ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ
В ГАЗОВОМ ХОЗЯЙСТВЕ

Издание 3-е с изменениями № 1 и № 2, утвержденными
Госгортехнадзором России 11.02.92 г. и 14.12.92 г.

Настоящие Правила обязательны для всех министерств,
ведомств, предприятий, учреждений, организаций
и других субъектов хозяйственной деятельности

Редакционная коллегия:

М. А. Додонов (председатель), И. Е. Дмитренко, И. В. Дудин, О. П. Ивашиненко, Н. П. Конончук, Ю. В. Кудрявцев, В. С. Либеров, М. В. Мелец, Г. Н. Панов, Г. И. Пшеничный, А. Н. Сапожников, И. В. Сессии, А. А. Сорокин, В. А. Тарасенко, В. Н. Царьков, Г. П. Чирчинская, А. С. Нечаев, Е. Н. Малышев, А. Н. Миронов, К. М. Сухарев, А. А. Феоктистов

Настоящие Правила разработаны Госпроматомнадзором СССР с участием проектного института «ГипроНИИгаз» ВО «Росстройгазификация» при Совете Министров РСФСР с внесением изменений Госгортехнадзора России.

При составлении и редактировании учтены накопленный опыт эксплуатации газового хозяйства, а также предложения и замечания министерств, ведомств, заинтересованных предприятий и организаций.

С момента выхода настоящих Правил утрачивают силу:

«Правила безопасности в газовом хозяйстве», утвержденные Госгортехнадзором СССР 26 июня 1979 г.;

«Типовое положение о газовой службе и ответственных лицах за газовое хозяйство предприятий», утвержденное Госгортехнадзором СССР 9 декабря 1975 г.;

«Правила взрывобезопасности при использовании мазута и природного газа в котельных установках», утвержденные Госгортехнадзором СССР 8 февраля 1984 г.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Область и порядок применения

1.1.1. Настоящие Правила устанавливают требования к проектированию, строительству и эксплуатации систем газоснабжения природными газами (газовых и газонефтяных месторождений) с избыточным давлением не более 1,2 МПа (12 кгс/см²), сжиженными углеводородными газами (СУГ) с избыточным давлением не более 1,6 МПа (16 кгс/см²), используемыми в качестве топлива.

1.1.2. Правила распространяются на:

газопроводы городов, поселков и сельских населенных пунктов (включая межпоселковые), промышленных, сельскохозяйственных и других предприятий*;

газорегуляторные пункты (ГРП) и газорегуляторные установки (ГРУ);

газонаполнительные станции (ГНС), газонаполнительные пункты (ГНП), стационарные автомобильные газозаправочные станции (АГЗС СУГ), резервуарные и групповые баллонные установки сжиженных газов;

внутренние газопроводы и газовое оборудование зданий всех назначений (термины и определения в приложении 1).

* Здесь и далее по тексту под словом «предприятия» принято: «предприятия, организации, учреждения, кооперативы и другие субъекты хозяйственной деятельности».

1.1.3. Правила не распространяются на:

технологические газопроводы и газовое оборудование химических, нефтехимических, нефтедобывающих и нефтеперерабатывающих производств;

газовое хозяйство металлургических производств предприятий черной металлургии;

опытные и экспериментальные агрегаты и установки;

автомобильные газонаполнительные компрессорные станции (АГНКС), пункты обмена баллонов сжиженного углеводородного газа (ПОБ СУГ);

передвижные газоиспользующие установки, а также газовое оборудование автомобильного, железнодорожного транспорта, речных, морских и воздушных судов;

установки, использующие энергию взрыва газовоздушных смесей или предназначенные для получения защитных газов.

1.1.4. Отступления от настоящих Правил допускаются только по разрешению Госгортехнадзора России.

Для получения разрешения предприятию необходимо представить соответствующее техническое обоснование, а при необходимости - заключение специализированной проектной или научно-исследовательской организации.

1.2. Требования к должностным лицам и обслуживающему персоналу

1.2.1. Руководители предприятий и их структурных подразделений, специалисты, выполняющие работы по проектированию, строительству, ведению технического надзора, наладке систем автоматизации, защиты и сигнализации и эксплуатации объектов газового хозяйства, дымоотводящих устройств и вентиляционных каналов, а также преподаватели, занятые подготовкой кадров, должны пройти необходимую подготовку и проверку знаний настоящих Правил в соответствии с Типовым положением о порядке проверки знаний правил, норм и инструкций по технике безопасности руководителями и инженерно - техническими работниками в объеме выполняемой ими работы.

Примечание. Лица, ответственные за безопасную эксплуатацию только бытовых газовых приборов, установленных на предприятиях бытового обслуживания непроизводственного характера, в общественных и жилых зданиях, должны пройти инструктаж в технических кабинетах предприятий газового хозяйства не реже 1 раза в год с вручением памятки.

1.2.2. К сварке стальных газопроводов допускаются сварщики, аттестованные в соответствии с Правилами аттестации сварщиков, полиэтиленовых - сварщики, прошедшие обучение и аттестованные комиссией в соответствии с временным порядком аттестации сварщиков полиэтиленовых газопроводов (приложение 2).

Аттестация сварщиков должна проводиться при участии инспектора государственного надзора. Сварщикам, успешно прошедшим проверку теоретических знаний и практических навыков, выдается удостоверение установленной формы за подписью председателя аттестационной комиссии и инспектора.

1.2.3. Рабочие, занятые строительством, наладкой систем автоматизации, защиты и сигнализации, эксплуатацией газопроводов, газоиспользующих установок и приборов, а также устройством и эксплуатацией вентиляционных каналов и дымоотводящих устройств, до назначения на самостоятельную работу обязаны пройти обучение безопасным методам и приемам выполнения работ в газовом хозяйстве и сдать экзамен в установленном порядке.

1.2.4. Обучение работающих в газовом хозяйстве безопасным методам и приемам работ должно проводиться в соответствии с требованиями ГОСТ 12.0.004-90.

1.2.5. Учебные планы и программы по обучению сварщиков, рабочих газоиспользующих установок, а также лиц, выполняющих газоопасные работы, подлежат согласованию с региональными органами государственного надзора.

1.2.6. К выполнению газоопасных работ допускаются инженерно-технические работники и рабочие, обученные и сдавшие экзамены на знание правил безопасности и техники безопасности, технологии проведения газоопасных работ, прошедшие практическую стажировку по выполнению газоопасных работ, умеющие пользоваться средствами индивидуальной защиты (противогазами и спасательными поясами) и знающие способы оказания первой доврачебной помощи.

1.2.7. Обучение безопасным методам и приемам работ в газовом хозяйстве рабочих, перечисленных в п. 1.2.5 настоящих Правил, специалистов, ответственных за безопасную эксплуатацию газового хозяйства, а также лиц, допускаемых к выполнению газоопасных работ, должно проводиться в профессионально-технических училищах, учебных центрах, на учебно-курсовых комбинатах (пунктах) или курсах, специально создаваемых предприятиями по согласованию с региональными органами государственного надзора.

Практические навыки при обучении газоопасным работам должны отрабатываться на учебных полигонах, действующих газопроводах и газооборудовании или в других местах по согласованию с региональными органами государственного надзора.

1.2.8. Первичная проверка знаний Правил безопасности, безопасных методов и приемов выполнения работ в газовом хозяйстве лицами, указанными в пп. 1.2.1, 1.2.3, 1.2.6, а также председателями и членами постоянно действующих экзаменационных комиссий должна проводиться с участием инспектора газового надзора.

Проверка знаний по выполнению газоопасных работ может проводиться одновременно с проверкой знаний Правил безопасности. В этом случае оформляется общий протокол, в который, кроме результатов проверки знаний Правил безопасности, вносится заключение комиссии о возможности допуска экзаменующихся к выполнению газоопасных работ.

1.2.9. Председатели и члены постоянно действующих экзаменационных комиссий, лица, указанные в п. 1.2.1, должны проходить проверку знаний в постоянно действующих комиссиях предприятий и организаций, на учебно-курсовых комбинатах или в региональных органах государственного надзора.

Повторная проверка знаний лиц, перечисленных в пп. 1.2.3, 1.2.6, должна проводиться в постоянно действующих комиссиях предприятий и организаций.

1.2.10. Повторная проверка знаний настоящих Правил руководителями и специалистами проводится 1 раз в 3 года, проверка знаний безопасных методов труда и приемов выполнения работ в газовом хозяйстве рабочими - 1 раз в 12 мес. Необходимость участия инспектора в повторной проверке знаний решается региональным органом государственного надзора. О времени и месте проведения экзамена ответственные лица обязаны уведомить региональный орган государственного надзора не позднее чем за 5 дней.

1.2.11. Результаты экзаменов оформляются протоколом с указанием вида работ, к которым допускается лицо, прошедшее проверку знаний.

На основании протокола первичной проверки знаний обучающемуся выдается удостоверение за подписью председателя комиссии и инспектора регионального органа государственного надзора. Сведения о последующей сдаче экзаменов заносятся в удостоверение за подписью председателя экзаменационной комиссии.

1.2.12. Руководящие работники и специалисты, не сдавшие экзамены, в соответствии с требованиями пп. 1.2.1, 1.2.9 и 1.2.6 настоящих Правил не допускаются к выполнению работ по проектированию, строительству и эксплуатации газовых объектов, эксплуатации дымоходов от газовых приборов, руководству газоопасными работами, а также к преподавательской работе по подготовке кадров для газовых хозяйств. Рабочие, не сдавшие экзамены на знание безопасных методов труда и приемов выполнения работ в газовом хозяйстве, не допускаются к выполнению работ, перечисленных в пп. 1.2.3 и 1.2.6.

1.2.13. Руководящие работники и специалисты при переходе на другую работу, отличающуюся от предыдущей по условиям и характеру требований безопасности, должны сдать экзамены на знание этих требований.

Рабочие перед допуском их к работе, отличающейся от предыдущей, должны пройти обучение и сдать экзамены.

1.2.14. Каждый работающий перед допуском к самостоятельному выполнению газоопасных работ должен (после проверки знаний) пройти стажировку под наблюдением опытного работника в течение первых десяти рабочих смен.

Допуск к стажировке и самостоятельному выполнению работ оформляется приказом по предприятию.

1.2.15. Специалисты, допустившие нарушение Правил и инструкций по безопасному ведению работ, должны проходить внеочередную проверку знаний.

1.3. Организация контроля за соблюдением требований Правил

1.3.1. Контроль за соблюдением требований настоящих Правил в процессе проектирования, строительства и эксплуатации газового хозяйства должен осуществляться предприятием, выполняющим названные работы.

На каждом предприятии (объекте) должно быть разработано и утверждено руководителем положение (инструкция) по организации и проведению ведомственного контроля.

1.3.2. Контроль качества строительно-монтажных работ должен проводиться согласно Положению о ведомственном контроле, разработанному в соответствии с требованиями СНиП 3.01.01-85 и СНиП 3.05.02-88*.

1.3.3. Положение по организации и проведению ведомственного контроля за безопасной эксплуатацией газового хозяйства предприятия должно предусматривать:

периодичность и объем проводимых проверок;

порядок выявления и устранения нарушений;

оценку состояния газопроводов и газового оборудования;

проверку деятельности руководителя служб, цехов и других подразделений по обеспечению ими условий для соблюдения на рабочих местах требований настоящих Правил и инструкций;

анализ причин и условий допущенных нарушений.

1.4. Ответственность за нарушение Правил

1.4.1. Руководители и специалисты проектных, строительно-монтажных, наладочных организаций, а также предприятий, эксплуатирующих газопроводы и газовое оборудование, за допущенные ими нарушения Правил несут личную ответственность независимо от того, привело ли оно к аварии или несчастному случаю с людьми. Эти лица также отвечают за нарушения правил и инструкций, допущенные их подчиненными.

1.4.2. Выдача должностными лицами указаний или распоряжений, принуждающих подчиненных им лиц нарушать Правила и инструкции по безопасности труда, самовольное возобновление работ, остановленных местными органами государственного надзора, а также непринятие мер по устранению нарушений правил и инструкций, которые допускаются рабочими или другим подчиненным персоналом в присутствии должностных лиц, считаются грубейшими нарушениями и основанием для привлечения к ответственности согласно п. 1.4.5 настоящих Правил.

1.4.3. Ответственность за исправное состояние газового оборудования, дымовых и вентиляционных каналов, уплотнений вводов инженерных коммуникаций в жилых домах возлагается на руководителей жилищно-эксплуатационных организаций, в жилищных кооперативах - на их председателей, в домах и квартирах, принадлежащих гражданам на правах личной собственности, - на домовладельцев.

1.4.4. Ответственность за эксплуатацию бытовых газовых приборов и аппаратов, установленных в жилых домах, возлагается на домовладельцев, а за нарушение правил безопасного пользования бытовыми газовыми приборами и аппаратами - на квартиросъемщика.

Ответственность за качество технического обслуживания бытовых газовых приборов и аппаратов, установленных в жилых домах, возлагается на эксплуатационную организацию газового хозяйства.

1.4.5. В зависимости от характера нарушений руководители, специалисты, рабочие и граждане могут быть привлечены к дисциплинарной, административной и уголовной ответственности в соответствии с действующим законодательством.

1.5. Порядок расследования аварий и несчастных случаев

1.5.1. Расследование несчастных случаев и аварий на объектах, подконтрольных органам государственного надзора, должно проводиться в соответствии с Положением о расследовании и учете несчастных случаев на производстве и Инструкцией по техническому расследованию аварий, не повлекших за собой несчастных случаев, на подконтрольных предприятиях и объектах.

О каждом несчастном случае и аварии, связанных с эксплуатацией газового хозяйства, предприятие и граждане обязаны немедленно уведомить местный орган государственного надзора.

1.5.2. До прибытия представителя органа государственного надзора и членов комиссии администрация предприятия, граждане и бригады аварийно-диспетчерской службы (АДС) обязаны обеспечить сохранность обстановки при несчастном случае или аварии, если это не угрожает здоровью и жизни людей и не нарушает режим работы предприятия.

1.5.3. Расследование аварий и несчастных случаев, связанных с использованием газа в жилых домах, должно проводиться в порядке, предусмотренном Инструкцией по расследованию и учету аварий и несчастных случаев, связанных с использованием газа в быту (приложение 3).

2. ПРОЕКТИРОВАНИЕ И СТРОИТЕЛЬСТВО

2.1. Проектирование систем газоснабжения

2.1.1. Проектируемые системы газоснабжения городов, населенных пунктов и отдельных потребителей газа должны обеспечивать бесперебойное, безопасное газоснабжение, а также возможность оперативного отключения участков газопроводов, микрорайонов, промышленных, сельскохозяйственных и коммунально-бытовых предприятий.

2.1.2. Проектная документация на устройство и строительство систем газоснабжения должна соответствовать требованиям действующих на момент проектирования нормативных документов.

Примечание. Проектная документация на монтаж дополнительных бытовых газовых плит, лабораторных, горелок и других мелких газовых приборов, не требующих организованного отвода продуктов сгорания в дымоходы, а также индивидуальных баллонных установок СУГ с бытовой газовой плитой может быть представлена эскизом, составленным предприятием газового хозяйства или, по его разрешению, специализированной строительно-монтажной организацией.

2.1.3. Проектная документация до утверждения заказчиком должна быть согласована с предприятием газового хозяйства в части проверки ее соответствия выданным техническим условиям на проектирование. Проекты подлежат повторному согласованию, если в течение 24 месяцев не было начато строительство систем газоснабжения.

2.1.4. Отступления от СНиП, требований других нормативных документов допускаются по согласованию с организациями, утвердившими и согласовавшими их.

2.1.5. Проектирование системы газоснабжения должно выполняться специализированными проектными организациями.

2.1.6. Допускается разработка проектно-сметной документации неспециализированными проектными организациями, проектно-конструкторскими бюро, группами, отделами и кооперативами, получившими разрешение (лицензию) от республиканских или местных органов государственного надзора.

Для получения разрешения (лицензии) они должны представить:

устав (положение) предприятия, организации, кооператива;

список специалистов по профилю выполняемых работ;

сведения о проверке знаний Правил руководителями и специалистами;

перечень имеющихся в наличии нормативно-технических документов.

2.2. Сооружения и приемка в эксплуатацию*

* Настоящие требования распространяются на строительство новых, расширение, реконструкцию и капитальный ремонт действующих систем газоснабжения.

2.2.1. Сварочные, изоляционные и другие строительно-монтажные работы при сооружении систем газоснабжения должны проводиться в соответствии с требованиями СНиП 3.05.02-88* (нормы контроля и испытаний указаны в приложениях 33-34).

2.2.2. Строительство объектов систем газоснабжения осуществляют, как правило, специализированные строительно-монтажные организации, имеющие:

руководителей, специалистов и рабочих, подготовленных и прошедших проверку знаний в соответствии с требованиями пп. 1.2.1, 1.2.2 и 1.2.3 настоящих Правил;

производственно-техническую базу для сварки труб, изготовления узлов и деталей газопроводов, нанесения противокоррозионных изоляционных покрытий на трубы и резервуары сжиженного газа;

стенды для проверки и испытания оборудования;

механизмы для укладки и транспортировки труб;

лабораторию по проверке качества сварочных и изоляционных работ, оснащенную для этих целей необходимым оборудованием, материалами, приборами и инструментами;

геодезическую службу (самостоятельную или по договору) для инструментальной проверки планового и высотного положений строящихся наружных газопроводов;

разработанное в соответствии с пп. 1.3.1 и 1.3.2 Положение (Инструкцию) об организации производственного контроля качества строительно-монтажных работ, производственные инструкции и технологические карты.

2.2.3. Специализированные строительно-монтажные организации, а также лаборатории, входящие в их состав, контролирующие качество сварочно-изоляционных работ, должны быть зарегистрированы в местных органах государственного надзора.

2.2.4. Допускается выполнение работ по газификации и реконструкции объектов газового хозяйства неспециализированными предприятиями и кооперативами при наличии у них разрешения (лицензии) регионального органа государственного надзора.

2.2.5. Разрешение (лицензия) на право производства строительно-монтажных работ выдается при условии:

выделения в структуре самостоятельных участков, бригад или звеньев (если предприятия и кооперативы выполняют различного вида работы), укомплектования их постоянным подготовленным персоналом в соответствии с пп. 1.2.1, 1.2.2 и 1.2.3 настоящих Правил;

оснащения этих подразделений сварочным, изоляционным и другим оборудованием, средствами измерения, необходимыми для строительства и испытаний, складскими помещениями для хранения труб и материалов;

наличия договора с организациями, зарегистрированными в местных органах государственного надзора на изоляцию труб и деталей, производство контроля качества выполняемых сварочных и изоляционных работ;

наличия разработанного в соответствии с пп. 1.3.1 и 1.3.2 Положения (Инструкции) об организации производственного контроля качества строительно-монтажных работ, производственных инструкций и технологических карт.

2.2.6. Выдача разрешения (лицензии) на право ведения работ по газификации неспециализированными предприятиями и кооперативами должна проводиться в соответствии с Положением (приложение 35).

2.2.7. При выдаче разрешения (лицензии) на право ведения работ местный орган государственного надзора имеет право потребовать увеличения норм контроля сварных стыков газопроводов, предусмотренных СНиП 3.05.02-88*, исходя из вида работ и квалификации персонала.

2.2.8. Газовые хозяйства городов, поселков и сельских населенных пунктов, а также промышленных, сельскохозяйственных и коммунальных предприятий, отопительных котельных, ГНС, ГНП, АГЗС перед началом работ по их сооружению, монтажу и наладке должны быть зарегистрированы в региональных органах государственного надзора.

2.2.9. Для регистрации газового хозяйства заказчик должен обратиться в местный орган государственного надзора с письмом, в котором указываются: наименование и адрес объекта; наименование строительно-монтажной организации. К письму должны быть приложены: проектная документация, копия приказа о назначении и протокола проверки знаний лица, осуществляющего технический надзор за строительством.

2.2.10. О начале строительства строительно-монтажные организации должны уведомить местный орган государственного надзора.

2.2.11. В комиссии по приемке в эксплуатацию объектов, перечисленных в п. 2.2.8 настоящих Правил, должны включаться представители местных органов государственного надзора.

Примечание. Приемка в эксплуатацию газопроводов низкого давления (подземных протяженностью до 200 м и надземных независимо от протяженности) по разрешению руководителя местного органа государственного надзора может осуществляться без участия инспектора.

2.2.12. Заказчик обязан не позднее чем за пять дней уведомить местный орган государственного надзора о дате и месте работы приемочной комиссии.

2.2.13. При приемке объекта комиссия должна проверить техническую документацию, осмотреть всю смонтированную газовую систему для определения соответствия ее проекту и выявления дефектов монтажа. Помимо этого, должно быть проверено соответствие проекту дымоотводящих и вентиляционных устройств, примененного электросилового и осветительного оборудования.

Комиссии предоставляется право потребовать вскрытия любого участка газопровода для дополнительной проверки качества изготовления, а также для проведения повторных испытаний.

2.2.14. Кроме исполнительной документации на строительство, указанной в СНиП 3.05.02-88*, приемочной комиссии должны быть представлены следующие документы:

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

Положение о газовой службе предприятия или договор с предприятием газового хозяйства или другой специализированной организацией о техническом обслуживании и ремонте газопроводов и газового оборудования;

протоколы проверки знаний правил, норм и инструкций руководителями, специалистами и рабочими;

инструкции и технологические схемы, предусмотренные настоящими Правилами;

акт специализированной организации о проверке технического состояния дымоотводящих и вентиляционных устройств;

акт приемки под пусконаладочные работы газоиспользующего оборудования;

план локализации и ликвидации возможных аварий, включая меры взаимодействия с предприятиями газового хозяйства.

2.2.15. Приемка в эксплуатацию незаконченных строительством объектов, а также подземных стальных газопроводов и резервуаров, не обеспеченных (согласно проекту) электрохимической защитой, не допускается.

2.2.16. Законченные строительством объекты ГНС, ГНП и АГЗС СУГ должны приниматься в соответствии с требованиями СНиП 3.01.04-87.

2.2.17. Пусконаладочные работы на ГНС, ГНП и АГЗС СУГ должны выполняться в соответствии с требованиями СНиП 3.05.05-84.

До заполнения резервуаров и газопроводов сжиженным газом должка быть обеспечена приемка оборудования станции для комплексного опробования, задействованы автоматические средства противоаварийной и противопожарной защиты.

На время комплексного опробования должно быть организовано круглосуточное дежурство обслуживающего персонала для наблюдения за состоянием технологического оборудования и принятия мер по своевременному устранению неисправностей и утечек газа.

Персонал станции должен быть обучен, проинструктирован о возможных неполадках и способах их устранения, а также обеспечен необходимыми схемами и инструкциями, средствами защиты и пожаротушения, спецодеждой, необходимыми приборами и оборудованием.

3. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОВОГО ХОЗЯЙСТВА

3.1. Общие требования

3.1.1. На каждом предприятии должен выполняться комплекс мероприятий, включая систему технического обслуживания и ремонта, обеспечивающий содержание газового хозяйства в исправном состоянии и соблюдение требований настоящих Правил по безопасной эксплуатации газопроводов, оборудования и газопотребляющих агрегатов. Обеспечение выполнения комплекса мероприятий возлагается на первого руководителя предприятия.

3.1.2. Порядок организации и проведения работ по техническому обслуживанию и ремонту газового хозяйства определяется настоящими Правилами и правилами технической эксплуатации.

3.1.3. Графики технического обслуживания и ремонта газового хозяйства утверждаются главным инженером предприятия-владельца.

На предприятиях, где газовое оборудование обслуживается по договорам, графики технического обслуживания должны быть согласованы с главным инженером (техническим директором) предприятия, выполняющего указанные работы по договору.

3.1.4. Для лиц, занятых технической эксплуатацией газового хозяйства, должны быть разработаны должностные, производственные инструкции, инструкции по безопасным методам работ и противопожарной безопасности.

Инструкции разрабатываются с учетом особенностей газового хозяйства, требований заводов-изготовителей оборудования и конкретных условий производства.

3.1.5. Должностная инструкция должна четко определять обязанности и права руководителей и специалистов.

3.1.6. Производственная инструкция должна содержать требования по технологической последовательности выполнения различных операций, методы и объемы проверки качества выполняемых работ.

К инструкции по техническому обслуживанию и ремонту оборудования ГРП, ГРУ, ГНС, ГНП, АГЗС и котельных должны прилагаться технологические схемы с обозначением мест установки запорной арматуры и контрольно-измерительных приборов.

Производственная инструкция и технологическая схема должны пересматриваться и переутверждаться после реконструкции, технического перевооружения и изменения технологического процесса до включения оборудования в работу.

3.1.7. Инструкции по противопожарной безопасности должны отвечать требованиям правил ГУПО МВД СССР.

3.1.8. Предприятие обязано хранить проектную и исполнительскую документацию на находящиеся в эксплуатации газопроводы и газифицированные объекты.

Передача предприятиям газового хозяйства на хранение указанных документов допускается только в случае выполнения ими технического обслуживания и ремонта.

3.1.9. На каждый наружный газопровод, электрозащитную, резервуарную и групповую баллонную установку, ГРП (ГРУ), ГНС (ГНП), АГЗС должен составляться эксплуатационный паспорт, содержащий основные технические характеристики, а также данные о проведенных ремонтах.

3.1.10. На маховиках арматуры должно быть обозначено направление вращения при открытии и закрытии арматуры.

