4.3.25. Применение открытого огня для определения наличия газа в скважинах не допускается.
4.3.26. Техническое состояние полиэтиленовых труб, их соединений и изоляций стальных вставок определяются шурфовым осмотром.
Шурфовый осмотр полиэтиленовых газопроводов производится только в местах установки стальных вставок.
На распределительных газопроводов и на каждой квартальной разводке проверяется не менее 1 вставки. Для возможности осмотра стыков соединений полиэтиленового газопровода со стальной вставкой длина шурфа должна быть 1,5 – .
Вскрытие шурфов может производиться с помощью механизмов или вручную.
При механизированном рытье шурфов последний слой грунта над газопроводом толщиной не менее должен удаляться вручную с соблюдением мер предосторожности во избежание повреждения газопровода.
Проверку состояния изоляции и металла стальных вставок необходимо проводить не реже одного раза в 5 лет.
4.3.27. Проверка герметичности подземных стальных и полиэтиленовых газопроводов осуществляется приборами. При отключении газопровода от сети допускается проверка герметичности опрессовкой воздухом согласно нормам испытаний, изложенным в п. 9.8 СНиП 3.05.02-88.
4.3.28. При техническом обследовании и техническом обслуживании полиэтиленовых газопроводов эксплуатационная организация должна руководствоваться РТМ 204 УССР 173-85.
4.3.29. По результатам технического обследования стальных и полиэтиленовых газопроводов 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 и замены.
Акт технического обследования должен утверждаться руководителем СПГХ или предприятия.
О результатах обследования должны делаться записи в паспорте газопровода.
4.3.30. Обследование подводных переходов заключается в уточнении местоположения, глубины заложения и герметичности газопроводов, а также состояния покрытия (изоляции, футеровки). Работы должны производиться не реже одного раза в 5 лет. При этом обследование переходов через судоходные водные преграды должно выполняться специализированной организацией с оформлением акта. О выполненных работах по результатам обследования делается запись в паспорте подводного перехода.
4.3.31. Утечки газа на газопроводах должны устраняться в аварийном порядке. При обнаружении опасной концентрации газа свыше 1/5 нижнего предела взрываемости (НПВ) в подвалах, подпольях зданий, коллекторах, подземных переходах, галереях газопроводы немедленно отключаются. До устранения утечек эксплуатация их запрещается.
4.3.32. Для временного (не более недели) устранения утечек газа на наружных газопроводах разрешается накладывать бандаж или хомут, обеспечивающие герметичность соединения, при условии ежедневного их осмотра.
4.3.33. При механических повреждениях стальных подземных газопроводов со смещением их относительно основного положения (оси) как по горизонтали, так и по вертикали одновременно с проведением работ по устранению утечек газа должны вскрываться и проверяться физическими методами контроля стыки на поврежденном газопроводе – ближайшему к стыку в обе стороны от места повреждения.
При обнаружении дефектов в смежных стыках вскрываются и проверяют физическими методами контроля последующие стыки.
4.3.34. Поврежденные (дефектные) сварные стыки, сквозные коррозионные и механические повреждения стальных газопроводов, каверны глубиной более 30 % толщины стенки металла трубы должны ремонтироваться путем вырезки дефектных участков и вварки катушек длиной, равной диаметру трубы, но не менее , или путем установки муфт. Допускаются и другие методы ремонта дефектных участков газопроводов, которые получили положительную экспертную оценку специализированных организаций и согласованы с органами Госнадзорохрантруда.
Сварные стыки и сварные швы, выполненные при ремонте газопроводов, должны проверяться физическими методами контроля.
Сварные стыки и сварные швы, не удовлетворяющие требованиям раздела 2 СНиП 3.05.02-88, должны быть исправлены или удалены.
4.3.35. При нарушении стыков полиэтиленовых газопроводов, а также при механических повреждениях труб ремонт должен производиться путем вырезки дефектных участков и вварки полиэтиленовых катушек длиной не менее .
Допускается ремонт газопровода с помощью стальной вставки на неразъемных соединениях.
При обнаружении неплотностей в неразъемных соединениях полиэтиленовых труб со стальными эти соединения вырезаются и заменяются новыми.
Качество ремонтных работ определяется наружным осмотром и проверкой герметичности приборами, мыльной эмульсией или пневматическим испытанием всей системы.
