 |
|
Вимоги безпечної експлуатації газопроводів і споруд
1.1. Горючі гази, що подаються у газопроводи, повинні відповідати вимо-
гам ГОСТ 5542-87 "Газы горючие природные для промышленного и комму-нально-бытового назначения. Технические условия".
Інтенсивність запаху газу необхідно перевіряти органолептичними мето-дами відповідно до вимог ГОСТ 22387.5-77 "Газ для коммунально-бытового потребления. Метод определения интенсивности запаха" (далі - ГОСТ 22387.5-77) або спеціальними приладами.
Пункти контролювання і періодичність відбирання проб встановлюються газорозподільним підприємством залежно від особливостей систем газопоста-чання. Це здійснюється не рідше ніж один раз на місяць.
1.2. Перевірка наявності вологи і конденсату в розподільних газопроводах, їх видалення здійснюються газорозподільним підприємством з періодичністю, що виключає можливість утворення "рідинних пробок".
1.3. Контролювання тиску газу в розподільних газопроводах здійснюється газорозподільним підприємством шляхом замірювання його величини в кон-трольних точках за потребою в години максимального споживання газу.
Точки замірювань тиску газу визначаються з урахуванням специфіки си-стем газопостачання населених пунктів. Контроль тиску газу в тупикових діль-ницях газопроводів обов’язковий.
1.4. Технічний стан газопроводів (підземних, надземних, наземних та ввідних) і споруд на них повинен систематично контролюватись власником (балансоутримувачем та/або орендарем (наймачем)) шляхом проведення ком-плексного технічного огляду (обходу) трас газопроводів, технічного обсте-ження, в тому числі КПО, вимірювання захисних потенціалів і перевірки ефек-тивності роботи засобів ЕХЗ.
Відомості про заміну запірної арматури, кранів, компенсаторів, а також ви-конані роботи при капітальному або поточному ремонті, виконані аварійні ро-боти необхідно заносити у паспорт газопроводу.
http://ohrantryda.ru
Запірну арматуру і компенсатори необхідно обслуговувати не рідше ніж один раз на рік і за необхідності - ремонтувати.
1.5. При технічному огляді надземні газопроводи необхідно перевіряти на можливий виток газу. Зовнішній стан газопроводу перевіряють візуально: кріплення та фарбування, провисання труб, стан запірних пристроїв, ізолю-вальних з’єднань, опор, наявність діелектричних підкладок тощо. Технічні огляди трас надземних газопроводів здійснюються не рідше ніж один раз на 6 місяців. Результати обходів газопроводів фіксуються у журналі технічних оглядів і обходів газопроводів.
Періодичність проведення технічного обстеження встановлюється за-лежно від технічного стану газопроводу відповідно до вимог Порядку техніч-ного огляду, обстеження, оцінки та паспортизації технічного стану.
1.6. При технічному огляді підземних газопроводів (у тому числі з поліе-тиленових труб) необхідно перевіряти їх технічний стан, щільність і виявляти витікання газу за зовнішніми ознаками та за допомогою приладів (газоаналіза-тора або газошукача).
На наявність газу підлягають перевірянню всі елементи стояків газопро-водів-вводів, колодязі і контрольні трубки, а також колодязі, камери інших підземних комунікацій, підвали будинків, шахти, колектори, підземні пере-ходи та інші підземні споруди, розташовані на відстані до 15 м із обох боків від осі газопроводу.
Контролюється виконання земляних і будівельних робіт, що проводяться
у смузі 15 м, з обох боків від осі газопроводу з метою попередження його пош-кодження.
1.7. Під час здійснення огляду (обходу) трас підземних газопроводів, забо-роняється:
· опускатися у шахти, колектори, колодязі та інші підземні споруди;
· користуватись відкритим вогнем біля підвалів, колодязів, шахт, колек-торів та інших підземних споруд.
1.8. При виявленні в 15-метровій смузі по трасі газопроводу загазованості підземних споруд працівник зобов’язаний повідомити АДС, вжити заходів щодо провітрювання загазованих підвалів, перших поверхів будівель, коло-дязів, камер, інших підземних споруд у радіусі 50 м від газопроводу.
До приїзду аварійної бригади необхідно попередити мешканців навко-лишніх будинків, перехожих про загазованість та про неприпустимість кори-стування відкритим вогнем, електроприладами та засобами мобільного зв’язку.
При виявленні газу на межі 50-метрової зони перевірку на загазованість продовжують за межами цієї зони.
1.9. Періодичність технічних оглядів трас підземних газопроводів встанов-люється власником (балансоутримувачем та/або орендарем (наймачем)) за-лежно від технічного стану газопроводів, корозійної активності ґрунтів і ефек-тивності засобів ЕХЗ, тиску газу, наявності сигналізаторів загазованості в підвалах, виду місцевості та щільності її забудови, пори року, але не рідше ніж зазначено у додатку 1.
http://ohrantryda.ru
На підроблюваних територіях періодичність встановлюється відповідно до вимог Порядку технічного огляду, обстеження, оцінки та паспортизації тех-нічного стану.
1.10. Технічний огляд трас підземних газопроводів в населених пунктах проводиться бригадою в складі не менше ніж двох працівників.
У незабудованій частині населеного пункту, а також поза проїжджою ча-стиною доріг за відсутності в 15-метровій зоні по обидва боки від осі газопро-воду колодязів, інших підземних споруд (комунікацій) допускається прове-дення обходу одним працівником.
1.11. Перед допуском до першого обходу працівники повинні ознайоми-тися з трасою газопроводу на місцевості.
1.12. З метою забезпечення безпечних умов експлуатації та виключення можливості пошкодження газорозподільної системи вздовж її траси в межах охоронної зони шириною 2 м з обох боків від зовнішньої стінки газопроводу в плані не допускаються:
· 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 пери-метру цих споруд.
1.13. 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.
1.14. Надійність ущільнення вводів і випусків інженерних підземних ко-мунікацій повинен перевіряти власник (балансоутримувач та/або орендар (наймач)) щороку в осінній період і оформляти актом, в якому необхідно за-значати їх технічний стан.
Власник (балансоутримувач та/або орендар (наймач)) повинен стежити за станом будинкового ввідного газопроводу та його кріпленням, фарбувати за-значений газопровід не рідше ніж один раз на 5 років.
1.15. Підземні (з металевих і поліетиленових труб), надземні та наземні га-зопроводи підлягають технічному обстеженню, в тому числі комплексному приладовому обстеженню відповідно до вимог Порядку технічного огляду, об-стеження, оцінки та паспортизації технічного стану.
1.16. 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);
http://ohrantryda.ru
· 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.
1.17. 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 нормаль-них 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 шур-фування для виявлення стану труб і якості зварних стиків зовнішнім оглядом.
КПО стану поліетиленових газопроводів проводиться у строки, що вста-новлені для обстеження сталевих газопроводів.
1.18. 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 ко-розійних пошкоджень;
· при зниженні величини потенціалу "газопровід-земля" до значень, ниж-чих 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 обладна-ння 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).
1.19. Обстеження підземних сталевих газопроводів з метою визначення стану захисного ізоляційного покриття і металу трубопроводу, де викори-стання приладів через індустріальні перешкоди неможливо, виконується шля-хом 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
http://ohrantryda.ru
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 кон-трольних шурфів, їх кількість у зонах індивідуальних перешкод визначає га-зорозподільне підприємство або газова служба підприємства.
1.20. Перевірку герметичності (газоіндикаторами) і виявлення місць ви-токів 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 га-зопроводу.
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 (тро-туарна плитка, асфальтове або бетонне покриття), глибина буріння свердловин повинна перевищувати товщину дорожнього покриття на 0,10 - 0,15 м.
1.21. Застосування відкритого вогню для визначення наявності газу в свердловинах не допускається.
1.22. Технічний стан поліетиленових газопроводів (труб та з’єднань) і стан захисного ізоляційного покриття сталевих ділянок поліетиленового газопро-воду 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 тов-щиною до 0,3 м необхідно вилучати вручну з додержанням заходів для за-побігання ушкодженню газопроводу.
1.23. Перевірка герметичності підземних сталевих і поліетиленових газо-проводів здійснюється приладами при робочому тиску газу. При відключенні газопроводу від мережі перед повторним заповненням газом герметичність пе-ревіряють опресовуванням повітрям згідно з нормами випробувань, визначе-ними ДБН В.2.5-20-2001 "Газопостачання".
http://ohrantryda.ru
1.24. За результатами КПО сталевих і поліетиленових газопроводів скла-дається відповідний документ згідно з вимогами Порядку технічного огляду, обстеження, оцінки та паспортизації технічного стану.
1.25. Обстеження підводних переходів (через судноплавні річки) газопро-водів необхідно проводити не рідше ніж один раз на 5 років. При обстеженні уточнюються їх місце розташування, глибина залягання, герметичність, бала-стування, стан покриття (ізоляції, футерування).
Інформація про виконані роботи та результати обстеження заноситься до паспорта газопроводу.
1.26. При виявленні загазованості в підвалах, підпіллях будівель, колекто-рах, підземних переходах, галереях газопроводи негайно відключаються. До усунення витоків газу експлуатація їх забороняється.
1.27. Для тимчасового припинення витоку газу на зовнішніх газопроводах допускається накладати муфту або хомут, які забезпечують герметичність місця витоку, за умови їх щоденного огляду.
1.28. 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.
1.29. Пошкоджені (дефектні) зварні стики, наскрізні корозійні і механічні пошкодження сталевих газопроводів, каверни глибиною понад 30% від тов-щини стінки труби необхідно ремонтувати шляхом вирізання дефектних діля-нок і вварювання котушок довжиною, що відповідає діаметру труби, але не менше ніж 200 мм, або шляхом улаштування на зварюванні підсилюючих бан-дажів.
Зварні стики і зварні шви, що виконані при ремонті підземних сталевих газопроводів, необхідно перевіряти фізичними методами контролю.
1.30. До зварювання сталевих газопроводів допускаються зварники, ате-стовані 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.
1.31. При пошкодженні зварних з’єднань поліетиленових газопроводів, а також при механічних пошкодженнях труб ремонт необхідно виконувати шля-хом вирізання дефектних ділянок і вварювання поліетиленових котушок дов-жиною 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 гер-метичності приладовими методами, мильною емульсією або пневматичним випробуванням.
http://ohrantryda.ru
1.32. Перед початком ремонтних робіт на сталевих підземних газопрово-дах, 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 шунтуваль-них перемичок) з метою запобігання іскроутворенню від дії блукаючих струмів.
За неможливості встановлення шунтувальної перемички зазначені роботи необхідно проводити після продування газопроводу повітрям.
1.33. 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.
1.34. Перед початком робіт ударних механізмів і землерийної техніки по-близу підземного газопроводу працівники, що виконують земляні роботи, зо-бов’язані виявити фактичне місце розташування газопроводу шляхом шур-фування 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 кон-тролю.