3.1.11 Газопроводы в процессе эксплуатации должны периодически окрашиваться.

На газопроводах ГНС (ГНП), АГЗС должны быть указаны направления движения потока газа.

3.2. Организация технического обслуживания и ремонта газового хозяйства предприятий и организаций

3.2.1. На каждом предприятии приказом (решением правления) из числа руководителей или специалистов (гл. энергетиков, гл. механиков, их заместителей и др.), прошедших в установленном порядке проверку знаний настоящих Правил, назначается лицо, ответственное за безопасную эксплуатацию газового хозяйства.

На предприятиях, где газ используется в нескольких цехах (участках), кроме лица, ответственного за безопасную эксплуатацию газового хозяйства предприятия, по решению администрации могут назначаться ответственные лица по отдельным цехам (участкам).

На объектах, принадлежащих гражданам на правах личной собственности, ответственность за организацию безопасного использования газа возлагается на владельца.

3.2.2. Обязанности лица, ответственного за безопасную эксплуатацию газового хозяйства предприятия, устанавливаются должностной инструкцией, в которой должны быть предусмотрены:

обеспечение безопасного режима газоснабжения;

участие в рассмотрении проектов газоснабжения и в работе комиссий по приемке газифицируемых объектов в эксплуатацию;

разработка инструкций, плана локализации и ликвидации возможных аварий в газовом хозяйстве;

участие в комиссиях по проверке знаний правил, норм и инструкций по газовому хозяйству работниками предприятия;

проверка соблюдения установленного настоящими Правилами порядка допуска специалистов и рабочих к самостоятельной работе;

проведение регулярного контроля за безаварийной и безопасной эксплуатацией и ремонтом газопроводов и газового оборудования, проверка правильности ведения технической документации при эксплуатации и ремонте;

оказание помощи в работе лицам, ответственным за безопасную эксплуатацию газового хозяйства цехов (участков); контроль за их деятельностью; разработка планов мероприятий и программ по замене и модернизации устаревшего оборудования;

организация и проведение противоаварийных тренировок со специалистами и рабочими;

участие в обследованиях, проводимых органом государственного надзора.

3.2.3. Лицу, ответственному за безопасную эксплуатацию газового хозяйства предприятия, предоставляется право:

осуществлять связь с газосбытовой или газоснабжающей организациями, а также предприятиями, выполняющими работы по техническому обслуживанию и ремонту по договору;

требовать отстранения от обслуживания газового оборудования и выполнения газоопасных работ лиц, не прошедших проверку знаний или показавших неудовлетворительные знания правил, норм и инструкций;

представлять руководству предприятия предложения о привлечении к ответственности лиц, нарушающих требования Правил;

не допускать ввода в эксплуатацию газопотребляющих установок, не отвечающих требованиям настоящих Правил;

приостанавливать работу газопроводов и газового оборудования, опасных в дальнейшей эксплуатации, а также самовольно введенных в работу;

участвовать в подборе лиц, ответственных за безопасную эксплуатацию газового хозяйства цехов, специалистов и рабочих газовой службы;

выдавать руководителям цехов (участков), начальнику газовой службы обязательные для исполнения указания по устранению нарушений требований Правил.

3.2.4. Техническое обслуживание и ремонт газопроводов и газового оборудования жилых домов, школ, больниц, общественных и административных зданий, предприятий бытового обслуживания населения в городах, поселках и сельских населенных пунктах должны осуществляться предприятиями газового хозяйства (горгазами, межрайгазами и т.д.) в установленном порядке.

3.2.5. Эксплуатация газового хозяйства промышленных, коммунальных и сельскохозяйственных предприятий должна обеспечиваться предприятием-владельцем или по договору со специализированной организацией.

3.2.6. К техническому обслуживанию и ремонту газопроводов и газового оборудования предприятием-владельцем могут привлекаться предприятия газового хозяйства или другие специализированные организации, а также предприятия - изготовители агрегатов и установок, где организовано сервисное обслуживание.

3.2.7. На предприятии, эксплуатирующем газовое хозяйство своими силами, должна быть организована газовая служба.

3.2.8. Задачи газовой службы, структура и численность ее (в зависимости от объема и сложности газового хозяйства) устанавливаются Положением о газовой службе, утвержденным руководителем предприятия, согласованным с местным органом государственного надзора.

3.2.9. Администрация предприятия обязана обеспечить газовую службу помещением с телефонной связью, оснастить средствами индивидуальной защиты, приборами, инструментами и т.п.

Перечень средств материально-технического обеспечения должен быть разработан в соответствии с рекомендуемым приложением 42 настоящих Правил.

3.2.10. Выявление и ликвидация коррозионноопасных зон на подземных стальных газопроводах и резервуарах сжиженного газа, техническое обслуживание и ремонт установок электрохимической защиты должны осуществляться только организациями, специализирующимися на выполнении работ по защите подземных металлических сооружений и коммуникаций от коррозии. Допускается выполнение указанных работ предприятием - владельцем газопроводов или предприятием газового хозяйства при наличии у них служб (групп) защиты от коррозии, укомплектованных подготовленным персоналом, а также оснащенных приборами, механизмами и пр.

3.2.11. Передача предприятием-владельцем работ по техническому обслуживанию и ремонту специализированным организациям должна оформляться специальным договором, заключенным между заинтересованными сторонами.

В договоре должны быть четко определены границы и объемы работ по техническому обслуживанию и ремонту, регламентированы обязательства заинтересованных сторон в обеспечении условий безопасной эксплуатации газового хозяйства.

3.3. Наружные газопроводы и сооружения

3.3.1. Подаваемые в газопроводы природные газы должны соответствовать требованиям ГОСТ 5542-87. Интенсивность запаха газа должна проверяться газосбытовыми и газоснабжающими организациями в соответствии с ГОСТ 22387.5-77. Пункты контроля и периодичность отбора проб устанавливаются в зависимости от системы газоснабжения и расходов газа. Результаты проверок должны фиксироваться в специальном журнале.

3.3.2. Контроль за давлением газа в сетях города и населенного пункта должен осуществляться путем измерения в разных точках не реже одного раза в год (в зимний период) в часы максимального потребления газа.

3.3.3. Проверка наличия влаги и конденсата в газопроводах, их удаление должны проводиться с периодичностью, исключающей возможность образования закупорок.

Периодичность проверки определяется предприятием газового хозяйства.

3.3.4. Установленные на газопроводах запорная арматура и компенсаторы должны подвергаться ежегодному техническому обслуживанию и при необходимости - ремонту. Сведения о замене задвижек, кранов, компенсаторов, а также выполненных при капитальном ремонте работах должны заноситься в паспорт газопровода, а о техническом обслуживании - в журнал.

3.3.5. Газопроводы, находящиеся в эксплуатации, должны быть под систематическим наблюдением, подвергаться проверкам технического состояния, текущим и капитальным ремонтам.

3.3.6. Техническое состояние наружных газопроводов и сооружений должно контролироваться периодическим обходом.

3.3.7. При обходе надземных газопроводов должны выявляться утечки газа, повреждения отключающих устройств, нарушения крепления и провисание труб. Обход должен проводиться не реже 1 раза в три месяца.

3.3.8. При обходе подземных газопроводов должны: осматриваться трассы газопроводов и выявляться утечки газа по внешним признакам; контролироваться приборами все колодцы и контрольные трубки, а также колодцы и камеры других подземных коммуникаций, подвалы зданий, шахты, коллекторы, подземные переходы, расположенные на расстоянии до 15 м по обе стороны от газопровода; проверяться сохранность, состояние настенных указателей и ориентиров газовых сооружений; очищаться крышки газовых колодцев и коверов от снега, льда и загрязнений; осматриваться состояние местности по трассе газопровода с целью выявления обрушения грунта, размыва его талыми или дождевыми водами; контролироваться условия производства строительных работ, предусматривающие сохранность газопровода на расстоянии 15 м в обе стороны и исключение его повреждения.

3.3.9. При обнаружении газа на трассе газопровода рабочие, проводящие обход, обязаны немедленно известить аварийно-диспетчерскую службу, руководителей газовой службы принять меры по дополнительной проверке газоанализатором и проветриванию загазованных подвалов, первых этажей зданий, колодцев, камер, находящихся в радиусе 50 м от газопровода.

До приезда аварийной бригады люди, находящиеся в здании, должны быть предупреждены о недопустимости курения, пользования открытым огнем и электроприборами.

3.3.10. Периодичность обхода трасс подземных газопроводов должна устанавливаться главным инженером эксплуатирующей организации дифференцированно в зависимости от технического состояния газопроводов, продолжительности их эксплуатации, опасности коррозии и эффективности работы электрозащитных установок, давления газа, наличия сигнализаторов загазованности в подвалах, пучинистости грунтов, горных подработок, сейсмичности, характера местности и плотности ее застройки, времени года.

Примечания: 1. Обход трасс полиэтиленовых газопроводов в первый год их эксплуатации должен производиться на газопроводах низкого давления не реже 1 раза, а на газопроводах среднего и высокого давления не реже 2 раз в неделю.

2. Обход газопроводов в незастроенной части города (поселка), обеспеченных электрохимической защитой в первый год после ввода в эксплуатацию, а также в течение года после проверки технического состояния и устранения выявленных дефектов, может производиться 1 раз в месяц.

3.3.11. Обход трасс подземных газопроводов должен производиться бригадой в составе не менее двух человек. Обход трасс газопроводов в незастроенной части города (поселка), а также вне проезжей части дорог при отсутствии в 15-метровой зоне от газопроводов, колодцев, других подземных коммуникаций допускается производить одним рабочим.

3.3.12. Рабочим - обходчикам подземных газопроводов - должны вручаться под расписку маршрутные карты, на которых указаны схемы трасс газопроводов с местоположением газовых сооружений, подвалов зданий и колодцев других коммуникаций, подлежащих проверке на загазованность. Маршрутные карты должны в течение года уточняться. Перед допуском к первому обходу рабочие должны быть ознакомлены с трассой газопровода на местности.

3.3.13. Результаты обхода газопроводов должны отражаться в специальном журнале. В случае выявления неисправностей или самовольного ведения работ в охранной зоне газопровода, кроме того, руководителю должен вручаться рапорт.

3.3.14. Вдоль трассы подземного газопровода с обеих сторон должны быть выделены полосы шириной по 2 м, в пределах которых не допускается складирования материалов и оборудования.

3.3.15. Администрация предприятия, по территории которого газопровод проложен транзитом, должна обеспечить доступ персонала организации, эксплуатирующей газопроводы, для проведения его осмотра и ремонта.

3.3.16. Владельцы смежных подземных коммуникаций, проложенных в радиусе 50 м от газопровода, обязаны обеспечить своевременную очистку крышек колодцев и камер от загрязнения, снега и наледи для проверки их на загазованность.

3.3.17. Владельцы зданий несут ответственность за исправность уплотнения вводов подземных инженерных коммуникаций, содержание подвалов и технических подполий в состоянии, обеспечивающем возможность их постоянного проветривания и проверки на загазованность.

3.3.18. Подземные газопроводы, находящиеся в эксплуатации, должны, подвергаться техническому обследованию с помощью специальных приборов.

3.3.19. Техническое обследование подземных стальных газопроводов должно производиться не реже 1 раза в 5 лет. Газопроводы, включенные в план капремонта или замены, должны обследоваться не реже 1 раза в год.

3.3.20. Внеочередные целевые технические обследования стальных газопроводов должны проводиться при обнаружении неплотности или разрыва сварных стыков, сквозного коррозионного повреждения; 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.

3.3.21. При техническом обследовании подземных стальных газопроводов должны проверяться герметичность, качество сварных стыков, подверженность коррозионной опасности, состояние защитного покрытия и металла труб.

Порядок обследования и назначения газопроводов на капитальный ремонт или замену определяется РД 204 РСФСР 3.3-87 «Техническое состояние подземных газопроводов. Общие требования. Методы оценки» (приложение 36).

Примечания. 1. 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.

2. Качество сварных стыков проверяется, если в процессе эксплуатации на данном газопроводе обнаружены дефекты стыков.

3.3.22. 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 покрытия, а также на участках, где использование приборов затруднено индустриальными помехами.

Места вскрытия контрольных шурфов, 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 вскрываться не менее одного шурфа на каждые 500 м распределительных газопроводов и на каждые 200 м - газопроводов-вводов.

3.3.23. Проверку герметичности и обнаружение мест утечек газа из подземных газопроводов допускается производить методом бурения скважин с последующим взятием проб прибором.

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. Глубина бурения их в зимнее время должна быть не менее глубины промерзания грунта, в остальное время - соответствовать глубине укладки трубы. Скважины закладываются на расстоянии не менее 0,5 м от стенки газопровода.

При использовании высокочувствительных газоискателей для определения газа допускается уменьшать глубину скважин и выполнять их по оси газопровода при условии, что расстояние между верхом трубы и дном скважины будет не менее 40 см.

3.3.24. Применение открытого огня для определения наличия газа в пробуренных скважинах разрешается не ближе 3 м от зданий и сооружений. Если газ в скважине не воспламеняется, проводится проверка его наличия прибором.

3.3.25. Допускается проверять герметичность газопроводов опрессовкой воздухом по нормам испытаний, указанным в СНиП 3.05.02-88*.

3.3.26. При техническом обследовании полиэтиленовых газопроводов эксплуатирующей организацией должна проверяться герметичность газопроводов с помощью высокочувствительного газоискателя (в застроенной части - не реже 1 раза в год, преимущественно в весенний период, в незастроенной части - не реже 1 раза в 5 лет).

3.3.27. 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.

3.3.28. Обследование подводных переходов заключается в уточнении местоположения газопроводов и выявлении повреждений их изоляционного покрытия. Работы должны производиться не реже 1 раза в 5 лет, при этом обследование переходов через судоходные водные преграды должно выполняться специализированной организацией с оформлением акта или отчета.

3.3.29. Утечки газа на газопроводах должны устраняться в аварийном порядке. При обнаружении опасной концентрации газа в подвалах, подпольях зданий, коллекторах, подземных переходах, галереях газопроводы должны быть немедленно отключены. До устранения неплотностей эксплуатация их запрещается.

3.3.30. Для временного устранения утечек газа на наружных газопроводах разрешается накладывать бандаж, бинт с шамотной глиной или хомут при условии ежедневного их осмотра.

3.3.31. Поврежденные стыки (разрывы, трещины) должны ремонтироваться путем вварки катушек длиной не менее 200 мм или установки муфт. 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 путем установки муфт.

3.3.32. Об отключениях газопроводов, связанных с их ремонтом, а также о времени возобновления подачи газа потребители должны предупреждаться заблаговременно.

3.3.33. Предприятие-владелец должно своевременно принимать меры по ремонту защитных покрытий и предотвращению дальнейшего разрушения подземных стальных газопроводов. Дефекты изоляции на газопроводах, расположенных в зонах действия блуждающих токов и вблизи зданий с возможным скоплением людей, должны устраняться в первую очередь, но не позднее чем через месяц после их обнаружения.

3.3.34. Производство сварочных и изоляционных работ при присоединении и ремонте стальных подземных газопроводов, контроль их качества должны выполняться в соответствии с требованиями СНиП 3.05.02-88*.

3.3.35. Поврежденные участки полиэтиленовых газопроводов, узлы неразъемных соединений и соединительные детали, не обеспечивающие герметичность, должны вырезаться и заменяться новыми.

Технология выполнения ремонтных работ должна соответствовать нормам, разработанным специализированными научно-исследовательскими организациями.

3.3.36. Производство строительных, в том числе земляных, работ на расстоянии менее 15 м от газопроводов допускается только по письменному разрешению эксплуатирующей организации газового хозяйства, в котором должны быть указаны условия и порядок их проведения. К разрешению должна прилагаться схема расположения газопровода с привязками.

Организация, ведущая земляные работы, должна представить предприятию газового хозяйства для согласования проект плана их производства, разработанный с учетом требований СНиП 3.02.01-87 и СНиП III-4-80^·.

^· Переиздание с изменениями на 1 июня 1989 г.

При обнаружении производства строительных работ без соответствующего письменного разрешения в охранной зоне газопровода эксплуатирующая организация должна принять меры по их приостановке.

3.3.37. До начала работ ударных механизмов и землеройной техники вблизи трассы подземного газопровода необходимо определить фактическое местоположение его путем вскрытия шурфов вручную. Ударные механизмы для рыхления грунта могут применяться на расстоянии не менее 3 м от подземного газопривода, а механизмы, способные значительно отклоняться от вертикальной оси (шар, клин-баба и т.п.), - на расстоянии не менее 5 м.

Допускается предприятиям газового хозяйства вскрытие газопровода механизированным способом после определения приборами его местонахождения и глубины заложения. При этом последний слой грунта над газопроводом толщиной 200-300 мм должен удаляться вручную, лопатами с соблюдением мер по сохранению изоляционного покрытия.

3.3.38. 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 должно вскрываться и проверяться радиографическим методом 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 контроля следующий стык газопровода.

Примечание. В случае выявления непровара, скопления пор и других дефектов стыков, не допускаемых СНиП 3.05.02-88*, должна проводиться внеочередная проверка качества сварных стыков согласно РД 204 РСФСР 3.3-87 (приложение 36).

3.3.39. В случаях строительства вблизи действующего подземного стального газопровода зданий, каналов, коллекторов и тоннелей и пересечения газопроводов указанными инженерными сооружениями строительными организациями должны выполняться требования, предусмотренные СНиП 2.04.08-87* и проектом.

3.3.40. Газопроводы в местах пересечения с железнодорожными путями и автомобильными дорогами независимо от даты предыдущей проверки и ремонта должны проверяться и при необходимости ремонтироваться или заменяться при проведении работ по расширению и капитальному ремонту основания дороги.

О предстоящем ремонте или расширении путей (дорог) эксплуатационные организации газового хозяйства должны быть уведомлены заблаговременно.

3.4. Газорегуляторные пункты и газорегуляторные установки

3.4.1. Режим работы ГРП, ГРУ и комбинированных регуляторов должен устанавливаться в соответствии с проектом.

3.4.2. Параметры настройки оборудования городских и поселковых ГРП устанавливаются главным инженером предприятия газового хозяйства, при этом для бытовых потребителей: максимальное рабочее давление газа после регулятора не должно превышать 300 даПа; предохранительные сбросные клапаны, в том числе встроенные в регуляторы давления, должны обеспечивать сброс газа при превышении максимального рабочего давления после регулятора не более чем на 15 %; верхний предел срабатывания предохранительных запорных клапанов не должен превышать максимальное рабочее давление газа после регулятора более чем на 25 %.

3.4.3. Не допускается колебание давления газа на выходе из ГРП (ГРУ), превышающее 10 % рабочего давления. Неисправности регуляторов, вызывающие повышение или понижение рабочего давления, неполадки в работе предохранительных клапанов, а также утечки газа, должны устраняться в аварийном порядке.

3.4.4. Включение в работу регулятора давления в случае прекращения подачи газа должно производиться после установления причины срабатывания предохранительно-запорного клапана и принятия мер по ее устранению.

3.4.5. Газ по обводной линии допускается подавать только в течение времени, необходимого для ремонта оборудования и арматуры, а также в период снижения давления газа перед ГРП или ГРУ до величины, не обеспечивающей надежную работу регулятора давления. Работа должна выполняться бригадой рабочих в составе не менее двух человек, один из которых назначается старшим.

3.4.6. Температура воздуха в помещении, где размещено оборудование и средства измерения, должна быть не ниже предусмотренной в паспорте завода-изготовителя, но не менее 5 °С.

3.4.7. Снаружи здания ГРП, вблизи ограждения ГРУ на видном месте на шкафах ШРП и комбинированных регуляторов должны быть предупредительные надписи - «Огнеопасно».

3.4.8. При эксплуатации ГРП и ГРУ должны выполняться:

осмотр технического состояния в сроки, устанавливаемые инструкцией, обеспечивающие безопасность и надежность эксплуатации;

проверка параметров срабатывания предохранительных запорных и сбросных клапанов не реже 1 раза в 2 мес., а также по окончании ремонта оборудования;

техническое обслуживание - не реже 1 раза в 6 месяцев;

текущий ремонт - не реже 1 раза в год, если завод - изготовитель регуляторов давления, предохранительных клапанов, телемеханических устройств не требует проведения ремонта в более сжатые сроки;

капитальный ремонт - при замене оборудования, средств измерений, отопления, освещения и восстановлении строительных конструкций здания на основании дефектных ведомостей, составленных по результатам осмотров.

3.4.9. 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;

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

смена картограмм регистрирующих приборов, прочистка и заправка перьев, завод часового механизма. Установка пера на "нуль" - не реже 1 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 осмотры здания. При необходимости - очистка помещения и оборудования от загрязнения.

3.4.10. Технический осмотр ГРП, расположенных в отдельно стоящих зданиях, встроенных и пристроенных к зданиям с обособленным входом, должен, как правило, производиться двумя рабочими. Допускается предприятиям газового хозяйства 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.

3.4.11. При проверке засоренности фильтра максимальный перепад давления газа не должен превышать установленный заводом-изготовителем. Разборка и очистка кассеты фильтра должны производиться вне помещения ГРП (ГРУ) в местах, удаленных от легковоспламеняющихся веществ и материалов не менее чем на 5 м.

3.4.12. При настройке и проверке параметров срабатывания предохранительных клапанов не должно изменяться рабочее давление газа после регулятора.

Примечание. Настройку и проверку параметров срабатывания допускается выполнять с помощью регулятора давления, если верхний предел срабатывания предохранительного клапана не превышает максимального рабочего давления, указанного в п. 3.4.2 настоящих Правил.

3.4.13. При техническом обслуживании должны выполняться:

проверка ходов и герметичности запорной арматуры и предохранительных клапанов;

проверка плотности всех соединений и арматуры, устранения утечек газа, осмотр фильтра;

смазка трущихся частей и перенабивка сальников;

определение плотности и чувствительности мембран регуляторов давления и управления;

продувка импульсных трубок к контрольно-измерительным приборам, ПЗК и регулятору давления;

проверка параметров настройки запорных и сбросных клапанов.

3.4.14. При ежегодном текущем ремонте следует обязательно выполнять:

разборку регуляторов давления, предохранительных клапанов с очисткой их от коррозии и загрязнений, проверкой плотности прилегания клапанов к седлу, состояния мембран; смазкой трущихся частей; ремонтом или заменой изношенных деталей;

проверкой надежности крепления конструкционных узлов, не подлежащих разборке;

разборку запорной арматуры, не обеспечивающей герметичности закрытия;

работы, перечисленные в п. 3.4.13 Правил.

3.4.15. 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.

Примечание. При герметичности отключающих устройств на границах отключаемого участка в ГРП, ШРП заглушки могут не устанавливаться.

3.4.16. Ремонт электрооборудования ГРП и смена перегоревших электроламп должны проводиться при снятом напряжении. При недостаточном естественном освещении допускается применение переносных светильников во взрывозащищенном исполнении.

3.4.17. Помещения ГРП должны быть укомплектованы первичными средствами пожаротушения (приложение 37). Хранить обтирочные, горючие и другие материалы в них не разрешается.

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.

3.5.3. Отработка новых производственных процессов, проведение испытаний образцов вновь разрабатываемого оборудования, опробование опытных средств механизации и автоматизации должны выполняться по специальной программе, согласованной с местным органом государственного надзора.

Дополнительная установка технологического оборудования, расширение или реконструкция станций и пунктов должны вестись по проектам. Увеличение производительности цехов за счет ухудшения безопасных условий труда работающих запрещается.

3.5.4. Для каждого производственного помещения и наружной установки в зависимости от характера технологического процесса должны быть введены обозначения категории и класса по взрывопожарной опасности, установленные в соответствии с ОНТП 24-86 и ПУЭ.

3.5.5. Техническое обслуживание, ремонт газопроводов и технологического оборудования должны производиться в дневное время.

3.5.6. На АГЗС должно быть обеспечено круглосуточное дежурство обслуживающего персонала. Включение АГЗС после перерыва в работе более одной смены должно осуществляться после внешнего осмотра технологического оборудования, резервуаров и газопроводов.

3.5.7. Прием и передача смены при ликвидации аварии и во время сливно-наливных работ запрещаются.

3.5.8. Технологическое оборудование, газопроводы, арматура, электрооборудование, вентиляционные системы, средства измерений, противоаварийные защиты, блокировки и сигнализации взрывопожароопасных производств ГНС, ГНП и АГЗС должны ежесменно осматриваться с целью выявления неисправностей и своевременного их устранения.

3.5.9. Обнаруженные при эксплуатации утечки газа должны немедленно устраняться.

3.5.10. Неисправные агрегаты, резервуары, газопроводы должны быть отключены.

3.5.11. Запорная арматура, обратные и скоростные клапаны, находящиеся в эксплуатации, должны обеспечивать быстрое и надежное отключение. Обслуживание и ремонт арматуры должны производиться в соответствии с регламентом, указанным в техническом паспорте или другом документе, удостоверяющем качество арматуры. При этом текущий ремонт Должен производиться не реже 1 раза в год.

3.5.12. Разборка арматуры, резьбовых и фланцевых соединений на газопроводах с целью ремонта должна выполняться после их отключения и продувки инертным газом или паром. Запрещается подтягивать соединения, находящиеся под давлением. Удалять болты из фланцевых соединений разрешается только после снятия избыточного давления.

3.5.13. Давление настройки предохранительных сбросных клапанов не должно превышать более чем на 15 % рабочее давление в резервуарах и газопроводах.

