Эксплуатация газопроводов

Утверждено
Приказом АК “Узтрангаз”
от 06.02.2008г. № 84
Приложение № 8
ПОРЯДОК
Эксплуатации газораспределительных сетей и сооружений на них
Настоящий Порядок разработан в соответствии с «Правилами
технической эксплуатации газового хозяйства республики Узбекистан», а
также
с «Правилами безопасности в газовом хозяйстве Республики
Узбекистан» и регулирует деятельность эксплуатирующих организаций
(городских и районных филиалов газоснабжающих предприятий) в части
эксплуатации газораспределительных сетей и сооружений на них.
I. ПОДЗЕМНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ
1.1. В системе газопровода следует принимать следующие категории
давления газа:
а) газопроводы низкого давления;
-до 0.0035-0.004 МПА (0.035-0.04 кг/см2) для сжиженного
углеводородного газа;
- при наличии у бытовых и коммунально-бытовых потребителей
индивидуальных
или
групповых
регуляторов-стабилизаторов
в
распределительных газопроводах низкого давления допускается давления до
0.005 МПА (0.05 кг/см2):
б) газопроводы среднего давления свыше 0.005 МПА (0.05 кг/см2) до
0.3 МПА (3.0 кг/см2);
в) газопроводы высокого давления от 0.3 МПА (3.0 кг/см2) до 0.6 МПА
(6.0 кг/см2);
г) допускается давление газа выше 6 кг/см2 (0,6МПа), но не более
12кг/см2 (1,2 МПа) в газопроводах высокого давления для транспортировки
газа промышленным предприятиям, находящимся в черте города
(населенного пункта).
1.2. Подача газа потребителям из городских (магистральных)
газопроводов высокого давления распределительные газопроводы среднего и
низкого давления и из газопроводов среднего давления в газопроводы
низкого давления должны осуществляться только через ГРП или ГРУ.
1
1.3. Эксплуатационная организация (городской и районный филиал
газоснабжающих предприятий, РЭС, контора) должна иметь следующую
техническую документацию на подземные газопроводы:
а) схему (план) расположения подземных газопроводов по улицам
(проездам, кварталам) обслуживаемого города, района или населенного
пункта с нанесением на ней промышленных, коммунально-бытовых
предприятий, ГРП и запорной арматуры;
б) план (исполнительные чертежи) проездов, улиц, жилых домов в
масштабе 1:200, 1:500 с нанесенными газопроводами, всеми устройствами на
газопроводах и смежными подземными сооружениями;
в) профили газопроводов;
г) паспорт газопроводов;
д) эскизы отдельных узлов газопроводов;
е) акты и эскизы на выполненные ремонтные работы.
1.4. Планы газопроводов должны находиться: два экземпляра в архиве
газового хозяйства (в кальке и в светокопии), один экземпляр в
эксплуатационной организации – т.е. конторе (участке или службе),
обслуживающей данный участок (район) газопровода и один экземпляр в
аварийной службе газового хозяйства.
1.5. Организация газового хозяйства должна иметь следующую
эксплуатационную документацию на газопроводы:
а) схему (план) расположения подземных газопроводов по проездам
обслуживаемого города, района или населенного пункта, с нанесением на ней
промышленных предприятий, ГРП и ГРУ и запорной арматуры;
б) журнал регистрации исполнительно-технической документации на
газопроводы;
в) журнал регистрации нарядов на производство газоопасных работ;
г) наряды на производство газоопасных работ;
д) журнал регистрации согласования проектов;
е) акты приемки газопроводов в эксплуатацию после строительства и
ремонтов;
ж) паспорта газопроводов;
з) маршрутные карты обходчиков газопроводов;
и) журнал обхода трассы газопроводов;
к) журнал проверки работы обходчиков;
л) журнал регистрации работ на газопроводах;
м) уведомления о производстве земляных работ и проверке сооружений
на загазованность;
н) журнал измерений давления газа в газопроводах;
о) журнал измерений давлений в газопроводах и ГРП летне-зимний
период по годам;
2
п) журнал регистрации газовых сетей.
При централизации (специализации) видов работ местонахождение
эксплуатационной и технической документации определяется приказом
межрегионального унитарного предприятия газоснабжения.
1.6. Ответственными за правильное и своевременное
ведение
эксплуатационной документации являются специально назначенные лица из
числа ИТР.
1.7. На все работы, связанные со вскрытием газопровода, составляется
эскизы, на которых указываются диаметр, глубина заложения, материал труб
и привязка мест, вскрытия газопровода к постоянным ориентирам, а также с
какой целью производились работы и что сделано. Составленный эскиз
подписывается руководителем работы или мастером и слесарем, с указанием
даты производства работ. Данные эскиза заносится в паспорт газопровода.
Один экземпляр эскиза на произведенные работы хранится в архиве газового
хозяйства, а другой в конторе (службе), обслуживающей газопровод, где
используется для уточнения недостающих сведений о газопроводе.
1.8. Техническая эксплуатация газопроводов должна включать
следующие виды работ:
а) профилактическое, техническое обслуживание и надзор;
б) текущий ремонт;
в) капитальный ремонт;
г) аварийно-восстановительные работы.
II. НАДЗОР ЗА ПОДЗЕМНЫМИ ГАЗОПРОВОДАМИ
И ИХ ОБСЛУЖИВАНИЕ
2.1. При надзоре и профилактическом обслуживании газопроводов,
должны выполнятся следующие работы:
а) обход трасс, систематическое обслуживание и проверки на
загазованность колодцев, подвалов и подземных сооружений, а также
контрольных трубок, при этом производится наблюдение за состоянием
трасс, чтобы выявить внешние признаки утечек газа;
б) проверка конденсатосборников и гидрозатворов на наличие в них
конденсата и его удаление;
в) наблюдение за состоянием дорожного покрытия и работами в близи
действующих газопроводов, чтобы защитить последние от повреждений и не
допустить загромождения и застройки трасс газопроводов;
г) проверка величины давления газа в газопроводах;
д) выявление и устранение закупорок газопроводов;
е) буровой и шурфовой осмотры и устранение выявленных утечек газа;
3
ж) определение наличия и величины блуждающих токов на
газопроводах;
з) проверка и мелкий ремонт арматуры и сооружений, установленных
на газопроводах, контрольных трубок, электроизолирующих фланцев,
кранов, задвижек;
и) составление технической документации: протоколов, эскизов,
выдача уведомлений и пр.
Примечание: работы, перечисленные в п.п. «д», «е», «ж», «з», «и», в круг
обязанностей слесарей по обслуживанию не входят и выполняются
бригадами по ремонту газопроводов, монтерами по электрической защите и
работниками КИП.
2.2. При обходе подземных газопроводов должны:
- осматривается трассы газопроводов и выявляться утечки газа по
внешним признакам;
- контролироваться газоанализатором или газоискателем все колодцы и
контрольные трубы, а также колодцы и камеры других подземных
коммуникаций, подвалы здания, 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;
- осматривается 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 расстояние 15 м в обе
стороны и исключение его повреждения.
2.3. 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,
но не реже сроков, приведенных в таблице №1.
2.4 Профилактическое обслуживание газопроводов осуществляется
бригадой слесарей в составе не менее 2 чел. За ними закрепляются
определенные трассы (участки) газопроводов с прилегающими к ним вводам
и дворовыми разводками, раздельными для удобства обслуживания на
маршруты. (Составляются маршрутные карты, в соответствии с образцом по
приложению №1 к данному порядку)
4
Примечание: Разрешается обход трасс газопроводов одним слесарем при
условии расположения газопровода в районе без интенсивного движения
транспорта.
Таблица №1
Периодичность обхода трасс
Газопроводы высокого и среднего
давления
Газопроводы
низкого
В застроенной
В незастроенной
Газопроводы
части города
части города
давления
(населенного
(населенного
пункта)
пункта)
1
2
3
4
Непосредственно в день пуска
1. Вновь построенные
и на следующий день после пуска
2. Эксплуатируемые в
нормальных условиях
Не реже 2р. в
Не реже 1р. в
Не реже 2р. в
и
находящийся
в
месяц
неделю
месяц
удовлетворительном
состоянии
3. Со сроком службы
более 25 лет, на
которых
с
начала
эксплуатации
Не реже 1р. в
Не реже 2р. в
Не реже 1р. в
зафиксированы случаи
неделю
неделю
неделю
сквозных повреждений
или разрыв сварочных
стыков
4. Проложение в зоне
действия источников
блуждающих
токов,
грунтах с высокой
коррозионной
То же
То же
То же
активностью и не
обеспечение
минимальным
защитным
электропотенциалом
5.Подлежащие
ремонту
после
То же
То же
То же
технического
обследования
6.Имеющие
Ежедневно
Ежедневно
5
Не реже 2р. в
положительные
и
знакопеременные
значение
электропотенциалов
7.Имеющиеся дефекты
защитных покрытий и
на
обеспеченные
минимальным
защитным
потенциалом
8. Находящиеся в
неудовлетворительном
техническом
состоянии,
подлежащие замене
9.Находящиеся
в
радиусе 15 м от места
производства
строительных работ
10.
Неукрепленные
береговые
части
перехода,
через
водные преграды и
овраги
в
период
весеннего паводка
неделю
Ежедневно
Ежедневно
Не реже 2р. в
неделю
Ежедневно
Ежедневно
Не реже 2р. в
неделю
Ежедневно, до устранения угрозы повреждения
То же
Примечание: 1. Обход трасс полиэтиленовых газопроводов в первый год их
эксплуатации должен производитьmся на газопроводах низкого давления не
реже 1 раза, а на газопроводах среднего и высокого давления не реже 2 раза
в неделю.
