Страница 4: НПАОП 0.00-1.76-15. Правила безпеки систем газопостачання (54633)

• обмеження доступу обслуговуючого персоналу у світлу пору доби, а при аварійній ситуації - цілодобово;
• складування матеріалів і устаткування;
• ведення земляних та будівельно-монтажних робіт;
• садіння дерев;
• улаштування стоянок автотранспорту, гаражів та інших споруд, у тому числі тимчасових.

Технічні смуги для ГРП, ШГРП дорівнюють не менше ніж 10 м по периметру цих споруд.

1. Власники суміжних підземних комунікацій, прокладених на відстані до 50 м по обидва боки від осі газопроводу, зобов’язані забезпечити своєчасне очищення кришок колодязів і камер від забруднення, снігу і льоду та наявність у них отворів діаметром не менше ніж 15 мм для перевірки на загазованість.
2. 1. Надійність ущільнення вводів і випусків інженерних підземних комунікацій повинен перевіряти власник (балансоутримувач та/або орендар (наймач)) щороку в осінній період і оформляти актом, в якому необхідно зазначати їх технічний стан.

Власник (балансоутримувач та/або орендар (наймач)) повинен стежити за станом будинкового ввідного газопроводу та його кріпленням, фарбувати зазначений газопровід не рідше ніж один раз на 5 років.

1. Підземні (з металевих і поліетиленових труб), надземні та наземні газопроводи підлягають технічному обстеженню, в тому числі комплексному приладовому обстеженню відповідно до вимог Порядку технічного огляду, обстеження, оцінки та паспортизації технічного стану.
2. 1. При виконанні технічного обстеження, в тому числі КПО, підземних сталевих, поліетиленових газопроводів та наземних і надземних газопроводів необхідно:

• визначати місцезнаходження і глибину закладання газопроводу (тільки для підземних);
• визначати герметичність газопроводу;
• здійснювати обстеження газопроводів на наявність корозії;
• визначати стан захисного ізоляційного покриття та електропотенціалу для підземних сталевих газопроводів;
• визначати якість зварних з'єднань (за необхідності).

Перевірку щільності та виявлення місць пошкодження ізоляції при КПО необхідно здійснювати до промерзання та після повного відтаювання ґрунту.

1. КПО підземних сталевих газопроводів необхідно здійснювати:

• вперше - через рік після введення в експлуатацію;
• не рідше ніж один раз на 5 років при тривалості експлуатації до 25 років для таких, що знаходяться в задовільному технічному стані та нормальних геологічно-корозійних умовах;
• не рідше ніж один раз на 3 роки при експлуатації понад 25 років для таких, що знаходяться в задовільному технічному стані та нормальних геологічно-корозійних умовах;
• не рідше ніж один раз на рік при тривалості експлуатації понад 25 років для таких, що знаходяться у складних геологічно-корозійних умовах (сейсмічність понад 6 балів, підроблювані території), мають захисне покриття типу "нормальне", включені до плану капітального ремонту або заміни.

На газопроводах, що мають захисне ізоляційне покриття нижче ніж для типу "дуже посилене", в доповнення до КПО проводиться контрольне шурфування для виявлення стану труб і якості зварних стиків зовнішнім оглядом.

КПО стану поліетиленових газопроводів проводиться у строки, що встановлені для обстеження сталевих газопроводів.

1. Позачергові КПО газопроводів необхідно проводити:

• у разі якщо строк експлуатації перевищує для сталевих газопроводів - 40 років, для поліетиленових - 50 років;
• при виявленні нещільності чи розривів зварних стиків, наскрізних корозійних пошкоджень;
• при зниженні величини потенціалу "газопровід-земля" до значень, нижчих мінімально припустимих, за умови перерви у роботі електрозахисних установок понад 1 місяць - у зонах впливу блукаючих струмів і понад 6 місяців - в інших випадках, передбачених ДСТУ Б В.2.5-29:2006 "Інженерне обладнання будинків і споруд. Зовнішні мережі і споруди. Системи газопостачання. Газопроводи підземні сталеві. Загальні вимоги до захисту від корозії" (далі - ДСТУ Б В.2.5-29:2006).
• 1. Обстеження підземних сталевих газопроводів з метою визначення стану захисного ізоляційного покриття і металу трубопроводу, де використання приладів через індустріальні перешкоди неможливо, виконується шляхом розкриття на газопроводах контрольних шурфів розміром не менше ніж 1 х 1,5 м через кожні 500 м, але не менше одного шурфу на кожну балансову ділянку газопроводу, що обстежується, при його довжині до 500 м і на кожні 200 м - для внутрішньоквартального газопроводу, але не менше одного шурфу на двір або квартал.

Обстеження газопроводу здійснюють по всій його довжині, особливо на корозійно небезпечних дільницях, у місцях перетинів газопроводів з іншими підземними комунікаціями та біля конденсатозбірників. Місце відкриття контрольних шурфів, їх кількість у зонах індивідуальних перешкод визначає газорозподільне підприємство або газова служба підприємства.

1. Перевірку герметичності (газоіндикаторами) і виявлення місць витоків газу (газоаналізаторами) з підземних газопроводів у період промерзання ґрунту, а також на ділянках, розташованих під удосконаленим покриттям доріг, необхідно проводити шляхом буріння свердловин (або шпилькуванням) із подальшим відбиранням проб повітря високочутливими приладами з мінімальним порогом чутливості не менше ніж 1 х 10-3 об’ємних відсотків (0,001%).

На розподільних газопроводах і вводах свердловини бурять біля стиків. За відсутності схеми розташування стиків свердловини повинні буритися через кожні 2 м.

Глибина буріння їх в зимовий період повинна бути не менше ніж глибина промерзання ґрунту, а в теплу пору року - відповідати глибині прокладання труби. Свердловини закладають на відстані не менше ніж 0,5 м від стінки газопроводу.

При використанні високочутливих газошукачів допускається зменшення глибини свердловин і розміщення їх по осі газопроводу за умови, що відстань між верхом труби і дном свердловини буде не менше ніж 0,4 м.

Для газопроводів, розташованих під удосконаленим покриттям доріг (тротуарна плитка, асфальтове або бетонне покриття), глибина буріння свердловин повинна перевищувати товщину дорожнього покриття на 0,10 - 0,15 м.

1. Застосування відкритого вогню для визначення наявності газу в свердловинах не допускається.
2. 1. Технічний стан поліетиленових газопроводів (труб та з’єднань) і стан захисного ізоляційного покриття сталевих ділянок поліетиленового газопроводу визначають шляхом розкриття на газопроводах контрольних шурфів.

На 1 км розподільних газопроводів перевіряють не менше однієї сталевої ділянки. Для можливості огляду стиків з’єднань поліетиленового газопроводу з сталевою ділянкою розмір шурфу повинен бути не менше ніж 1,5 х 2,0 м над стиками з’єднань. Відкриття шурфів виконують за допомогою механізмів або вручну.

При механізованому відкритті шурфів шар ґрунту над газопроводом товщиною до 0,3 м необхідно вилучати вручну з додержанням заходів для запобігання ушкодженню газопроводу.

1. Перевірка герметичності підземних сталевих і поліетиленових газопроводів здійснюється приладами при робочому тиску газу. При відключенні газопроводу від мережі перед повторним заповненням газом герметичність перевіряють опресовуванням повітрям згідно з нормами випробувань, визначеними ДБН В.2.5-20-2001 "Газопостачання".
2. 1. За результатами КПО сталевих і поліетиленових газопроводів складається відповідний документ згідно з вимогами Порядку технічного огляду, обстеження, оцінки та паспортизації технічного стану.
   2. Обстеження підводних переходів (через судноплавні річки) газопроводів необхідно проводити не рідше ніж один раз на 5 років. При обстеженні уточнюються їх місце розташування, глибина залягання, герметичність, баластування, стан покриття (ізоляції, футерування).

Інформація про виконані роботи та результати обстеження заноситься до паспорта газопроводу.

1. При виявленні загазованості в підвалах, підпіллях будівель, колекторах, підземних переходах, галереях газопроводи негайно відключаються. До усунення витоків газу експлуатація їх забороняється.
2. 1. Для тимчасового припинення витоку газу на зовнішніх газопроводах допускається накладати муфту або хомут, які забезпечують герметичність місця витоку, за умови їх щоденного огляду.
   2. У разі механічних пошкоджень сталевих підземних газопроводів та їх зміщень одночасно з проведенням робіт із ліквідації витоків газу необхідно відкривати і перевіряти фізичним методом контролю найближчі з обох боків від місця пошкодження зварні стики.

При виявленні дефектів у суміжних стиках відкривається і перевіряється фізичними методами контролю наступний стик газопроводу.

1. Пошкоджені (дефектні) зварні стики, наскрізні корозійні і механічні пошкодження сталевих газопроводів, каверни глибиною понад 30% від товщини стінки труби необхідно ремонтувати шляхом вирізання дефектних ділянок і вварювання котушок довжиною, що відповідає діаметру труби, але не менше ніж 200 мм, або шляхом улаштування на зварюванні підсилюючих бандажів.

Зварні стики і зварні шви, що виконані при ремонті підземних сталевих газопроводів, необхідно перевіряти фізичними методами контролю.

1. До зварювання сталевих газопроводів допускаються зварники, атестовані відповідно до вимог Правил атестації зварників, затверджених наказом Державного комітету України по нагляду за охороною праці від 19 квітня 1996 року № 61, зареєстрованих у Міністерстві юстиції України 31 травня 1996 року за № 262/1287.
2. 1. При пошкодженні зварних з’єднань поліетиленових газопроводів, а також при механічних пошкодженнях труб ремонт необхідно виконувати шляхом вирізання дефектних ділянок і вварювання поліетиленових котушок довжиною не менше ніж 500 мм із застосуванням терморезисторного зварювання або застосування спеціальних поліетиленових деталей для зварювання встик.

При виявленні нещільностей в нероз’ємних з’єднаннях поліетиленових труб зі сталевими ці з’єднання (перехід поліетилен - сталь) вирізають і замінюють новими.

Якість ремонтних робіт визначають зовнішнім оглядом і перевіркою герметичності приладовими методами, мильною емульсією або пневматичним випробуванням.

1. Перед початком ремонтних робіт на сталевих підземних газопроводах, пов’язаних із роз’єднанням газопроводу (заміна запірної арматури, знімання і встановлення заглушок і прокладок, вирізання стиків), необхідно вимкнути засоби електрохімзахисту і встановити на роз’єднувальних ділянках газопроводу шунтувальні перемички з кабелю (сталь, алюміній) перерізом не менше ніж 25 мм-2 (за умови відсутності стаціонарно встановлених шунтувальних перемичок) з метою запобігання іскроутворенню від дії блукаючих струмів.

За неможливості встановлення шунтувальної перемички зазначені роботи необхідно проводити після продування газопроводу повітрям.

1. Дефекти захисних покриттів на газопроводах, що розташовані в зоні дії блукаючих струмів, поблизу будівель із можливим скупченням людей, необхідно ліквідовувати не пізніше ніж через два тижні після їх виявлення.
2. 1. Перед початком робіт ударних механізмів і землерийної техніки поблизу підземного газопроводу працівники, що виконують земляні роботи, зобов’язані виявити фактичне місце розташування газопроводу шляхом шурфування вручну в присутності представника газорозподільного підприємства.

Ударні механізми для розпушування ґрунту можливо застосовувати на відстані не ближче ніж 3 м від підземного газопроводу, а механізми, що здатні значно відхилятися від вертикальної осі (куля, клин-баба тощо), - на відстані не ближче ніж 5 м.

Забивання паль (шпунтів) допускається проводити на відстані не ближче ніж 30 м від газопроводу.

За необхідності забивання паль (шпунтів) на відстані, меншій ніж 30 м від газопроводу (але не ближче ніж 10 м), стики газопроводу повинні бути відкриті на всій довжині забивання паль (шпунтів) з урахуванням наявності 20 м від крайніх паль.

Після закінчення робіт із забивання паль (шпунтів) усі відкриті зварні стики сталевого газопроводу необхідно перевіряти фізичними методами контролю.

1. Вимоги безпечної експлуатації газорегуляторних пунктів, газорегуля-торных установок і комбінованих будинкових регуляторів тиску
2. 1. У кожному ГРП, ШГРП, ГРУ на видному місці необхідно розміщувати схеми обладнання, режимні карти та інструкції з експлуатації обладнання.
   2. Режими роботи ГРП, ШГРП, ГРУ встановлюються відповідно до проектної документації на їх будівництво і фіксуються у затверджених режимних картках.
   3. Вихідний робочий тиск газу з ГРП, ШГРП, ГРУ необхідно регулювати відповідно до проектних розрахункових величин тиску в системах газопостачання споживачів.

Параметри настроювання обладнання ГРП, ШГРП, ГРУ промислових та сільськогосподарських підприємств, котелень та інших об’єктів, що споживають газ, регламентуються проектною документацією і уточнюються під час проведення пусконалагоджувальних робіт.

Максимальний робочий тиск газу після регулятора тиску, що подає газ побутовим газовим приладам, встановлюється залежно від номінального перед приладами, але не більше ніж 300 даПа для природного газу.

1. Не допускається коливання тиску газу після регуляторів, що перевищує 10% робочого тиску.
2. 1. В системах газопостачання запобіжно-скидні клапани (далі - ЗСК) ГРП, ШГРП і ГРУ повинні спрацьовувати раніше, ніж спрацюють запобіжно- запірні клапани (далі - ЗЗК).
   2. Запобіжно-скидні клапани настроюються на нижню межу спрацювання, що не перевищує 15% максимального робочого тиску, а запобіжно-запірні клапани повинні забезпечувати припинення подачі газу при перевищенні максимального робочого тиску на 25%.

Для систем газопостачання низького тиску до 300 даПа нижня межа спрацювання ЗЗК установлюється газорозподільним підприємством, але не менше ніж 70 даПа у найбільш віддаленого споживача.