3.5.14. Запрещается эксплуатация технологического оборудования, резервуаров и газопроводов при неисправных и неотрегулированных предохранительных сбросных клапанах.

3.5.15. Исправность предохранительных сбросных клапанов должна проверяться путем кратковременного их открытия не реже 1 раза в месяц.

Проверка параметров настройки клапанов, их регулировка должны производиться на специальном стенде или на месте с помощью специального приспособления. Периодичность проверки: для предохранительных сбросных клапанов резервуаров - не реже 1 раза в 6 месяцев, для остальных - при проведении текущего ремонта, но не реже 1 раза в год. Клапаны после испытания пломбируются, результаты проверки отражаются в журнале.

На место клапана, снимаемого для ремонта или проверки, должен устанавливаться исправный предохранительный сбросный клапан.

3.5.16. Резинотканевые рукава сливно-наливных устройств для защиты от статического электричества должны быть обвиты медной проволокой диаметром не менее 2 мм или медным тросиком площадью сечения не менее 4 мм² с шагом витка не более 100 мм. Оба конца проволоки или тросика соединяются с наконечником рукава пайкой или болтом.

Для сливно-наливных операций могут применяться металлические газопроводы с шарнирными соединениями.

3.5.17. Резинотканевые рукава, применяемые при сливно-наливных операциях и наполнении баллонов при наличии на них трещин, надрезов, вздутий и потертостей, должны заменяться новыми.

3.5.18. Запрещается подтягивать накидные гайки рукавов, отсоединять рукава, находящиеся под давлением, а также применять ударный инструмент при навинчивании и отвинчивании гаек.

3.5.19. Оставлять без надзора работающие насосы, компрессоры не разрешается.

3.5.20. Давление газа на всасывающей линии насоса должно быть на 0,1-0,2 МПа (1-2 кгс/см²) выше упругости насыщенных паров жидкой фазы при данной температуре.

3.5.21. Давление газа в нагнетательном газопроводе компрессора не должно превышать давления конденсации паров СУГ при температуре нагнетания и быть выше 1,6 МПа (16 кгс/см²).

3.5.22. Клиновидные ремни передач для привода компрессоров и насосов должны быть защищены от попадания на них масла, воды и других веществ, отрицательно влияющих на их прочность и передачу усилий, удовлетворять требованиям ГОСТ 12.1.018-79.

3.5.23. Количество смазочных материалов, находящихся в насосно-компрессорном отделении, не должно превышать их суточную потребность при условии хранения в закрывающейся емкости.

3.5.24. Насосы и компрессоры должны быть остановлены на время производства газоопасных работ в помещении насосно-компрессорного отделения ГНС и ГНП или технологического блока АГЗС.

3.5.25. Компрессоры и насосы подлежат аварийной остановке при:

утечках газов и неисправной запорной арматуре;

появлении вибрации, посторонних шумов и стуков;

выходе из строя подшипников и сальникового уплотнения;

изменения допустимых параметров масла и воды;

выходе из строя электропривода, пусковой арматуры;

неисправности муфтовых соединений, клиновидных ремней и их ограждений;

повышении или понижении установленного давления газов во всасывающем и напорном газопроводе.

3.5.26. Устранение утечек газа на работающем технологическом оборудовании не допускается.

3.5.27. Работа насосов и компрессоров с отключенными или вышедшими из строя автоматикой, аварийной вентиляцией, а также блокировкой с вентиляторами вытяжных систем запрещается.

3.5.28. Сведения о режиме эксплуатации, количестве отработанного времени и замеченных неполадках в работе компрессоров и насосов должны фиксироваться в эксплуатационном журнале.

3.5.29. Техническое обслуживание, текущий и капитальный ремонт технологического оборудования должны производиться в соответствии с требованиями настоящих Правил, Правил технической эксплуатации и инструкциями завода-изготовителя по монтажу и эксплуатации оборудования.

3.5.30. На ГНС, ГНП и АГЗС должен назначаться ответственный за эксплуатацию системы вентиляции.

3.5.31. Каждой вентиляционной системе должно быть присвоено условное обозначение и порядковый номер, которые наносятся яркой несмываемой краской на кожухе вентилятора или вблизи вентилятора на воздуховоде.

3.5.32. На каждую вентиляционную систему должен составляться паспорт, в котором обозначается схема установки, производительность, тип и характеристика вентилятора и электродвигателя.

3.5.33. Пуск вентиляционных систем во взрыво-, пожароопасных помещениях должен производиться за 15 мин до начала работы технологического оборудования, при этом сначала должны включаться вытяжные системы.

3.5.34. Взрывозащищенный вентилятор должен соответствовать категории и группе взрывоопасности смесей согласно ГОСТ 12.1.011-78, классу взрывоопасной зоны.

3.5.35. В местах забора воздуха запрещается выполнять работы, вызывающие появление паров СУГ и загрязнение воздуха.

3.5.36. При остановке приточных систем на воздуховодах обратные клапаны должны быть в закрытом состоянии.

3.5.37. Порядок обслуживания и ремонта систем вентиляции определяется отраслевыми положениями и инструкциями по эксплуатации промышленной вентиляции. Сведения о ремонтах и наладках фиксируются в паспорте вентиляционных систем.

3.5.38. Испытания вентиляционных систем с целью проверки их эксплуатационных технических характеристик должны проводиться не реже 1 раза в год, а также в случаях неудовлетворительных результатов анализа воздушной среды, после переустройства наладки и капитального ремонта установок.

Испытания проводятся специализированными организациями. По результатам испытаний составляется технический отчет, в котором должны содержаться оценка эффективности работы вентиляционных систем по обеспечению нормальных санитарно-гигиенических условий в рабочей зоне и указания по режиму эксплуатации вентиляционных систем.

3.5.39. Все изменения в конструкции вентиляционных систем должны вноситься на основании утвержденных проектов.

3.5.40. На выхлопной трубе транспортного средства перед въездом его на территорию ГНС, ГНП и АГЗС должны устанавливаться искрогасители.

3.5.41. Число железнодорожных цистерн, одновременно находящихся на территории ГНС, не должно превышать числа постов слива, предусмотренных проектом.

3.5.42. Операции по подготовке к сливу сжиженных газов из железнодорожных цистерн должны проводиться после окончания маневровых работ, закрепления цистерн на рельсовом пути и удаления локомотива с территории ГНС.

3.5.43. Перед выполнением сливно-наливных операций и заправкой газобаллонных автомобилей двигатели автомашин, за исключением автоцистерн, оборудованных насосами для перекачки СУГ, должны быть остановлены. Включать двигатели разрешается только после отсоединения резинотканевых рукавов и установки заглушек на отключающие устройства.

3.5.44. Железнодорожные и автомобильные цистерны, резинотканевые рукава, с помощью которых проводится налив или слив, должны заземляться. Отсоединять цистерны от заземляющего устройства разрешается только после окончания налива-слива и установки заглушек на штуцеры вентилей цистерны.

3.5.45. Слив и налив сжиженных газов во время грозовых разрядов, а также при огневых работах в производственной зоне ГНС, ГНП и на территории АГЗС не разрешаются.

3.5.46. Слив газа из железнодорожных цистерн допускается в ночное время при обеспечении достаточной освещенности железнодорожной эстакады, резервуарного парка и назначения бригады в составе не менее трех человек.

3.5.47. Сливно-наливные операции на железнодорожных и автомобильных цистернах должны выполняться с разрешения мастера, а в праздничные и выходные дни - одного из руководителей станции.

3.5.48. Принимаемые и поставляемые потребителям газы должны отвечать требованиям ГОСТ 20448-90 и ГОСТ 27578-87.

3.5.49. Сжиженные газы, поступающие на газонаполнительную станцию, должны проверяться на интенсивность запаха в соответствии с ГОСТ 22387.5-77.

3.5.50. Открывать задвижки и вентили на газопроводах следует плавно, не вызывая гидравлических ударов.

3.5.51. Запрещается наполнение резервуаров, автоцистерн и баллонов путем снижения в них давления за счет сброса паровой фазы в атмосферу.

3.5.52. Во время слива газов из железнодорожных цистерн должно быть обеспечено непрерывное наблюдение за давлением и уровнем газа в цистерне и приемном резервуаре. Между персоналом, выполняющим сливно-наливные операции, и машинистами насосно-компрессорного отделения должна осуществляться техническая или визуальная связь.

3.5.53. Наполнитель, сливные и заправочные колонки, железнодорожные и автомобильные цистерны, газобаллонные автомобили во время слива и налива СУГ оставлять без надзора запрещается.

3.5.54. Давление жидкой фазы в газопроводах, подающих газ на наполнение баллонов, не должно превышать рабочего давления, на которое они рассчитаны.

3.5.55. При наполнении, организации надзора, содержании, обслуживании и ремонте резервуаров и баллонов должны выполняться требования Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением.

3.5.56. Пригодность к наполнению автомобильных баллонов должна подтверждаться штампом в путевом (маршрутном) листе водителя "Баллоны проверены", заверенном подписью ответственного по надзору за техническим состоянием и эксплуатацией баллонов^·.

^· Порядок заправки личных автомобилей определяется инструкцией госкомнефтепродуктов союзных республик.

3.5.57. При наполнении автоцистерн и заправке автомобиля должен исключаться выброс СУГ в атмосферу.

3.5.58. Наполнение на АГЗС баллонов, не предназначенных для использования на автотранспорте, запрещается.

3.5.59. Максимальный уровень наполнения резервуаров не должен превышать 85 % геометрической вместимости резервуара.

3.5.60. Все баллоны после наполнения газом должны подвергаться контрольной проверке степени наполнения.

3.5.61. Для контрольной проверки степени наполнения методом взвешивания должны применяться весы, обеспечивающие отклонение точности взвешивания баллонов вместимостью 1 л - не более 10 г; 5 л - не более 20 г; 27 и 50 л - не более 100 г. Контрольные весы перед началом рабочей смены должны проверяться мастером при помощи гири-эталона.

3.5.62. Удалять избыток газа из резервуаров и баллонов стравливанием СУГ в атмосферу запрещается.

3.5.63. Все наполненные баллоны должны быть проверены на герметичность вентиля (клапана) и резьбового соединения.

Способы проверки должны определяться производственными инструкциями. После проверки штуцер вентиля должен быть заглушен.

3.5.64. При обнаружении неплотностей в газовом оборудовании автомобиля газ из автомобильных баллонов должен быть слит в резервуары.

3.5.65. Количество баллонов, одновременно находящихся в наполнительном цехе ГНС и ГНП, не должно превышать половины суммарной часовой производительности наполнительных установок, при этом размещение баллонов в проходах запрещается.

3.5.66. При перемещении баллонов и погрузочно-разгрузочных работах должны приниматься меры по предупреждению их падения и повреждения.

3.5.67. Количество наполненных и пустых баллонов, размещаемых на погрузочно-разгрузочных площадках, не должно превышать двойной суточной производительности наполнительного отделения.

3.5.68. Резервуары и баллоны перед внутренним осмотром, гидравлическим испытанием, ремонтом должны быть освобождены от газа, неиспарившихся остатков и тщательно обработаны.

3.5.69. Обработка резервуаров и баллонов СУГ должна производиться путем их пропаривания и продувки инертным газом или заполнением теплой водой. Время обработки сосудов определяется производственной инструкцией в зависимости от температуры теплоносителя.

Обработка резервуаров должна производиться после отсоединения их от газопроводов паровой и жидкой фазы с помощью заглушек.

3.5.70. Допускается замена запорных устройств на баллонах, не прошедших обработку, при условии производства работ в помещении категории "А" на специально оборудованных постах, обеспеченных местными отсосами. Продолжительность операции по замене не должна превышать 5 мин.

3.5.71. Разгерметизация резервуара и баллонов без предварительного снижения в них давления до атмосферного, а также применение для дегазации воздуха не разрешаются.

3.5.72. Качество дегазации должно проверяться анализом проб воздуха, отобранного в нижней части сосуда. Концентрация сжиженных газов в пробе после дегазации не должна превышать 20 % нижнего предела воспламеняемости газа.

Результаты дегазации баллонов отражаются в специальном журнале.

3.5.73. При работах внутри резервуара должны соблюдаться меры безопасности, предусмотренные Типовой инструкцией по организации безопасного проведения газоопасных работ.

3.5.74. Резервуары должны включаться в работу после освидетельствования или ремонта на основании письменного разрешения руководителя ГНС, ГНП, АГЗС в соответствии с Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением.

3.5.75. Отложения, извлеченные из резервуаров, должны поддерживаться во влажном состоянии и немедленно вывозиться с территории станции для захоронения в специально отведенном месте.

Участки газопроводов с пирофорными отложениями должны в день их вскрытия демонтироваться и складироваться в безопасной зоне.

3.5.76. Вода после промывки и испытаний резервуаров и баллонов должна отводиться в канализацию только через отстойники, исключающие попадание СУГ в канализацию. Отстойник должен периодически очищаться и промываться чистой водой.

Загрязнения из отстойников должны вывозиться в места, специально отведенные санитарно-эпидемиологической службой.

3.5.77 Меры по очистке стоков и удалению взрыво-, пожароопасных продуктов должны исключать образование в системе канализации взрывоопасной концентрации СУГ.

3.5.78. Ремонтные работы с применением открытого огня допускаются в исключительных случаях при условии выполнения работающими требований Типовой инструкции по организации безопасного проведения огневых работ на взрывоопасных и взрыво-, пожароопасных объектах. Правил пожарной безопасности при проведении сварочных и других огневых работ на объектах народного хозяйства и настоящих Правил.

3.5.79. Огневые работы должны проводиться по специальному плану, утвержденному руководителем предприятия, и наряду-допуску.

На АГЗС план огневых работ должен быть согласован с местной пожарной охраной.

3.5.80. Въезд автомашин на АГЗС, в производственную зону ГНС и ГНП, а также слив и налив СУГ во время выполнения огневых работ не разрешаются.

3.5.81. В течение всего времени производства огневых работ в помещениях производственной зоны должна работать механическая вентиляция.

3.5.82. Перед началом и во время огневых работ в помещениях, а также в 20-метровой зоне от рабочего места на территории должен производиться анализ воздушной среды на содержание паров СУГ.

При наличии в воздухе паров СУГ, независимо от концентрации, огневые работы должны быть приостановлены.

3.5.83. Территории, производственные помещения станций и пунктов должны обеспечиваться первичными средствами пожаротушения (приложение 38).

У каждого телефонного аппарата должны быть вывешены таблички с указанием номера телефона пожарной команды.

3.5.84. На территории ГНС, ГНП и АГЗС должны вывешиваться предупредительные надписи о запрещении курения.

3.5.85. Чистый и использованный обтирочный материал должен храниться отдельно в металлических ящиках с плотно закрывающимися крышками. Оставлять обтирочный материал на оборудовании, лестницах и площадках запрещается.

3.5.86. Территория должна быть очищена от посторонних предметов, горючих материалов и различного мусора. Проезды и проходы должны быть свободными.

На территории запрещается складирование и хранение материалов, не предназначенных для производственных процессов.

3.5.87. На территории резервуарного парка и во взрыво-пожароопасных помещениях не допускается пребывание лиц, не имеющих отношения к производству.

Въезд на территорию и заправка автомобилей, в которых находятся пассажиры, запрещаются.

3.5.88. На станциях и пунктах запрещается выполнять работы, не связанные с основной деятельностью.

Порядок отпуска СУГ потребителям должен устанавливаться инструкцией, разработанной с учетом требований настоящих Правил.

3.5.89. Баллоны должны транспортироваться с навинченными на горловину предохранительными колпаками на специально оборудованных автомашинах, за исключением перевозки в машинах типа "клетка". Транспортирование баллонов на грузовых автомашинах с обычным кузовом допускается при использовании деревянных ложементов или брусьев с гнездами, резиновых или веревочных колец.

3.5.90. У автомашин, предназначенных для перевозки сжиженных газов, выхлопная труба от двигателя должна быть выведена к передней части машин.

У автомашин, временно используемых для перевозки баллонов, на выхлопной трубе должен устанавливаться искрогаситель.

На каждой автомашине должны быть 2 углекислотных или порошковых огнетушителя вместимостью не менее 2 л каждый и опознавательные знаки об опасности груза.

3.5.91. При перевозке сжиженных газов на автомобилях должны выполняться требования Инструкции по обеспечению безопасности перевозки опасных грузов автомобильным транспортом.

3.5.92. Запрещается стоянка автомашин, груженных баллонами, и автоцистерн СУГ возле мест с открытым огнем и мест, где возможно массовое скопление большого количества людей (рынки, магазины, зрелищные предприятия и т.д.).

3.5.93. Машину типа "клетка" и бортовые машины с баллонами в случае необходимости разрешается останавливать не более чем на 1 ч на расстоянии не менее 10 м от жилых домов и 25 м от общественных зданий.

Автоцистерны в случае необходимости их стоянки более чем на 1 ч разрешается ставить в радиусе не менее 20 м от жилых домов и 40 м - от общественных зданий.

Расстояние от места стоянки машины для перевозки сжиженных газов до выгребных ям, погребов и крышек колодцев подземных коммуникаций должно быть не менее 5 м.

3.6. Резервуарные, испарительные, индивидуальные и групповые баллонные установки, промежуточные склады баллонов (ПСБ)

3.6.1. Максимальное рабочее давление СУГ после регулятора резервуарных и групповых баллонных установок должно соответствовать проекту.

Сбросные и запорные предохранительные клапаны установок должны настраиваться на давление, равное соответственно 1,15 и 1,25 максимального рабочего.

3.6.2. Порядок эксплуатации резервуарных, испарительных и групповых баллонных установок определяется Правилами технической эксплуатации с учетом рекомендаций заводов-изготовителей. При этом должны быть предусмотрены:

соблюдение требований разд. 3.5 настоящих Правил в части эксплуатации резервуаров и испарителей, на которые распространяются Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением;

проверка исправности и параметров настройки регуляторов давления и предохранительных клапанов в сроки не реже 1 раза в 3 мес.;

текущий ремонт установок с разборкой регулирующей, предохранительной и запорной арматуры не реже 1 раза в год.

Сведения о выполненных работах должны заноситься в эксплуатационную документацию.

Примечание. Предохранительные клапаны подземных резервуаров должны подвергаться настройке не реже 1 раза в год.

3.6.3. Эксплуатация баллонных установок, размещенных в специальном строении или пристройке к зданию, и замена баллонов в них должны производиться не менее чем двумя рабочими.

3.6.4. Работа установок с неисправностями, которые могут привести к авариям в системе газоснабжения или к несчастным случаям, должна быть прекращена до их устранения.

3.6.5. Сжиженные газы с пониженным содержанием пропана могут использоваться в резервуарных установках только при условии обеспечения испарения жидкости и предотвращения возможной конденсации паров СУГ в наружных газопроводах при низких температурах воздуха и грунта.

3.6.6. Теплоноситель в емкостные испарители должен подаваться только после заполнения их сжиженными газами.

3.6.7. Перед сливом СУГ в резервуары оборудование установок, автоцистерн и резинотканевые рукава должны быть осмотрены.

Слив СУГ запрещается при выявлении неисправностей, истечении срока очередного освидетельствования резервуаров, отсутствии остаточного давления и первичных средств пожаротушения.

3.6.8. Автоцистерны СУГ и резервуары в период слива-налива должны соединяться резинотканевыми рукавами по жидкой и паровой фазе. Автоцистерны и рукава перед сливом должны заземляться. Отсоединять автоцистерны от заземляющего устройства разрешается только после окончания слива и установки заглушек на штуцеры вентилей.

3.6.9. При наполнении резервуаров следует руководствоваться указаниями п. 3.5.64 настоящих Правил. Присутствие посторонних лиц и пользование открытым огнем в местах производства сливно-наливных операций не допускаются.

3.6.10. Слив избытков СУГ, неиспарившихся остатков из резервуаров должен производиться в автоцистерны сжиженных газов.

3.6.1 1. После наполнения резервуаров или замены баллонов должна быть проверена герметичность соединений. Обнаруженные утечки СУГ должны устраняться в аварийном порядке.

3.6.12. Установки сжиженных газов должны быть обеспечены следующими первичными средствами пожаротушения:

площадка резервуарной и испарительной установки - ящиком с песком вместимостью 0,5 м³ (1 шт.), лопатами (2 шт.), асбестовым полотном размером 2×2 м (1 шт.); помещение групповой баллонной установки - огнетушителем ОУ-2 или ОП-5 (1 шт.).

3.6.13. Шкафы и помещения групповых баллонных установок, ограждения площадок резервуарных и испарительных установок должны обеспечиваться предупредительными надписями - «Огнеопасно. Газ».

3.6.14. В помещении для бытовых нужд разрешается устанавливать 1 баллон вместимостью не более 50 л или 2 баллона вместимостью не более 27 л каждый (один из них запасной).

3.6.15. Баллоны, устанавливаемые в помещении, должны находиться на расстоянии не менее 0,5 м от газовой плиты и 1 м от отопительных приборов. При устройстве экранов расстояние между баллоном и отопительным прибором может быть уменьшено до 0,5 м.

Расстояние между баллоном и экраном должно быть не менее 0,1 м.

3.6.16. Вне зданий баллоны должны размещаться в запирающихся шкафах или под запирающимися кожухами, закрывающими верхнюю часть баллонов и редукторы. Шкафы и кожухи должны иметь жалюзи для проветривания.

Баллоны у стен должны устанавливаться на расстоянии не менее 0,5 м от дверей и окон первого этажа и 3 м от окон и дверей цокольных и подвальных этажей, а также от колодцев и выгребных ям.

Шкафы для баллонов и баллоны под кожухами должны быть установлены на несгораемые основания, исключающие просадку, высотой не менее 0,1 м и прикреплены к основаниям или стенам зданий.

3.6.17. Здания для ПСБ должны соответствовать требованиям Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением.

3.7. Внутренние газопроводы и газоиспользующие установки промышленных, сельскохозяйственных предприятий и предприятий бытового обслуживания населения производственного характера

3.7.1. Помещения, в которых проложены газопроводы и установлены газоиспользующие установки и арматура, должны быть доступны для обслуживающего персонала. Занимать их под склады, мастерские и т.д. запрещается.

3.7.2. Запрещается нагружать газопроводы и использовать их в качестве опорных конструкций и заземлений.

3.7.3. Работа газоиспользующих установок без включения приборов контроля и защиты запрещается.

3.7.4. Топки и газоходы перед пуском котлов, печей и агрегатов в работу должны быть проветрены. Время проветривания устанавливается инструкцией, окончание допускается определять с помощью газоиндикатора.

Запорную арматуру на газопроводе перед горелкой разрешается открывать только после включения запального устройства или поднесения к ней горящего запальника.

3.7.5. Если при розжиге горелки или в процессе регулирования произошел отрыв, проскок или погасание пламени, подача газа на горелку и запальное устройство должна быть немедленно прекращена.

К повторному розжигу разрешается приступить после вентиляции топки и газоходов в течение времени, указанного в производственной инструкции, а также устранения причины неполадок.

Продувать газопроводы котла через трубопроводы безопасности и газогорелочные устройства котла запрещается.

3.7.6. Не разрешается оставлять работающую газоиспользующую установку без постоянного наблюдения со стороны обслуживающего персонала.

3.7.7. Работа газоиспользующих установок без постоянного обслуживающего персонала допускается при условии:

размещения газоиспользующих установок и вспомогательного оборудования в обособленных запирающихся помещениях, оборудованных охранной сигнализацией и аварийным освещением во взрывозащищенном исполнении;

оснащения газоиспользующих установок системами автоматизации, обеспечивающими безаварийную его работу и противоаварийную защиту в случае возникновения неполадок и неисправностей;

вывода сигналов о загазованности помещения и срабатывании защит на диспетчерский пункт или в помещение с постоянным присутствием дежурного;

наличия в оперативном подчинении у диспетчера дежурного персонала, способного выполнять работы, связанные с аварийной остановкой газоиспользующего оборудования.

3.7.8. Внутренние газопроводы и газовое оборудование установок должны подвергаться техническому обслуживанию не реже 1 раза в месяц, текущему ремонту - не реже 1 раза в год.

Проверка и прочистка газоходов должны проводиться при выполнении ремонта печей, котлов и другого оборудования, а также при нарушениях тяги.

3.7.9. Подача газа на установку должна быть немедленно прекращена действием защит при:

повышении или понижении давления газа перед горелками;

уменьшении разрежения в топке;

понижении давления воздуха перед горелками для котлов, оборудованных горелками с принудительной подачей воздуха;

погасании факелов горелок, отключение которых при работе котла не допускается;

неисправности цепей защиты, включая исчезновение напряжения, только для котельных второй категории.

Кроме того, обслуживающим персоналом подача газа должна быть немедленно прекращена при:

обнаружении неплотностей в обмуровке, в местах установки взрывных клапанов и газоходах;

неисправности горелок, газоиспользующих установок;

неисправности КИП, средств автоматизации и сигнализации;

появлении загазованности, обнаружении утечек газа на газовом оборудовании и газопроводах;

взрыве в топочном пространстве, взрыве газа или загорании горючих отложений в газоходах;

пожаре, угрожающем персоналу или оборудованию, а также цепям защиты и дистанционного управления запорной арматуры.

3.7.10. Запорная арматура на продувочном газопроводе и газопроводах безопасности после отключения установки должна постоянно находиться в открытом положении.

3.7.11. При взрыве и пожаре в цехе или котельной должны немедленно перекрываться отключающие устройства на вводе газопровода.