4.3.36. Перед началом ремонтных работ на подземных газопроводах, связанных с разъединением газопровода (замена задвижек, снятие и установка заглушек и прокладок, вырезка стыков), необходимо отключить электрозащиту и установить на разъединяемых участках газопровода шунтирующие перемычки из кабеля сечением не менее 25 мм2 (если нет стационарно установленных шунтирующих перемычек) с целью предотвращения искрообразования от действия блуждающих токов.
При невозможности установки шунтирующей перемычки указанные работы должны проводиться после продувки газопровода воздухом.
4.3.37. Об отключениях газопроводов, связанных с их ремонтом, а также о времени возобновления подачи газа потребители должны предупреждаться заблаговременно.
4.3.38. Предприятие-собственник должно своевременно принимать меры по ремонту защитных покрытий.
Дефекты защитных покрытий на газопроводах, расположенных в зонах действия блуждающих токов, вблизи зданий с возможным скоплением людей, должны устраняться в первую очередь, но не позднее чем через две недели после их обнаружения.
4.3.39. 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.
4.3.40. Организация, выполняющая строительные и земляные работы, должна представить СПГХ проект производства работ, разработанный с учетом требований СНиП 3.02.01-87, СНиП Ш-4-80* и ДБН А3.1-5-96.
Строительные и земляные работы на расстоянии менее от газопровода допускаются только с письменного разрешения СПГХ, в котором должны быть указаны условия и порядок их проведения. К разрешению должна прилагаться схема расположения газопровода с привязками.
4.3.41. До начала работ ударных механизмов и землеройной техники вблизи подземного газопровода организация, выполняющая земляные работы, обязана определить фактическое месторасположение газопровода путем вскрытия шурфов вручную, в присутствии представителя СПГХ.
Ударные механизмы для рыхления грунта могут применяться на расстоянии не ближе от подземного газопровода, а механизмы, способные значительно отклоняться от вертикальной оси (шар, клин-баба и т.п.),– на расстоянии не ближе . Забивку свай (шпунтов) разрешается производить на расстоянии не ближе от газопровода.
При необходимости забивки свай (шпунтов) на расстоянии менее от газопровода (но не ближе чем на ) стыки газопровода должны быть вскрыты на всем протяжении забивки свай (шпунтов) плюс по от крайних свай.
После окончания производства работ по забивке свай (шпунтов) все вскрытые сварные стыки стального газопровода должны быть проверены физическими методами контроля.
4.3.42. В случае строительства вблизи действующего подземного газопровода каналов, коллекторов, тоннелей и пересечения газопровода указанными инженерными сооружениями строительными организациями должны выполняться требования, предусмотренные ДБН А3.1-5-96, СНиП 3.02.01-87, СНиП Ш-4-80*; ДБН 360-92*, СНиП 2.04.08-87 и проектом.
4.3.43. При проведении работ по расширению и капитальному ремонту оснований железных и автомобильных дорог в местах их пересечения с газопроводами последние, независимо от даты предыдущей проверки и ремонта, должны проверяться (согласно требованиям п. 4.3.20) и при необходимости ремонтироваться или заменяться.
4.4. Газорегуляторные пункты, газорегуляторные установки и комбинированные
домовые регуляторы давления
4.4.1. В каждом ГРП (ГРУ) на видном месте должны быть вывешены схемы устройства, предупредительные надписи и инструкции по эксплуатации, пожарной безопасности и охране труда.
4.4.2. Режим роботы ГРП (ГРУ) должен устанавливаться в соответствии с проектом и фиксироваться в утвержденных режимных картах.
4.4.3. Выходное рабочее давление газа из ГРП (ГРУ) и комбинированных домовых регуляторов давления должно соответствовать установленным режимам давления в газовой системе потребителя.
Максимальное рабочее давление газа после регулятора давления, подающего газ бытовым газовым приборам, устанавливается в зависимости от номинального давления перед приборами, но не более 300 даПа ( вод. ст.).
4.4.4. Не допускается отклонение давления газа после регуляторов свыше 10% рабочего давления.
4.4.5. В тупиковых системах газоснабжения предохранительно-сбросные клапаны (далее – ПСК) ГРП и ГРУ должны обеспечивать их срабатывание раньше срабатывания предохранительно-запорных клапанов (далее – ПЗК).