2. Обход газопроводов в незастроенной части города (поселка),
обеспеченных электрохимической зашитой в первый год после ввода в
эксплуатацию, а также в течение года после проверки технического
состояния и устранения выявленных дефектов, может производится 1 раз в
месяц.
2.5. Слесарь по обслуживанию обязан хорошо знать местоположение
как самого газопровода и сооружений на нем, так и прочих сооружений,
расположенных на трассе газопровода на расстоянии до 15 м по обе стороны
от оси газопровода.
2.6. Предприятия газового хозяйства обязаны потребовать от
организаций, эксплуатирующих здания с подвальными и цокольными
этажами, проверки уплотнения вводов в здания всех коммуникаций и
проветривание
подвалов
и
установки
постоянно
действующих
сигнализаторов загазованности.
6
Подвалы должны постоянно проветриваться.
2.7. Первый обход трассы подземных газопроводов необходимо
проводить не позднее, чем через три дня после ввода его в эксплуатацию.
2.8. При обходе трассы газопроводов необходимо проводить внешний
осмотр трасс для определения признаков утечек газа, характеристикой
которых является пожелтение растительности на трассе газопровода,
появление пузырей на поверхности воды, шипение газа, выходящего на
поверхность грунта при значительных утечках из газопроводов высокого и
среднего давления, в зимнее время-появление на снегу бурых пятен. Работа
на трассе производится с соблюдением правил уличного движения.
Участие владельцев других подземных сооружений на трассе
газопровода подготовке колодцев (канализации, теплосети, связи и т.п.),
очистке от снега и льда для проверки на загазованность должно определяться
решением хокимиятов.
2.9. Наличие газа в колодцах, коллекторах, подвалах, контрольных
трубах и т.п. следует определять специальными приборами –
газоанализаторами. Для контрольной проверки наличия газа в колодцах и
других сооружениях в случае необходимости берется проба воздуха из
сооружения для лабораторного анализа.
Примечание: определение наличия газа огнем категорически
ЗАПРЕЩАЕТСЯ.
2.10. Если в колодцах, подвалах или сооружениях на проверяемой
трасе газопровода обнаружено наличие горючих газов, об этом немедленно
сообщается руководству газового хозяйства и дежурной аварийной службе.
Дальнейшие действия должны соответствовать «Плану ликвидации
возможных аварий и аварийных ситуаций» (см. раздел АДС).
2.11. При обходе трасс газопровода с поверхности внутренней части
коверов, независимо от их конструкции и места установки, удаляются вода,
снег, лед, грязь и посторонние предметы. В случае установки
конденсатосборников, гидрозатворов, контрольных проводников в колодцах
малой глубины проводятся те же работы.
2.12. Настенные указатели следует содержать в таком состоянии чтобы
цифры на них были отчетливо и хорошо видны.
2.13. Результаты проверки состояния трасс газопровода и сооружений
слесари по обслуживанию записывают в специальный журнал по
установленной форме. Журнал в день обхода передается мастеру.
2.14. Проверка работы обходчиков производится не реже одного раза в
месяц. Результаты проверки заносятся в журнал установленной форме.
2.15. Для обеспечения сохранности газопровода и его арматуры во
время производства дорожных или строительных работ организация (служба)
газового хозяйства должна обеспечить ежедневный обход этих трасс до
окончания работ и следить за сохранностью крышек газовых колодцев и
7
коверов, правильным их расположением по отношению к дорожному
покрытию, предохранять их от возможного замощения и асфальтирования.
При выполнении строительных работ на трассах газопроводов
необходимо вести наблюдение, чтобы своевременно принят меры в случае
обрушения грунта, размывки его талыми или дождевыми водами, а также,
чтобы не допускать загромождения и застройки трасс газопроводов.
2.16. Представитель эксплуатационной организации газового хозяйства
из числа ИТР обязан дать дорожной или строительной организациям
письменное уведомление установленной формой о порядке производства
работ в близи газопроводов с указанием мер предосторожности и эскиз с
привязками и глубиной заложения газопровода. Копия уведомления или
эскиза с росписью о получении должна храниться в организации
эксплуатирующей газопроводов.
2.17. При раскопках на трассах действующих газопроводов
посторонними
организациями
предприятие
газового
хозяйства
обслуживающее данный газопровод обязано обеспечить присутствие на
трассе ИТР вплоть до момента раскрытия газопровода, с целью наблюдения
за обеспечением сохранности газопровода, при этом требуя, чтобы:
а) открытые участки газопровода были засыпаны песком на глубину не
менее 0,2 метра с тщательной подбивкой дна траншеи.
Только после этого разрешается засыпать открытый участок газопровода
песком или основным грунтом, освобожденным от глыб и крупных камней и
т.п.
Разрешение на засыпку дает предприятие газового хозяйства после
проверки технического состояние газопровода и основание под газопровод,
уклона газопровода и его изоляции.
Примечание: эти раскопки должны быть использованы для шурфового
осмотра на данном газопроводе.
б) при раскопке траншеи или котлована на глубину более 1м или по
причине просадки грунта на трассе газопровода раскопки производятся
только при наличии устройства крепления стенок котлована.
Кроме этого, на всем протяжении траншеи, где газопровод находиться
на участке обрушения, при засыпке траншеи производить тщательную
трамбовку грунта до плотности.
в) если при раскопке траншеи или котлована на весу оказывается
участок стального газопровода, этот участок необходимо надежно подвесить
или установить опоры.
Расстояние между опорами газопроводов следует определять
соответствие с требованиями указаний по расчету стальных трубопроводов
разного назначения.
2.18. Удаление конденсата из конденсатосборников должно
проводиться регулярно по графику, в зависимости от количества
выделяющегося из него конденсата.
8
Конденсат из конденсатосборников или гидрозатворов, установленных
на газопроводах низкого давления, удаляется ручным насосом или
мотонасосом, а из газопроводов высокого и среднего давления-давлением
газа или мотонасосом в специальную цистерну.
Эти работы должны проводиться по инструкции, разработанной
организацией газового хозяйства.
2.19. Для обеспечения нормальной работы газовых приборов в газовой
сети должно поддерживаться оптимальное давление газа, соответствующее
установленному режиму.
С целью проверки изучения режима работы газопроводов, выявление
участков с наибольшим перепадом давления по всей газовой сети города или
населенного пункта необходимо производить замеры давления газа. Такие
замеры должны делаться в заранее намеченных точках газовой сети, для чего
используются вводы в дома, ГРП, ГРУ, газовые приборы потребителей и т.д.
Количество и места точек замеров определяется в зависимости от
количества потребителей газа на данном участке газопровода. На каждые 500
п.м., рекомендуется не менее 1 точкой замера.
2.20. Замеры давления газа проводятся в заранее установленное время
суток и должны быть закончены по всем точкам газового сети в срок, не
более 1-2 часа.
2.21. Одновременные замеры давления по всей газовой сети города
(населенного пункта) следует проводить не реже 2 раза в год, в период
наибольшего (зимой) и наименьшего расхода газа (летом), при вводе в
эксплуатацию новых крупных потребителей газа, газопроводов и районных
ГРП.
2.22. Порядок производства работ по одновременным замерам
давления определяется специальной инструкцией, утвержденной главным
инженером организации газового хозяйства города (населенного пункта).
При замерах давления следует использовать самопишущие манометры,
регистрирующие изменения давления в течение суток.
2.23. Для выявления причин недостаточного давления газа в
отдельных участках газопровода в районах газовой сети города (населенного
пункта) маршруты или районные замеры давления производить по
специальным разработанным графикам и маршрутам.
2.24. Данные (показатели) измерения давления газа заносятся в журнал
установленной формой.
2.25. По результатам замеров давления газа составляется карты
давлений газовой сети города (населенного пункта).
2.26. Техническое обследование стальных подземных газопроводов
должно производится при продолжительности эксплуатации их до 25 лет не
реже 1 раза в 5 лет, при продолжительности эксплуатации более 25 лет не
реже 1 раза в 3 года. Газопроводы, включенные в план капремонта или
замены, должны обследоваться не реже 1 раза в год.
9
2.27. При буровом осмотре производиться бурение скважин вдоль
трассы газопровода и определяется присутствие в них газа.
На распределительных газопроводах скважины бурятся у стыков на
расстоянии 0.3-0.5 м от стенки газопровода глубиной, соответствующей
глубине укладки, считая до верха газопровода, а в зимнее время в случае
промерзание грунта на большую глубину, на не менее глубины промерзания
грунта.
При отсутствии схемы расположения стыков распределительного
газопровода, а также на дворовых и квартальных разводках бурение скважин
должно производится через 2 м. при использовании высокочувствительных
приборов с чувствительностью не ниже 0.01% по объему, расстояние между
скважинами допускаются увеличивать до 5 м.
Проверка присутствие газа в скважинах производится с помощью
газоанализатора (газоискателя). Применение открытого огня для
определения наличия газа в скважинах ЗАПРЕЩАЕТСЯ.
Примечание: 1.В местах нахождения контрольных трубок бурение скважин
может, не производится, а проверка газопровода на плотность в этих
местах осуществляется через указанные трубки газоанализатором.
2. Допускается буровой осмотр заменять испытанием
газопроводов на плотность в соответствии с п. 3.3.25. «Правил
безопасности в газовом хозяйстве Республики Узбекистан».
2.28. Шурфовой осмотр газопроводов производится путем открытия
участков его длиной 1.5-2 м на каждый км распределительного газопровода,
проходящего в не территории города (населенного пункта) и на каждые 200 м
дворовый или квартальной разводки (но не менее одного шурфа на проезд,
дворовую или квартальную разводку), а также в местах установки
конденсатосборников, изолирующих фланцев и т.п.
Для осмотра должны выбираться участки наибольшего приближения к
трамвайным путям и электрифицированным железным дорогам (линии
высоковольтных передач, троллейбусных линии и других возможных
источников утечки электроэнергии), а также проложенных в грунтах с
наиболее высокой коррозийной активностью.