3.7.12. Порядок включения газоиспользующей установки в работу (после ее остановки по требованиям п. 3.7.9.) должен быть определен производственной инструкцией, при этом пуск газа должен осуществляться только после устранения неисправностей.

3.7.13. Перед ремонтом газового оборудования, осмотром и ремонтом топок или газоходов, а также при выводе из работы установок сезонного действия газовое оборудование и газопроводы к запальным горелкам установки должны отключаться от газопроводов с установкой заглушки после запорной арматуры.

3.7.14. Администрация предприятия до включения в работу установок сезонного действия, в том числе отопительных котлов, должна обеспечить:

проверку знаний инструкций обслуживающим персоналом в соответствии с требованиями пп. 1.2.3, 1.2.7, 1.2.9 настоящих Правил;

текущий ремонт газового оборудования и системы автоматизации;

прочистку газоходов, проверку их исправности, а также систем вентиляции.

Снятие заглушки и пуск газа разрешаются только при наличии документов, подтверждающих выполнение указанных работ.

3.7.15. Проверку дымоотводящих устройств в процессе эксплуатации допускается выполнять силами владельца, имеющего подготовленный персонал. Результаты проверок оформляются актом.

3.7.16. Газоходы котлов, печей и других агрегатов, выведенных в ремонт, должны отключаться от общего борова с помощью глухих шиберов или перегородок.

3.7.17. Каменки в парильном отделении бань должны отапливаться в часы, когда бани не работают.

3.8. Газопроводы и газовое оборудование предприятий бытового обслуживания населения непроизводственного характера, общественных и жилых зданий

3.8.1. Перед допуском к работе на газовом оборудовании работники предприятий общественного питания, пищеблоков лечебных, учебных и других организаций должны пройти обучение и сдать экзамены в соответствии с п. 1.2.3 настоящих Правил.

Персонал, пользующийся только бытовыми газовыми приборами и аппаратами, лабораторными горелками, должен при пуске газа, а также не реже 2 раз в год проходить инструктаж в соответствии с ГОСТ 12.0.004 - 90.

3.8.2. Предприятия газового хозяйства и жилищно-эксплуатационные организации должны обеспечить инструктаж квартиросъемщиков, владельцев домов и квартир по правилам пользования установленными бытовыми газовыми приборами и аппаратами.

Первичный инструктаж жителей городов должен проводиться в техническом кабинете предприятия газового хозяйства на действующем газовом оборудовании. Инструктировать горожан, заселяющих дома после капитального ремонта, и жителей сельских населенных пунктов допускается в квартире при пуске газа.

3.8.3. В общественных зданиях и на предприятиях бытового обслуживания населения непроизводственного характера у газового оборудования должны быть вывешены инструкции по безопасному пользованию газом.

3.8.4. Лица, пользующиеся бытовыми газовыми приборами, должны выполнять требования Правил пользования газом в быту (приложение 39) и руководства (инструкции) по эксплуатации завода-изготовителя.

3.8.5. Техническое обслуживание газового оборудования и газопроводов предприятий общественного назначения и бытового обслуживания непроизводственного характера должно производиться не реже 1 раза в 3 месяца.

3.8.6. Периодичность и порядок технического обслуживания газового оборудования, приборов и аппаратов в жилых зданиях устанавливаются Правилами технической эксплуатации.

3.8.7. Герметичность газобаллонных установок допускается проверять под рабочим давлением газа с применением газоискателя или мыльной эмульсии.

3.8.8. Баллоны газобаллонных установок должны заменять работники предприятия газовых хозяйств.

Допускается замена баллонов лицами (абонентами) не моложе 18 лет, прошедшими практическое обучение и получившими разрешение предприятия газового хозяйства на проведение этих работ.

3.8.9. Отключению от действующего газопровода с установкой заглушки подлежат приборы и аппараты, которые эксплуатируются с утечками газа, имеют неисправные автоматику безопасности, дымоходы, вентиляционные каналы, разрушенные оголовки дымовых труб, а также самовольно подключенные.

3.8.10. Сезонно работающие приборы и аппараты в общественных зданиях после окончания отопительного периода по заявкам владельцев должны отключаться с установкой заглушки или пломбы предприятия газового хозяйства.

3.8.11. Отключение от газопровода неисправного и сезонно работающего оборудования общественных зданий должно оформляться актом.

3.8.12. Дымовые и вентиляционные каналы подлежат периодической проверке и прочистке:

перед отопительным сезоном - дымоходы сезонно работающих отопительных и отопительно-варочных печей, емкостных водонагревателей, отопительных квартирных котлов, независимо от их конструкции. В остальных случаях:

не реже 1 раза в квартал - дымоходы кирпичные;

не реже 1 раза в год - вентиляционные каналы, дымоходы асбестоцементные, гончарные, а также выполненные из специальных блоков жаростойкого бетона.

3.8.13. 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.

Повторно проверяется: отсутствие засорений в дымоходах и вентиляционных каналах, их плотность и обособленность, исправность оголовков и наличие нормальной тяги.

3.8.14. Первичное, а также после ремонта обследование дымоходов и вентиляционных каналов должно производиться специализированной организацией с участием представителя жилищно-эксплуатационной организации. Результаты оформляются актом.

Повторные проверки дымовых и вентиляционных каналов в жилых зданиях могут выполняться жилищно-эксплуатационными организациями, кооперативами и другими предприятиями, имеющими подготовленный персонал. Сведения о повторной проверке заносятся в специальный журнал или оформляются актом.

3.8.15. В случае обнаружения непригодности дымовых и вентиляционных каналов к дальнейшей эксплуатации представитель организации, проверяющий их, 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.

3.8.16. В домах, принадлежащих гражданам на правах личной собственности, повторные проверки, прочистки дымоходов и вентиляционных каналов могут производить домовладельцы.

Результаты вышеуказанных работ актом не оформляются.

3.8.17. В зимнее время не реже 1 раза в месяц, а в районах Северной строительно-климатической зоны - не реже 2 раз в месяц владельцами зданий должен проводиться осмотр оголовков дымоходов с целью предотвращения их обмерзания и закупорки.

3.8.18. До начала работ по капитальному ремонту зданий, дымоходов и вентиляционных каналов жилищно-эксплуатационная организация, владелец жилого дома должны письменно уведомлять предприятие газового хозяйства об отключении газовых приборов и аппаратов от систем газоснабжения. После каждого ремонта дымоходы подлежат внеочередной проверке и прочистке в соответствии с пп. 3.8.14, 3.8.15 настоящих Правил.

3.8.19. Жилищно-эксплуатационные организации, владельцы жилых и общественных зданий должны:

оказывать предприятиям газового хозяйства всестороннюю помощь при проведения ими технического обслуживания газового оборудования жилых домов, а также пропаганды правил безопасного пользования газом среди населения;

производить окраску газопроводов и проверку подвалов на загазованность;

предусматривать установку сигнализаторов загазованности в общественных зданиях с массовым скоплением людей (зрелищные сооружения, учебные и лечебные учреждения, общежития и др.), а также во встроенных и пристроенных котельных к общественным и жилым зданиям;

содержать в надлежащем состоянии подвалы, технические коридоры и подполья, обеспечивать постоянное функционирование электроосвещения и вентиляции;

следить за уплотнением вводов подземных коммуникаций в подвалы зданий, а также мест пересечения газопроводами строительных элементов зданий;

обеспечивать в любое время суток беспрепятственный доступ работников предприятий газового хозяйства во все подвалы, технические коридоры и подполья, а также помещения первых этажей для проверки их на загазованность;

своевременно проверять состояние дымоходов и вентиляционных каналов, оголовков дымоходов и контролировать качество выполнения указанных работ с регистрацией результатов в специальном журнале;

немедленно сообщать предприятию газового хозяйства о необходимости отключения газовых приборов при выявлении неисправности дымоходов и самовольно установленных газовых приборов;

при выезде жильцов вызывать представителя газового хозяйства для отключения газовых приборов от газоснабжения.

3.8.20. При ремонте газоиспользующих установок, связанном с разборкой, а также при капитальном ремонте помещений и зданий газопроводы и газовое оборудование должны отключаться с установкой заглушки.

3.9. Оборудование для газопламенной обработки металлов

3.9.1. Работы по газовой резке, сварке и другим видам газопламенной обработки металлов допускаются на расстоянии (по горизонтали) не менее:

10 м - от групповых газобаллонных установок;

5 м - от отдельных баллонов с кислородом и горючими газами;

3 м - от газопроводов и резинотканевых рукавов, а также от газоразборных постов при ручных работах и 1,5 м - механических работах.

3.9.2. Во время работы баллоны со сжиженным газом должны находиться в вертикальном положении.

3.9.3. Максимально допустимая температура баллона со сжиженным газом должна быть не более 45 °С.

Баллоны, устанавливаемые в помещениях, должны находиться от радиаторов отопления и других отопительных приборов на расстоянии не менее 1 м, а от источника тепла с открытым огнем - не менее 5 м.

3.9.4. Переносные горелки и передвижные агрегаты разрешается присоединять к газопроводам (в том числе сжиженного газа) при помощи резинотканевых рукавов.

Длина рукава не должна превышать 30 м. Он должен состоять не более чем из трех отдельных кусков, соединенных между собой специальными двусторонними ниппелями. Концы рукавов должны надежно закрепляться на газопроводе и на горелке хомутами. Отключающий кран, помимо крана, имеющегося на горелке или передвижном агрегате, должен быть расположен до рукава.

3.9.5. Запрещается производить газовую сварку, резку и другие виды газопламенной обработки металлов с применением сжиженных газов в цокольных и подвальных помещениях, а также в колодцах, шахтах и других подземных сооружениях.

3.9.6. Отбирать сжиженный газ из баллона при снижении в нем рабочего давления ниже установленного ГОСТ 8856-72 запрещается.

3.9.7. Подходы ко всем газоразборным постам должны быть свободными. Установка баллонов в проходах и проездах запрещается.

3.9.8. Ремонтировать горелки, резаки и другую аппаратуру на рабочем месте запрещается.

3.9.9. При работе горелки (резака) пламя должно быть направлено в сторону, противоположную источнику газоснабжения. При невозможности выполнить указанное требование источник газоснабжения должен быть огражден металлическими щитами или ширмами из несгораемых материалов.

3.9.10. Запрещается продувать рукав для горючих газов кислородом и кислородный рукав горючим газом, а также взаимозаменять рукава при работе.

3.10. Установки электрохимической защиты от коррозии

3.10.1. При эксплуатации стальных подземных газопроводов и резервуаров СУГ (в дальнейшем газопроводов) должны выполняться требования ГОСТ 9.602-89.

3.10.2. Измерения электрических потенциалов на газопроводах должны проводиться в следующие сроки:

в зонах действия средств защиты - не реже 1 раза в 6 месяцев, а также после каждого изменения коррозионных условий в связи с изменениями режима работы системы электроснабжения электрифицированного транспорта, развитием сети источников блуждающих токов, газоподводов и других подземных металлических сооружений;

в остальных случаях - не реже 1 раза в год.

3.10.3. Потенциалы на газопроводах, в газовых колодцах должны измеряться только в присутствии представителя эксплуатирующей организации с соблюдением требований безопасности.

3.10.4. Предприятие, эксплуатирующее установки электрохимической защиты, должно разработать и осуществить систему технического обслуживания и ремонта, направленную на предупреждение нарушений работы защитных установок.

Нарушения в работе защитных установок должны устраняться в оперативном порядке.

3.10.5. Сроки технического обслуживания и ремонта электроустановок регламентируются заводами-изготовителями. При этом технический осмотр электрозащитных установок, не оборудованных средствами телемеханического контроля, должен производиться не реже 4 раз в месяц - на дренажных; 2 раза в месяц - на катодных; 1 раз в 6 месяцев - на протекторных установках.

3 10.6. Эффективность работы установок электрохимической защиты проверяется не реже 2 раз в год, а также в случаях, предусмотренных требованиями ГОСТ 9.602-89.

3.10.7. Организация, выполняющая работы по защите действующих газопроводов, должна иметь карты-схемы газопроводов с обозначением месторасположения установок электрохимической защиты и контрольно-измерительных пунктов, обобщенные данные о коррозийности грунтов и об источниках блуждающих токов, а также ежегодный анализ коррозионного состояния газопроводов и эффективности работы защит.

3.10.8. При выявлении коррозионноопасных зон владельцем газопроводов должны приниматься меры по их ликвидации. Сроки выполнения работ определяются исходя из условий эксплуатации организацией, выполняющей работы по защите газопроводов. Если работы по ликвидации зон коррозионной опасности не будут выполнены в установленные сроки, газопроводы должны быть отключены от действующей газовой сети.

До устранения коррозионноопасных зон дополнительно владельцем должны быть также разработаны и осуществлены мероприятия, обеспечивающие безопасную эксплуатацию газопроводов.

3.10.9. Предприятия-владельцы должны обеспечить выявление причин коррозионных повреждений газопроводов. 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 государственного надзора.

3.11. Взрывозащищенное электрооборудование, контрольно-измерительные приборы, системы автоматизации и сигнализации

3.11.1. Предприятие-владелец должно обеспечить постоянный технический надзор, обслуживание, текущий и капитальный ремонты приборов и средств контроля, автоматизации и сигнализации, установленных на газопроводах и агрегатах, а также взрывозащищенного электрооборудования.

3.11.2. Проверка герметичности импульсных трубопроводов газа и запорной арматуры проводится при осмотрах и техническом обслуживании газового оборудования.

3.11.3. Объем и периодичность работ по техническому обслуживанию и ремонту средств измерений, систем автоматизации и сигнализации устанавливаются стандартами или инструкциями по эксплуатации заводов-изготовителей.

3.11.4. Исправность и правильность показаний контрольно-измерительных приборов должны проверяться в сроки проведения метрологического надзора, осуществляемого в соответствии с требованиями ГОСТ 8.002-86.

3.11.5. Государственной периодической поверке подлежат следующие рабочие средства измерений:

манометры показывающие, самопишущие, дистанционные - не реже 1 раза в год;

весоизмерительные приборы, используемые для контрольного взвешивания баллонов СУГ - не реже 1 раза в год;

переносные и стационарные стандартизированные газоанализаторы, сигнализаторы довзрывных концентраций газа - 2 раза в год;

гири-эталоны - не реже 1 раза в год.

Вышеперечисленные контрольно-измерительные приборы должны подвергаться государственной поверке также после их капитального ремонта.

3.11.6. Не допускаются к применению средства измерения, у которых отсутствует пломба или клеймо, просрочен срок проверки, имеются повреждения, стрелка при отключении не возвращается к нулевому делению шкалы на величину, превышающую половину допускаемой погрешности для данного прибора.

3.11.7. На циферблате или корпусе показывающих манометров должно быть краской обозначено значение шкалы, соответствующее рабочему давлению.

3.11.8. Значение уставок срабатывания автоматики безопасности и средств сигнализации должно соответствовать параметрам, указанным в техническом отчете наладочной организации. При этом сигнализаторы, контролирующие состояние воздушной среды, должны работать при возникновении в помещении опасной концентрации газа.

3.11.9. Проверка срабатывания устройств защиты, блокировок и сигнализации должна проводиться в сроки, предусмотренные инструкциями заводов-изготовителей, но не реже 1 раза в месяц.

3.11.10. Проверка сигнализатора загазованности на соответствие установленным параметрам должна выполняться с помощью контрольной газовой смеси. Проверка работы сигнализатора путем преднамеренного загазования помещения запрещается.

3.11.11. Эксплуатация газового оборудования с отключенными контрольно-измерительными приборами, предусмотренными проектом, блокировками и сигнализацией запрещается.

3.11.12. Приборы, снятые в ремонт или на проверку, должны немедленно заменяться на идентичные, в том числе по условиям эксплуатации.

3.11.13. Допускается (в исключительных случаях) по письменному разрешению руководителя предприятия кратковременная работа отдельных установок и агрегатов с отключением защиты при условии принятия мер, обеспечивающих безаварийность и безопасность работ.

3.11.14. До замены сигнализатора загазованности непрерывного действия контролировать концентрацию газа в воздухе производственных помещений необходимо переносными приборами через каждые 30 мин в течение рабочей смены.

3.11.15. Техническое обслуживание и плановый ремонт средств измерений, устройств автоматики и телемеханики должны осуществляться специализированными службами предприятий, эксплуатирующих данные устройства, или другими специализированными предприятиями по договору.

Персонал, осуществляющий техническое обслуживание и ремонт АСУ ТП, должен знать устройство и работу аппаратуры, уметь производить ее ремонт и регулировку, а также знать устройство газового оборудования, с которым взаимодействует автоматика и телемеханика, сдать экзамен на знание настоящих Правил, Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей и инструкций.

3.11.16. Работы по регулировке и ремонту систем автоматизации, противоаварийных защит и сигнализации в условиях загазованности запрещаются.

3.11.17. Электрооборудование должно эксплуатироваться в соответствии с требованиями Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей. Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей и инструкций заводов-изготовителей.

3.11.18. Порядок организации ремонта взрывозащищенного электрооборудования, объем и периодичность выполняемых при этом работ должны соответствовать требованиям РД 16.407-89.

4. Дополнительные требования при проектировании сооружений и эксплуатации систем газоснабжения в особых природных и климатических условиях

4.1. При проектировании, строительстве и эксплуатации газопроводов на подрабатываемых территориях должны выполняться требования СНиП 2.01.09-90, Положения о порядке выдачи разрешения на застройку площадей залегания полезных ископаемых. Инструкции о порядке утверждения мер охраны зданий, сооружений и природных объектов от вредного влияния горных разработок.

4.1.2. Применение труб по ГОСТ 3262-75, а также из кипящих сталей для строительства подземных газопроводов не допускается.

4.1.3. На пересечении подземных газопроводов с другими коммуникациями должны быть предусмотрены защитные меры, исключающие проникновение и движение газа вдоль коммуникаций.

4.1.4. Конструкция крепления электропровода или электрокабеля к газопроводу должна обеспечивать надежность соединения в случаях подвижности трубы.

4.1.5. Соединение труб должно производиться электродуговыми методами сварки. Газовая сварка допускается только для газопроводов надземной прокладки давлением до 0,3 МПа (3 кгс/см²) диаметром не более 100 мм.

Сварные швы должны быть плотными, непровары любой протяженности и глубины не допускаются.

4.1.6. Расстояние от ближайшего сварного стыка до фундамента здания должно быть не менее 2 м.

4.1.7. Газопровод должен укладываться на основании из малозащемляющего грунта толщиной не менее 200 мм и присыпаться этим же грунтом на высоту не менее 300 мм.

4.1.8. При особо больших ожидаемых деформациях земной поверхности, определенных расчетом, газопроводы необходимо прокладывать наземным или надземным способом.

4.1.9. Компенсаторы, предусмотренные проектом, должны быть установлены до начала подработок территории.

4.1.10. Резинокордовые компенсаторы, устанавливаемые в колодцах на газопроводах, после окончания деформаций земной поверхности, если не предусматривается повторная подработка, должны быть заменены прямыми вставками, а колодцы (ниши) засыпаны грунтом.

Окончание деформаций земной поверхности должно быть подтверждено заключением маркшейдерской службы горного предприятия.

4.1.11. Применение гидрозатворов в качестве отключающих устройств на газопроводах запрещается.

4.1.12. Для увеличения подвижности газопровода в грунте в качестве конструктивных мер защиты его от воздействия перемещений грунтов места присоединений врезок следует выполнять в непроходных каналах.

4.1.13. Газовые хозяйства, эксплуатирующие газопровод в районах подрабатываемых территорий, должны иметь службы, в задачи которых входят:

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 влияние на газопроводы;

организация и проведение наблюдений за изменением напряженно-деформированного состояния газопроводов в процессе горных подработок, а также прогнозирование этих изменений по данным инструментальных наблюдений за сдвижением земной поверхности;

решение организационно-технических вопросов по обеспечению надежности и безопасности газопроводов перед началом очередных горных подработок и в процессе интенсивного сдвижения земной поверхности;

разработка совместно с горными предприятиями и проектными организациями мер защиты эксплуатируемых газопроводов от вредного влияния горных разработок, а также мероприятия по предупреждению проникновения газа в подземные коммуникации и здания жилых, промышленных и коммунальных объектов.

4.1.14. Обход подземных газопроводов в период активной стадии сдвижения земной поверхности до снятия напряжений в газопроводах путем разрезки должен производиться ежедневно.

При разбивке трассы межпоселковых и распределительных газопроводов на подрабатываемых территориях границы влияния горных разработок должны быть закреплены постоянными знаками, имеющими высотные отметки и привязку к пикетажу трассы.

4.2. 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.

5. Требования взрывобезопасности к котельным установкам тепловых электростанций (ТЭС) и котельных^·

5.1. В системах газоснабжения ТЭС и районных котельных не допускается прокладка газопроводов по территории открытых распределительных устройств и трансформаторных подстанций, склада топлива, а также в газоходах, галереях топливоподачи, воздуховодах, лифтовых и вентиляционных шахтах.

^· Требования раздела распространяются на газооборудование производственных и отопительных котельных с мощностью единичного котлоагрегата 420 ГДж/ч (100 Гкал/ч) и более.

Прокладка газопроводов-вводов и внутренних газопроводов ниже нулевой отметки здания запрещается.

Прокладка внутренних газопроводов должна быть открытой. По всей длине к газопроводу должен быть обеспечен доступ для его регулярного контроля и осмотра.

Места установки запорной и регулирующей арматуры должны иметь искусственное освещение.

5.2. На каждом ответвлении газопровода к котлу от распределительного газопровода должна быть предусмотрена установка запорного устройства с электрическим приводом.

Для вновь вводимых в эксплуатацию котельных установок на ответвлении газопровода к котлу должны устанавливаться два запорных устройства, при этом первое по ходу газа запорное устройство может выполняться с ручным приводом. Между устройствами должен быть предусмотрен продувочный газопровод.

5.3. На котлах, предназначенных для сжигания разных видов топлива, перед запорным устройством на ответвлении газопровода к котлу должен предусматриваться штуцер для газопровода к запальным устройствам (ЗУ) и защитно-запальным устройствам (ЗЗУ) горелок.

5.4. На внутренних газопроводах котельных установок после запорного устройства на газопроводе-вводе должны быть установлены по ходу газа: фланцевое соединение для установки заглушки с приспособлением для их разжима и с токопроводящей перемычкой; штуцер для соединения с магистралью продувочного агента; предохранительно-запорный клапан (ПЗК); штуцер для запального газопровода к ЗУ и ЗЗУ горелок (для газовых котлов); расходомерное устройство; запорное устройство с электроприводом; основной и растопочный регулирующие клапаны.

Растопочный регулирующий клапан устанавливается параллельно основному на линии малого расхода газа. Перед клапаном должно предусматриваться дополнительное запорное устройство с электроприводом.

5.5. На газопроводе перед каждой горелкой котла должны устанавливаться два запорных устройства с электрическими приводами.

Управление запорными устройствами должно быть обеспечено вручную с площадки обслуживания и дистанционно с блочного или группового щита управления, а также по месту.

5.6. На вновь вводимых в эксплуатацию котельных установках перед каждой горелкой по ходу газа должна предусматриваться установка предохранительно-запорного клапана и запорного устройства с электроприводом.

5.7. На действующих котельных установках должна быть определена группа растопочных горелок для обеспечения взрывобезопасной растопки котла.

5.8. Растопочные горелки котла, а также горелки, оснащенные ПЗК, должны снабжаться запально-защитными устройствами. Остальные горелки должны оборудоваться запальными устройствами.

Запальные и запально-защитные устройства должны управляться с блочного или группового щита управления, а также по месту.

На водогрейных котлах должна быть предусмотрена возможность ручного розжига горелок с применением переносного запальника.

5.9. Питание электромагнита ПЗК должно осуществляться от аккумуляторной батареи или от батареи предварительно заряженных конденсаторов.

Схема управления электромагнитом ПЗК должна быть оснащена устройством непрерывного контроля за исправностью цепи.

5.10. На газопроводе перед последним по ходу газа запорным устройством у каждой горелки котла должен быть предусмотрен трубопровод безопасности, диаметром не менее 20 мм, оснащенный запорным устройством с электроприводом.

5.11. Газопроводы котла должны иметь систему продувочных газопроводов с запорными устройствами и штуцерами для отбора проб, в том числе при необходимости растопочный продувочный газопровод.

На каждом продувочном газопроводе, арматура которого задействована в схеме функциональных групп управления (ФГУ) или автоматических систем управления технологических процессов (АСУ ТП), а также в схемах защит и блокировок котла или систем газоснабжения ТЭС должно быть установлено запорное устройство с электроприводом.

Продувочные газопроводы котла должны быть предусмотрены: в конце каждого тупикового участка газопровода или перед запорным устройством последней по ходу газа горелки (при отсутствии тупиковых участков на газопроводах), на газопроводе до первого запорного устройства перед каждой горелкой при его длине до первого запорного устройства более 2 м.

Диаметр продувочного газопровода должен определяться расчетом с учетом обеспечения 15-кратного обмена объема продуваемого участка газопровода в 1 ч, при этом он должен быть диаметром не менее 20 мм.

5.12. Объединение продувочных газопроводов с трубопроводами безопасности, а также газопроводов одного назначения с разным давлением газа не допускается.

5.13. Вся арматура, применяемая в системе газоснабжения ТЭС, должна быть стальной.

Для систем газоснабжения водогрейных котлов с давлением газа не выше 0,3 МПа (3 кгс/см²) допускается применение запорной арматуры из цветных металлов.