В кольцевых системах газоснабжения ПСК ГРП и ГРУ должны обеспечивать их срабатывание после срабатывания ПЗК.
4.4.6. Для тупиковых систем газоснабжения ПСК, а также предохранительно-сбросные устройства, встроенные в регуляторы давления, должны обеспечивать сброс газа при превышении максимального рабочего давления после регулятора на 15%, а ПЗК настраиваются на верхний предел срабатывания, не превышающий 25% максимального рабочего давления.
Для кольцевых систем газоснабжения ПЗК настраиваются на верхний предел срабатывания, не превышающий 15% максимального рабочего давления, а ПСК должны обеспечить сброс газа при превышении максимального рабочего давления на 25%.
Для тупиковых и кольцевых систем газоснабжения низкого давления до 300 даПа ( вод. ст.) нижний предел срабатывания ПЗК устанавливается СПГХ, но не менее 70 даПа ( вод.ст.) у потребителя.
При производстве работ по проверке и настройке предохранительных устройств и регуляторов давления должно быть обеспечено безопасное газоснабжение.
4.4.7. Неисправности регуляторов, вызывающие повышение или понижение рабочего давления, неполадки в работе предохранительных клапанов, а также утечки газа, необходимо ликвидировать в аварийном порядке (раздел 8).
4.4.8. Включение в работу регуляторов давления в случае прекращения подачи газа должно производиться после установления причины срабатывания ПЗК и принятия мер по ее устранению.
4.4.9. Запорные устройства на обводной линии (байпасе) должны находиться в закрытом положении (перед ПСК – в открытом) и быть опломбированы. 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 надежной работы регулятора давления. При этом на весь период подачи газа по байпасу обеспечивается постоянный контроль за выходным давлением газа.
4.4.10. Температура воздуха в помещениях ГРП, где размещены оборудование и средства измерения, должна быть не ниже предусмотренной в паспортах заводов-изготовителей.
4.4.11. Снаружи здания ГРП или на ограждении ГРУ на видном месте необходимо устанавливать предупредительные надписи «Огнеопасно. Газ».
4.4.12. При эксплуатации ГРП и ГРУ должны осуществляться технический осмотр, регулировка оборудования, техническое обслуживание, текущий и капитальный ремонт.
Технический осмотр осуществляется:
ГРП с регулирующими клапанами «ВО» и «ВЗ» – круглосуточным наблюдением;
остальных ГРП (ГРУ) – не реже 1 раза в 4 дня;
ГРП с телемеханикой – не реже 1 раза в 7 дней.
Регулировка оборудования ГРП (ГРУ) и проверка параметров срабатывания ПСК и ПЗК – не реже 1 раза в 2 мес., а также после ремонта оборудования.
Техническое обслуживание – не реже 1 раза в 6 мес.
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 проводится на основании дефектных ведомостей, составленных по результатам осмотров комиссией эксплуатационной организации.
4.4.13. При техническом осмотре состояния ГРП (ГРУ) выполняются:
проверка приборами величины давления газа до и после регулятора, перепада давления на фильтре, температуры воздуха в помещении, а состояние герметичности системы – с помощью как приборов, так и мыльной эмульсии;
контроль за правильностью положения молоточка сцепления рычагов ПЗК;
проверка исправности КИП и А;
проверка состояния и работы электроосвещения и электрооборудования, вентиляции, системы отопления; визуальное выявление трещин и неплотностей стен, отделяющих основное и вспомогательное помещения;
внешний и внутренний осмотр здания, при необходимости – очистка помещения и оборудования от загрязнения.
4.4.14. При обнаружении нарушения режимов газоснабжения или наличия аварийных ситуаций необходимо сообщить в АДС и принять меры согласно плану локализации и ликвидации аварии.
4.4.15. При проверке засоренности фильтра максимальный перепад давления газа в кассете фильтра не должен превышать установленного заводом-изготовителем, но не более, даПа (мм вод.ст.):
сетчатого – 500 (500);
висцинового – 500 (500);
волосяного – 1000 (1000).
Разборка и очистка кассеты фильтра должна производиться вне помещения ГРП (ГРУ), на расстоянии не менее чем на .
4.4.16. При снятии для ремонта предохранительных устройств вместо них необходимо устанавливать испытанные предохранительные устройства. Работа ГРП (ГРУ) без предохранительных устройств запрещается.