Примечание: При наличии на каждом километре распределительного
газопровода, дворовой или квартальной разводки, более трех гидрозатворов
или конденсатосборников проверка их шурфовым осмотром может
производиться выборочно.
2.29. Периодическая проверка плотности газопроводов может
производиться с помощью искателей утечек газа различных конструкций.
При этом на основании паспортов приборов заводов-изготовителей,
организациями газового хозяйства должны быть разработаны инструкции по
выполнению указанной работы.
10
2.30. В местах прохождения трасс под усовершенствованными
дорожными покрытиями рекомендуется устанавливать постоянные
скважины, закрываемые лючками.
2.31. В целях повышения срока службы газопроводов и сокращения
затрат на капитальный ремонт необходимо не реже в 5 лет производить
проверку состояния изоляции с помощью искателей повреждения изоляции.
Места электрического контакта между трубой и грунтом (места
повреждения изоляции) должны немедленно устраняться путем раскрытия
шурфов и восстановления целостности изоляции.
При обеспечении регулярного ежегодного контроля состояния
изоляции газопроводов электрическими методами, их шурфовой осмотр
может не производиться.
2.32. Результаты периодических проверок плотности газопроводов,
состояние изоляции и поверхности труб следует фиксировать в паспорте
газопровода.
2.33. По данным обследования состояния газопроводов определяется
их пригодность к дальнейшей эксплуатации.
В
случае
неудовлетворительного
состояния
газопровода
устанавливается необходимость его ремонта или замены.
III. РЕМОНТНЫЕ РАБОТЫ
3.1. Выявления при обходе или профобслуживании неисправности на
подземных газопроводах и сооружениях на них квалифицируются на три
категории:
а) аварийные работы;
б) текущие работы;
в) капитальные работы;
3.2. К аварийным работам относятся:
- устранение утечек газа на трассе газопровода, в колодцах и других
сооружениях на газопроводе, являющихся результатом разрыва сварных
стыков газопроводов, коррозии металла труб газопроводов, неплотностей в
арматуре (свищи, трещины, неплотности в сальниковых, резьбовых и
фланцевых соединениях и др.), создающих реальную угрозу жизни
населения, возникновения пожаров и других бедствий.
Аварийные работы (ликвидации прямой угрозы жизни населения и
нанесения материального ущерба строениям, зданиям и сооружениям)
выполняются немедленно по планам АДС.
11
3.3. К текущим ремонтам подземных газопроводов относятся
следующие работы:
а) плановая проверка и мелкий ремонт арматуры и сооружений на
газопроводах;
б) устранение мелких дефектов и утечек газа, выявленных при
профилактическом обслуживании.
Текущий ремонт
отключения газопровода.
следует
производить
преимущественно
без
3.4. Установленные на газопроводах колодцы с задвижками не менее
1-го раза в год подвергаются тщательному осмотру и проверка по графику.
При этом производится:
а) очистка задвижек и колодцев от грязи и посторонних предметов;
б) «разгон» червяка задвижки и его смазка, проверка и набивка
сальника, проверка состояния компенсаторов, стяжные болты которых
должны быть отпущены;
в) проверка исправности природного устройства;
г) проверка плотности всех соединений задвижки и компенсатора с
помощью мыльной эмульсин;
д) окраска задвижки и компенсатора с целью предохранения их от
коррозии;
е) проверка и закрепление спусковых скоб (лестниц).
3.5. На время весеннего паводка, в местах возможного проникновения в
колодцы паводковых вод, крышки колодцев для газовых задвижек
уплотняются при помощи промасленной пакли, швы люков заливаются
битумом.
3.6. Не реже 2-х раз в год проверяется состояние крышек колодцев и
коверов с устранением перекосов, осадков и других неисправностей.
3.7. Если на небольших участках газопроводов установлены резкие
перепады давления газа, должны быть приняты меры по устранению местных
закупорок.
3.8. В случае водяных закупорок производятся:
а) ремонт конденсатосборника или гидрозатвора и удаление
конденсата, собравшегося в газопроводе;
б) устранение провеса путем выправления уклона газопровода или
установки дополнительного конденсационного сборника.
3.9. Снежно-ледяные, кристаллогидратные, смоляные и нафталиновые
закупорки устраняются:
а) заливкой растворителя в газопровод, ввод или стояк;
12
б) отогревом места ледяной закупорки паром под давлением пара, с
последующим удалением конденсата из ближайших конденсационных
сборников;
в) шуровкой газопровода стальной проволокой диаметром 5-8 мм, а
также прочисткой ершом.
При закупорке газопровода какими-либо нерастворимыми предметами,
их извлекают путем вырезки специального «окна», демонтированием
соответствующего участка газопровода или продувкой инертным газом под
давлением.
3.10. Резьба пробки и крана на трубах конденсатосборников и
газопроводов должна быть тщательно смазана тавотом для удобства
вывертываниях их. Пробки должны устанавливаться с подмоткой льняной
пряди, плотность резьбовых соединений должна проверяться мыльной
эмульсией.
3.11. В случаях замерзания конденсата в конденсатосборниках и
гидрозатворах лед растворяется специальными растворителями (метанол,
этиловый спирт и т.д.). на газопроводах низкого давления (для удаления
ледовых пробок могут применяться с соблюдением правил безопасности –
котелки-пропарники.
3.12. При обнаружении коррозийных повреждений газопровода в
месте разрытия газопровода производится исследование коррозийности и
активности почвы, и измерение блуждающих токов, осмотр и оценка
состояние металла газопровода и принимаются соответствующие меры для
предотвращения дальнейшего разрешения газопровода (усиление изоляции,
осуществление активных методов защиты, устранение причин, вызывающих
коррозию и т.д.).
3.13. Неплотности в арматуре газопроводов устраняются на месте
путем подтягивания болтов фланцевых соединений, уплотнения сальниковых
устройств или замены отдельных деталей.
Если на задвижках, кранах конденсатосборников и гидрозатворах
обнаружены дефекты, не устраняемые на месте, эти неисправные детали
должны быть заменены исправными. Замена задвижек производится
совместно с установкой компенсатора.
Если выводные трубы конденсатосборников, гидрозатворов,
контрольных пунктов или электроизолирующих фланцев излишне занижены
в ковере или выходят за переделы его крышки, производится соответственно
наращивание или обрезка (при невозможности опустить или поднять ковер).
3.14. Результаты выполненных работ записываются в паспорт
газопровода.
3.15. Перед реконструкцией дорожных покрытий все газопроводы
подвергаются проверке на плотность, осмотру состояния изоляции и металла
труб и ремонту, независимо от срока предыдущего ремонта, от технического
состояния газопровода.
13
3.16. перед началом любых ремонтных работ на подземном
газопроводе, оборудованном противокоррозийной электрической защитой,
должны быть приняты меры, исключающие искрообразование.
3.17. Капитальный ремонт газопроводов производится в случаях,
когда в процессе эксплуатации выявится значительное повреждение
газопровода от коррозии или неудовлетворительного качества сварных
стыков.
При капитальном ремонте стальных газопроводов производятся
следующие работы:
а) все виды работ, выполняемые при текущем ремонте;
б) замена участков газопровода, поврежденных коррозией;
в) восстановление повреждений изоляций;
г) ремонт или переустройства колодцев и сооружений заменой
арматуры и коверов;
д) обрезка недействующих отводов с продувкой их инертным газом;
е) установка, замена или ремонт средств электрохимзащиты
газопроводов от коррозии;
ж) ремонт переходов.
3.18. Участки газопроводов, подлежащие капитальному ремонту,
устанавливаются по результатам обследования мест повреждения изоляции
специальными искателями или шурфовыми осмотрами. На их
восстановление составляется проектно-сметная документация на весь
комплекс работы.
3.19. После снятия изоляции вскрытого участка газопровода
необходимо очистить трубу и подвергнуть ее визуальному осмотру.
Определение толщины стенки трубы следует производить
толщинометром УИТ-Т10 или другими аналогичными приборами.
3.20. При обнаружении на теле трубы свищей и трещин, дефектный
участок подлежит вырезке и врезке новой катушки длиной равной диаметру
трубы, но не менее 200 мм.
Обнаруженные на теле трубы каверны глубиной более 2мм любой
величины устранять методом заварки ЗАПРЕЩАЕТСЯ.
3.21. Характер повреждений и состав ремонтных работ следует
определять по таблице № 2.
3.22. Результаты выполненных ремонтных работ записываются в
паспорт газопровода.
14
ХАРАКТЕР ПОВРЕЖДЕНИЯ И РЕМОНТА ГАЗОПРОВОДА
Таблица №2
№
Общий вид
дефектов
Состоя
ние
1.
Отставание
Хорошее
изоляции
от
металла трубы и
наличие влаги
под изоляцией
2.
То же
Незначительная
коррозия
3.
-“-
То же
4.
-“-
-“-
5.
-“-
Сильная
коррозия
6.
-“-
Сильная
коррозия
Характеристика
Содержание
повреждения
капитального
стенки трубы
ремонта
Местами
на Замена
поверхности налет изоляции
ржавчины.
Каверны
отсутствуют
Незначительная
поверхностная
коррозия глубиной
до 0,6 мм
Неглубокие (до 2
мм)
точечные
поражения
коррозией
Налет
поверхностной
коррозии
с
одиночными
круглыми
кавернами
глубиной от 3 до 5
мм
Поверхностная
коррозия
с
гнездовыми
кавернами
глубиной до 3 мм
То же
Состав
ремонтных
работ
Очистка
наружной
поверхности и
наложение
новой
изоляции
То же
-“-
-“-
Очистка
наружной
поверхности,
приварка
муфт,
наложение
новой
изоляции
То же
Очистка
наружной
поверхности,
приварка
муфт,
нанесение
нового
изоляционного
покрытия
Поверхностная
Замена
Очистка
коррозия
и изоляции,
наружной
коррозийными
восстановление поверхности,
канавками длиной газопровода
приварка
до
300
мм, вваркой
катушки длишириной до 20 мм катушки
ной
более
и глубиной до 4
300мм
мм,
расположенными
вдоль и поперек
оси трубы
15
Замена
изоляции
и
восстановление
стенки трубы
7.
-“-
То же
8.
-“-
То же
9.
-“-
Очень
сильная
коррозия
Одиночные
То же
каверны
диаметром до 3040 мм и глубиной
до 5мм
Очисткой
наружной
поверхности,
проверка
катушки,
нанесение
новой
изоляции
Поверхностная
Замена
Очистка
коррозия
с изоляции
поверхности,
одиночными
восстановление приварка
кавернами
стенки
муфт, иногда с
глубиной более 5 газопровода,
заменой
мм, шириной более частичная
поврежденного
20 мм
замена труб
участка новым,
нанесение
новой
изоляции
Поверхностная
То же
Очистка
коррозия
с
поверхности,
каверной глубиной
наложение
более 3 мм разл.
муфт,
площади
нанесение
изоляции.
Иногда замена
поврежденного
уч-ка
газопровода
3.23. Проведения всех видов работ на подземных газопроводах
должна осуществляться в строгом соблюдение правил безопасности при
обслуживании и ремонте подземных газопроводов,
определенных в
«Правилах безопасности в газовом хозяйстве Республики Узбекистан».
IV. НАДЗЕМНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ
4.1. Работы по строительству и приемке в эксплуатацию надземных
газопроводов и сооружений на них осуществляются в соответствии с КМК,
«Правилами технической эксплуатации газового хозяйства республики
Узбекистан» и «Правилами безопасности в газовом хозяйстве Республики
Узбекистан».
4.2. Ведение технического надзора за строительством и монтажом
газопровода и газового оборудования на нем, приказом по организации
газового хозяйства возлагается на специалиста из числа ИТР, прошедшего
специальное обучение и сдавшего экзамен, на знание «Правил безопасности
в газовом хозяйстве Республики Узбекистан», соответствующих глав КМК,
«Правил технической эксплуатации газового хозяйства республики
Узбекистан» и других нормативных документов.
16
4.3. Технический надзор за строительством и монтажом газопровода и
газового оборудования на нем осуществляется в объеме, указанном в главе
2.2. «Правил технической эксплуатации газового хозяйства республики
Узбекистан».
4.4. Техническая эксплуатация надземных газопроводов должна
включать следующие виды работ:
а) профилактическое обслуживание и надзор;
б) текущий ремонт;
в) капитальный ремонт;
V. НАДЗОР ЗА НАДЗЕМНЫМИ ГАЗОПРОВОДАМИ И ИХ
ОБСЛУЖИВАНИЕ.
5.1. В зависимости от протяженности и взаимного расположения
надземных и подземных газопроводов при составлении маршрутов должна
быть учтена возможность совместного обслуживания надземных и
подземных участков газопроводов.
5.2. Обслуживание надземных газопроводов ведется бригадой слесарей
в составе 2 человек. За бригадой слесарей по обслуживанию закрепляется
определенные участки наружного газопровода, разделенные для удобства
обслуживания на маршруты.
5.3. Обход трас надземных газопроводов проводится в сроки,
указанные в п. 2.3. настоящего порядка.
5.4. Каждый слесарь по обслуживанию обязан хорошо знать месторасположение надземного газопровода с установленными на нем
отключающими задвижками и кранами, расположение жилых помещений, в
которые может проникнуть газ в случае утечки его из надземного
газопроводов.
5.5. Профилактическое обслуживание надземных газопроводов
предусматривает выполнение следующих работ:
а) внешний осмотр газопроводов со всей установленной на них
запорно-отключающий арматурой.
При этом проверяется состояние окраски труб, целостность арматуры,
целостность опор и прочность крепления газопроводов к стенам зданий или
эстакадам; производится проверка на герметичность и мелкий ремонт
арматуры; наличие средств защиты газопроводов от возможных потоков
воды (дождевой или талой или из ирригационной сети).
Особенно тщательно осматриваются участки, подверженные коррозии,
и где возможно образование сквозных отверстий (свищей) и появление
утечки газа;
б) очистка запорной арматуры от загрязнения, снега и льда;
в) своевременная запись слесарем в журнале обслуживания сведений о
состоянии газопровода.
17
5.6. Если на небольших участках газопровода установлены (путем
замера давления) резкие перепады давления газа, должны быть приняты
меры для устранения местных закупорок.
5.7. В случае возникновение на газопроводе закупорок последние
устраняются одним из способов, указанных в разделе III, пункт 3.8., 3.9.
настоящего Порядка.
VI. РЕМОНТНЫЕ РАБОТЫ
6.1. Выявленные при обходе и профобслуживании неисправности на
надземных газопроводах и сооружениях на них квалифицируются на три
категории:
а) аварийные работы;
б) текущие работы;
в) капитальные работы.
6.2. К аварийным работам относится устранение утечек газа на трассе
газопровода, являющихся результатом разрыва сварного стыка газопровода,
поломкой опоры газопровода, разрыва резьбовых (фланцевых) соединений
арматуры (задвижек), создающих реальную угрозу жизни населения,
возникновения пожаров и других бедствий.
Аварийные работы (ликвидация прямой угрозы жизни населения и
нанесения материального ущерба строениям, зданиям и сооружениям)
выполняются немедленно по планам АДС.
6.3. К текущим ремонтам надземных газопроводов относятся работы,
перечисленные 3.3. и 3.4. настоящего Порядка.
6.4. При обнаружении коррозийных повреждений газопровода,
производится исследование коррозийности почвы и измерение блуждающих
токов, осмотр и оценка состояния металла газопровода, о чем составляется
акт
коррозийного
обследования,
газопровода
и
принимаются
соответствующие меры для предотвращения дальнейшего разрушения
газопровода.
6.5. Не плотности в арматуре газопроводов устраняются на месте путем
подтягивания болтов фланцевых соединений, уплотнения сальниковых
устройств или замены отдельных деталей.
Если на задвижках, кранах обнаружены дефекты, не устраняемые на
месте, эти детали должны быть заменены исправными.
6.6. Результаты выполненных ремонтных работ записываются в
паспорт газопровода.
6.7. Перед началом любых ремонтных работ на газопроводе должны
быть соблюдены требования п. 3.16 настоящего Порядка.
18
6.8. Капитальный ремонт газопроводов производится в случаях, когда в
процессе эксплуатации выявится значительное повреждение газопровода и
сооружений на нем.
При капитальном ремонте газопроводов производиться следующие
виды работ:
а) все виды работ, выполняемые при текущим ремонте;
б) замена участков газопровода;
в) обрезка недействующих газопроводов с продувкой их инертным
газом.
6.9. Участки газопроводов, подлежащие капительному ремонту,
устанавливаются, по результатам обследования мест повреждения и на их
восстановление составляется проектно-сметная документация на весь объем
работ.
6.10. Результаты выполненных ремонтных работ записываются в
паспорт газопровода.
6.11. Проведения всех видов работ на надземных газопроводах должна
осуществляться в строгом соблюдение правил безопасности при
обслуживании и ремонте надземных газопроводов,
определенных в
«Правилах безопасности в газовом хозяйстве Республики Узбекистан».
VII. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОПРОВОДОВ ИЗ НЕМЕТАЛЛИЧЕСКИХ
ТРУБ
7.1. Настоящая глава Порядка распространяется на эксплуатацию
газопроводов из неметаллических (в т.ч. чугунных) труб и предусматривает
только специфические требования, относящиеся к указанным газопроводам,
построенным в точном соответствии с проектом, требованиями КМК 2.04.0896, 3.05.02-96 и Правилами безопасности в газовом хозяйстве Республики
Узбекистан"
7.2. На каждый построенный газопровод из неметаллических труб
газовое хозяйство обязано, до ввода в эксплуатацию газопровода,
разработать и утвердить инструкцию по эксплуатации данного газопровода
на основании данных проекта, требований СНиП и Правил безопасности в
газовом хозяйстве Республики Узбекистан.
7.3. К эксплуатации газопроводов из неметаллических труб
допускаются инженерно-технические работники и рабочие, сдавшие экзамен
по особенностям эксплуатации и ремонту газопроводов из неметаллических
труб, а также действующим правилам безопасности в газовом хозяйстве и
требований KМК 2.04.08-96 и 3.05.02-96.
7.4. К сварке
неметаллических (полиэтиленовых, винипластовых)
труб при производстве ремонта или присоединении ответвлений к
действующим полиэтиленовым газопроводам допускаются лица, прошедшие
19
обучение и аттестованные комиссией в соответствии с "Временным
порядком аттестации сварщиков полиэтиленовых газопроводов", согласно
"Правил безопасности в газовом хозяйстве Республики Узбекистан".
7.5. Приемка в эксплуатацию газопроводов из неметаллических
труб и сооружений из них осуществляется в соответствии с требованиями
КМК 2.04.08-96, 3.05.02-96 и "Технических указаний на проектирование и
строительство подземных газопроводов из полиэтиленовых труб".
7.6. Приемку в эксплуатацию неметаллических газопроводов
разрешается производить только при наличии у эксплуатационной
организации аварийного запаса труб не менее 2% от общей протяженности
данного газопровода, а также комплекта инструмента и приспособлений,
указанных в инструкции по ремонту полиэтиленовых газопроводов.
7.7. Эксплуатационная организация должна иметь техническую
документацию на неметаллические газопроводы в соответствии с
требованием главы 3 настоящих Правил.
VIII. ПРОФИЛАКТИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ
НЕМЕТАЛЛИЧЕСКИХ ГАЗОПРОВОДОВ
8.1. Профилактическое обслуживание подземных газопроводов и
сооружений на них путем обхода трасс необходимо производить в
следующие сроки:
В первый год эксплуатации:
- для газопроводов низкого давления не реже 2-х раз в месяц;
- для газопроводов среднего и высокого давления - через один день.
При дальнейшей эксплуатации сроки обхода трасс газопровода следует
определять исходя из местных условий, состояния газопровода,
накопленного опыта эксплуатации и т.д., и согласовывать с местными органами Госгортехнадзора.
8.2. При обходе трасс полиэтиленового газопровода и проверке на
загазованность сооружений следует руководствоваться "Правилами
безопасности в газовом хозяйстве Республики Узбекистан".
8.3. Подземные неметаллические газопроводы всех давлений, после
ввода их в эксплуатацию, также как и остальные газопроводы, должны
подвергаться периодическим плановым ревизиям с целью проверки их
герметичности, состояния труб, их соединений, изоляции на стальных
вставках, арматуры и т.п.
8.4. Состав работ и сроки проведения плановой ревизии газопроводов
должны соответствовать указаниям главы II настоящего Порядка. При этом
20
буровой и шурфовой осмотры должны производиться не реже чем через
каждые 5 лет.
8.5. При буровом осмотре скважины необходимо бурить около стыков
газопровода на расстоянии не менее 0.5 метров от оси газопровода.
8.6. Засыпка газопровода после шурфового осмотра выполняется
песком на высоту ее менее 20 см от верхней образующей трубы с тщательной
подбивкой пазух.
Последующая засыпка производится обычным порядком.
IX. РЕМОНТНЫЕ РАБОТЫ
9.1. Выявленные при обходе, плановой проверке или других
обстоятельствах утечки газа из подземных неметаллических газопроводов
могут возникнуть в результате:
а) разрыва стыков неметаллических труб;
б) появление трещин (поперечных и продольных) в стыках труб;
в) механические повреждения труб и их стыковых соединений
(трещины, проколы, смытые и др.);
г) неплотностей в арматуре.
9.2. В зависимости от вида дефекта ремонт полиэтиленовых
газопроводов выполняется путем заварки отдельных мест без замены
поврежденного участка и путем замены поврежденного участка.
9.3. Для немедленной ликвидации утечки газа допускается в качестве
временной меры применение липкой синтетической ленты и металлических
хомутов и муфт с резиновым уплотнением.
9.4. Разрывы сварных стыков полиэтиленовых труб, а также
значительные механические повреждения трубопровода (прокол диаметром
более 20 мм, трещины длиной более 50 мм) должны ремонтироваться путем
вырезки дефектных участков и в варки полиэтиленовых катушек длиной не
менее 500 мм. При введении свободного конца трубы в раструб
полиэтиленовый трубопровод изгибают за счет его пластичности. С этой
целью участок газопровода у места повреждения с одной стороны должен
быть вскрыт на расстоянии не менее 8 метров.
9.5. Трещины в стыках полиэтиленовых труб, а также незначительны,
механические повреждения трубопровода заделываются путем приварки к
дефектным местам труб контактным способом полиэтиленовых накладок или
пробок; разрешается применение прутковой сварки.
9.6. Неплотности сварных соединений полиэтиленовых труб со
стальными устраняются путем обжатия раструба хомутом или муфтой с
предварительным прогревом раструба.
9.7. Неплотности в арматуре полиэтиленовых газопроводов
устраняются по общим правилам для стальных газопроводов.
21
9.8. Качество ремонтных работ во всех случаях определяется
обмыливанием отремонтированных участков, при рабочем давлении.
9.9. При выполнении ремонтных работ, связанных со сваркой полиэтиленовых труб, должны выполняться требования "Технических указаний на
проектирование
и
строительство
подземных
газопроводов
из
полиэтиленовых труб и Инструкции по обработке и сварке газопроводов из
полиэтилена высокой плотности".
9.10. Если ремонтные работы на полиэтиленовом газопроводе
выполняются с раскопками, то они должны выполняться с соблюдением мер
предосторожности, указанных в главе II настоящего Порядка.
X. ЗАЩИТА ПОДЗЕМНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ ОТ
ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ КОРРОЗИИ
10.1. Подземные газопроводы в городах (населенных пунктах), а также
подводящие газопроводы к ним как строящиеся, так и действующие, должны
быть защищены от почвенной коррозии и коррозии, вызываемой
блуждающими токами, а на источниках блуждающих токов, расположенных
в зоне эксплуатации газопроводов должны быть предусмотрены мероприятия
по ограничению утечки токов в соответствии с требованием ГОСТ 9.602-89
«Единая система защиты от коррозии и старения Подземные сооружения.
Общие технические требования».
10.2. Мероприятия по защите от коррозии строящихся и действующих
поземных газопроводов осуществляют организации, в ведении которых они
находятся.
10.3. Мероприятия по ограничению утечки токов в землю проводят и
организации и предприятия, в ведении которых находятся действующие,
реконструируемые и строящиеся сооружения, являющиеся источниками
блуждающих токов.
10.4 Проектирование комплексной совместной защиты подземных
газопроводов городов (населенных пунктов) на территории Республики
Узбекистан осуществляют специализированными и неспециализированными
проектными организациями, в соответствии с пунктом 2.1.6. Правил
безопасности в газовом хозяйстве Республики Узбекистан.
10.5. Строительно-монтажные работы по установке средств защиты на
строящихся подземных газопроводах, как правило, должны выполнять
специализированные строительно-монтажные организации, осуществляющие
строительство трубопроводов и объектов газового хозяйства, или другие
организации, имеющие лицензии Кабинета Министров Республики
Узбекистан на производство соответствующих видов работ. Работы по
приварке контактных устройств средств ЭХЗ к действующим, вновь
построенным и испытанным на плотность газопроводам выполняются
силами служб эксплуатации газового хозяйства. В остальных случаях силами
организации, выполняющих строительно-монтажные работы.
22
Пуско-наладочные работы
выполняются специализированными
организациями, имеющими необходимый штат, обученных и допущенных к
работе квалифицированных, рабочих и специалистов.
10.6. На подземных газопроводах управлений газового хозяйства,
находящихся в эксплуатации без средств защиты от коррозии, работы по
защите их от коррозии, а также ремонтно-строительные работы и
переоборудование морально устаревших конструкций средств ЭХЗ
выполняют специализированные строительно-монтажные организации или
другие организации, имеющие лицензии Кабинета Министров Республики
Узбекистан на производство соответствующих видов работ, при этом
необходимо учесть обеспечение совместной зашиты или снятия вредного
влияния со смежных подземных коммуникаций.
10.7. Планово-предупредительный ремонт средств ЭХЗ в процессе
эксплуатации, выполняется службами ЭХЗ управлении газовых хозяйств
или на договорной основе организациями, имеющими лицензии Кабинета
Министров Республики Узбекистан на производство соответствующих видов
работ.
Пуско-наладочные работы, профилактические испытания вновь
построенных
и
отремонтированных
средств
ЭХЗ
выполняют
специализированные строительно-монтажные организации или другие
организации, имеющие лицензии Кабинета Министров
Республики
Узбекистан на производство соответствующих видов работ.
10.8. Приемка в эксплуатации средств защиты в городах и населенных
пунктах Республики Узбекистан производится Управлениями газового
хозяйства, в соответствии с требованиями КМК 3.05.02-96, ГОСТ 9.602.-89,
Правил безопасности в газовом хозяйстве РУз и Правил технической
эксплуатации газового хозяйства РУз, имеющими в своем составе
необходимый штат (службу) обученных и допущенных к
работе
квалифицированных рабочих и специалистов. В комиссию по приемке
средств защиты в обязательном порядке привлекаются владельцы
защищаемых смежных подземных коммуникаций.
10.9. Газовые сети, подземные металлические сооружения и
электрозащитное
оборудование,
принадлежащее
предприятиям
и
организациям других ведомств, обслуживаются силами и средствами этих
предприятий или силами Управлений газового хозяйства на территории
Республики Узбекистан.
10.10. Управления газового хозяйства обязаны:
а) выдавать технические условия по защите от коррозии на
газификацию и газоснабжение объектов;
б) согласовывать проекты газификации и газоснабжения в части
защиты металлических сооружений от коррозии;
в) выдавать заказ строительно-монтажным организациям на
производство строительных, ремонтных и наладочных работ по защите
металлических сооружений от коррозии и молниезащиты;
23
г) осуществлять контроль за строительством средств защиты
строительно-монтажными организациями;
д) участвовать в приемке законченных строительством и монтажом
защитных установок на них;
е) принимать участие в пуско-наладочных работах;
ж) производить обследование подземных газопроводов и рельсовых
путей электрифицированного транспорта в отношении коррозийной
з) производить сбор и обработку всех результатов обследования,
составление ни их основе карт коррозийных свойств грунтов и карт
блуждающих токов, с выявлением новых коррозийно-опасных зон;
и)
осуществлять
контроль
за
техническим
состоянием
эксплуатационных средств защиты;
к) осуществлять контроль защищенности газопроводов;
л) обеспечивать ведение технической документации.
10.11. Служба защиты Управления газового хозяйства обязана иметь
утвержденную в установленном порядке инструкцию по защите подземных
трубопроводов и сооружений на них от электрохимической коррозии,
отражающую конкретные местные условия эксплуатации газопроводов и
сооружений, разработанную в соответствии с КМК.2.04.08-96, МК.3.05.02.96,
ГОСТ 9.602-89; инструкцией по защите городских подземных трубопроводов
от электрохимической коррозии и Правил технической эксплуатации
газового хозяйства РУз.
XI. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОРЕГУЛЯТОРНЫХ ПУНКТОВ И
ГАЗОРЕГУЛЯТОРНЫХ УСТАНОВОК
11.1
Проектирование
газорегуляторных
пунктов
(ГРП)
и
газорегуляторных установок (ГРУ), строительство, ввод в эксплуатацию,
техническое обслуживание независимо от их назначения и ведомственной
принадлежности должны производиться в соответствии с КМК 2.04.08.-96,
КМК 3.05.02-96, «Правилами безопасности в газовом хозяйстве РУз» и
Правилами технической эксплуатации газового хозяйства РУз.
11.2. Выбор типа ГРП (ГРУ), числа регулирующего и
предохранительного оборудования и арматуры, а также контрольноизмерительных приборов предназначенных для улучшения существующего
газоснабжения отдельных районов (участков) городов (населенных пунктов)
и промышленных предприятий на территории РУз осуществляется
проектными институтами.
11.3. Снижение давления газа поступающего из газопровода
производится:
24
а) в газорегуляторных пунктах (ГРП), сооружаемых на городских
распределительных сетях, а также на территории промышленных
коммунальных предприятий и объектах коммунально-бытового назначения;
б) в газорегуляторных установок (ГРУ), монтируемых непосредственно
у потребителей предназначенных для снабжения газом котлов, печей, и
других агрегатов расположенных водном помещении.
11.4. Выходные давления на газорегуляторных пунктах контролируется
диспетчерской службой (службой режима) организации газового хозяйства
города (населенного пункта) в соответствии с утвержденным графиком
режима давления газа в городской газовой сети, утвержденного
руководителем (главным инженером) организации газового хозяйства.
11.5. Техническое обслуживание ГРП города
(населенного пункта)
производится в объеме и по срокам, приведенным в разделе XIII настоящего
Порядка, силами и средствами организаций газового хозяйства.
11.6. Техническое обслужившие ГРП и ГРУ
промышленных,
коммунально-бытовых и других организаций производится силами и
средствами этих предприятий (организаций) и могут обслуживаться
организациями газового хозяйства на договорных началах.
11.7. Подача потребителям газа по обводной линии (байпасу)
допускается только на время, необходимое для ревизии и ремонта
peгуляторов или арматуры при условии постоянного нахождения в ГРП или
ГРУ дежурного, регулирующего давления газа на выходе ГРП, ГРУ в
установленных пределах.
Подача газа по байпасу ГРУ промышленных, коммунально-бытовых и
других организаций (на балансе которых находятся данные ГРУ) независимо
от ведомственной принадлежности может осуществляться по согласованию с
газоснабжающей организацией на ограниченное время.
За время подачи газа по байпасу, расчет с потребителем производится
по установленной мощности газового оборудования или по прибору учета
расхода газа потребителя.
XII. ВВОД В ЭКСПЛУАТАЦИЮ ГРП
12.1. Ввод в эксплуатацию газорегуляторных пунктов производится
после сдачи ГРП приемной комиссии и производства пусконаладочных
работ.
12.2. При сдаче ГРП комиссии должны быть предъявлены:
а) проект с пояснительной запиской, с нанесением на рабочих чертежах
всех допущенных отступлении и согласования их
с проектной
организацией;
б) исполнительные чертежи;
в) паспорта на оборудование и арматуру;
25
г) сертификаты на материалы и изделия (трубы, электроды, проволоку
и т.п.);
д) акты на скрытые работы;
е) акты на вырезку стыков для механических испытаний;
ж) протоколы механических испытаний сварных стыков;
з) заключения о проверке стыков физическими методами контроля; и)
копии удостоверении сварщиков;
к) акты испытания на прочность и плотность;
л) акты промежуточной приемки ГРП (строительная часть,
электрооборудование, вентиляция, КИП, грозозащита и т.п.).
Приемка ГРП оформляется актом установленной формы.
12.3.
Перед пуском газа ГРП 1-1 ГРУ должны подвергаться
контрольной опрессовке воздухом, давлением 1000 мм. вод. ет. (0,01 МПа).
Падение давления за I час не должно превышать 10 мм. вод. ст. (10 даПа).
Ввод в эксплуатацию ГРП оформляется актом установленной формы.
12.4. На каждые ГРП И ГРУ предприятие газового хозяйства
(предприятие-владелец ГРП, ГРУ) должно составлять паспорт, содержащий
основные
характеристики
оборудования, контрольно-измерительных
приборов и помещения.
В каждом ГРП, ГРУ должны быть вывешены схемы их устройства с
подробным обозначением всех узлов, с нанесением параметров настройки
регуляторов, ПЗК, ПСК (гидрозатвора) и инструкции по эксплуатации,
технике безопасности и пожарной безопасности.
Кроме этого в ГРП должен находиться эксплуатационный журнал для
записей результатов проверки ГРП слесарями по обслуживанию.
12.5.
В паспорт ГРП должны заноситься все сведения
о
производимых ремонтных работах, связанных с заменой деталей и узлов
оборудования.
XIII. ОБСЛУЖИВАНИЕ ГРП
13.1. К обслуживанию газорегуляторных пунктов допускаются только
специально обученные слесари и специалисты, знающие устройство
оборудования ГРП и умеющие пользоваться приборами для определения
концентрации газа в воздухе и средствами индивидуальной защиты.
Обслуживание должно производиться по графику, утвержденному главным инженером газового хозяйства.
13.2. Техническое обслуживание ГРП, ГРУ
предусматривает
следующие виды работ:
26
- плановый обход (осмотр технического состояния); .
- плановая проверка оборудования (техническое обслуживание);
- профилактический ремонт (ревизия) (текущий ремонт).
13.3. Плановый обход ГРП производится по графику, но не реже одною
раза в неделю. В отопительный сезон обход ГРП производится один раз и два
дня.
При плановом обходе ГРП выполняются следующие работы:
а) осмотр здания (шкафа) и проверка на загазованность;
б) проверка работы регулятора давления в заданном режиме по
манометрам;
в) проверка на герметичность соединений оборудования;
г) проверка работы приборов отопления,
электроосвещения,
телемеханики;
д) проверка уровня жидкости и гидрозатвора;
е) уборка помещения и запись в журнале результатов осмотра.
Один раз в месяц производится контрольный обход ГРП слесарем
совместно с мастером или инженером службы.
13.4. Все выявленные неисправности устраняют немедленно сами
слесари или (в зависимости от сложности) дежурной бригадой.
13.5. Неисправные контрольно-измерительные приборы подлежат
немедленной замене на исправные, имеющие клеймо государственной
проверки с непросроченным сроком очередного освидетельствования.
13.6. Обход ГРП, оборудованных приборами телеизмерения и
аварийной сигнализации, обеспечивающими контроль за давлением газа,
загазованностью
помещений,
работой
отопления,
срабатыванием
предохранительно-запорного клапана и т.д. может производится в сроки,
определенные инструкциями по эксплуатации и паспортами на
телемеханическую аппаратуру, но не реже одного раза в месяц.
13.7. Плановая проверка оборудования производится 2 раза в год.
Целью проверки являются выявление и устранение неисправностей и
настройка оборудования на заданный режим (летний или зимний). Работы
выполняет бригада слесарей под руководством специалиста.
При плановой проверке проводят следующие работы:
а) осмотр здания (шкафа) и проверка на загазованность;
б) проверка работы регулятора давления в существующем режиме по
манометрам;
в) прочерка работы показывающих манометров путем переключения на
ноль,
г) при значительном перепаде давления на фильтре произвести чистку
фильтра;
д) настройка оборудования на заданный режим газоснабжения;
27
е) отметка в журнале ГРП, ГРУ о настройке на заданный режим подачи
газа и обнаруженных и устраненных недостатках (неисправностях);
ж) на запорно-регулирующую арматуру повесить бирки с указанием
пределов настройки прибора, дата и должность рабочих выполнивших
работы.
13.8. Профилактический ремонт (ревизия) оборудования ГРП
проводится раз в год и заключается в разборке, ремонте и смазке всех узлов
оборудования. По окончании ремонта (ревизии) оборудование проверяется и
настраивается на заданный режим.
Ремонт производится бригадой слесарей под руководством
специалиста. Результаты ревизии оформляются актом и заносятся в паспорт
ГРП.
При ревизии выполняются следующие работы:
а) внешний и внутренний осмотр состояния здания (шкафа) ГРП;
б) проверка на загазованность помещения газоанализатором и
проветривание;
в) переключение подачи газа по байпасу;
г) ревизия регуляторов давления с разборкой, проверкой целостности
мембран, плотности прилегания клапана, проверка пилота, дросселей,
дифференциального клапана, продувка и прочистка импульсных трубок,
перенабивка сальниковых уплотнений и сборка;
У регуляторов с постоянным выходным давлением колебание не
должно превышать + - 10 % заданного.
В тупиковых системах газоснабжения сбросные предохранительные
клапаны, гидрозатворы (выхлопные устройства) в ГРП и ГРУ должны
обеспечить их срабатывание раньше срабатывания предохранительно
запорных клапанов.
В системах закольцованных газопроводов (сетей)
сбросные
предохранительные клапаны ГРП и ГРУ должны обеспечить их
срабатывание после срабатывания предохранительно-запорных клапанов.
д) ревизия предохранительно-запорного клапана с разборкой деталей,
проверкой: плотности прилегания клапана, целостности мембраны, смены
прокладок, смазка трущихся частей и сборка.
Пружинные предохранительные сбросные клапаны, в том числе
встроенные в регуляторы давления и гидрозатворы, должны обеспечивать
сброс газа при повышении максимального рабочего давления после
регулятора не более 15 %; верхний предел срабатывания предохранительных
запорных клапанов должен быть не более 25% от максимального рабочего
давления. Неполадки в работе предохранительных клапанов, а также утечка
газа, должны устраняться, а аварийном порядке.
e) ревизия предохранительных устройств (жидкостных, мембранносбросных и пружинно-подъемных) с разработкой, осмотром, очисткой,
смазкой, сборкой и проверкой на срабатывание при заданных режимах;
28
ж) ревизия фильтра с разработкой, очисткой, промывкой, сушкой
набивки с изготовлением прокладок и сборкой;
При вскрытии фильтра, во избежание воспламенения, кассета с
фильтрующим материалом немедленно выносится из помещении и чистка
кассеты производится вне помещения, а корпус фильтра протирается
ветошью, смоченной в керосине или машинном масле;
з) ревизия запорной арматуры с частичной разработкой, осмотром,
заменой (при необходимости) уплотнительных материалов, притиркой
уплотнительных поверхностей, смазкой,
сборкой
и проверкой на
герметичность перекрытия;
и) продувка импульсных трубок, проверка работы контрольно
измерительных приборов;
к) настройка работы ГРП, ГРУ на установленный режим, проверка
плотности соединений обмыливанием;
л) ремонтно-строительные работы по поддержанию здания в
технически исправном состоянии;
м) проверка состояния молниезащиты и заземления.
13.9. Капитальный ремонт ГРП проводится на основании дефектного
акта и данных о выявленных недостатках, отраженных в паспорте.
13.10. Капитальный ремонт ГРП проводится по проектно-сметной
документации разработанной проектным институтом ("Узгазлойиха" и т п).
Проектом на капитальный ремонт ГРП, ГРУ должны быть
предусмотрены все работы, перечисленные в п. 13.8. настоящего "Порядка" и
работы связанные с обеспечением бесперебойного газоснабжения города
(населенного пункта) на время производства работ.
13.11. В случае, когда ГРП получает газ через вновь построенный
газопровод, а также когда ГРП оборудован регулятором нового (для данного
газового хозяйства) типа, время между проверками и ремонтами
оборудования ГРП должно быть сокращено.
Сокращенные межремонтные сроки следует допускать в течении
первого года эксплуатации.
13.12. ГРП типа ШП-1, ШП-2 и ШП-3 должны находится в
металлических шкафах, прочно закрепленных на стене здания или
установленных на столбах и закрыты на замок.
Для обеспечения нормальной работы шкафных (настенных) ГРП они
проверяются один раз в месяц и не реже одного раза в три месяца
проверяются мастером (вместе со слесарями по обслуживанию).
Результаты осмотра, проверки и работы заносятся в журнал.
Отдельно стоящее ГРП шкафного типа должно быть ограждено
металлической оградой высотой не менее 1,2 метра.
29
13.13. При наличии в ГРП местного отопления с размещением
индивидуальной отопительной установки (АГВ, АОГВ, котла ВНИИСТОМЧ
и т.п.) во вспомогательном помещении ГРП необходимо следить за
плотностью стен, разделяющих основное помещение ГРП от помещения, в
которых отопительные установки, а при наличии в ГРП печного отопления,
кроме того, за плотностью металлического кожуха и исправным состоянием
кладки печи.
Температура
поверхности нагревательного прибора не
должна превышать 80°С.
При наличии в разделяющих стенах, кладке или кожухе печи
неплотностей пользоваться отопительными печами или установками
ЗАПРЕЩАЕТСЯ.
Проверка и прочистка дымоходов в ГРП должна производится перед
каждым отопительным сезоном.
Температура воздуха в помещениях ГРП (ГРУ) должна быть не ниже
+ 5 °С (+278 °К)
13.14. Проведения всех видов работ на ГРП (ГРУ) должна
осуществляться в строгом соблюдение правил безопасности при
обслуживании ГРП (ГРУ), определенных в «Правилах безопасности в
газовом хозяйстве Республики Узбекистан».
XIV. АВАРИЙНО-ДИСПЕТЧЕРСКАЯ СЛУЖБА
14.1. Бесперебойная и безопасная эксплуатация газоснабжения городов
(населенных пунктов) возлагается на специальную оперативную службу
газового хозяйства - Аварийно-диспетчерскую службу.
14.2. В крупных предприятиях газового хозяйства выполнение функций
контроля режима газоснабжения и обеспечение безопасной эксплуатации
газового хозяйства могут быть
организованы раздельно, на правах
отделов подразделений газового хозяйства. В этом случае:
а) выполнение работ по обеспечению заданного режима работы
газопроводов возлагается на диспетчерскую службу режима газоснабжения,
на которую возлагается учет газа;
б) выполнение работ по обеспечению безопасной эксплуатации
газового хозяйства возлагается на Аварийно-диспетчерскую службу, на
которую возлагаются работы по ликвидации и устранению аварий и
аварийных ситуаций;
в) выполнение работ по обеспечению бесперебойного режима
газоснабжения и безопасной эксплуатации газового хозяйства должно
осуществляться круглосуточно.
14.3.
Организационная
структура,
объем
работ
аварийнодиспетчерской службы, а в случае их разделения на диспетчерскую службу
режима и аварийно-диспетчерскую службу должны осуществляться в
соответствии с утвержденными в установленном порядке положениями об
этих службах.
30
XV. РАБОТА АДС ПО ГАЗОСНАБЖЕНИЮ ГОРОДА
(НАСЕЛЕННОГО ПУНКТА)
15.1. Аварийно-диспетчерская служба обязана обеспечить:
а) регулирование приема газа в город от газораспределительных
станций поставщика газа;
б) регулирование давления газа на входе и выходе газорегуляторных
пунктов города (населенного пункта) и контроль за состоянием
установленного давления газа в газовой сети;
в) руководство отключением отдельных участков газовой сети для
производства ремонтных работ и присоединения новых газопроводов, а
также по отклонению и включению источников газоснабжения;
г) включение и выключение буферных потребителей;
д) круглосуточную оперативную связь с дежурным (или руководящим
персоналом) поставщика газа городу (населенному пункту), пунктам
регулирования давления газа (ГРП) в населенном пункте, крупными
промышленными потребителями газа, руководителями ремонтных работ,
связанных с включением отдельных участков газопровода от газовой сети,
эксплуатационными конторами газового хозяйства;
е) введение новых параметров в режим работы газовой сети в свят с
присоединением новых потребителей газа, присоединением новых участков
газопроводов и ГРП, изменением схемы питания газом, газовой сети, а также
на основе выявленных недостатков в системе газоснабжения;
ж) установление зон действия регуляторных пунктов и разработку
рекомендаций по улучшению газоснабжения;
з) изучение состояния газоснабжения города (населенного пункта) или
его отдельных районов путем проведения единовременных замеров давления
газа по городу или другим методом;
и) ведение по установленной форме ежесуточной отчетности по
приему, потреблению и давлению газа в сетях.
15.2. Для оперативности руководства аварийно-диспетчерская служба
должна быть оснащена:
а) радиосвязью;
б) телефонной связью;
в) приборами телеконтроля и телеизмерения в пунктах регулирования
давления газа;
г) схемами газовых сетей с указанием газгольдерных, регуляторных
станций и пунктов, отключающих устройств, крупных промышленных
потребителей газа и заводов по производству газа;
д) списком действующих крупных потребителей газа с адресами и
телефонами;
31
е) адресами и телефонами всех эксплуатационных предприятий
газового хозяйства;
ж) телефонной связью с поставщиками газа.
15.3. Для обеспечения контроля за состоянием снабжения города
(населенного пункта) газом аварийно-диспетчерская служба должна
регулярно получать сведения:
а) о количестве газа, полученном от каждого поставщика;
б) о давлении газа на входе и выходе из регулятора каждого
поставщика газа;
в) о количестве газа в газгольдерах (при наличии последних);
г) о количестве газа, потребляемом каждым буферным потребителем;
д) о давлении газа на входе и выходе основных регуляторов, давлении
газа в сети среднего и низкого давления газа.
15.4. Форма суточного журнала для записи указанных данных
устанавливается на месте в зависимости от оснащенности аварийнодиспетчерской службы средствами связи, приборами телеизмерения, всего
газового хозяйства.
Кроме указанного суточного журнала в аварийно-диспетчерской
службе должен быт, оперативный журнал, в котором ведутся записи о всех
работах, выполняемых на газопроводах и ГРП системы газоснабжения, а
также об изменении режима питания системы газом.
15.5. Аварийно-диспетчерская служба производит ежесуточное
сравнение данных о количестве газа, переданного поставщиками и
полученного от них аварийно-диспетчерской службой газового хозяйства, а
также периодическую проверку показаний расходомеров, манометров,
данных о калорийности и удельном весе газа.
XVI. ЛИКВИДАЦИЯ АВАРИИ И НЕИСПРАВНОСТЕЙ
ГАЗОПРОВОДОВ И ГАЗОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ
16.1. Во всех эксплуатационных предприятиях газового хозяйства
должен быть, организован прием извещений об аварийных повреждениях
газопроводов и газооборудования, а также прием заявок от абонентов газовой
сети на ремонт и исправление газовых приборов и газопроводов.
16.2. Прием указанных извещений производится:
а) аварийно-диспетчерской службой (или бригадой) круглосуточно;
б) эксплуатационными службами предприятий газового хозяйства - в
часы и дни их работы.
Предприятия газового хозяйства должны сообщить населению номера
телефонов, по которым принимаются извещения об авариях или
неисправностях на газопроводах или у газовых приборов.
32
Сообщения номеров телефонов, по которым принимаются заявки и
извещения о неисправностях газового оборудования, должны повторяться
периодически.
Все заявки в АДС должны регистрироваться в специальных журналах.
В журнале отмечаются:
- время поступления извещения (заявки);
- 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 сут.
Своевременность выполнения аварийных заявок и объем работ должны
систематически контролироваться руководителями предприятия газового
хозяйства. На основании анализа всех заявок должны разрабатываться
мероприятия по улучшению организации технического обслуживания
газового хозяйства.
16.3. По получении извещения о запахе газа в течении 5 минут, с
момента получения заявки, должен быть выслан дежурный слесарь,
имеющий инструмент и материалы, необходимые для устранения утечки
газа.
Дежурный аварийно-диспетчерской службы, принявший заявку, обязан
перекрыть все краны (на горелках, на опусках к газовым приборам и т.п.),
проветривать помещение, не пользоваться огнем и электроприборами.
При невозможности устранения утечки газа силами слесаря, последний
обязан вызвать на объект, бригаду аварийной службы.
16.4. По вызову дежурного оператора, а также по всем извещениям о
взрыве, пожаре, отравлении, о проникновении газа в помещения и
сооружения к месту аварии в течении 5 минут, должна выехать аварийная
бригада на автомашине, оснащенной инструментом и инвентарем согласно
приложения 42 "Правил техники безопасности в газовом хозяйстве РУз".
Примечание: Руководство работами бригады по ликвидации аварии
обеспечивается специалистами, имеющими необходимые знания и
квалификацию.
16.5. Работа по ликвидации аварии является газоопасной, но
производится без наряда до устранения прямой угрозы людям и
материальным ценностям. После устранения аварии все работы по
приведению газопроводов и газооборудования, в технически исправное
состояние должны производиться по наряду.
Примечание: В том случае, когда ликвидация аварии производится с
начала до конца выехавшей на место аварийной службой, составление
наряда не требуется.
16.6. Предприятие газового хозяйства обязано иметь разработанный
применительно к местным условиям и утвержденный главным инженером
33
предприятия план ликвидации возможных аварий, которым необходимо
руководствоваться при выполнении аварийных работ.
16.7. Первоочередными мерами по предотвращению несчастных
случаев являются:
а) отключение от действующей газовой сети поврежденного участка;
б) принудительная вентиляция загазованных помещений с помощью
вытяжного вентилятора во взрывобезопасном исполнении;
в) запрещение курить, зажигать спички, включать и выключать
электролампы, пользоваться нагревательными приборами с открытым
пламенем, печами, газовыми и электрическими плитами, керосинками и т.п.;
г) отключение всех действующих приборов;
Обесточивание электросети, проходящей в загазованном помещении.
производиться вне его пределов (на вводе);
д) организация охраны входов в помещение, чтобы не допустить
внесения открытого огня;
с) выселение жителей из загазованных помещении. Для выполнения
пунктом «Е» и «Д» руководитель аварийной бригады обращается за
содействием к органам милиции и работникам домоуправлений.
16.8. При аварийных вызовах "запах" газа в квартире иди на
лестничной клетке необходимо с помощью газоанализатора проверить
наличие газа л подвальных помещениях. Вход в подвальные помещения при
этом запрещается, до полного проветривания помещения.
16.9. Если обнаружена утечка газа из внутридомовых газопроводов,
после отключения поврежденного участка газопровода (прибора),
газоанализатором определяется, проник ли горючий газ из подземного
газопровода или ввода в соединение помещения и помещения в
вышерасположенных этажах.
При обнаружении горючего газа в соседних и вышерасположенных
помещениях проводятся все мероприятия для предупреждения несчастного
случая, как указано в пункте 16.7.
16.10. Если будет установлено, что горючий газ в помещение проник из
подземного газопровода руководитель бригады организует осмотр всех
прилегающих к загазованному помещению подземных сооружений, зданий и
прежде всего подвальных этажей с целью выявления наличия в них газа. При
наличии газа, принимаются меры указанные выше.
16.11. Наличие газа в загазованных, а также в прилегающих к ним
помещениях проверяется газоанализатором периодически, в течении всего
времени ликвидации аварии.
16.12. По результатам проверки загазованных помещений и колодцев
руководитель работ определяет наиболее вероятные места аварий
газопроводов, после чего производится буровой осмотр трассы с целью
определения места повреждения газопровода; по результатам бурового
осмотра определяется место раскопки котлована.
34
Следующее место раскопки намечается в зависимости от результатов
раскопки котлована и бурового осмотра.
16.13. Обнаруженные повреждения устраняются. Методы устранения
указываются руководителем аварийной групп.
В случае необходимости, по требованию руководителя аварийной
группы и с ведома руководства диспетчерской службы предприятия газового
хозяйства, производится снижение давления газа.
16.14. В зависимости от характера аварии и объема аварийных работ
руководитель работ на объекте имеет право требовать от дежурного
диспетчера аварийной службы немедленной дополнительной помощи
людьми, механизмами, материалами и т.д.
16.15. На аварии, связанные с повреждениями подземного газопровода
высокого или среднего давления, обязательно выезжает главный инженер
управления газового хозяйства, начальник службы подземных газопроводов,
начальники городских и районных филиалов на местах, которые по
прибытии на место принимают на себя руководство всеми работами по
ликвидации аварии.
16.16. Руководство предприятия газового хозяйства, прибывшие на
место аварии, могут давать технические указания о способе и характере
работ по ликвидации аварии только через руководителя работ, но ни в коем
случае не вмешиваться в оперативное руководство работами.
16.17. По прибытии очередной смены руководитель работ
информирует вновь вступающего на смену, руководителя работ о характере
аварии, а также о принятых решениях по ее ликвидации и о выполненных
работах.
16.18. Работы по ликвидации аварии считаются законченными после
устранения утечки газа из газопроводов и сооружений на них, исключающих
возможность проникания газа в помещения и сооружения.
16.19. По распоряжению руководства предприятия газового хозяйства к
работам по ликвидации аварий на подземных газопроводах могут
привлекаться эксплуатационные службы.
Производство восстановительных работ на газопроводах полностью
может быть передано эксплуатационным службам.
В тех случаях, когда в работах по ликвидации аварии помимо
аварийной службы участвуют и эксплуатационные службы, ответственной за
работы в целом, считается аварийная служба.
Если
же
выполненные
работы
полностью
передаются
эксплуатационной службе, то дальнейшее участие аварийной службы в
ликвидации аварии прекращается.
16.20. Во всех случаях, когда при выполнении работ по устранению
повреждений на газопроводе или у газовых приборов производится
отсоединение от газовой сети участка газопровода, последующее
присоединение этого участка газопровода и газовых приборов к
действующей газовой сети, после устранения неисправности, производит
35
эксплуатационная служба предприятия газового хозяйства в порядке
указанном в разделе 7.5. Правил технической эксплуатации газового
хозяйства РУз.
Аварийная служба своими силами может производить присоединение к
газовой сети только отдельных приборов после устранения ее слесарями
неисправностей в том случае, когда эти приборы были отключены
непосредственно аварийной службой в процессе производства ремонтных
работ. Выполнение работ подтверждается заявителем.
XVII. УЧЕТ АВАРИЙ И ЗАЯВОК
17.1. Все заявки и извещения, поступающие в аварийную службу и
заявки, поступающие в филиал, контору, немедленно регистрируются в
специальном журнале.
Слесарям газового хозяйства, направленным для выполнения работ к
заявителям, на специальных бланках выписываются аварийные карточки или
заявки, на которых заявители своей подписью подтверждают устранение
аварии или повреждения.
17.2. При регистрации извещений и заявок обязательно отмечается
время поступления заявки (часы и минуты), время выезда и прибытия
аварийной бригады на место, а также характер повреждения и выполнения
работ.
17.3. Все несчастные случаи, прошедшие при пользовании газовыми
приборами, а также случаи проникания газа в здания и сооружения из
поврежденных газопроводов и приборов, регистрируются с учетом
количеств.) случаев и числа пострадавших.
17.4. Предприятие газового хозяйства должно ежемесячно производить
анализ аварийных заявок, поступивших в АДС.
Расчет аварийных заявок производится на 1000 квартир путем деления
общего количества аварийных заявок на количество газифицированных
квартир.
АДС должна производить анализ причин всех неисправностей на
газопроводах, арматуре и оборудовании, а также аварий и несчастных
случаев, и на основе данных анализа разрабатывать и осуществлять
мероприятия по устранению вызывающих их причин.
Все несчастные случаи со смертельным и тяжелым исходом, случаи
при которых пострадавшие госпитализировались и групповые несчастные
случаи, независимо от степени тяжести травмы, аварии I и II категорий,
происшедшие на промышленных и коммунально-бытовых предприятиях и в
учреждениях при эксплуатации подземных газопроводов (в том числе и в
жилых домах при проникании газа из подземных газопроводов),
расследуются комиссиями под председательством представителей
управлений Госгортехнадзора РУз.
36
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
"Правила техники безопасности в газовом хозяйстве РУз").
XVIII. ТЕХНИЧЕСКАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ
18.1. Аварийная служба должна иметь следующую техническую
документацию:
а) схему (план) расположения подземных газопроводов по проездам
обслуживаемого города, района или населенного пункта, с нанесением на ней
промышленных предприятий, ГРП, ГРС и запорной арматуры;
б) планшеты в масштабе 1:500 с нанесенными распределительными
газопроводами, дворовыми разводками, вводами и групповыми резервуарами
установками. В планшеты должны заноситься все коммуникации других
ведомств;
в) схему сварных стыков;
г) журнал приемки - сдачи дежурств диспетчерами;
д) журнал регистрации аварийных заявок;
в) журнал регистрации аварий и несчастных случаев;
ж) технические акты на аварию или несчастный случай;
з)заявки аварийно-диспетчерской службы;
и) справки о поступивших заявках за месяц;
к) справка о поступивших заявках по АДС.
37
38