Способ присоединения арматуры (на сварке или на фланцах) определяется проектом.

5.14. Конструкция топки котла и компоновка горелочных устройств должны обеспечивать устойчивый процесс горения, его контроль, а также исключать возможность образования плохо вентилируемых зон.

5.15. Газоходы для отвода продуктов сгорания котельных установок и газоходы системы рециркуляции продуктов сгорания в топке, а также закрытые объемы, в которых размещаются коллекторы, не должны иметь невентилируемых участков, в которых мог бы задерживаться и скапливаться газ.

5.16. Применяемые на котлах газовые горелки должны быть аттестованы и иметь паспорта заводов-изготовителей.

5.17. Газовые горелки должны устойчиво работать без отрыва и проскока факела в диапазоне регулирования тепловой нагрузки котла,

5.18. На газифицированных котельных установках должно быть обеспечено измерение следующих параметров:

давления газа в газопроводе котла до и после регулирующего клапана;

перепада давления между воздухом в шатре и дымовыми газами топки для газоплотных котлов, работающих под наддувом;

давления воздуха в общем коробе или в воздуховодах по сторонам котла (кроме котлов, работающих под наддувом);

перепада давления воздуха в общем коробе или воздуховодах по сторонам котла и дымовых газов в верхней части топки для котлов, работающих под наддувом;

разрежения или давления дымовых газов вверху топки;

давления воздуха в шатре.

5.19. Газифицированные котельные установки должны быть оснащены следующими технологическими защитами:

5.19.1. Действующими на останов котла с отключением подачи газа на котел:

при погасании факела в топке;

при отключении всех дымососов (для котлов с уравновешенной тягой);

при отключении всех дутьевых вентиляторов;

при понижении давления газа после регулирующего клапана ниже заданных значений.

5.19.2. Действующими на отключение подачи газа на горелку, оснащенную ПЗК и ЗЗУ, при невоспламенении или погасании факела этой горелки.

5.19.3. Действующими на отключение подачи газа на котел:

при невоспламенении или погасании факела растопочной горелки в процессе розжига котла;

при понижении давления газа после регулирующего клапана ниже заданных значений (при сжигании газа как вспомогательного топлива одновременно с другими видами топлива).

5.19.4. Действующими на снижение нагрузки котла до 50 % при отключении:

одного из двух дымососов;

одного из двух дутьевых вентиляторов;

одного из двух регенеративных воздухоподогревателей.

5.20. Газифицированная котельная установка должна быть оснащена блокировками, запрещающими:

открытие запорного устройства на газопроводе-вводе к котельной установке при открытом положении хотя бы одного запорного устройства на газопроводах перед каждой горелкой;

включение ЗЗУ и подачу газа к горелкам без предварительной вентиляции топки котла в течение не менее 10 мин;

розжиг горелок, не оснащенных ПЗК, пока все растопочные горелки не будут включены в работу;

подачу газа в горелку в случае закрытия воздушного шибера (клапана) перед горелками или отключения вентилятора, работающего на эту горелку;

подачу газа в растопочную горелку и горелку, оснащенную ПЗК, при отсутствии растопочного факела на ее ЗЗУ;

подачу газа в горелку, не оснащенную ПЗК, при отсутствии растопочного факела на ее запальном устройстве;

открытие (закрытие) запорного устройства трубопровода безопасности при открытом (закрытом) положении обоих запорных устройств перед горелкой (для вновь вводимых котлов).

5.21. На котельных установках должна быть предусмотрена сигнализация, оповещающая:

о понижении или повышении давления газа после регулирующего клапана котла относительно заданных значений;

о снижении давления воздуха в общем коробе или в воздуховодах относительно заданного значения (кроме котлов, работающих под наддувом);

о наличии факела на горелках котла, оснащенных ЗЗУ;

о наличии растопочного факела ЗЗУ;

о наличии растопочного факела ЗУ;

о погасании факела в топке котла;

о срабатывании защит, предусмотренных в п. 5.19 настоящих Правил.

5.22. Выполнение блокировок и защит на останов котла и перевод его на пониженную нагрузку должны осуществляться по техническим условиям, согласованным с заводом - изготовителем котельной установки, или ведомственной нормативно-технической документацией.

5.23. Ввод и вывод защит и блокировок, препятствующих пуску или останову котла, должны осуществляться: для защит по погасанию общего факела и факела растопочной горелки автоматически, для остальных защит либо автоматически, либо существующими в схемах защит средствами ввода-вывода.

Вывод из работы устройств технологической защиты, блокировок и сигнализации на работающем оборудовании разрешается только в случаях:

необходимости их отключения, обусловленной производственной инструкцией;

очевидной неисправности или отказе.

Отключение должно выполняться с разрешения начальника смены и обязательным уведомлением главного инженера или начальника котельной.

Ремонтные и наладочные работы в цепях включенных защит, блокировок и сигнализации без получения разрешения запрещаются.

5.24. Снятие заглушек на газопроводах должно выполняться по наряду-допуску на производства газоопасных работ, которым должно быть предусмотрено проведение контрольной опрессовки газопроводов котла воздухом при давлении 0,01 МПа (1000 мм вод. ст.). Скорость падения давления за 1 ч не должна превышать 60 даПа (60 мм вод. ст.).

Пуск газа в газопроводы котла, выводимые из режима консервации, должен выполняться после производства на них внепланового технического обслуживания.

5.25. Перед пуском котла после простоя продолжительностью более 3 суток должны быть проверены исправность и готовность к включению тягодутьевых механизмов котла, его вспомогательного оборудования, средств измерения и дистанционного управления арматурой и механизмами, авторегуляторов, а также осуществлена проверка работоспособности защит, блокировок, средств оперативной связи и проверка срабатывания ПЗК.

При простое продолжительностью менее 3 сут. проверке подлежат оборудование, механизмы, устройства защиты, блокировок, средства измерения, на которых производился ремонт.

Выявленные неисправности до пуска газа должны быть устранены.

5.26. Перед растопкой котла из холодного состояния должна проводиться предпусковая проверка герметичности затвора запорных устройств перед горелками и предохранительно-запорных клапанов. Порядок, нормы и методы проведения предпусковой проверки устанавливаются производственной инструкцией по эксплуатации котельной установки.

5.27. Заполнение газопроводов котла газом должно производиться при включенных в работу дымососах, дутьевых вентиляторах, дымососах рециркуляции в последовательности, указанной в инструкции по эксплуатации котельной установки.

5.28. Продувать газопроводы котла через трубопроводы безопасности и горелочные устройства котла запрещается.

5.29. Непосредственно перед растопкой котла должны быть провентилированы топка, газоходы (в том числе рециркуляционные), "теплый ящик", а также воздуховоды в течение не менее 10 мин при открытых шиберах газовоздушного тракта и при расходе воздуха не менее 25 % номинального.

5.30. Вентиляция котлов, работающих под наддувом, а также водогрейных котлов при отсутствии дымососов должна осуществляться дутьевыми вентиляторами и дымососами рециркуляции.

5.31. Растопка котлов с уравновешенной тягой должна вестись при включенных дымососах и дутьевых вентиляторах, а растопка котлов, работающих под наддувом, - при включенных дутьевых вентиляторах.

5.32. Растопка котла, на котором определена группа растопочных горелок, должна начинаться с розжига этих горелок. При невоспламенении или погасании любой растопочной горелки должна быть немедленно прекращена подача газа к котлу, в том числе к растопочным горелкам, отключены их ЗЗУ и провентилированы горелки, топка и газоходы согласно п. 5.29 настоящих Правил. К повторной растопке котла можно приступить только после устранения причин невоспламенения газа и погасания факела.

Розжиг остальных горелок должен производиться только при всех работающих растопочных горелках. В случае невоспламенения или погасания при розжиге любой из остальных горелок должна быть прекращена подача газа на эту горелку и отключено ее запальное устройство. Повторный розжиг этой горелки должен быть произведен только после устранения причины ее погасания и продувки ее воздухом.

5.33. Растопка котлов, все горелки которых оснащены ПЗК и ЗЗУ, может начинаться с розжига любой горелки в последовательности, указанной в инструкции по эксплуатации котельной установки.

При погасании горелок должна быть немедленно прекращена подача газа, отключено ее ЗЗУ и проведена вентиляция горелочного устройства при полном открытии запорного органа на воздуховоде к нему.

Растопка котла должна продолжаться розжигом последующих горелок. Повторный розжиг отключенной горелки должен быть произведен после устранения причин погасания.

5.34. Отключение ЗУ горелки разрешается производить после установления устойчивого горения и стабилизации факела горелки.

5.35. При переводе котла с твердого или жидкого топлива на газ при многоярусной компоновке горелок первыми должны переводиться на газ горелки нижних ярусов.

5.36. Перед плановым переводом котла на сжигание газа должна быть проведена проверка срабатывания ПЗК и работе способности технологических защит и блокировок по газу с воздействием на исполнительные механизмы или на сигнал в объеме, не препятствующем работе котла.

5.37. При остановке котла должны быть: прекращена подача газа во внутренние газопроводы котла и к горелкам; открыты запорные устройства на продувочных трубопроводах и трубопроводах безопасности; отключены ЗЗУ и ЗУ горелок, выполнена вентиляция топки, газоходов "теплого ящика" в течение не менее 10 мин и отключены тягодутьевые механизмы котла.

5.38. Подача газа в газопроводы котла должна быть немедленно прекращена персоналом в случаях:

несрабатывания технологических защит, предусмотренных п. 5.19 настоящих Правил;

разрыва газопровода котла;

взрыва в топке, взрыва или загорания горючих отложений в газоходах, разогрева докрасна несущих балок каркаса котла;

обрушения обмуровки, а также других повреждений, угрожающих персоналу или оборудованию;

исчезновения напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления;

пожара, угрожающего персоналу или оборудованию, а также цепям дистанционного управления отключающей арматуры, входящей в схему защиты котла.

5.39. При аварийном останове котла необходимо действием защит и блокировок или персоналом прекратить подачу газа во внутренние газопроводы и к горелкам котла, открыть запорные устройства на трубопроводах безопасности, отключить ЗУ и ЗЗУ горелок.

5.40. При выводе котельной установки в резерв на газопроводах котла должны быть закрыты:

запорное устройство (с электроприводом) на газопроводе к котлу;

запорные устройства на газопроводе перед каждой горелкой;

ПЗК на общем внутреннем газопроводе к котлу и газопроводах перед каждой горелкой.

После этого необходимо открыть запорные устройства на продувочных газопроводах и трубопроводах безопасности. По окончании операции заглушка за запорным устройством на ответвлении газопровода к котлу не устанавливается.

Продолжительность нахождения газопровода котла в резерве определяется временем нахождения котельной установки в резерве.

При работе кегельной установки на другом виде топлива (жидком или твердом) допускается избыточное давление газа в газопроводах котла.

5.41. Перед производством работ, связанных с разборкой газовой арматуры, присоединением и ремонтом внутренних газопроводов, работах внутри котла, а также при выводе газопроводов котла в режим консервации первые по ходу газа запорные устройства на ответвлениях газопровода к котлу должны быть закрыты с установкой за ними заглушек. Газопроводы котла должны быть освобождены от газа и продуктов инертным газом или сжатым воздухом.

5.42. Внутренний осмотр, чистка и ремонт котлов выполняются только по наряду-допуску. Перед производством работ должна быть выполнена вентиляция топки, газоходов и "теплого ящика" котла в течение 10 мин.

При обнаружении наличия газа в верхней части топки и "теплого ящика" приступать к работе не разрешается.

6. ГАЗООПАСНЫЕ РАБОТЫ

6.1. К газоопасным работам относятся:

6.1.1. Присоединение вновь построенных газопроводов к действующей газовой сети.

6.1.2. Пуск газа в газопроводы и другие объекты систем газоснабжения при вводе в эксплуатацию, после ремонта и их расконсервации, производство пусконаладочных работ, ввод в эксплуатацию ГНС, ГНП, АГЗС и резервуаров СУГ.

6.1.3. Техническое обслуживание и ремонт действующих внутренних и наружных газопроводов, газооборудования ГРП (ГРУ), газоиспользующих установок, оборудования насосно-компрессорных и наполнительных отделений, сливных эстакад ГНС, ГНП, АГЗС, резервуаров и цистерн СУГ.

6.1.4. Удаление закупорок, установка и снятие заглушек на действующих газопроводах, а также отсоединение от газопроводов агрегатов, оборудования и отдельных узлов.

6.1.5. Отключение от действующей сети и продувка газопроводов, консервация и расконсервация газопроводов и оборудования сезонного действия.

6.1.6. Слив газа из железнодорожных и автомобильных цистерн, заполнение СУГ резервуаров на ГНС, ГНП, АГЗС и резервуарных установок, баллонов на ГНС, ГНП, автоцистерн, слив неиспарившихся остатков газа из баллонов и резервуаров, слив газа из переполненных баллонов.

6.1.7. Ремонт, осмотр и проветривание колодцев, проверка и откачка конденсата из конденсатосборников.

6.1.8. Подготовка к техническому освидетельствованию резервуаров СУГ.

6.1.9. Раскопка грунта в местах утечек газа до их устранения.

6.1.10. Все виды ремонта, связанные с выполнением огневых и сварочных работ на действующих газопроводах, ГРП, ГНС, ГНП, АГЗС СУГ.

6.1.11. Заправка газобаллонных автомашин.

6.2. Газоопасные работы, перечисленные в п. 6.1 настоящих Правил, должны выполняться под руководством специалиста или руководителя, за исключением присоединения или отсоединения без применения сварки отдельных бытовых газовых приборов и аппаратов, ввода в эксплуатацию индивидуальных баллонных установок, проведения ремонтных работ без применения сварки и газовой резки на газопроводах низкого давления диаметром не более 50 мм, наполнения СУГ резервуаров и баллонов в процессе эксплуатации, ремонта, осмотра и проветривания колодцев, проверки и откачки конденсата из конденсатосборников, слива неиспарившихся остатков СУГ из резервуаров и баллонов, заправки газобаллонных автомашин, а также технического обслуживания внутренних газопроводов и газоиспользующих установок, в том числе ГНС, ГНП, АГЗС СУГ и установок СУГ.

Руководство указанными в виде исключения работами допускается поручать наиболее квалифицированному рабочему.

6.3. Газоопасные работы должны выполняться бригадой в составе не менее двух рабочих.

Примечания. 1. На каждом предприятии должен быть разработан и утвержден перечень газоопасных работ, выполняемых без руководства специалистами и без оформления наряда-допуска по утвержденным для каждого вида работ производственным инструкциям и инструкциям по безопасным методам работ.

2. Ремонтные работы в колодцах, тоннелях, траншеях и котлованах глубиной более 1 м, в коллекторах и резервуарах должны производиться бригадой не менее чем из трех рабочих.

3. Ввод в эксплуатацию индивидуальных баллонных установок, техническое обслуживание газового оборудования предприятий бытового обслуживания населения непроизводственного характера и общественных зданий, а также отдельных газовых приборов и аппаратов в жилых домах могут выполняться одним рабочим.

6.4. На проведение газоопасных работ выдается наряд-допуск (приложение 40).

6.5. Лица, имеющие право выдачи нарядов, определяются приказом по предприятию газового хозяйства или предприятию, осуществляющему эксплуатацию системы газоснабжения собственной газовой службой. Эти лица назначаются из числа руководящих работников и специалистов, сдавших экзамены в соответствии с требованиями настоящих Правил.

6.6. Периодически повторяющиеся газоопасные работы, выполняемые в аналогичных условиях, как правило, постоянным составом работающих, могут проводиться без оформления наряда-допуска по утвержденным для каждого вида работ производственным инструкциям и инструкциям по безопасным методам работ. К таким работам относятся работы, перечисленные в пп. 6.1.7, 6.1.11, а также техническое обслуживание газопроводов и газового оборудования без отключения газа, техническое обслуживание запорной арматуры и компенсаторов, повторный слив из железнодорожных и автомобильных цистерн, повторное наполнение СУГ резервуаров, работы на промышленных печах и установках, являющиеся неотъемлемой частью технологического процесса.

Указанные работы должны регистрироваться в специальном журнале учета газоопасных работ. Журнал должен быть прошнурован и скреплен печатью, страницы в нем должны быть пронумерованы.

6.7. Пуск газа в газовые сети городов, поселков и сельских населенных пунктов, в газопроводы высокого давления, работы по присоединению газопроводов высокого и среднего давлений, ремонтные работы в ГРП (ГРУ), в производственной зоне, ГНС, ГНП, АГЗС, СУГ с применением сварки и газовой резки, ремонтные работы на газопроводах среднего и высокого давлений «под газом» с применением сварки и газовой резки, снижение и восстановление давления газа в газопроводах среднего и высокого давлений, связанные с отключением потребителей, отключение и последующее включение подачи газа в целом на предприятие, первичное заполнение резервуаров сжиженным газом на ГНС, АГЗС, ГНП проводятся по специальному плану, утвержденному главным инженером предприятия газового хозяйства, а при выполнении указанных работ силами газовой службы предприятия - главным инженером этого предприятия.

6.8. В плане работ указываются: последовательность проведения работ, расстановка людей, потребность в механизмах и приспособлениях, мероприятия, обеспечивающие максимальную безопасность проведения данных работ, лица, ответственные за проведение каждой газоопасной работы, за общее руководство и координацию работ.

6.9. Каждому ответственному лицу выдается отдельный наряд-допуск на проведение газоопасной работы в соответствии с планом работ.

6.10. К плану работ и наряду-допуску прилагается исполнительный чертеж или выкопировка из него с указанием места и характера производимой работы. Перед началом газоопасных работ лицо, ответственное за их проведение, должно проверить соответствие исполнительного чертежа или выкопировки фактическому расположению объекта на месте.

6.11. Работы по локализации и ликвидации аварий проводятся без наряда-допуска до устранения прямой угрозы жизни людей и повреждения материальных ценностей. После устранения угрозы работы по приведению газопроводов и газооборудования в технически исправное состояние должны проводиться по наряду-допуску.

Примечание. В том случае, когда авария от начала до конца ликвидируется аварийной службой, составление наряда-допуска не требуется.

6.12. Наряды-допуски на газоопасные работы должны выдаваться заблаговременно для проведения необходимой подготовки к работе. В наряде-допуске указываются срок его действия, время начала и окончания работы. При невозможности окончить работу в установленный срок наряд-допуск на газоопасные работы подлежит продлению лицом, выдавшим его.

Наряды-допуски должны регистрироваться в специальном журнале (приложение 41).

Ответственный, получая наряд-допуск и возвращая его по окончании работы, обязан расписаться в журнале.

6.13. Наряды-допуски должны храниться не менее одного года. Наряды-допуски, выдаваемые на первичный пуск газа, врезку в действующий газопровод, производство ремонтных работ на подземных газопроводах с применением сварки, хранятся в исполнительно-технической документации на данный объект.

6.14. Если газоопасные работы, выполняемые по наряду-допуску, проводятся в течение более одного дня, ответственный за их выполнение обязан ежедневно докладывать о ходе работ лицу, видавшему наряд-допуск на эту работу.

6.15. Командированному персоналу наряды-допуски на газоопасные работы выдаются на весь срок командировки. Производство работ контролируется лицом, назначенным организацией, проводящей работы.

6.16. Перед началом газоопасной работы ответственный за ее проведение обязан проинструктировать всех рабочих о необходимых мерах безопасности. После этого каждый рабочий, получивший инструктаж, должен расписаться в наряде-допуске.

6.17. В процессе проведения газоопасной работы все распоряжения должны выдаваться лицом, ответственным за работу. Другие должностные лица и руководители, присутствующие при проведении работы, могут давать указания рабочим только через ответственного за проведение данной работы.

6.18. Газоопасные работы должны выполняться, как правило, в дневное время. Работы по локализации и ликвидации аварий выполняются в любое время в присутствии и под непосредственным руководством специалиста или руководителя.

Примечание. В городах северной климатической зоны газоопасные работы могут проводиться в ночное время.

6.19. Присоединение к действующим вновь построенных газопроводов и газопотребляющих объектов, не принятых приемочной комиссией, запрещается.

6.20. Перед пуском газа на объектах, принятых комиссией, но не введенных в эксплуатацию в течение 6 месяцев со дня последних испытаний, должны быть проведены повторные испытания на герметичность газопроводов, проверена работа установок электрохимической защиты, состояние дымоотводящих и вентиляционных систем, комплектность и исправность газового оборудования, арматуры, средств измерений и автоматизации.

6.21. Присоединение к действующим газопроводам вновь построенных газопроводов и объектов должно производиться только при пуске газа в эти газопроводы или объекты.

6.22. Все газопроводы и газооборудование перед их присоединением к действующим газопроводам, а также после ремонта должны подвергаться внешнему осмотру и контрольной опрессовке бригадой, производящей пуск газа.

6.23. Контрольная опрессовка выполняется воздухом или инертными газами.

6.24. Наружные газопроводы всех давлений подлежат контрольной опрессовке давлением 0,02 МПа (2000 мм вод. ст.). Падение давления не должно превышать 10 даПа (10 мм вод. ст.) за 1 ч.

Примечание. Если участки наружных газопроводов низкого давления отключены гидрозатворами, то контрольная опрессовка таких газопроводов может проводиться давлением 400 даПа (400 мм вод. ст.). Падение давления не должно превышать 5 даПа (5 мм вод. ст.) за 10 мин.

6.25. Контрольная опрессовка внутренних газопроводов промышленных и сельскохозяйственных предприятий, котельных, предприятий бытового обслуживания населения производственного характера, а также оборудования и газопроводов ГРП (ГРУ), ГНС, ГНП и АГЗС должна производиться давлением 0,01 МПа (1000 мм вод. ст.). Падение давления не должно превышать 60 даПа (60 мм вод. ст.) за 1 ч.

6.26. Контрольная опрессовка внутренних газопроводов и газового оборудования предприятий бытового обслуживания населения непроизводственного характера, жилых домов и общественных зданий должна производиться давлением 500 даПа (500 мм вод. ст.). Падение давления не должно превышать 20 даПа (20 мм вод. ст.) за 5 мин.

6.27. Резервуары СУГ, газопроводы обвязки резервуарных и групповых баллонных установок должны испытываться давлением 0,3 МПа (3 кгс/см²) в течение 1 часа. Результаты контрольной опрессовки считаются положительными при отсутствии видимого падения давления по манометру и утечек, определяемых с помощью мыльной эмульсии.

6.28. Результаты контрольной опрессовки должны записываться в нарядах-допусках на выполнение газоопасных работ.

6.29. Давление воздуха в присоединяемых газопроводах должно сохраняться до начала работ по их присоединению или пуску газа.

6.30. Если осмотренные и подвергшиеся контрольной опрессовке газопроводы не были наполнены газом, то при возобновлении работ по пуску газа они должны быть повторно осмотрены и спрессованы.

6.31. При ремонтных работах в загазованной среде должны применяться инструменты из цветного металла, исключающего возможность искрообразования. Рабочая часть инструментов из черного металла должна обильно смазываться солидолом или другой смазкой.

Применение в загазованной среде электрических инструментов, дающих искрение, запрещается.

6.32. Рабочие и специалисты, выполняющие газоопасную работу в колодце, резервуаре, в помещениях ГРП, ГНС, ГНП и АГЗС, должны быть в обуви без стальных подковок и гвоздей.

6.33. При выполнении газоопасных работ должны применяться переносные светильники во взрывозащищенном исполнении.

6.34. В колодцах, имеющих перекрытия, туннелях, коллекторах, технических подпольях, ГРП и на территории ГНС, АГ3С и ГНП не допускается проведение сварки и газовой резки на действующих газопроводах без отключения и продувки их воздухом или инертным газом. При отключении газопроводов после запорных устройств должны устанавливаться заглушки.

6.35. В газовых колодцах сварка и резка, а также замена арматуры, компенсаторов и изолирующих фланцев допускаются только после полного снятия перекрытий.

6.36. Перед началом сварки или газовой резки в колодцах, котлованах и коллекторах должна проводиться проверка воздуха на загазованность. Объемная доля газа в воздухе не должна превышать 20 % нижнего предела воспламеняемости. Пробы должны отбираться в наиболее плохо вентилируемых местах.

В течение всего времени проведения сварочных работ на газопроводах СУГ колодцы и котлованы должны вентилироваться путем нагнетания воздуха вентилятором или компрессором.

6.37. Сварка или газовая резка на действующих газопроводах при присоединении к ним газопроводов и ремонте должны проводиться при давлении газа 40-200 даПа (40 - 200 мм вод. ст). Наличие указанного давления должно проверяться и течение всего времени выполнения работы. При снижении давления ниже 40 даПа (40 мм вод ст.) и повышения его свыше 200 даПа (200 мм вод. ст.) резку и сварку следует прекратить.

При использовании специальных приспособлений, обеспечивающих безопасность и качество выполнения работ, допускается производить присоединение газопроводов без снижения давления.

Для контроля за давлением в месте проведении работ должен устанавливаться манометр или использоваться манометр, размещенный на расстоянии не более 100 м от места проведения работ.

6.38. При производстве работ по установке дополнительного оборудования на действующих внутренних газопроводах сварку и резку следует производить на отключенных участках, которые должны быть продуты воздухом или инертным газом.

6.39. Снижение давления газа в действующем газопроводе при выполнении работ по присоединению к нему новых газопроводов должно производиться при помощи отключающих устройств или регуляторов давления.

