть обозначено направление вращения при открывании и закрывании арматуры.
Обслуживание и текущий ремонт арматуры должны производиться в соответствии с регламентом не реже 1 раза в 12 мес.
3.5.11. Резервуары и газопроводы должны быть оборудованы предохранительными сбросными клапанами.
Эксплуатация технологического оборудования при неисправных и неотрегулированных предохранительных сбросных клапанах запрещается.
3.5.12. Верхний предел срабатывания предохранительных сбросных клапанов не должен превышать максимальное рабочее давление в резервуарах, газопроводах более чем на 15%.
3.5.13. Исправность предохранительных сбросных клапанов должна проверяться:
кратковременным принудительным открыванием (подрывом) не реже 1 раза в мес;
в соответствии с инструкцией завода-изготовителя, если ручное приоткрывание клапана не предусмотрено.
3.5.14. Проверка параметров настройки клапанов, их регулировка должны производиться на стенде или на месте установки с помощью специального приспособления с периодичностью:
предохранительные сбросные клапаны резервуаров - не реже 1 раза в 6 мес;
остальные - при проведении текущего ремонта, но не реже 1 раза в 12 мес.
3.5.15. Снимаемый для ремонта или проверки клапан должен заменяться исправным.
Клапаны после проверки параметров настройки пломбируются и регистрируются в журнале.
3.5.16. Режим эксплуатации, количество отработанного времени и замеченные неполадки в работе компрессоров и насосов должны фиксироваться в эксплуатационном журнале.
3.5.17. Работающие насосы и компрессоры должны находиться под постоянным надзором. Эксплуатация насосов и компрессоров с отключенными или вышедшими из строя автоматикой, аварийной вентиляцией, блокировкой с вентиляторами вытяжных систем запрещается.
3.5.18. Давление газа на всасывающей линии насоса должно быть на 0,1-0,2 МПа выше упругости насыщенных паров жидкой фазы при данной температуре.
3.5.19. Давление газа в нагнетательном патрубке компрессора не должно превышать давления конденсации паров СУГ при температуре нагнетания.
Максимальное давление газа после компрессора не должно быть выше 1,6 МПа.
3.5.20. Компрессоры и насосы подлежат аварийной остановке в случаях:
утечек или неисправностей отключающих устройств;
вибрации, посторонних шумов и стуков;
выхода из строя подшипников и сальникового уплотнения;
изменения допустимых параметров масла и воды;
выхода из строя электропривода, пусковой арматуры;
неисправности механических передач и приводов;
повышения или понижения нормируемого давления газа во входном и выходном патрубках.
3.5.21. Насосы и компрессоры при ремонтных и регламентных работах в насосно-компрессорных отделениях (НКО) станций (пунктов), а также на время производства газоопасных работ в производственной зоне должны быть остановлены.
3.5.22. На станциях (пунктах) должен назначаться ответственный за эксплуатацию вентиляционных систем.
3.5.23. Вентиляционные системы должны быть определены по функциональному признаку (приточная, вытяжная, аварийная) с присвоением порядкового номера.
Обозначения наносятся на кожухе вентилятора и воздуховодах.
3.5.24. На вентиляционные системы должны составляться паспорта. В каждом паспорте должны быть информация о производительности системы, ее схема, характеристики и тип вентилятора и электродвигателя, сведения о ремонтах и наладках.
3.5.25. Все изменения в конструкции вентиляционных систем должны вноситься на основании проекта.
3.5.26. Пуск вентиляционных систем в производственной зоне должен производиться за 15 мин до включения технологического оборудования.
Первоначально включаются вытяжные системы.
3.5.27. В местах забора воздуха приточными вентиляционными системами должна исключаться возможность появления паров сжиженных углеводородных газов и других вредных веществ.
3.5.28. При остановке приточных вентиляционных систем обратные клапаны на воздуховодах должны быть закрыты.
3.5.29. Вентиляционные системы не реже 1 раза в год, а также после капитального ремонта, наладки или неудовлетворительных результатов анализа воздушной среды должны подвергаться испытаниям.
Оценка эффективности работы вентиляционных систем подтверждается техническим отчетом специализированной организации с указаниями (рекомендациями) по режиму эксплуатации систем.
3.5.30. Принимаемые и поставляемые потребителям газы должны отвечать требованиям ГОСТ 20448-90 "Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления" и ГОСТ 27578-87 "Газы углеводородные сжиженные для автомобильного транспорта".
3.5.31. Интенсивность запаха газа должна проверяться в соответствии с ГОСТ 22387.5-77 "Газ для коммунально-бытового потребления. Метод определения интенсивности запаха".
3.5.32. Подготовка к сливу сжиженных газов из железнодорожных цистерн должна быть начата после закрепления цистерн на рельсовом пути и удаления локомотива с территории ГНС.
3.5.33. Число железнодорожных цистерн, одновременно находящихся на территории ГНС, не должно превышать числа постов слива.
3.5.34. Сливо-наливные операции должны выполняться по письменному распоряжению руководителя станции с соблюдением требований производственной инструкции. Бригада должна состоять не менее чем из 3 рабочих.
3.5.35. Выполнение сливо-наливных операций во время грозы и при проведении огневых работ запрещается.
3.5.36. Железнодорожные (автомобильные) цистерны, резинотканевые рукава должны заземляться.
Отсоединять заземляющие устройства разрешается после окончания сливо-наливных операций и установки заглушек на штуцеры вентилей цистерн.
3.5.37. Резинотканевые рукава, применяемые при сливо-наливных операциях, должны соответствовать техническим условиям и государственным стандартам, допускающим их применение для сжиженных углеводородных газов; для защиты от статического электричества они должны быть обвиты медной проволокой диаметром не менее 2 мм или медным тросиком площадью сечения не менее 4 мм с шагом витка не более 100 мм.
Оба конца проволоки (тросика) соединяются с наконечниками рукава пайкой или болтом.
3.5.38. Допускается применение металлокордовых рукавов, а также гибких металлических газопроводов с шарнирными соединениями, рассчитанных на использование с сжиженными углеводородными газами.
Осмотр, испытания, отбраковка рукавов, используемых при сливо-наливных операциях, должны проводиться в соответствии с требованиями "Правил безопасности при эксплуатации газового хозяйства автомобильных заправочных станций сжиженного газа".
3.5.39. Запрещается подтягивать накидные гайки рукавов, отсоединять рукава, находящиеся под давлением, а также применять ударный инструмент при навинчивании и отвинчивании гаек.
Открывать задвижки и вентили на газопроводах следует плавно, не вызывая гидравлических ударов.
3.5.40. Перед выполнением сливо-наливных операций из автоцистерн, за исключением оборудованных насосами для перекачки СУГ, а также при заправке газобаллонных автомобилей двигатели автомашин должны быть отключены.
Включать двигатели разрешается только после отсоединения рукавов и установки заглушек на штуцеры.
3.5.41. Во время слива и налива СУГ оставлять без надзора наполнительные, сливные и заправочные колонки, железнодорожные и автомобильные цистерны, газобаллонные автомобили запрещается.
Между персоналом, выполняющим сливо-наливные операции, и машинистами насосно-компрессорного отделения должна осуществляться телефонная, громкоговорящая или визуальная связь для передачи информации о давлении и уровне газа в цистерне и приемном резервуаре.
3.5.42. Максимальный уровень наполнения резервуаров не должен превышать 85% объема резервуара.
3.5.43. При наполнении резервуаров, автоцистерн и баллонов снижение в них давления путем сброса паров в атмосферу запрещается.
3.5.44. Давление жидкой фазы в газопроводах, подающих газ на наполнение баллонов, не должно превышать рабочее (1,6 МПа).
3.5.45. Наполнение баллонов, не соответствующих требованиям "Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением" (ПБ 10-115-96), запрещается.
3.5.46. Пригодность к наполнению автомобильных баллонов транспорта, принадлежащего юридическим лицам, должна подтверждаться соответствующей отметкой в путевом (маршрутном) листе.
Порядок заправки личного автотранспорта и автомобилей индивидуальных предпринимателей определяется инструкцией, утвержденной владельцем станции.