Во избежание повышения давления газа на этом участке газопровода следует использовать имеющиеся конденсатосборники, гидрозатворы, а при необходимости (до начала работ по присоединению) устанавливать сбросной трубопровод с отключающим устройством для сброса газа, который должен, по возможности, сжигаться.

6.40. Способ присоединения газопровода к действующему газопроводу должен определяться предприятием газового хозяйства или организацией, выполняющей его функции.

6.41. Врезку газопроводов "под газом" следует производить по специальным инструкциям, разрабатываемым предприятиями газового хозяйства в соответствии с типовыми инструкциями.

6.42. Проверка герметичности газопроводов, арматуры и приборов огнем запрещается.

6.43. Пребывание посторонних лиц, а также курение в местах проведения газоопасных работ и применение источников открытого огня запрещаются.

Котлованы и колодцы при проведении в них работ должны ограждаться. Котлованы должны иметь размеры, удобные для проведения работ и размещения необходимого инструмента, материалов и оборудования. Вблизи места работ должны вывешиваться или выставляться предупредительные знаки.

6.44. При газовой резке или сварочных работах на действующих газопроводах, а также при выплавке свинца из раструбов чугунных газопроводов во избежание образования большого пламени места выхода газа должны замазываться шамотной глиной с асбестовой крошкой.

6.45. Удаление заглушек, установленных на ответвлениях к потребителям, а также на вводах в отдельные здания, производится по указанию лица, руководящего работами по пуску газа, после осмотра и опрессовки газопровода в соответствии с пп. 6.23-6.28 настоящих Правил.

6.46. Пуск газа в газопровод, если не проверены путем осмотра его целостность, исправность газового оборудования и не проведена контрольная опрессовка, запрещается.

6.47. Пуск газа в газопроводы и газовое оборудование жилых домов-новостроек в городах может производиться до заселения жильцов в дома.

Порядок пуска газа, принятие организационных и технических мер по обеспечению безопасности устанавливаются инструкцией предприятия газового хозяйства, согласованной с главой исполнительной власти на местах.

Газовые приборы и аппараты после окончания пусковых работ должны сдаваться на сохранность представителю жилищно-эксплуатационной организации.

Квартиры с действующим газовым оборудованием должны заселяться после прохождения квартиросъемщиками инструктажа в соответствии с п. 3.8.2 настоящих Правил.

6.48. Газопроводы при пуске газа должны продуваться газом до вытеснения всего воздуха. Окончание продувки определяется путем анализа или сжигания отбираемых проб.

Объемная доля кислорода в пробе газа не должна превышать 1 %, а сгорание газа должно происходить спокойно, без хлопков.

Газопроводы при освобождении от газа должны продуваться воздухом или инертным газом до полного вытеснения газа. Окончание продувки определяется анализом. Остаточная объемная доля газа в продувочном воздухе не должна превышать 20 % нижнего предела воспламеняемости газа.

При продувке газопроводов запрещается выпускать газовоздушную смесь в помещения, лестничные клетки, а также в дымоходы, вентиляционные каналы и т.п. Помещения, в которых ведется продувка газопроводов, должны проветриваться.

Газовоздушная смесь при продувках газопроводов должна выпускаться в местах, где исключена возможность попадания ее в здания, а также воспламенения от какого-либо источника огня.

6.49. Отключаемые при сносе зданий, демонтаже газового оборудования участки газопроводов должны отрезаться, освобождаться от газа и завариваться наглухо.

6.50. В загазованных колодцах, коллекторах и помещениях, а также вне помещений в загазованной атмосфере ремонтные работы должны производиться без применения открытого огня (сварка, газовая резка).

6.51. При внутреннем осмотре и ремонте котлы или другие газифицированные агрегаты должны отключаться от газопровода с помощью заглушек.

Работа в топке котла или агрегата разрешается только после ее проветривания и проверки на загазованность.

6.52. Для спуска рабочих в колодцы, не имеющие скоб, котлованы, а также в резервуары должны применяться металлические лестницы с приспособлением для их закрепления у края колодца, котлована, люка резервуара.

6.53. В колодцах и котлованах с неотключенным газопроводом разрешается одновременное нахождение не более двух человек, при этом работы должны выполняться ими в спасательных поясах, а в случае возможного выхода газа - в противогазах.

На поверхности земли с наветренной стороны, а также у люка резервуара должны быть два человека, которые обязаны держать концы веревок от спасательных поясов рабочих, находящихся внутри перечисленных сооружений, вести непрерывное наблюдение за ними и воздухозаборными патрубками шланговых противогазов, не допускать к месту работы посторонних лиц.

6.54. Вскрытие и замена установленного на наружных и внутренних газопроводах оборудования (арматуры, фильтров, счетчиков и т.д.) должны производиться на отключенном участке газопровода. На отключающих устройствах должны устанавливать заглушки.

6.55. Заглушки, устанавливаемые на газопроводах, должны соответствовать максимальному давлению газа в газопроводе. Они должны иметь хвостовики, выступающие за пределы фланцев. На хвостовиках заглушек должно быть выбито клеймо с указанием давления газа и диаметра газопровода.

6.56. Набивка сальников запорной арматуры, разборка резьбовых соединений конденсатосборников на наружных газопроводах среднего и высокого давлений допускаются при давлении газа не более 0,1 МПа (1 кгс/см²).

6.57. Замена прокладок фланцевых соединений на наружных газопроводах допускается при давлении газа в газопроводе 40-150 даПа (40-150 мм вод. ст.).

6.58. Разборка фланцевых резьбовых соединений и арматуры на внутренних газопроводах любого давления должна производиться на отключенном и заглушенном участке газопровода.

6.59. Смазка кранов внутридомового газового оборудования на газопроводах диаметром до 50 мм при соблюдении необходимых мер предосторожности допускается при давлении газа не более 300 даПа (300 мм вод. ст.)

6.60. При ремонтных работах на газопроводах и оборудовании в загазованных помещениях снаружи должен находиться человек, наблюдающий за работающими в помещении, который обязан также следить за тем, чтобы вблизи не было источников огня. Наружные двери загазованного помещения должны быть постоянно открыты.

6.61. Перед началом ремонтных работ на подземных газопроводах, связанных с разъединением газопровода (замена задвижек, снятие и установка заглушек, прокладок и т.п.), необходимо отключить имеющуюся электрозащиту и установить на разъединяемых участках газопровода перемычку (если нет стационарно установленных перемычек) с целью предотвращения искрообразования.

6.62. Устранение в газопроводах ледяных, смоляных нафталиновых и других закупорок путем шуровки (металлическими шомполами), заливки растворителей или подачи пара разрешается при давлении газа в газопроводе не более 500 даПа (500 мм вод. ст.). Применение открытого огня для отогрева газопроводов в помещениях запрещается.

6.63. При устранении закупорок в газопроводах должны приниматься меры, максимально уменьшающие выход газа из газопровода. Работы должны проводиться в шланговых или кислородно-изолирующих противогазах. Выпуск газа в помещение запрещается.

6.64. При прочистке газопроводов потребители должны быть предупреждены о необходимости отключения газовых приборов до окончания работ.

6.65. Резьбовые и фланцевые соединения, которые разбирались для устранения закупорок в газопроводе, после сборки должны проверяться на герметичность мыльной эмульсией или газоанализатором.

6.66. Ответственным за обеспечение рабочих средствами индивидуальной защиты и исправность этих средств является специалист, руководящий газоопасной работой, а при выполнении работ, которые, согласно п. 6.2, могут проводиться без руководства, - лицо, выдавшее задание.

Обеспеченность средствами индивидуальной защиты и исправность их определяются при выдаче наряда-допуска на газоопасные работы. При организации рабочего места руководитель работы обязан обеспечить возможность быстрого вывода рабочих из опасной зоны.

6.67. Каждый работающий по наряду-допуску должен иметь шланговый или кислородно-изолирующий противогаз.

Применение фильтрующих противогазов не допускается. Необходимость наличия противогазов у работников при выполнении ими работ на внутренних газопроводах определяется нарядом-допуском на эти работы.

6.68. Разрешение на пользование кислородно-изолирующим противогазом в каждом случае должен выдавать руководитель работ лицам, прошедшим медицинское освидетельствование и специальный инструктаж о правилах пользования таким противогазом.

6.69. Во время работ в кислородно-изолирующем противогазе необходимо следить, чтобы остаточное давление кислорода в баллоне противогаза обеспечивало возвращение работающего в нем от места производства работ в незагазованную зону.

6.70. Продолжительность работы в противогазе без перерыва не должна превышать 30 мин. Время работы в кислородно-изолирующем противогазе следует записывать в паспорт противогаза.

6.71. Воздухозаборные патрубки шланговых противогазов при работе должны располагаться с наветренной стороны от места выделения газа и закрепляться. При отсутствии принудительной подачи воздуха вентилятором длина шланга не должна превышать 15 м. Шланг не должен иметь резких перегибов и чем-либо защемляться.

6.72. Спасательные пояса должны иметь наплечные ремни с кольцом со стороны спины на их пересечении для крепления веревки. Пояс должен подгоняться таким образом, чтобы кольца располагались не ниже лопаток. Применение поясов без наплечных ремней запрещается.

6.73. Противогазы проверяют на герметичность перед выполнением каждой газоопасной работы. При надетом противогазе конец гофрированной трубки плотно зажимают рукой. Если при этом положении дышать невозможно, противогаз исправен, если дышать можно, противогаз к применению не пригоден.

6.74. Спасательные пояса с кольцами для карабинов испытывают следующим образом: к кольцу пояса, застегнутого на обе пряжки, прикрепляют груз массой 200 кг, который остается в подвешенном состоянии в течение 5 мин. После снятия груза на поясе не должно быть следов повреждений.

6.75. Поясные карабины испытывают нагрузкой массой 200 кг. Карабин с открытым затвором остается под нагрузкой в течение 5 мин. После снятия груза освобожденный затвор карабина должен правильно и свободно встать на свое место.

6.76. Спасательные веревки испытывают нагрузкой массой 200 кг в течение 15 мин. После снятия нагрузки на веревке в целом и на отдельных нитях ее не должно быть повреждений.

6.77. Испытания спасательных поясов, поясных карабинов и спасательных веревок должны проводиться не реже 1 раза в 6 месяцев под руководством специалиста или руководителя. Результаты испытаний оформляются актом или записью в специальном журнале.

Перед выдачей поясов, карабинов и веревок должен производиться их наружный осмотр.

Каждый пояс и веревка должны иметь инвентарный номер.

7. ЛОКАЛИЗАЦИЯ И ЛИКВИДАЦИЯ АВАРИЙНЫХ СИТУАЦИЙ

7.1. Для локализации и ликвидации аварийных ситуаций в газовых хозяйствах городов, поселков и сельских населенных пунктов организуются АДС, их филиалы и посты с круглосуточной работой, включая выходные и праздничные дни. Штаты АДС и их филиалов, материально-техническое оснащение, а также оснащение технической и оперативно-эксплуатационной документацией определяются предприятиями газового хозяйства в соответствии с нормативами, утвержденными республиканскими органами по газификации.

7.2. Эксплуатационные участки, не имеющие в своем составе АДС, для оказания им необходимой помощи должны прикрепляться (приказом по предприятию газового хозяйства) к АДС или к наиболее близко расположенному его филиалу.

7.3. Предприятия и организации, которые эксплуатируют системы газоснабжения, аварийные работы выполняют силами и средствами собственной газовой службы.

По аварийным вызовам предприятий, имеющих собственную газовую службу, АДС предприятий городского газового хозяйства принимают участие и оказывают им практическую и методическую помощь по локализации и ликвидации аварий и их последствий.

7.4. Аварийные работы на ГНС, АГЗС и ГНП выполняются персоналом этих предприятий. Участие АДС в аварийных работах на ГНС, АГЗС и ГНП устанавливается Планом локализации и ликвидации аварий.

7.5. Деятельность аварийных бригад по локализации и ликвидации аварийных ситуаций должна определяться Планом локализации и ликвидации аварий и Планом взаимодействия служб различных ведомств (гражданской обороны, пожарной охраны, скорой помощи, милиции, организаций, эксплуатирующих инженерные коммуникации и т.д.), которые должны быть разработаны каждым предприятием с учетом местных условий.

Планы взаимодействия служб различных ведомств должны быть утверждены исполнительной властью на местах.

Ответственность за составление планов, своевременность внесения в них дополнений и изменений, пересмотр и переутверждение их (не реже 1 раза в 3 года) несет главный инженер предприятия.

7.6. На каждом предприятии с аварийными бригадами должны проводиться тренировочные занятия с последующей оценкой действий персонала:

по планам локализации и ликвидации аварий по каждой теме, для каждой бригады - не реже 1 раза в 6 месяцев;

по планам взаимодействия служб различного назначения - не реже 1 раза в год.

Тренировочные занятия должны проводиться в условиях максимально приближенных к реальным.

Проведенные тренировочные занятия должны регистрироваться в специальном журнале.

7.7. Все заявки в АДС должны регистрироваться в специальных журналах. В журнале отмечаются время поступления извещения (заявки), адрес, фамилия заявителя, время выезда и прибытия на место аварийной бригады, характер повреждения и перечисляются выполненные работы.

В аварийных службах предприятий газового хозяйства телефонные заявки одновременно должны автоматически записываться на магнитную ленту. Срок хранения кассет с записями должен быть не менее 10 суток. Своевременность выполнения аварийных заявок и объем работ должны систематически контролироваться руководителями предприятий газового хозяйства. На основании анализа всех заявок должны разрабатываться мероприятия по улучшению организации технического обслуживания газового хозяйства.

7.8. При получении извещения (заявки) о наличии газа диспетчер обязан дать инструктаж заявителю о принятии необходимых мер безопасности.

7.9. В основу организации работ по выполнению аварийных заявок должно быть положено требование о прибытии бригады АДС (персонала эксплуатационного участка, при котором АДС и ее филиалы могут не организовываться) на аварийный объект в предельно короткий срок, установленный положением об АДС, но не более чем через 40 минут. По всем извещениям о взрыве, пожаре, загазованности помещений к месту аварий аварийная бригада должна выехать в течение 5 мин.

7.10. Аварийная бригада должна выезжать на специальной аварийной автомашине, оборудованной радиостанцией, сиреной, проблесковым маячком и укомплектованной в соответствии с приложением 42. При выезде для локализации и ликвидации аварий на наружных газопроводах аварийная бригада должна иметь планшеты (маршрутные карты) и необходимую исполнительно-техническую документацию (планы газопровода с привязками, схемы сварных стыков).

7.11. Ответственность за своевременное прибытие аварийной бригады на место аварии и выполнение работ в соответствии с планом локализации и ликвидации аварий несет ее руководитель.

7.12. При выявлении объемной доли газа в подвалах, туннелях, коллекторах, подъездах, помещениях первых этажей зданий более 1 % для природного газа или 0,4 % для СУГ должны быть приняты меры по немедленному отключению газопроводов от системы газоснабжения и эвакуации людей из опасной зоны.

7.13. На поврежденный газопровод (для временного устранения утечки) разрешается накладывать бандаж, бинт с шамотной глиной или хомут при условии ежедневного осмотра.

Засыпка подземных газопроводов с наложенными на них бандажами и хомутами запрещается.

Примечание. Продолжительность установки бандажа, бинта с шамотной глиной или хомута на внутреннем газопроводе не должна превышать одной смены.

7.14. Работы по ликвидации аварий или аварийной ситуации АДС могут передаваться эксплуатационным службам после того, как будут приняты все меры, исключающие возможность взрывов, пожаров, отравлений.

8. ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Необходимость и сроки приведения в соответствие с настоящими Правилами и строительными нормами объектов газового хозяйства должны быть определены администрацией предприятия и согласованы с местными органами государственного надзора не позднее 6 месяцев с момента ввода в действие настоящих Правил.

Приложение 1

ОСНОВНЫЕ ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

Примечание. При изложении требований слова "как правило" означают, что данное требование является преобладающим, а отступление от него должно быть обоснованным.

Слово "допускается" означает, что данное решение применяется в виде исключения, как вынужденное вследствие определенных причин.

Приложение 2

ВРЕМЕННЫЙ ПОРЯДОК АТТЕСТАЦИИ СВАРЩИКОВ ПОЛИЭТИЛЕНОВЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

1. Общие положения

1.1. Настоящие правила устанавливают порядок аттестации сварщиков на машинах контактной сварки, выполняющих работы по сварке и монтажу газопроводов из полимерных материалов при их строительстве и эксплуатации (ремонте).

1.2. К обучению допускаются лица в возрасте не моложе 18 лет, имеющие опыт и стаж работы по строительству и эксплуатации газопроводов не менее одного года.

1.3. Аттестация сварщиков должна проводиться квалифицированными комиссиями после проверки теоретических знаний и практических навыков в области сварки и монтажа полиэтиленовых газопроводов.

1.4. Постоянно действующая комиссия по аттестации сварщиков создается при учебно-курсовых комбинатах, специализированных строительно-монтажных организациях, располагающих необходимой производственной базой и соответствующими квалифицированными преподавательскими кадрами.

1.5. В состав комиссии должны быть включены:

представитель учебно-курсового комбината или строительно-монтажной организации, где обучались сварщики, - председатель комиссии;

преподаватель по теоретическому и практическому обучению;

инспектор местного органа государственного надзора;

другие специалисты по сварочному производству.

2. Порядок проведения аттестации

2.1. К аттестации допускаются лица, прошедшие полный курс теоретического и практического обучения в объеме программы, утвержденной в установленном порядке.

2.2. Сварщик обязан знать: технологические свойства свариваемых материалов, устройство сварочных машин, правила и приемы монтажа полиэтиленовых газопроводов, способы контроля и испытания сварных соединений.

2.3. Сварщик должен уметь пользоваться приспособлениями и оборудованием, применяющимися при заготовке, сварке и монтаже полиэтиленовых газопроводов.

2.4. Для проверки практических навыков каждым сварщиком должны быть сварены пять контрольных стыков в присутствии двух членов комиссии.

Сварка должна выполняться в условиях, соответствующих производственным, сваренные стыки должны иметь клеймение.

2.5. Сварщикам, прошедшим аттестацию, выдается удостоверение установленной формы за подписью председателя комиссии, администрации учебно-курсового комбината и представителя местного органа государственного надзора.

2.6. Сварщики, получившие неудовлетворительную оценку по одному из видов проверки (теоретической или практической), могут быть допущены к повторной сдаче экзаменов после дополнительного обучения, но не ранее чем через 1 месяц.

2.7. Переаттестация сварщиков должна проводиться:

периодически, не реже 1 раза в 12 месяцев;

при перерыве в работе по сварке свыше 6 месяцев;

перед допуском к работе после отстранения за нарушение технологии и низкое качество работ.

2.8. В случаях перерыва в работе более 1 мес., изменения диаметра свариваемых труб сварщик допускается к работе после сварки не менее 5 допускных стыков, качество которых контролируется лабораторией специализированной строительно-монтажной организации в соответствии с п. 3.1.

3. Контроль качества контрольных сварных соединений

3.1. Контролироваться качество сварочных работ должно в процессе их подготовки и проведения.

В состав контроля входят:

1) контроль качества свариваемых труб;

2) проверка состояния сварочного оборудования;

3) пооперационный контроль в процессе сварки и сборки;

4) проверка качества стыков внешним осмотром;

5) проверка прочности сварных соединений и определение характера их разрушения при механических испытаниях.

3.2 Контроль качества свариваемых труб состоит из определения:

1) внешнего вида поверхности;

2) размеров труб;

3) величин предела текучести при растяжении и относительного удлинения при разрыве.

Не допускается использовать сплющенные трубы (имеющие диаметр, уменьшенный по сравнению с номинальным более чем на 5 %), а также трубы с надрезами и царапинами в осевом направлении глубиной более 0,5 мм и в кольцевом более 0,7 мм.

Размеры труб должны соответствовать требованиям нормативных документов на их изготовление.

Величины предела текучести и относительного удлинения определяются при испытании на осевое растяжение образцов типа II по ГОСТ 11262-80 в соответствии с требованиями ТУ 6-19-352-87.

3.3. При пооперационном контроле в процессе сварки и сборки труб проверяются: правильность центровки труб, совмещения кромок, зазор между свариваемыми торцами труб, правильность режима сварки.

3.4. По внешнему виду сварной шов полиэтиленовых труб должен удовлетворять требованиям табл. 1.

Таблица 1

Стыки, забракованные при внешнем осмотре, исправлению и дальнейшим испытаниям не подлежат.

3.5. Механическим испытаниям подвергаются не менее пяти контрольных стыков, выполненных аттестуемым сварщиком.

Для испытания контрольных стыков на осевое растяжение из них вырезают образцы типа II по ГОСТ 11262-80. Из каждого контрольного стыка вырезают равномерно по периметру трубы не менее пяти образцов.

Сварной шов должен находиться строго на середине образца.

Испытания проводят в соответствии с требованиями ТУ 6-19-352-87 на разрывных машинах, обеспечивающих измерение и отсчет нагрузки при растяжении с точностью не менее 1 % измеряемой величины.

Испытания проводят как для материала труб ПНД, так и для сварных соединений при скорости перемещения подвижного захвата 50 мм/мин.

Сварные образцы испытывают не ранее чем через 24 ч после сварки.

4. Оценка качества контрольных сварных соединений

4.1. Качество сварных соединений оценивают по количеству образцов (в процентах), имеющих пластичный характер разрушения. Характер разрушения определяют по диаграмме напряжение - деформация (рисунок), на которой выделяются разрушения трех типов.

4.2. I тип - наблюдается после формирования "шейки" (типичного сужения площади сечения образца во время растяжения) на одной или обеих половинах испытываемого образца. Разрушение наступает при достижении относительного удлинения не менее 350 % и характеризует высокую пластичность.

II тип - отмечается после достижения предела текучести во время формирования "шейки". Разрушение наступает при небольших величинах относительного удлинения, но не менее 50 % и характеризует низкую пластичность.

III тип - происходит до достижения предела текучести, по сварному шву, без удлинения образца и характеризует хрупкое разрушение.

4.3. Удовлетворительными сварными соединениями для газопроводов считают соединения, при испытании которых на осевое растяжение 80 % образцов имеют пластичный характер разрушения I типа. Остальные образцы должны иметь разрушение II типа.

Разрушение III типа не допускается.

Определяются также предел текучести и относительное удлинение.

По результатам испытания составляется заключение о качестве контрольных стыков.

Приложение 3

ИНСТРУКЦИЯ
ПО РАССЛЕДОВАНИЮ И УЧЕТУ АВАРИЙ И НЕСЧАСТНЫХ СЛУЧАЕВ, СВЯЗАННЫХ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ГАЗА В БЫТУ

1. Общие положения

1.1. Действие Инструкции распространяется на расследование причин аварий и несчастных случаев в жилых зданиях, принадлежащих жилищно-эксплуатационным хозяйствам предприятий, учреждений, организаций, а также гражданам, где для хозяйственно-бытовых целей используются природные и сжиженные углеводородные газы.

1.2. В соответствии с настоящей Инструкцией расследованию подлежат:

несчастные случаи, причины которых - отравления, удушения, термические ожоги и механические повреждения;

взрывы и пожары, не повлекшие за собой несчастные случаи, но приведшие к полному или частичному повреждению зданий, оборудования и имущества граждан.

1.3. О каждом случае, указанном в п. 1.2 настоящей Инструкции, аварийная служба или руководство предприятия газового и жилищно-эксплуатационных хозяйств обязаны немедленно сообщить местному органу государственного надзора и исполнительной власти на местах.

Сведения об авариях и несчастных случаях должны доводиться до региональных органов Госгортехнадзора России в установленном порядке.

1.4. Работы по локализации аварийной ситуации и спасению людей должны выполняться работниками предприятий газового хозяйства и предприятием - владельцем здания, не ожидая прибытия на место членов комиссии по расследованию.

1.5. До начала расследования причин аварий и несчастных случаев руководители жилищно-эксплуатационной организации и предприятия газового хозяйства обязаны принять меры по сохранению обстановки и состояния газового оборудования, если это не угрожает жизни и здоровью людей и не может вызвать повторных аварий и несчастных случаев.

2. Расследование причин аварий и несчастных случаев

2.1. Техническое расследование причин аварий и несчастных случаев проводится комиссией, назначаемой распоряжением главы исполнительной власти на местах, а на подконтрольных государственному надзору объектах - органа государственного надзора.

2.2. В состав комиссии должны включаться представители предприятия газового хозяйства, жилищно-эксплуатационной организации, а также органов, осуществляющих ведомственный надзор за эксплуатацией газового хозяйства в жилом фонде и (по согласованию) органов государственного надзора и других организаций. Главой исполнительной власти на местах назначается председатель комиссии.

2.3. По требованию комиссии администрация жилищно-эксплуатационной организации и предприятия газового хозяйства обязаны:

пригласить для определения причин аварий специалистов-экспертов;

выполнить фотоснимки поврежденного объекта, места несчастного случая и т.п.;

предоставить транспорт, спецодежду и средства связи, необходимые для проведения расследования;

обеспечить размножение в необходимом количестве материалов расследования.

Примечание. Из специалистов-экспертов распоряжением председателя комиссии может назначаться экспертно-техническая комиссия. Вопросы, требующие экспертного заключения, и материалы с выводами экспертно-технической комиссии оформляются письменно.

2.4. Комиссия имеет право проводить опросы и требовать письменного объяснения от пострадавших, свидетелей и должностных лиц, необходимые для выяснения обстоятельств и причин аварии и несчастного случая.

Письменные объяснения и протоколы опроса должны быть подписаны теми лицами, кто их дает, и удостоверены подписью одного из членов комиссии по расследованию аварии и несчастного случая.

2.5. Задача технического расследования - выявление причин аварии и несчастного случая. Для этого должны быть установлены характер и последствия аварии и несчастного случая, выявлена и изучена обстановка, ей предшествовавшая.

При осмотре места аварии необходимо:

зафиксировать все изменения в обстановке до момента происшествия;

установить вид, тип, марку газовой аппаратуры и оборудования, их расположение и техническое состояние;

оценить состояние дымоходов и вентиляционных каналов и соответствие их установленным газовым приборам;

определить вид работ и операций, при выполнении которых произошла авария или несчастный случай, а также действий пострадавших, нарушений требований нормативной и эксплуатационной документации.

Расследованием устанавливаются:

технические и организационные причины аварии и несчастного случая;

кем и когда разработан проект на газификацию и его соответствие требованиям СНиП;

качество выполненного монтажа газового оборудования, полнота и правильность оформления исполнительно-технической документации;

сведения о техническом состоянии газовых приборов и аппаратов, дымоходов и вентиляционных каналов.

Одновременно проверяется наличие на предприятии газового хозяйства заявок о неисправностях газового оборудования с объекта, где произошли авария или несчастный случай, и какие меры были приняты по их устранению.

По возможности в реальных условиях проверяется обоснованность предполагаемых причин возникновения опасной ситуации. При необходимости выполняются контрольные испытания, технические расчеты и лабораторные исследования.

Комиссией выясняются также:

действия пострадавшего, соблюдение им требований Типовой инструкции по безопасному пользованию бытовыми газовыми приборами и аппаратами;

что видели и слышали очевидцы происшествия;

какие требования правил безопасности, по их мнению, были нарушены, условия, способствовавшие нарушению правил, норм и инструкций;

вещественные доказательства нарушений, характеризующие обстоятельства и причины происшествия;

сущность конкретных отступлений от нормативных документов, вызвавших несчастный случай, и должностные лица, ответственные за допущенные нарушения.

2.6. Комиссия обязана в срок не более 10 дней составить акт технического расследования по прилагаемой форме № 1. Акт подписывается всеми членами комиссии.

2.7. К акту технического расследования прилагаются:

распоряжение о создании комиссии для расследования причин аварии или несчастного случая;

протокол осмотра места аварии или несчастного случая, подписанный членами комиссии;

эскиз места несчастного случая с нанесением газового оборудования, подписанный членами комиссии и лицом, его составившим;

письменные объяснения и протоколы опросов свидетелей и работников предприятия газового хозяйства, жилищно-эксплуатационной организации и лиц, выполняющих работы по проверке дымовых и вентиляционных каналов;

выписка из журналов о прохождении инструктажа квартиросъемщиков по правилам пользования газовыми приборами;

документы, подтверждающие прохождение инструктажа и регистрацию домовладельца, осуществляющего проверку дымоходов собственными силами;

выписка из журнала проверки и прочистки дымоходов и вентиляционных каналов или акты проверок, предусмотренные Правилами безопасности в газовом хозяйстве;

справки о проведении технического обслуживания газового оборудования, копия документа, регламентирующего периодичность и порядок проведения технического обслуживания и ремонта газопроводов, бытовых газовых приборов и аппаратов;

медицинские заключения о характере повреждений у пострадавших и степени их тяжести или заключения судебно-медицинской экспертизы о причинах смерти;

справка о размере материального ущерба и других потерях, вызванных аварией;

фотографии места происшествия (по решению комиссии);

мероприятия по ликвидации последствий и предупреждению подобных случаев с указанием сроков исполнения;

вывод в отношении виновных лиц;

заключение экспертной комиссии, результаты лабораторных и других исследований, экспериментов, анализов в зависимости от характера и особенностей несчастного случая.

2.8. По результатам технического расследования делаются выводы о причинах аварии или несчастного случая, разрабатываются мероприятия по их устранению, их последствий и недопущению подобных случаев в будущем, определяются сроки, организация (предприятия) и должностные лица, ответственные за их реализацию.

2.9. Материалы расследования направляются исполнительной власти на местах, органу государственного надзора, в прокуратуру по месту аварии или несчастного случая и организациям, на которых возлагается контроль за выполнением мероприятий, прилагаемых к материалам технического расследования.

3. Порядок регистрации и учета

3.1. Аварии и несчастные случаи, перечисленные в п. 1.2 настоящей Инструкции, подлежат регистрации на предприятиях газового хозяйства и в органах государственного надзора.

Форма № 2 (журнал регистрации аварий и несчастных случаев) прилагается.

3.2. Учету предприятиями газового хозяйства подлежат все предусмотренные п. 1.2 настоящей Инструкции аварии и несчастные случаи, а в органах государственного надзора - происшедшие на подконтрольных им объектах.

3.3. К учету не принимаются:

несчастные случаи, происшедшие с лицами, находящимися в состоянии психического расстройства, алкогольного или наркотического опьянения;

несчастные случаи и аварии, происшедшие по вине абонентов, использовавших газ и газовые приборы с целью самоубийства или других преднамеренных опасных действий.

3.4. Аварии и несчастные случаи, происшедшие при проведении пусконаладочных работ, органами государственного надзора не учитываются.

Форма № 2

Журнал регистрации аварий и несчастных случаев

Журнал должен быть пронумерован, прошнурован и опечатан.

Приложение 4

КЛАССИФИКАЦИЯ ГАЗОПРОВОДА, ВХОДЯЩЕГО В СИСТЕМУ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ (СНиП 2.04.08-87*, Приложение 1)

Распределительными газопроводами следует считать наружные газопроводы, обеспечивающие подачу газа от источников газоснабжения до газопроводов-вводов, а также газопроводы высокого и среднего давления, предназначенные для подачи газа к одному объекту (ГРП, промышленное предприятие, котельная и т.п.).

Газопроводом-вводом следует считать газопровод от места присоединения к распределительному газопроводу до отключающего устройства на вводе.

Вводным газопроводом следует считать участок газопровода от отключающего устройства на вводе в здание (при установке отключающего устройства снаружи здания) до внутреннего газопровода, включая газопровод, проложенный в футляре через стену здания.

Межпоселковыми газопроводами следует считать распределительные газопроводы, прокладываемые вне территории населенных пунктов.

Внутренним газопроводом следует считать участок газопровода от газопровода-ввода (при установке отключающего устройства внутри здания) или от вводного газопровода до места подключения прибора, теплового агрегата и др.

Приложение 5

РАССТОЯНИЕ В ПЛАНЕ ОТ ПОДЗЕМНЫХ И НАЗЕМНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ ДО ЗДАНИЙ (кроме ГРП) И СООРУЖЕНИЙ (СНиП 2.07.01-89, табл. 14)

Примечания. 1. Для климатических подрайонов 1А, 1Б, 1Г и 1Д расстояние от подземных сетей (водопровода, бытовой и дождевой канализации, дренажей, тепловых сетей) при строительстве с сохранением вечномерзлого состояния грунтов оснований следует принимать по техническому расчету.

2. Допускается предусматривать прокладку подземных инженерных сетей в пределах фундаментов опор и эстакад трубопроводов, контактной сети при условии выполнения мер, исключающих возможность повреждения сетей в случае осадки фундаментов, а также повреждения фундаментов при аварии на этих сетях. При размещении инженерных сетей, подлежащих прокладке с применением строительного водопонижения, расстояние их до зданий и сооружений следует устанавливать с учетом зоны возможного нарушения прочности грунтов оснований.

3. В орошаемых районах при непросадочных грунтах расстояние от подземных инженерных сетей до оросительных каналов следует принимать (до бровки каналов):

1 м - от газопроводов низкого и среднего давления;

2 м - от газопроводов высокого давления до 0,6 МПа (6 кгс/см²);

1,5 м - от силовых кабелей и кабелей связи;

5 м - от оросительных каналов уличной сети до фундаментов и сооружений.

Приложение 6

РАССТОЯНИЕ В ПЛАНЕ МЕЖДУ ИНЖЕНЕРНЫМИ ПОДЗЕМНЫМИ СЕТЯМИ (СНиП 2.07.01-89, табл. 15)

Примечания. 1. При параллельной прокладке газопроводов для труб диаметром до 300 мм расстояние между ними (в свету) допускается принимать 0,4 м, более 300 мм - 0,5 м при совместном размещении в одной траншее двух и более газопроводов.

2. В табл. 15 указаны расстояния до стальных газопроводов. Размещение газопроводов из неметаллических труб следует предусматривать согласно СНиП 2.04.08-87*.

Приложение 7

РАССТОЯНИЕ, м, ПО ВЕРТИКАЛИ В СВЕТУ ПРИ ПЕРЕСЕЧЕНИИ ПОДЗЕМНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ ВСЕХ ДАВЛЕНИЙ С ДРУГИМИ ПОДЗЕМНЫМИ ИНЖЕНЕРНЫМИ СЕТЯМИ
(СНиП 2.04.08-87* п. 4.15; ПУЭ п. 2.3.95; ВНТП 116 - 80, табл. 6.3)

Водопровод, канализация, водосток, тепловые сети и т.п.    0,2

Электрокабель, телефонный кабель                                          0,5

Электрокабель маслонаполненный                                          1,0

Примечание. Допускается уменьшение расстояния между газопроводом и электрокабелем или кабелем связи при прокладке их в футлярах. Расстояние в свету между газопроводом и стенкой футляра при прокладке электрокабеля должно быть не менее 0,25 м, кабеля связи - не менее 0,15 м. Концы футляра должны выходить на 2 м в обе стороны от стенок пересекаемого газопровода.

Приложение 8

МИНИМАЛЬНОЕ РАССТОЯНИЕ ПО ГОРИЗОНТАЛИ ОТ МОСТОВ ДО ПОДВОДНЫХ И НАДВОДНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ
(СНиП 2.04.08-87*, табл. 7; СНиП 2.05.06-85, п. 6.8)

Приложение 9

ВЫСОТА, м, ПРОКЛАДКА В СВЕТУ НАДЗЕМНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ НА ВЫСОКИХ ОПОРАХ

Непроезжая часть площадки (территории) в местах прохода людей    2,2

Места пересечения:

с автодорогами (от верха покрытия проезжей части)                            5,0

с электрифицированными и неэлектрифицированными

внутренними железнодорожными путями                                             ГОСТ 9238-83

с железнодорожными путями общей сети                                              ГОСТ 9238-83

с трамвайными путями (от головки рельса)                                            7,1

с контактной сетью троллейбуса (от верха покрытия проезжей

части дороги)                                                                                              7,3

с внутренними железнодорожными подъездными путями

для перевозки расплавленного чугуна или горячего шлака

(до головки рельса)                                                                                    10

То же, при устройстве тепловой защиты трубопроводов                      6

Приложение 10

РАССТОЯНИЕ ПО ГОРИЗОНТАЛИ В СВЕТУ ОТ НАДЗЕМНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ, ПРОЛОЖЕННЫХ НА ОПОРАХ, И НАЗЕМНЫХ (БЕЗ ОБВАЛОВАНИЯ) ДО ЗДАНИЙ И СООРУЖЕНИЙ
(СНиП 2.04.08-87*, табл. 6)

^· Для газопроводов ГРП (входящих и выходящих) расстояние не нормируется.

Примечание. Знак «-» означает, что расстояние не нормируется.

Приложение 11
(справочное)

РАССТОЯНИЕ ПРИ ПЕРЕСЕЧЕНИИ, СБЛИЖЕНИИ И ПАРАЛЛЕЛЬНОМ СЛЕДОВАНИИ ВЛ С ПОДЗЕМНЫМИ И НАЗЕМНЫМИ ТРУБОПРОВОДАМИ (ПУЭ)

Расстояние между надземными и наземными (без обвалования) газопроводами и воздушными линиями электропередачи следует принимать по ПУЭ п. 2.4.63 и пп. 2.5.164-2.5.168.

Наименьшее расстояние от проводов ВЛ до надземных и наземных трубопроводов
(ПУЭ, табл. 2.5.36, извлечения)

Приложение 12

РАССТОЯНИЕ ПО ГОРИЗОНТАЛИ В СВЕТУ ОТ ПОДЗЕМНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ ДО ЗДАНИЙ И СООРУЖЕНИЙ НА ТЕРРИТОРИИ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ (СНиП II-89-80, табл. 9)

Примечание. Расстояние от газопроводов до стволов деревьев следует принимать равным 1,5 м. Расстояние до кустарников не нормируется.

Приложение 13

РАССТОЯНИЕ ПО ГОРИЗОНТАЛИ В СВЕТУ МЕЖДУ ГАЗОПРОВОДАМИ И ДРУГИМИ ИНЖЕНЕРНЫМИ СЕТЯМИ НА ТЕРРИТОРИИ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ (СНиП II-89-80, табл. 10)

Примечания. 1. При совместном размещении в одной траншее двух и более газопроводов при параллельной прокладке расстояние между ними в свету для труб диаметром до 300 мм должно быть не менее 0,4 м, для труб диаметром более 300 мм - не менее 0,5 м.

2. Минимальное расстояние по горизонтали от подземного газопровода до напорных сетей канализации допускается принимать как до сетей водопроводов; до наружной стенки колодцев и камер допускается принимать не менее 0,3 м; до тепловых сетей бесканальной прокладки с попутным дренажем следует принимать аналогично канальной прокладке.

Приложение 14

ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ ПОЛИЭТИЛЕНОВЫХ ТРУБ ДЛЯ СТРОИТЕЛЬСТВА ГАЗОПРОВОДОВ (СНиП 2.04.08-87*, табл. 8)

Приложение 15

РАССТОЯНИЕ ПО ВЕРТИКАЛИ В СВЕТУ ПРИ ПЕРЕСЕЧЕНИИ ПОЛИЭТИЛЕНОВЫХ ГАЗОПРОВОДОВ ВСЕХ ДАВЛЕНИЙ С ПОДЗЕМНЫМИ СООРУЖЕНИЯМИ (СНиП 2.04.08-87*, табл. 9)

Примечание. Минимальные расстояния по горизонтали в свету между полиэтиленовыми газопроводами и другими подземными сооружениями и зданиями следует принимать как для стальных газопроводов (СНиП 2.04.08-87*, п. 4.89).

Приложение 16

РАССТОЯНИЕ МЕЖДУ ГАЗОПРОВОДОМ И ОТКРЫТОЙ ЭЛЕКТРОПРОВОДКОЙ ВНУТРИ ПОМЕЩЕНИЯ (ПУЭ, пп. 2.1.56-2.1.57)

Приложение 17

РАССТОЯНИЕ В СВЕТУ, м, МЕЖДУ ГАЗОПРОВОДОМ, ПРОЛОЖЕННЫМ ПО СТЕНЕ ЗДАНИЯ, И СООРУЖЕНИЯМИ СВЯЗИ И ПРОВОДНОГО ВЕЩАНИЯ

(Извлечение из Правил техники безопасности при работах на кабельных линиях связи и проводного вещания)

^· Пересечение кабеля (проводов) с газопроводом без зазора между ними допускается при заключении кабеля (провода) связи и проводного вещания в трубку из электроизоляционного материала (резины, эбонита, полиэтилена и др.), выступающую на 0,1 м с каждой стороны газопровода.

^·· При наличии муфт расстояние должно быть увеличено до 0,5 м.

Приложение 18
(обязательное)

РАССТОЯНИЕ ПО ГОРИЗОНТАЛИ В СВЕТУ ОТ ОТДЕЛЬНО СТОЯЩИХ ГРП (ВКЛЮЧАЯ ШКАФНЫЕ, УСТАНАВЛИВАЕМЫЕ НА ОПОРАХ) ДО ЗДАНИЙ И СООРУЖЕНИЙ (СНиП 2.04.08-87*, табл. 10)

Примечание. Расстояние следует принимать от наружных стен здания или шкафа ГРП, а при расположении оборудования на открытой площадке - от края ограждения.

Приложение 19

МИНИМАЛЬНЫЕ РАССТОЯНИЯ ОТ РЕЗЕРВУАРОВ ДЛЯ ХРАНЕНИЯ СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ, РАЗМЕЩАЕМЫХ НА ГНС, ДО ЗДАНИЙ И СООРУЖЕНИЙ, НЕ ОТНОСЯЩИХСЯ К ГНС (СНиП 2.04.08-87*, табл. 11)

Примечания. 1. Расстояния до базы хранения с резервуарами различной вместимости следует принимать по резервуару с наибольшей вместимостью.

2. Расстояния от надземных резервуаров ГНС до мест, где одновременно может находиться более 800 человек (стадионы, рынки, парки и т.п.), а также до территории школ и детских учреждений независимо от числа мест в них, следует увеличивать в 2 раза против указанных в настоящей таблице (СНиП 2.04.08-87*, п. 8.13).

Приложение 20

РАССТОЯНИЕ МЕЖДУ ЗДАНИЯМИ И СООРУЖЕНИЯМИ, РАЗМЕЩЕННЫМИ НА ТЕРРИТОРИИ ГНС И ГНП (СНиП 2.04.08-87*, табл. 15)

Примечание. Расстояния от зданий и сооружений, размещенных на территории ГНС, до зданий подстанций и помещений электрораспределительных устройств следует принимать в соответствии с требованиями раздела 7 ПУЭ, а до электрораспределительных устройств, размещенных непосредственно в производственных невзрывоопасных помещениях, - по таблице 15.

* Расстояния следует принимать по СНиП II-89-80.

** Расстояния следует принимать по СНиП 2.04.02-84.

Приложение 21

МИНИМАЛЬНЫЕ РАССТОЯНИЯ ОТ РЕЗЕРВУАРОВ ДЛЯ ХРАНЕНИЯ СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ, РАЗМЕЩАЕМЫХ НА ГНС, ДО ДОРОГ (СНиП 2.04.08-87*, табл. 12)

Приложение 22

МИНИМАЛЬНЫЕ РАССТОЯНИЯ ОТ РЕЗЕРВУАРОВ ГНС, РАЗМЕЩАЕМЫХ НА ТЕРРИТОРИИ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ, ДО ЗДАНИЙ И СООРУЖЕНИЙ ЭТИХ ПРЕДПРИЯТИЙ (СНиП 2.04.08-87*, табл. 13)

Примечание. Расстояния от резервуаров сжиженных углеводородных газов общей вместимостью 500 м³ и меньше для ГНС, размещаемых на территории промышленных предприятий, до зданий, агрегатов и установок категории Г, относящихся к предприятию, следует принимать на 30 % более указанных в таблице (СНиП 2.04.08-87*, п. 8.19).

Приложение 23

МИНИМАЛЬНЫЕ РАССТОЯНИЯ ОТ РЕЗЕРВУАРОВ ГНС, РАЗМЕЩЕННЫХ НА ТЕРРИТОРИИ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ, ДО ДОРОГ ЭТИХ ПРЕДПРИЯТИЙ (СНиП 2.04.08-87*, табл. 14)

Приложение 24

МИНИМАЛЬНЫЕ РАССТОЯНИЯ ОТ РЕЗЕРВУАРОВ ДЛЯ ХРАНЕНИЯ СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ, РАЗМЕЩАЕМЫХ НА ГНП, ДО ЗДАНИЙ И СООРУЖЕНИЙ, НЕ ОТНОСЯЩИХСЯ К ГНП (СНиП 2.04.08-87*, табл. 19)

Приложение 25

МИНИМАЛЬНЫЕ РАССТОЯНИЯ ОТ РЕЗЕРВУАРОВ ДЛЯ ХРАНЕНИЯ СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ, РАЗМЕЩАЕМЫХ НА ГНП, ДО ДОРОГ (СНиП 2.04.08-87*, табл. 20)

Приложение 26

РАССТОЯНИЯ ОТ ПСБ И ПОГРУЗОЧНО-РАЗГРУЗОЧНЫХ ПЛОЩАДОК ПСБ ДО ЗДАНИЙ И СООРУЖЕНИЙ РАЗЛИЧНОГО НАЗНАЧЕНИЯ (СНиП 2.04.08-87*, табл. 21)

Примечания. 1. При размещении на ГНП резервуаров для хранения газа общей вместимостью более 50 м³ расстояния до ГНП следует принимать по табл. 19 СНиП 2.04.08-87*.

2. Допускается сокращать расстояния от ПСБ до одноэтажных жилых зданий садоводческих и дачных поселков не более чем в 2 раза при размещении на ПСБ не более 150 баллонов (СНиП 2.04.08-87*, п. 8.120).

Приложение 27

РАССТОЯНИЕ ПО ГОРИЗОНТАЛИ ОТ ШКАФА ГРУППОВОЙ БАЛЛОННОЙ И РЕЗЕРВУАРНОЙ УСТАНОВОК ДО ПОДЗЕМНЫХ СООРУЖЕНИЙ (СНиП 2.04.08-87*, табл. 27)

Приложение 28

РАССТОЯНИЕ ОТ ГРУППОВЫХ БАЛЛОННЫХ УСТАНОВОК ДО ЗДАНИЙ (СНиП 2.04.08-87*, табл. 26)

Приложение 29

МАКСИМАЛЬНАЯ СУММАРНАЯ ВМЕСТИМОСТЬ БАЛЛОНОВ В ГРУППОВОЙ БАЛЛОННОЙ УСТАНОВКЕ (СНиП 2.04.08-87*, табл. 25)

Приложение 30

РАССТОЯНИЕ ОТ РЕЗЕРВУАРНЫХ УСТАНОВОК, СЧИТАЯ ОТ КРАЙНЕГО РЕЗЕРВУАРА, ДО ЗДАНИЙ И СООРУЖЕНИЙ РАЗЛИЧНОГО НАЗНАЧЕНИЯ (СНиП 2.04.08-87*, табл. 24)

Примечания. 1. Если в жилом доме размещены учреждения (предприятия) общественного назначения, расстояния следует принимать как для жилого дома.

2. Расстояние между смежными резервуарными установками следует принимать по поз. 3.

Приложение 31

МАКСИМАЛЬНАЯ ОБЩАЯ ВМЕСТИМОСТЬ РЕЗЕРВУАРОВ В УСТАНОВКЕ В ЗАВИСИМОСТИ ОТ КАТЕГОРИИ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ (СНиП 2.04.08-87*, табл. 22)

Приложение 32

МАКСИМАЛЬНАЯ ВМЕСТИМОСТЬ ОДНОГО РЕЗЕРВУАРА
(СНиП 2.04.08-87*, табл. 23)

Приложение 33

НОРМЫ КОНТРОЛЯ СВАРНЫХ СТЫКОВ ГАЗОПРОВОДОВ ФИЗИЧЕСКИМИ МЕТОДАМИ (СНиП 3.05.02-88*, табл. 2)

Примечания. 1. Для проверки следует отбирать сварные стыки, имеющие худший внешний вид.

2. Нормы контроля по поз. 3 не распространяются на газопроводы, указанные в поз. 7 и 8, по поз. 4, 12 и 13 - на указанные в поз. 5 и 6, по поз. 13 - на указанные в поз. 9.

3. Нормы контроля не распространяются, на угловые соединения труб газопроводов условным диаметром до 500 мм включительно и швы приварки к газопроводу фланцев и плоских заглушек.

4. Нормы контроля стыков подземных газопроводов распространяются на надземные газопроводы.

5. Сварные стыки соединительных деталей газопроводов, изготовленные в условиях ЦЗЗ и ЦЗМ, подлежат контролю радиографическим методом.

Приложение 34

НОРМЫ ИСПЫТАНИЙ ГАЗОПРОВОДОВ НА ПРОЧНОСТЬ И ГЕРМЕТИЧНОСТЬ (СНиП 3.05.02-88*, табл. 3)

Примечания. 1. Подземный газопровод считается выдержавшим испытание на герметичность, если фактическое падение давления в период испытания не превысит величины, определяемой по формуле:

                                                                        (1)

где DP_adm - допускаемое падение давления, кПа; DP_adm - то же, мм рт. ст.; d - внутренний диаметр газопровода, мм; Т - продолжительность испытания, ч.

Если испытываемый газопровод состоит из участков разных диаметров (d₁, d₂,....,d_n), то величина d определяется по формуле:

                                                                        (2)

где d₁, d₂,....,d_n - внутренние диаметры участка газопроводов, мм; l₁, l₂,....,l_n - длины участков газопроводов соответствующих диаметров, м.

Фактическое падение давления в газопроводах DP_f, кПа (мм рт. ст.), за время их испытания на герметичность определяется по формуле:

                                                                    (3)

где Р₁ и Р₂ - избыточное давление в газопроводе в начале и в конце испытания по показаниям манометра, кПа (мм рт. ст.); В₁ и В₂ - то же по показаниям барометра, кПа (мм рт. ст.).

2. При испытании на герметичность внутренних газопроводов среднего - свыше 0,1 МПа (1 кгс/см²) - и высокого давления на промышленных и сельскохозяйственных предприятиях, в котельных, на предприятиях бытового обслуживания населения производственного характера допускаемую величину падения давления DP_adm, выраженную в процентах от начального испытательного давления, следует определять по формуле:

                                                                                        (4)

где d - внутренний диаметр испытываемого газопровода, мм.

Если испытываемый газопровод состоит из участков газопроводов разных диаметров, то величину d в формуле (4) следует определять по формуле (2).

Фактическое падение давления в газопроводе, выраженное в процентах от начального давления, следует определять по формуле:

                                                                     (5)

где P₁, P₂, B₁, B₂ - то же, что в формуле (3); t₁, t₂ - абсолютная температура воздуха в газопроводе в начале и в конце испытания, °С.

Приложение 35

ПОЛОЖЕНИЕ
О ПОРЯДКЕ ПОЛУЧЕНИЯ РАЗРЕШЕНИЯ (ЛИЦЕНЗИИ) НА ПРАВО ПРОИЗВОДСТВА РАБОТ ПО ГАЗИФИКАЦИИ НЕСПЕЦИАЛИЗИРОВАННЫМИ СТРОИТЕЛЬНО-МОНТАЖНЫМИ ОРГАНИЗАЦИЯМИ И КООПЕРАТИВАМИ

1. Для рассмотрения вопроса о возможности получения разрешения строительно-монтажная организация должна представить в местный орган государственного надзора письмо с указанием сведений о предполагаемых строительно-монтажных работах, об обеспечении объектов проектно-сметной документацией, о выполнении требований п. 2.2.5 настоящих Правил, а также с указанием полного ее наименования, почтового адреса, номеров телефонов руководителей.

2. Местные органы государственного надзора на основании письма проводят обследование и принимают соответствующее решение в месячный срок со дня обращения строительно-монтажной организации.

3. Разрешение (лицензия) на право производства работ по газификации выдается на специальном бланке (форма № 1) и действует на всей территории страны согласно действующему законодательству.

4. В случае производства работ в различных регионах строительно-монтажная организация, кооператив обязаны заблаговременно зарегистрировать имеющееся разрешение (лицензию) в местном органе государственного надзора, на территории которого будет осуществляться строительство.

5. Разрешения (лицензии) на право производства работ по газификации регистрируются местными органами надзора в специальном журнале (форма № 2).

6. Органы государственного надзора имеют право аннулировать выданное разрешение (лицензию) до истечения срока его действия, если строительно-монтажная организация и кооператив при производстве работ допускают нарушения требований Правил безопасности в газовом хозяйстве и СНиП, а также не выполняют указанные в разрешении требования особых условий.

Примечания: При выдаче разрешений (лицензий) следует руководствоваться "Положением о порядке выдачи специальных разрешений (лицензий) на виды деятельности, связанные с повышенной опасностью промышленных производств (объектов и работ), а также с обеспечением безопасности при пользовании недрами" согласно действующему законодательству.

Форма № 2

ЖУРНАЛ
регистрации организаций, получивших разрешение на право производства работ по строительству газовых объектов

Приложение 36

ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ПОДЗЕМНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ (ГИПРОНИИГАЗ МИНЖИЛКОМХОЗА РСФСР. ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ПОДЗЕМНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ. МЕТОДЫ ОЦЕНКИ (РД 204 РСФСР 3.3-87) С ИЗМЕНЕНИЯМИ № 1, ВВЕДЕННЫМИ В ДЕЙСТВИЕ С 15.05.92 Г.)

1. Общие положения

1.1. Требования настоящего руководящего документа должны учитываться и выполняться при эксплуатации и ремонте газопроводов.

1.2. При эксплуатации газопроводов и сооружений на них должны систематически проводиться контроль за их техническим состоянием, регистрация результатов контроля и анализ причин возникновения дефектов (при каждой проверке приборным методом, текущих ремонтах в процессе эксплуатации и др.).

1.3. Все производимые в процессе эксплуатации ремонты должны регистрироваться в паспорте на газопровод в соответствии с действующими требованиями нормативно-технической документации.

1.4. Одно из основных условий для объективной оценки технического состояния подземных газопроводов - постоянное и планомерное накопление сведений о техническом состоянии газопроводов, которое должно проводиться с первого дня эксплуатации газопровода с последующей их систематизацией.

1.5. Для технического обследования газопроводов, проводимого с целью уточнения необходимости капитального ремонта или замены, должна назначаться комиссия из наиболее квалифицированных специалистов в составе не менее трех человек, возглавляемая главным инженером. В комиссию должен быть включен представитель службы электрозащиты.

1.6. Перед обследованием члены комиссии должны подробно ознакомиться с имеющейся технической документацией на данный газопровод, с записями в паспортах о проведенных ремонтах за время его эксплуатации, актами о коррозионном состоянии и другими документами, отражающими техническое состояние газопровода, а также с документацией на вводы от обследуемого газопровода.

1.7. На основании анализа этих документов составляется план проведения обследования газопровода (включая и вводы). Особое внимание должно обращаться на получение недостающих показателей, по которым должно оцениваться техническое состояние газопровода и по каким-либо причинам, не нашедших отражение в имеющейся технической документации.

1.8. Комиссией по результатам обследования и данным о техническом состоянии газопроводов, имеющимся в газовом хозяйстве, должны быть составлены акт и схема газопровода с нанесением на ней всех обнаруженных дефектов с привязками.

В акте следует зафиксировать обнаруженные дефекты и дать заключение о возможности дальнейшей эксплуатации газопровода, необходимости проведения капитального ремонта или замены газопровода и сроках их выполнения.

В заключении акта должны быть указаны необходимые меры по безопасной эксплуатации газопроводов, принимаемые газовым хозяйством на период до проведения ремонта или их замены.

Акт утверждается руководителем предприятия и оформляется в соответствии с настоящим РД.

Акт и схема должны прикладываться к паспорту газопровода для возможности их использования в дальнейшем.

1.9. При замене уличного газопровода должны быть переложены все ответвления от него, расположенные в пределах отведенных красных линий данных улиц.

Вводы от перекладываемого уличного газопровода, расположенные за пределами отведенных красных линий улиц, назначаются на ремонт или замену в зависимости от их технического состояния, определяемого в соответствии с требованиями настоящего руководящего документа.

1.10. Очередность проведения обследования с целью выявления необходимости капитального ремонта или замены определяется предприятием по эксплуатации газового хозяйства в зависимости от технического состояния газопровода.

Первое такое обследование должно проводиться в срок не более чем через 15 лет с начала эксплуатации данного газопровода.

Газопроводы, техническое состояние которых признано при обследовании удовлетворительным, должны подвергаться повторному обследованию в срок не более чем через 5 лет.

1.11. Все газопроводы, срок службы которых в соответствии с действующими "Нормами амортизационных отчислений по основным фондам народного хозяйства и положением о порядке планирования амортизационных отчислений в народном хозяйстве" истек, должны подвергаться обязательному обследованию технического состояния с целью определения возможности их дальнейшей эксплуатации или замены.

По результатам обследования должен быть составлен акт, который оформляется в соответствии с требованиями п. 1.8 приложения 36.

Если в акте дано заключение о возможности дальнейшей эксплуатации газопровода, то после выполнения необходимых ремонтных работ, указанных в акте, следует провести повторное обследование этого газопровода и сделать переоценку его технического состояния (в баллах).

1.12. Переоценка технического состояния газопроводов производится после:

выполнения ремонтных работ (ремонта изоляционных покрытий, замены отдельных участков или труб и др.);

монтажа дополнительных электрозащитных установок;

выполнения мероприятий по уменьшению коррозийной опасности (ликвидации вредного влияния смежных защищенных подземных металлических коммуникаций, ограничения токов утечки с источников блуждающих токов, установки изолирующих фланцев и т.п.).

Переоценка технического состояния газопроводов осуществляется комиссией, возглавляемой главным инженером.

В зависимости от технического состояния газопровода его общая оценка в баллах может быть изменена в сторону как увеличения, так и уменьшения.

2. Критерии оценки технического состояния подземных газопроводов

2.1. Основные критерии, определяющие техническое состояние при назначении подземных газопроводов на ремонт или замену, - герметичность газопроводов, состояние металла трубы и качество сварных соединений; состояние и тип изоляционных покрытий, коррозионная опасность.

2.2. При определении состояния герметичности газопроводов должны учитываться утечки газа, связанные:

с коррозионными повреждениями металла трубы;

с раскрытием или разрывом сварных швов, обнаруженных в период эксплуатации, включая и заключительное обследование.

При этом не должны учитываться утечки газа, вызванные механическими повреждениями газопровода во время строительных или ремонтных работ, проводимых вблизи газопровода, имеющие эпизодический характер и не связанные с общим ухудшением технического состояния газопровода, а также утечки газа, произошедшие за время эксплуатации через неплотности и повреждения в арматуре, компенсаторах, узлах и деталях конденсатосборников, гидрозатворов и других сооружениях на газопроводах, не связанных с общим ухудшением технического состояния газопроводов.

2.3. При определении состояния металла труб (для накопления данных) его проверка должна проводиться во всех шурфах, отрываемых в процессе эксплуатации с целью ремонта изоляции или устранения утечек газа, а также при обследовании газопровода, проводимого для назначения газопровода на ремонт или замену.

Результаты осмотров должны отражаться в паспортах на газопроводы.

2.4. В актах необходимо отражать степень коррозии металла трубы, определяемой в соответствии с табл. 1.

Таблица 1

Оценка степени коррозии металла трубы

Примечание. Гнездовыми язвами следует считать две или более язвы, расстояние между которыми не более 10 диаметров наименьшей из них.

2.5. Качество сварных стыков газопроводов определяется в соответствии с требованиями главы СНиП 3.05.02-88* и ГОСТ 16037-80.

Контроль за качеством сварных стыков на действующих газопроводах должен проводиться только в тех случаях, если:

в процессе эксплуатации на данном газопроводе наблюдались случаи раскрытия или разрыва сварных стыков;

при последней проверке газопровода на герметичность установлено, что местом утечки является некачественный сварной стык.

Если в процессе эксплуатации на данном газопроводе разрывов стыков не отмечалось и не было зафиксировано через них утечек, то стыки признаются годными и проверка их не производится.

2.6. Основные критерии оценки состояния изоляционного покрытия газопровода - количество и величина повреждений, а также характер повреждения.

Дефекты в зависимости от характера повреждений изоляционных покрытий следует различать по двум группам:

первая - произошедшие в период строительства от механических повреждений при транспортировке и монтаже газопроводов или плохого качества подготовки постели под газопровод;

вторая - произошедшие в процессе эксплуатации в результате механического и химического воздействия грунта, грунтовых и других вод, а также дефекты, связанные с нарушениями технологии при приготовлении и нанесении покрытия (отсутствие адгезии вследствие несоблюдения технологических режимов или плохой очистки трубы, нарушения технологии приготовления мастики и др.).

Дефекты первой группы, как правило, полностью восстанавливаются при ремонте покрытий и не оказывают существенного влияния на техническое состояние изоляционного покрытия в целом.

Дефекты второй группы более опасны и, как правило, восстановление первоначальных свойств покрытия с этими дефектами невозможно. Участки газопровода с дефектами второй группы обычно требуют полной переизоляции.

2.7. Критерии коррозионной опасности определяются следующими факторами:

состоянием изоляционного покрытия;

коррозионной активностью грунтов;

грунтовых и других вод;

наличием и величиной блуждающих токов;

наличием защитных потенциалов на газопроводах;

наличием анодных знакопеременных зон.

2.8. Кроме указанных выше критериев при определении возможности дальнейшей эксплуатации подземных газопроводов необходимо учитывать следующие факторы:

год постройки газопровода;

давление в газопроводе;

наличие и эффективность электрозащиты.

2.9. Техническое состояние газопровода по каждому критерию должно оцениваться по балльной системе в соответствии с настоящим РД.

3. Методы оценки технического состояния подземных газопроводов

3.1. При оценке технического состояния подземных газопроводов могут быть использованы следующие методы: статистический, непосредственного обследования трасс с использованием современных приборов и совмещенный.

3.2. При статистическом методе оценки используются и анализируются все сведения о техническом состоянии газопровода, накопленные с начала его эксплуатации. Метод может применяться только при наличии достаточного количества накопленных данных для оценки технического состояния газопроводов, согласно методике, представленной в приложении 2, и образцовом ведении технической документации.

3.3. Метод непосредственного обследования применяется во всех случаях, когда данные о техническом состоянии газопроводов вызывают сомнение или их недостаточно. Непосредственное обследование трасс газопроводов с использованием современных приборов и вскрытие газопровода должны проводиться по методике в соответствии с приложением 2.

3.4. При совмещенном методе оценки технического состояния газопроводов используют как накопленные в процессе эксплуатации данные о техническом состоянии газопроводов, так и данные, полученные при непосредственном обследовании газопроводов с помощью приборов и вскрытия газопроводов с целью пополнения недостающих данных.

Оценка технического состояния подземных газопроводов

1. Оценка герметичности газопровода

1.1. Герметичность газопроводов должна проверяться в соответствии с Правилами безопасности в газовом хозяйстве.

1.2. Проверку герметичности газопроводов следует осуществлять с помощью высокочувствительных газоиндикаторов с чувствительностью не ниже 10^-3 %.

Оценка герметичности газопроводов производится в соответствии с табл. 2.

Таблица 2

Оценка герметичности газопровода

Примечание. При оценке герметичности газопровода длиной менее 1 км оценку в баллах проставлять как за однокилометровый участок.

Оценка состояния всего проверяемого газопровода определяется как среднеарифметическое значение оценок, полученных для каждого километрового участка, методом интерполирования в случае, если участки газопровода не кратны 1 км.

В случае если длина обследуемого участка газопровода составляет менее 1 км, оценка (в баллах) определяется путем приведения количества случаев утечек к длине, равной 1 км.

Например, длина проверяемого газопровода составляет 700 м, на нем обнаружена одна утечка, следовательно, число утечек, приведенное к длине 1000 м, составило бы (1 ´ 1000) : 700 = 1,4. Этой величине в табл. 2 соответствует оценка 2 балла.

2. Оценка состояния изоляционных покрытий подземных газопроводов

2.1. Оценка состояния изоляционных покрытий подземных газопроводов должна проводиться в два этапа.

2.2. Первый этап заключается в определении числа повреждений изоляционного покрытия приборным методом без вскрытия грунта (аппаратурой нахождения мест повреждения изоляции АНПИ или высокочувствительными трассоискателями типа ВТР и ТПК).

В зависимости от количества обнаруженных мест повреждений изоляции на каждых 100 м газопровода, в соответствии с табл. 3, проводится оценка (в баллах) состояния изоляционного покрытия 100-метровых участков.

Таблица 3

Оценка состояния изоляционного покрытия в зависимости от числа повреждений

Оценка состояния изоляционного покрытия газопровода в целом должна проводиться в соответствии с табл. 4.

Таблица 4

Оценка состояния изоляционного покрытия газопровода в целом

Оценка состояния изоляционного покрытия газопровода в целом определяется как среднеарифметическое значение уценок, полученных для 100-метровых участков газопровода по формуле:

где а₁, а₂, ¼, а_n - оценка (в баллах) по каждому 100-метровому участку; n - число 100-метровых участков. Результат проставляется в графе 3.

2.3. На втором этапе состояние изоляционного покрытия газопроводов проверяется визуально и с помощью приборов, для чего на каждых 500 м обследуемого газопровода следует отрыть не менее одного контрольного шурфа длиной 1,5-2 м в местах наибольшего повреждения изоляции, обнаруженных при приборном обследовании.

Если при шурфовом осмотре установлено, что состояние изоляционного покрытия в целом хорошее, а имеются только отдельные мелкие повреждения (проколы, порезы), после исправления которых защитные свойства покрытия восстановятся, то оценку изоляции газопровода (а) следует повысить на один балл.

Если обнаружены такие дефекты изоляции как хрупкость, осыпаемость, отсутствие адгезии покрытия, то оценка состояния изоляционного покрытия (а) должна быть снижена на один балл.

Участки газопроводов, имеющие изоляционные покрытия с такими дефектами, подлежат переизоляции.

Оценка в баллах (А) с учетом результатов шурфовых осмотров проставляется в графе 4.

3. Оценка состояния металла трубы

3.1. Проверка состояния металла трубы должна проводиться во всех шурфах, отрываемых для устранения утечек газа и ремонта изоляционных покрытий, кроме того, в процессе эксплуатации, во всех шурфах, отрываемых при различных ремонтных работах. Если в последних не будет обнаружено повреждений изоляции, то проверку состояния металла труб не проводят. Результаты проверки должны быть зафиксированы актом.

3.2. Для проверки состояния металла трубы в открытом шурфе необходимо тщательно очистить от изоляции участок трубы длиной не менее 0,5 м. Затем тщательно осмотреть поверхность металла трубы, нижнюю часть трубы рекомендуется осматривать с помощью зеркала.

Следует иметь в виду, что язвенные поражения металла часто забиты продуктами коррозии и обнаружить их можно только при внимательном осмотре и удалении продуктов коррозии острием ножа или каким-либо острым предметом.

Для замера глубины язв следует использовать штангенциркуль или специальный микрометрический глубиномер.

При наличии сплошной коррозии поверхности трубы необходимо определить толщину стенки трубы.

3.3. Для определения толщины стенки трубы следует применять импульсные резонансные толщиномеры, позволяющие измерить толщины при одностороннем доступе. Для этой цели могут быть рекомендованы толщиномеры "Кварц-6", "Кварц-14", УИТ-Т10.

3.4. Если при осмотре на поверхности трубы, проводимом в соответствии с требованиями п. 3.2, обнаруживается сильная или очень сильная коррозия (степень коррозии следует определять по табл. 1 настоящего руководящего документа), то надо провести дополнительное обследование газопровода путем осмотра металла трубы в двух шурфах, отрываемых на каждых 500 м в местах с наибольшими повреждениями изоляции, обнаруженными приборами.

3.5. Результаты проверки сводятся в табл. 5 с проставлением оценки в баллах. Газопроводы, получившие по состоянию металла трубы оценку в один балл, независимо от общей суммы баллов, полученных по другим критериям, подлежат замене.

Таблица 5

Оценка состояния металла трубы

4. Оценка качества сварных стыков

4.1. Проверка качества сварных стыков должна производиться в соответствии с требованиями п. 2.5 РД 204 РФ 3.3-87 в следующей последовательности:

по обе стороны от каждого дефектного стыка проверяется по одному прилегающему стыку путем пробуривания над ними скважин глубиной не менее 0,7 глубины заложения газопроводов с проверкой на загазованность высокочувствительными газоиндикаторами типа ГИВ-0,5 «Вариотек» и др.;

при обнаружении загазованности в скважине эти стыки должны быть проверены гамма- и рентгенографированием;

если загазованности в указанных скважинах не обнаружено, стыки признаются годными.

Примечание. Для газопроводов, построенных до 1952 г., в случае обнаружения дефектных стыков дополнительную проверку 5 % стыков гамма- и рентгенографированием проводить не следует, все стыки признаются дефектными, и в соответствии с табл. 6 проставляется оценка в один балл (газопровод назначается на перекладку).

Таблица 6

Оценка качества сварных стыков

4.2. Если установлено, что 50 % и более проверенных стыков дефектные, то проставляется оценка в один балл (проверку по другим показателям, характеризующим техническое состояние газопровода, проводить необязательно) и газопровод назначается на перекладку.

5. Оценка коррозионной опасности

5.1. Коррозионная опасность подземных газопроводов должна определяться:

по результатам проверки состояния изоляционного покрытия;

по наличию анодных и знакопеременных зон, вызванных блуждающими токами;

по наличию защитных потенциалов на газопроводе;

по коррозионной активности грунта.

5.2. Для оценки коррозионной опасности подземных газопроводов должны быть выявлены:

участки газопроводов, находящиеся в зонах с коррозионноопасными грунтами;

участки газопроводов, имеющие анодные и знакопеременные потенциалы, вызванные блуждающими токами;

зоны влияния действующих электрозащитных установок, защищающих смежные подземные сооружения.

5.3. Коррозионная активность грунтов, грунтовых и других вод должна определяться по ГОСТ 9.602-89.

5.4. Для выявления условий распространения блуждающих токов необходимо получить данные о потенциале рельсов и отсасывающих пунктов относительно земли, о разности потенциалов между отрицательными шинами тяговых подстанций.

5.5. Наличие блуждающих токов на действующих газопроводах следует определять по результатам измерений разности потенциалов между газопроводом и землей.

Изменение разности потенциалов по величине и знаку или только по величине на наличие в земле блуждающих токов.

5.6. При измерении электропотенциалов на газопроводах через контрольно-измерительные пункты, оборудованные стальными электродами сравнения, во избежание ошибок необходимо проводить выборочный контроль за измерениями с помощью переносных медносульфатных электродов сравнения.

При получении значительных расхождений в результатах измерений указанными электродами, электропотенциалы следует измерять только с помощью медносульфатных электродов, которые должны устанавливаться в грунт рядом с контрольными проводниками.

5.7. Измерение разности потенциалов между газопроводом и землей, а также величины и направления токов в газопроводе и обработку результатов измерений следует производить по ГОСТ 9.602-89.

5.8. Наличие на газопроводах при влиянии внешней поляризации анодных или знакопеременных зон является в коррозийном отношении опасным независимо от величины разности потенциалов «труба - земля» и коррозионной активности грунта.

5.9. Опасными в коррозионном отношении являются зоны на подземных стальных газопроводах, где под влиянием стекающего тока электрифицированного транспорта, работающего на переменном токе, наблюдается смещение разности потенциалов между трубой и медносульфатным электродом сравнения в отрицательную сторону более чем на 10 мВ по сравнению со стационарным потенциалом газопровода.

5.10. При наличии на газопроводах опасных в электрокоррозионном отношении зон следует уточнить:

зоны действия электрозащитных установок, защищающих указанные газопроводы (в том числе и изменение режимов работы электрозащитных установок);

пути утечек защитного тока.

Особое внимание следует обратить на наличие электроизолирующих фланцев на объектах газоснабжения, имеющих непосредственный контакт с заземленным оборудованием и другими сооружениями (газорегуляторные пункты, котельные, жилые и общественные здания, оборудованные проточными газовыми водонагревателями, и др.).

5.11. Для ориентировочного подсчета потерь защитного тока при отсутствии электроизолирующих фланцев на указанных выше объектах рекомендуется пользоваться данными в соответствии с табл. 7.

Таблица 7

Средние потерн защитного тока на объектах газоснабжения, имеющих непосредственный контакт через оборудование и смежные коммуникации с землей, при отсутствии электроизолирующих фланцев

Если при ориентировочном подсчете будут получены значительные потери защитного тока, то необходимо проверить потери защитного тока непосредственными измерениями на указанных выше объектах.

5.12. Перед окончательной оценкой коррозионной опасности проверяемого газопровода необходимо получить сведения о намечаемых мероприятиях (и их сроках) по ограничению величины блуждающих токов, а также сведения о возможных изменениях режима работы сооружений источников блуждающих токов, способных привести к увеличению опасности коррозии газопровода, находящегося в зоне блуждающих токов этих источников.

5.13. В зависимости от факторов, указанных в п. 5.1, определяется объем ремонтных работ и назначается вид ремонта. Особое внимание должно быть обращено на возможность сокращения потерь защитного тока с помощью применения электроизолирующих фланцев, перерывов в работе электрозащитных установок, целесообразность размещения дополнительных электрозащитных установок или изменения режимов их работы с целью полного использования мощностей установок.

5.14. Общую оценку коррозионной опасности для газопроводов следует проводить по наличию на газопроводах анодных и знакопеременных зон в соответствии с табл. 8.

Таблица 8

Оценка коррозионной опасности при наличии анодных и знакопеременных зон

6. Общая оценка технического состояния газопровода

6.1. Общая оценка технического состояния газопроводов проводится по балльной системе суммированием оценок по каждому показателю, выведенному в соответствии с таблицами 3, 4, 5, 6, 8.

6.2. Газопроводы, получившие общую оценку 10 баллов и менее, подлежат замене.

Газопроводы, получившие общую оценку свыше 10 баллов, назначаются на ремонт в порядке возрастания баллов.

Приложение 37

ПЕРЕЧЕНЬ ПЕРВИЧНЫХ СРЕДСТВ ПОЖАРОТУШЕНИЯ ДЛЯ ОСНОВНОГО ПОМЕЩЕНИЯ ГАЗОРЕГУЛЯТОРНОГО ПУНКТА (ГРП)

Примечание. Огнетушители следует размещать у дверного проема внутри помещения ГРП.

Вместо углекислотных огнетушителей могут применяться порошковые.

Приложение 38
(Обязательное)

ПЕРЕЧЕНЬ ПЕРВИЧНЫХ СРЕДСТВ ПОЖАРОТУШЕНИЯ ДЛЯ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ПОМЕЩЕНИЙ И ТЕРРИТОРИЙ ГНС, ГНП И АГЗС

Примечание. Допускается применение порошковых огнетушителей.

Приложение 39

Утверждены приказом ВО

"Росстройгазификация" при

Совете Министров РФ

№ 86-П от 26.04.90.

ПРАВИЛА ПОЛЬЗОВАНИЯ ГАЗОМ В БЫТУ

Правила обязательны для должностных лиц ведомств и организаций, ответственных за безопасную эксплуатацию газового хозяйства жилых домов независимо от ведомственной принадлежности, и для населения, использующего газ в быту, на территории России.

Ответственность за сохранность газового оборудования и исправное состояние дымовых и вентиляционных каналов, а также за уплотнение вводов инженерных коммуникаций в жилых домах возлагается на руководителей жилищно-эксплуатационных организаций, в жилищных кооперативах - на их председателей, в домах и квартирах, принадлежащих гражданам на правах личной собственности, - на домовладельцев.

Ответственность за качество технического обслуживания и ремонт газового оборудования в жилых домах возлагается на эксплуатационные организации газового хозяйства.

Ответственность за безопасную эксплуатацию работающих бытовых газовых приборов в домах и квартирах, за содержание их в соответствии с требованиями Правил несут владельцы и лица, пользующиеся газом.

1. Жилищно-эксплуатационные организации и домовладельцы обязаны: