Периодичность проведения оценки технического состояния газопроводов должна устанавливаться эксплуатационной организацией самостоятельно, но не реже одного раза в пять лет - для стальных подземных газопроводов, не реже одного раза в 10 лет - для полиэтиленовых и стальных надземных газопроводов. Первая плановая оценка технического состояния стальных подземных газопроводов должна проводиться через 30 лет, полиэтиленовых и стальных надземных газопроводов - через 40 лет после ввода их в эксплуатацию.
Результаты проведения оценки технического состояния газопроводов должны оформляться документацией по формам, установленным методикой проведения работ, и использоваться для определения приоритетов при назначении газопровода на капитальный ремонт или реконструкцию, а также для определения необходимости проведения технического диагностирования подземных газопроводов с целью установления предельного срока эксплуатации перехода объекта в предельное состояние. Решение о проведении работ по диагностированию принимается владельцем сети газораспределения.
По истечении установленного по результатам технического диагностирования предельного срока эксплуатация объекта должна быть прекращена. При проведении технического диагностирования могут быть использованы данные технического обследования газопровода, проведенного не позднее, чем год назад. Плановое техническое диагностирование подземных газопроводов должно проводиться: Внеплановое техническое диагностирование газопроводов должно проводиться в следующих случаях: Результаты проведения технического диагностирования газопроводов должны оформляться документацией по формам, установленным методикой проведения работ.
Результаты технического обследования, оценки технического состояния и технического диагностирования газопроводов должны оформляться записями в эксплуатационном паспорте газопровода по форме, приведенной в приложении Г. Утечки газа из труб и неразъемных соединений газопроводов должны устраняться в аварийном порядке. В состав выполняемых работ должны входить следующие виды работ: Устранение утечек газа из разъемных соединений запорной арматуры надземных и подземных газопроводов допускается проводить следующими способами: При выявлении дефектов запорной арматуры, требующих устранения в условиях ремонтно-механических мастерских, должна проводиться ее замена.
При выявлении необходимости полного или частичного восстановления строительных конструкций газового колодца или его наращивания, замены перекрытий, горловин, полного или частичного восстановления гидроизоляции должно быть организовано проведение необходимых ремонтных работ. Работы по проверке состояния газовых колодцев могут совмещаться с проведением регламентных работ по техническому обслуживанию установленной в них запорной арматуры.
Выполнение работ и оформление результатов контроля интенсивности запаха газа и контроля давления газа в сетях газораспределения проводится в соответствии с требованиями 6.
Виды работ, выполняемых при текущем ремонте газопроводов: Сроки выполнения работ по текущему ремонту газопроводов устанавливаются эксплуатационными организациями самостоятельно, исходя из характера неисправностей и условий обеспечения безопасной эксплуатации газопроводов. Устранение утечек газа из газопроводов должно проводиться в аварийном порядке. Ремонт мест повреждений изоляционного покрытия стальных подземных газопроводов должен проводиться в следующие сроки: Сварка усилительных муфт должна проводиться при давлении газа в газопроводе не выше 0,1 МПа.
Применение лепестковых муфт при ремонте газопроводов с давлением газа свыше 0,6 МПа не допускается. При обнаружении в них повреждений в результате смещения газопровода физическим методом контроля должны быть проверены последующие стыки с устранением выявленных дефектов.
Ремонт несквозных механических повреждений труб полиэтиленовых газопроводов может проводиться приваркой усилительных муфт или седелок с закладными электронагревателями. При устранении закупорок полиэтиленовых газопроводов следует применять растворители, к которым полиэтилен химически стоек этанол, бутанол.
Устранение закупорок газопровода может проводиться также путем отогрева мест закупорки горячим паром, гибкими нагревательными элементами или через слой песка инфракрасными горелками. Применение открытого огня для отогрева газопровода запрещается. Работы по устранению нарушений условий прокладки и замене газопроводов на участках подводных переходов через судоходные реки должны проводиться специализированными организациями, имеющими соответствующее оборудование и снаряжение.
При замене стальных подземных газопроводов и футляров, как правило, следует предусматривать применение полиэтиленовых труб. При необходимости снижение и регулирование давления газа в газопроводе должно проводиться перекрытием запорной арматуры на газопроводе, сбросом газа через продувочные свечи ближайшего пункта редуцирования газа или через продувочные свечи, установленные на действующем газопроводе в месте производства работ.
Давление газа в газопроводе должно контролироваться в течение всего времени производства работ по манометру, установленному не далее м от места их выполнения;. Ремонт демонтированной запорной арматуры должен проводиться в ремонтно-механических мастерских ГРО эксплуатационных организаций или в специализированных организациях изготовителя;.
Контроль качества всех работ по ремонту и восстановлению изоляционных покрытий стальных подземных газопроводов должен проводиться в объеме, предусмотренном [ 16 ]. Сведения о капитальном ремонте должны быть оформлены записями в эксплуатационных паспортах газопроводов. Документация на капитальный ремонт газопроводов должна включаться в состав исполнительной документации соответствующих газопроводов. Сроки проведения проверки наличия конденсата в конденсатосборниках и гидрозатворах должны устанавливаться эксплуатационной организацией с учетом местных условий эксплуатации сетей газораспределения , но не реже одного раза в год.
Откачка конденсата должна проводиться в специальную емкость или автоцистерну. Слив конденсата на поверхность земли, в системы водостока, канализацию и другие инженерные коммуникации не допускается.
Пункты контроля интенсивности запаха газа должны определяться эксплуатационной организацией самостоятельно, с учетом местных условий эксплуатации сетей газораспределения. Схемы размещения пунктов контроля должны утверждаться техническим руководителем эксплуатационной организации филиала эксплуатационной организации.
Внеплановые измерения давления газа в распределительных газопроводах могут проводиться для уточнения радиуса действия действующих пунктов редуцирования газа и выявления возможности подключения к сети газораспределения новых потребителей газа, а также для выявления мест закупорок газопроводов гидратными и конденсатными пробками. Пункты замера давления газа должны определяться эксплуатационной организацией, исходя из опыта эксплуатации сети газораспределения , с учетом заявок о снижении давления газа, подаваемого в сети газопотребления.
Консервация отдельных участков газопроводов проводится при их временном выводе из эксплуатации. Выполнение работ по консервации и утилизации ликвидации участков газопроводов должно осуществляться в соответствии с документацией, разработанной на основании [ 1 ], [ 4 ] или типовых технологических карт.
Документация на консервацию и утилизацию газопроводов должна включаться в состав исполнительной документации. Соблюдение указанных сроков должно обеспечиваться заказчиком строительства объекта. К проведению пусконаладочных работ заказчиком строительства объекта должны привлекаться специализированные организации.
До окончания работ по строительству защищаемого газопровода и ввода его в эксплуатацию заказчиком строительства должно быть обеспечено проведение технического обслуживания принятых в эксплуатацию установок ЭХЗ. Эксплуатационные паспорта должны составляться по формам, приведенным в приложениях Д и Е.
При наличии автоматизированных систем управления, отвечающих требованиям 5. При техническом обслуживании катодных и дренажных установок ЭХЗ должны выполняться следующие виды работ: На протекторных установках защиты должно выполняться техническое обслуживание с проверкой эффективности их работы. Результаты технического обслуживания установок ЭХЗ должны оформляться записями в эксплуатационных журналах, составленных по форме, приведенной в приложении К.
Результаты технического обслуживания электроизолирующих соединений должны быть оформлены документацией по формам, установленным стандартами эксплуатационных организаций. При проверке эффективности работы катодных и дренажных установок защиты должны выполняться следующие виды работ: При техническом обслуживании с проверкой эффективности работы протекторных установок должны выполняться следующие виды работ: Порядок проведения и объем необходимых измерений при проверке эффективности установок ЭХЗ устанавливаются методикой, утвержденной в установленном порядке.
Результаты проверки эффективности работы установок ЭХЗ должны быть оформлены документацией по формам, установленным методикой проведения работ. Классификация работ должна выполняться с учетом требований законодательства и стандартов организаций. Срок ремонта вышедшей из строя установки ЭХЗ должен определяться эксплуатационной организацией, исходя из возможности обеспечения защитного потенциала на газопроводе соседними установками перекрытие зон защиты.
Перекрытие зоны защиты вышедшей из строя установки ЭХЗ должно быть оформлено документами по формам, установленным стандартами организаций. Внеплановый ремонт установок ЭХЗ должен проводиться для устранения причин отказов в процессе их эксплуатации и оформляться соответствующим актом с указанием причины его проведения. Суммарная продолжительность перерывов в работе установок ЭХЗ не должна превышать 14 сут в течение года.
Для сокращения перерывов в работе установок ЭХЗ в эксплуатационных организациях должен создаваться резервный фонд преобразователей катодной и дренажной защиты в объеме, установленном стандартом организации.
Для оценки эффективности могут использоваться дополнительные данные, полученные при других обследованиях, виды и объем которых устанавливаются стандартами организаций.
По результатам обследования оформляется акт по форме, приведенной в приложении У , проводится анализ причин возникновения коррозионных повреждений и разрабатываются мероприятия по повышению эффективности противокоррозионной защиты газопроводов.
Выполнение дополнительных работ по контролю состояния изоляционного покрытия и металла труб может устанавливаться эксплуатационной организацией самостоятельно. Защищенность газопровода от электрохимической коррозии должна оцениваться по протяженности и по времени.
Защищенность газопровода по протяженности должна определяться как соотношение длин участков, имеющих защитные потенциалы не менее требуемых значений, и общей длины защищаемого газопровода. Защищенность газопровода по времени должна определяться как соотношение суммарного времени часы, сутки нормальной работы в установленном режиме всех средств защиты в течение года и продолжительности календарного года часы, сутки. Комплексный показатель защищенности газопровода вычисляют по произведению его защищенности по протяженности на защищенность по времени.
Результаты оценки эффективности противокоррозионной защиты газопроводов должны использоваться для прогнозирования их коррозионного состояния и разработки мероприятий по повышению эксплуатационной надежности системы противокоррозионной защиты. Качество сварных соединений в местах присоединения пункта редуцирования газа к газопроводу проверяется по нормам контроля неразрушающими методами для соответствующей категории давления.
Падение давления по окончании опрессовки не должно превышать 0,6 кПа. Контрольная опрессовка блочных газорегуляторных пунктов и шкафных пунктов редуцирования газа должна проводиться непосредственно перед их присоединением к газопроводу.
Выпуск газовоздушной смеси должен проводиться через продувочные свечи. По результатам выполнения пусконаладочных работ должны быть составлены режимные карты в соответствии с приложением Ф , содержащие данные о параметрах настройки редукционной, защитной и предохранительной арматуры. Режимные карты должны быть утверждены техническим руководителем эксплуатационной организации филиала эксплуатационной организации.
При давлении газа в распределительном газопроводе на выходе из пунктов редуцирования газа до 0, МПа параметры настройки редукционной арматуры должны обеспечивать следующие параметры рабочего давления газа перед бытовым газоиспользующим оборудованием потребителя: Для газопроводов низкого давления начало открытия предохранительной арматуры должно устанавливаться на 0, МПа выше давления, принятого в соответствии с 8. Для предотвращения отключения пунктов редуцирования газа закольцованных сетей газораспределения срабатывание защитной арматуры в них должно происходить раньше предохранительной.
При отсутствии в документации изготовителя информации о минимальном давлении газа перед газоиспользующим оборудованием его величина должна приниматься в соответствии с требованиями стандартов на изготовление газоиспользующего оборудования.
Изменения, внесенные в режимные карты, должны быть утверждены техническим руководителем эксплуатационной организации филиала эксплуатационной организации. Проверку перепада давления на фильтре вновь введенных в эксплуатацию пунктов редуцирования газа в течение первых двух недель эксплуатации рекомендуется производить ежедневно.
При выявлении необходимости устранения дефектов технических устройств, замены средств измерений, ремонта здания или систем инженерно-технического обеспечения должны быть приняты меры по организации соответствующих работ. Если в документации производителей отсутствует информация о среднем сроке службы технических устройств, то принимается средний срок службы аналогичных устройств.
Внеплановая оценка технического состояния может быть проведена по инициативе эксплуатационной организации или контролирующих органов при выявлении случаев невыполнения регламентных работ, нарушения сроков их проведения или при отказе в работе в процессе эксплуатации.
Результаты работ по оценке технического состояния должны учитываться при принятии решения о проведении капитального ремонта замены технических устройств, установлении срока и режима его эксплуатации или определения срока проведения технического диагностирования. Оценка технического состояния технических устройств пунктов редуцирования газа, ее периодичность и оформление результатов должны проводиться в соответствии с методикой, утвержденной в установленном порядке. Изготовителем может быть установлен иной порядок диагностирования оборудования в соответствии с требованиями ГОСТ Р Техническое диагностирование технических устройств или пункта редуцирования газа в целом и оформление его результатов должно проводиться в соответствии с методикой, утвержденной уполномоченным федеральным органом исполнительной власти в области промышленной безопасности.
Если до наступления предельного срока дальнейшей эксплуатации замена технических устройств или пункта редуцирования газа в целом не проводилась, то по истечении срока эксплуатация должна быть прекращена.
Технические устройства с дефектами и неисправностями , не позволяющими обеспечить герметичность закрытия или требуемые параметры настройки рабочего режима пунктов редуцирования газа, должны быть заменены исправными идентичными техническими устройствами. Периодичность технического обслуживания других пунктов редуцирования газа должна устанавливаться в соответствии с документацией изготовителей; при отсутствии установленных изготовителями требований техническое обслуживание должно проводиться в сроки, обеспечивающие безопасность их эксплуатации, но не реже: При эксплуатации оборудования свыше среднего срока службы, установленного изготовителем, текущий ремонт проводится ежегодно.
При текущем ремонте должны выполняться следующие виды работ: Внеплановый текущий ремонт должен производиться при возникновении инцидентов нарушений режимов работы или работоспособности технических устройств в процессе эксплуатации пунктов редуцирования газа. Капитальный ремонт должен проводиться в сроки, установленные изготовителем. Внеплановый капитальный ремонт может проводиться, при необходимости , на основании дефектных ведомостей, составленных по результатам мониторинга технического состояния, технического обслуживания и текущего ремонта пунктов редуцирования газа.
При капитальном ремонте должны выполняться следующие виды работ: Разборка и замена технических устройств должны проводиться на отключенных участках обвязки газопроводов. При отсутствии на отключаемом участке поворотных заглушек после первой и перед последней запорной арматурой на границах отключаемого участка должны быть установлены инвентарные заглушки, соответствующие максимальному давлению газа.
При невозможности установки заглушек приварная или резьбовая запорная арматура необходимо проверить герметичность закрытия запорной арматуры, расположенной на границах отключаемой линии в следующей последовательности: Если давление по манометру не повышается, то запорная арматура обеспечивает герметичность перекрытия газа, и заглушки на границах отключаемой линии могут не устанавливаться.
Отключенные участки должны быть освобождены от газа продувкой воздухом с выпуском газовоздушной смеси через продувочные свечи. Технические устройства, устанавливаемые на место демонтированных неисправных или изношенных технических устройств, должны иметь идентичные эксплуатационные характеристики.
По окончании ремонта должны быть выполнены следующие работы: Сведения о капитальном ремонте должны быть оформлены записями в эксплуатационных паспортах пунктов редуцирования газа. В технологические схемы пунктов редуцирования газа по результатам проведения капитального ремонта должны вноситься соответствующие изменения.
Техническое обслуживание системы отопления пунктов редуцирования газа должно проводиться перед началом отопительного сезона. При выявлении необходимости проведения капитального ремонта систем инженерно-технического обеспечения пунктов редуцирования газа должны составляться дефектные ведомости.
При текущем ремонте зданий ГРП выполняются следующие виды работ: При капитальном ремонте здания ГРП выполняются следующие виды работ: Техническое обследование зданий ГРП должно проводиться в соответствии с методиками, утвержденными в установленном порядке, с привлечением, при необходимости, специализированных организаций и экспертов в области строительства. Результаты проведения работ по техническому обследованию зданий ГРП должны оформляться актами. Сведения о результатах технического обследования зданий ГРП должны быть оформлены записями в эксплуатационных паспортах ГРП.
При выводе пунктов редуцирования газа и отдельных линий редуцирования из эксплуатации на постоянный срок должна проводиться ликвидация демонтаж пунктов редуцирования газа, всего оборудования ГРП, а также выводимых из эксплуатации линий редуцирования действующих пунктов редуцирования газа. Выполнение работ по консервации и ликвидации пунктов редуцирования газа, ликвидации отдельных линий редуцирования должно осуществляться в соответствии с документацией, разработанной на основании [ 1 ], [ 4 ] или типовых технологических карт, с учетом требований документации изготовителей технических устройств.
Поддержание работоспособности переведенных в режим консервации пунктов редуцирования газа и линий редуцирования должно осуществляться путем периодического проведения их технического осмотра. Периодичность проведения технического осмотра устанавливается ГРО самостоятельно. Сведения о консервации и ликвидации линий редуцирования должны быть оформлены записями в эксплуатационных паспортах пунктов редуцирования газа.
При необходимости к проведению индивидуальных испытаний и комплексному опробованию средств АСУ ТП могут привлекаться представители проектной и монтажной организаций. Результаты проведения комплексного опробования должны оформляться актом. При соответствии результатов комплексного опробования проектной документации должно оформляться разрешение на ввод средств АСУ ТП в эксплуатацию, заверенное личной подписью руководителя эксплуатационной организации.
К отчету о проведении пусконаладочных работ должна прилагаться следующая документация: Устройства автоматики технологических защит, блокировок и сигнализации на объектах сетей газораспределения должны быть обеспечены постоянным электроснабжением и защищены от вибраций или сотрясений при выполнении работ, связанных с эксплуатацией технологического оборудования.
Средства АСУ ТП должны быть постоянно включены в работу, за исключением устройств, которые по своему функциональному назначению могут быть отключены при неработающем технологическом оборудовании.
Проверка параметров срабатывания устройств автоматики технологических защит, блокировок и сигнализации на объектах сетей газораспределения должна проводиться не реже одного раза в три месяца, а также после устранения нарушений работы отдельных устройств в процессе эксплуатации средств АСУ ТП.
Техническое обслуживание средств АСУ ТП должно проводиться без отключения технологического оборудования объектов сетей газораспределения или нарушения условий его нормальной эксплуатации. Периодичность проведения работ определяется ГРО с учетом действующих нормативных документов и результатов контроля давления газа в сети газораспределения, выполненного в соответствии с требованиями 6.
Журнал аварийных заявок может вестись в электронном виде при условии обеспечения постоянного хранения информации на цифровых носителях. Специальные автомобили АДС должны быть оборудованы средствами связи и специальными звуковыми и световыми сигналами, укомплектованы необходимыми инструментами, материалами, приборами контроля, оснасткой и приспособлениями для своевременной локализации возможных аварий в зоне обслуживания АДС.
При выезде на ликвидацию аварии на подземном газопроводе аварийная бригада должна иметь копию исполнительной документации план, профиль и схему сварных стыков газопровода и планшет схему трассы газопровода с привязкой к постоянным ориентирам и местами расположения колодцев подземных инженерных коммуникаций и подвалов зданий на расстоянии до 50 м в обе стороны от газопровода.
Оповещение подразделений ГРО, сбор и выезд на аварийные объекты персонала производственных подразделений, аварийно-восстановительных бригад и техники должны проводиться по схеме оповещения, утвержденной техническим руководителем ГРО филиала ГРО.
План локализации и ликвидации аварий на объектах сетей газораспределения должен разрабатываться для всех возможных видов аварий в зоне обслуживания АДС и устанавливать: Примерный план локализации и ликвидации аварий на объектах сетей газораспределения приведен в приложении Ю.
Участие в локализации и ликвидации аварий на объектах сетей газораспределения сторонних организаций и служб различных ведомств должно определяться планом взаимодействия АДС со службами различных ведомств, согласованным с уполномоченным территориальным органом исполнительной власти в области промышленной безопасности и утвержденным в установленном порядке. Тренировочные занятия должны проводиться с каждой бригадой АДС не реже одного раза в 6 мес в объеме плана локализации и ликвидации аварий.
Сведения о проведении тренировочных занятий должны регистрироваться в журнале по форме, приведенной в приложении Я. Тренировочные занятия по плану взаимодействия со службами различных ведомств должны проводиться не реже одного раза в год. Сведения об отключении аварийной бригадой газопроводов и пунктов редуцирования газа при локализации аварии должны фиксироваться в оперативном журнале АДС по форме, приведенной в приложении 1.
Оперативный журнал АДС должен вестись на бумажном носителе или в электронном виде. Порядок отключения аварийных объектов, в т. По прибытии аварийной бригады на место аварии руководитель бригады должен сообщить время прибытия диспетчеру АДС.
В ходе локализации и ликвидации аварии должна обеспечиваться постоянная связь диспетчера АДС с руководителем аварийной бригады. Руководитель аварийной бригады АДС должен обеспечить оперативное выполнение мероприятий, предусмотренных планом локализации и ликвидации аварий, определить необходимость привлечения к ликвидации аварии организаций и служб различных ведомств в соответствии с планом взаимодействия , а также технических средств и персонала производственных подразделений эксплуатационной организации.
Персонал аварийной бригады должен осуществлять следующие действия на месте аварии: Временную ликвидацию утечек газа из газопроводов допускается проводить с помощью установки бандажей или хомутов, наложенных на газопровод. Продолжительность эксплуатации газопровода с бандажом или хомутом не должна превышать одной рабочей смены. Смена аварийных бригад во время проведения работ по локализации и ликвидации аварий должна проводиться по разрешению технического руководителя эксплуатационной организации структурного подразделения эксплуатационной организации.
Результаты работы аварийной бригады АДС по локализации аварий на объектах сетей газораспределения должны оформляться в порядке, установленном ГРО. При необходимости выполнения больших объемов или технически сложных аварийно-восстановительных работ руководитель работ должен назначаться приказом по организации или распоряжением технического руководителя. При проведении аварийно-восстановительных работ должна быть организована связь с АДС и постоянное дежурство персонала в местах установки запорной арматуры на границах отключенного участка газопровода, приняты меры, исключающие ее самопроизвольное или ошибочное открытие.
Приближение к зоне аварии аварийно-восстановительных бригад и техники запрещается до полной локализации аварии и организации постоянного дежурства в местах установки запорной арматуры на границах отключенного участка газопровода.
Результаты анализа аварийных заявок должны использоваться для корректировки планов локализации и ликвидации аварий, разработки мероприятий по устранению причин их возникновения, снижению аварийности и обеспечению оптимальных режимов работы сетей газораспределения.
Наряд-допуск на производство газоопасных работ. Личная подпись в получении инструктажа. Инициалы, фамилия лица, выведенного из состава бригады. Инициалы, фамилия лица, введенного в состав бригады. Инициалы, фамилия и должность лица, продлившего наряд-допуск. Инициалы, фамилия и должность руководителя работ.
Журнал регистрации газоопасных работ по нарядам-допускам. Дата и время начала и окончания работ. Инициалы, фамилия, должность, личная подпись лица, выдавшего наряд-допуск. Инициалы, фамилия, должность, личная подпись лица, получившего наряд-допуск.
Дата и время возвращения наряда-допуска, отметка о выполнении работ лицом, принявшим наряд-допуск, инициалы, фамилия, личная подпись. Журнал пронумерован, прошнурован и скреплен печатью: Журнал регистрации газоопасных работ без нарядов-допусков. Инициалы, фамилия, должность, личная подпись лица, выдавшего задание. Личные подписи членов бригады в получении задания. Инициалы, фамилия лица, ответственного за выполнение задания.
Отметка лица, ответственного за выполнение задания, личная подпись. План организации и производства газоопасных работ. По прибытии к месту производства работ руководитель проверяет наличие и исправность у членов бригады инструмента, материалов, средств индивидуальной защиты. Сведения о необходимости изменения режимов давления газа в сети газораспределения.
Технологическая последовательность выполнения работ. Инициалы, фамилия и должность лица, ответственного за выполнение отдельных операций. Работа производится в следующей последовательности: Способ прокладки газопровода подземный, надземный, подводный. Пересечение и параллельная прокладка с естественными преградами.
Пересечение и параллельная прокладка с искусственными преградами и коммуникациями. Наименование пересекаемой или параллельной коммуникации. Глубина заложения от уровня земли , м. Стандартное размерное отношение SDR. Характеристики грунта на уровне заложения. Класс и разновидность грунта по ГОСТ Максимальная и минимальная глубина заложения, м. Отсутствие пробоя при испытательном напряжении, кВ.
Дата измерения величины защитного потенциала. Тип и марка устройства электрозащиты. Место расположения по карте-схеме ПК. Сведения о проведенных капитальных ремонтах.
Описание выполненных ремонтных работ. Сведения о работах по консервации расконсервации и ликвидации. Место расположения консервируемого или утилизируемого участка газопровода по карте-схеме ПК. Дата проведения технического обследования. Количество обнаруженных мест повреждения изоляционного покрытия стального газопровода. Количество обнаруженных мест утечек газа. Дата очередного технического обследования.
Результаты оценки технического состояния газопровода. Предложения по дальнейшей эксплуатации капитальный ремонт, реконструкция, другое. Необходимость и сроки проведения диагностирования. Предельный срок дальнейшей эксплуатации. Рекомендации по обеспечению безопасной эксплуатации до наступления предельного состояния. Эксплуатационный паспорт установки электрохимической защиты.
На каждый введенный в эксплуатацию газопровод, пункт редуцирования газа, установку ЭХЗ должен составляться эксплуатационный паспорт, содержащий основные технические характеристики по формам, приведенным в приложениях Г, Д, Е, Ж.
К эксплуатационным паспортам пунктов редуцирования газа должны прилагаться технологические схемы и режимные карты с параметрами настройки редукционной, защитной и предохранительной арматуры.
Копии технологических схем за исключением пунктов редуцирования газа с одним комбинированным регулятором и режимных карт должны находиться в соответствующих пунктах редуцирования газа.
В пунктах редуцирования газа, оснащенных средствами АСУ ТП, должны находиться схемы размещения устройств автоматики технологических защит, блокировок и сигнализации. Сведения о проведенных капитальных ремонтах, а также работах по их консервации расконсервации и ликвидации в процессе эксплуатации газопроводов, пунктов редуцирования газа и средств ЭХЗ должны быть оформлены записями в эксплуатационных паспортах.
Результаты работ по оценке технического состояния и техническому диагностированию пунктов редуцирования газа должны оформляться записями в эксплуатационных паспортах. Результаты работ по техническому обследованию, оценке технического состояния и техническому диагностированию подземных газопроводов должны оформляться записями в эксплуатационных паспортах. Оформление эксплуатационных паспортов и журналов должно проводиться на бумажном или при условии обеспечения архивирования электронном носителе.
Эксплуатационные журналы пунктов редуцирования газа должны оформляться на бумажном носителе и находиться в соответствующих пунктах. С целью обеспечения возможности своевременной локализации и ликвидации аварий АДС может иметь в своем составе территориально удаленные структурные подразделения филиалы и участки АДС с круглосуточным или односменным дежурством аварийных бригад , находящиеся в ее оперативном подчинении.
Зоны обслуживания и места размещения в них АДС и их структурных подразделений должны определяться с учетом времени прибытия аварийной бригады к месту аварии не позднее, чем через 1 ч после поступления оперативной информации аварийной заявки об аварии. В договорах должны быть определены:. Падение давления в газопроводе по окончании опрессовки не допускается.
Избыточное давление воздуха в газопроводе должно сохраняться до начала работ по его врезке в действующий распределительный газопровод. При выполнении работ по врезке более чем через 6 мес после оформления акта приемки газопровода должно проводиться его повторное испытание на герметичность в соответствии с [4]. При избыточном давлении воздуха в присоединяемом газопроводе не ниже 0,1 МПа допускается не проводить его контрольную опрессовку воздухом.
В обоснованных случаях допускается осуществлять работы по врезке газопроводов при давлении газа в действующем газопроводе в пределах от 0, до 0, МПа. Способы снижения давления газа в действующем газопроводе должны определяться планом организации и производства работ.
Давление газа при продувке газопровода с установленным проектной документацией рабочим давлением газа до 0, МПа должно быть не выше рабочего давления, газопровода с рабочим давлением газа свыше 0, МПа - не выше 0,1 МПа.
Окончание продувки газопровода газом должно определяться путем проведения анализа состава или сжиганием отобранных проб газовоздушной смеси. Методы отбора, анализа и сжигания проб газовоздушной смеси должны устанавливаться производственными инструкциями. В месте врезки газопровода должна быть проведена проверка герметичности сварного соединения прибором или пенообразующим раствором при рабочем давлении газа. Сварное соединение должно быть проверено методом неразрушающего контроля в случае невозможности проверки над местом врезки устанавливается контрольная трубка.
Место врезки стального подземного газопровода должно быть заизолировано. Качество изоляционного покрытия должно быть проверено приборным методом после восстановления засыпки газопровода. Форма акта приведена в приложении Н.
При выявлении несанкционированного производства сторонними организациями земляных и строительных работ в охранной зоне подземного или наземного газопровода должны быть приняты оперативные меры:. Периодичность проведения проверок состояния охранных зон газопроводов должна устанавливаться эксплуатационной организацией самостоятельно с учетом плотности застройки территории, гидрогеологических условий эксплуатации и прокладки газопроводов, но не реже сроков проведения технического осмотра газопроводов.
Проверка состояния охранных зон газопроводов, проложенных в просадочных грунтах, должна проводиться не реже одного раза в 10 дней. При выполнении работ в охранных зонах газопроводов, а также в период паводка, проверка состояния охранных зон в местах переходов через водные преграды и овраги должна проводиться ежедневно.
Технический осмотр трасс надземных газопроводов может проводиться одним рабочим. Маршрутные карты газопроводов должны составляться в двух экземплярах, один из которых с личными подписями рабочих, закрепленных за данным маршрутом, об ознакомлении с ним хранится у мастера. Маршрутные карты должны корректироваться ежегодно, а также по факту изменений на трассе газопровода, выявленных при техническом осмотре.
Маршрутные карты должны содержать информацию о дате корректировок и подпись мастера, вносившего изменения в карту. Маршрутные карты разрабатываются с учетом объемов работ и периодичности их выполнения, удаленности трасс и протяженности газопроводов, числа объектов, подлежащих проверке на загазованность, интенсивности движения транспорта на маршруте и других факторов, влияющих на трудоемкость работ.
При выявлении внешних признаков утечек газа из подземных газопроводов или загазованности подвалов зданий, газовых колодцев и других сооружений должна быть сделана аварийная заявка в АДС. При необходимости определения природы метана должен проводиться лабораторный анализ пробы газа, отобранной из загазованного помещения или сооружения. Техническое обследование должно проводиться:.
Проверке подлежат участки газопроводов в местах неравномерного промерзания грунта переходы через железные и автомобильные дороги, места резкого изменения снежного покрова и глубины заложения газопровода. Периодичность и сроки таких проверок устанавливаются эксплуатационной организацией самостоятельно с учетом гидрогеологических и климатических условий региона.
На участках трасс газопроводов, где использование приборов для выявления мест повреждений изоляционного покрытия без вскрытия грунта технически затруднено, должно быть проведено обследование газопроводов в шурфах не менее одного на каждые м распределительного газопровода и м газопровода-ввода длиной не менее 1,5 м. Последующие плановые технические обследования полиэтиленовых газопроводов должны проводиться не реже одного раза в 10 лет, стальных газопроводов - не реже одного раза в пять лет.
Техническое обследование участков стальных газопроводов, не обеспеченных минимальным защитным потенциалом, при их эксплуатации в зонах опасного действия источников блуждающих токов или в грунтах с высокой коррозионной агрессивностью, включая биокоррозионную агрессивность, должно проводиться не реже одного раза в год.
Внеплановое техническое обследование отдельных участков стальных газопроводов должно проводиться:. Периодичность проведения технического обследования газопроводов, проложенных методом наклонно-направленного бурения, должна устанавливаться эксплуатационной организацией самостоятельно. Техническое обследование газопроводов на участках подводных переходов через судоходные водные преграды должно выполняться специализированными организациями.
При проведении технического обследования должны определяться:. Результаты технического обследования газопроводов должны оформляться актами по форме, приведенной в приложении Р. При выявлении повреждений изоляционных покрытий газопроводов должно осуществляться планирование проведения работ по их устранению.
Периодичность проведения оценки технического состояния газопроводов должна устанавливаться эксплуатационной организацией самостоятельно, но не реже одного раза в пять лет - для стальных подземных газопроводов, не реже одного раза в 10 лет - для полиэтиленовых и стальных надземных газопроводов.
Первая плановая оценка технического состояния стальных подземных газопроводов должна проводиться через 30 лет, полиэтиленовых и стальных надземных газопроводов - через 40 лет после ввода их в эксплуатацию. Результаты проведения оценки технического состояния газопроводов должны оформляться документацией по формам, установленным методикой проведения работ, и использоваться для определения приоритетов при назначении газопровода на капитальный ремонт или реконструкцию, а также для определения необходимости проведения технического диагностирования подземных газопроводов с целью установления предельного срока эксплуатации перехода объекта в предельное состояние.
Решение о проведении работ по диагностированию принимается владельцем сети газораспределения. По истечении установленного по результатам технического диагностирования предельного срока эксплуатация объекта должна быть прекращена.
При проведении технического диагностирования могут быть использованы данные технического обследования газопровода, проведенного не позднее, чем год назад. Результаты проведения технического диагностирования газопроводов должны оформляться документацией по формам, установленным методикой проведения работ. Результаты технического обследования, оценки технического состояния и технического диагностирования газопроводов должны оформляться записями в эксплуатационном паспорте газопровода по форме, приведенной в приложении Г.
Утечки газа из труб и неразъемных соединений газопроводов должны устраняться в аварийном порядке. В состав выполняемых работ должны входить следующие виды работ:. Устранение утечек газа из разъемных соединений запорной арматуры надземных и подземных газопроводов допускается проводить следующими способами:. При выявлении дефектов запорной арматуры, требующих устранения в условиях ремонтно-механических мастерских, должна проводиться ее замена.
При выявлении необходимости полного или частичного восстановления строительных конструкций газового колодца или его наращивания, замены перекрытий, горловин, полного или частичного восстановления гидроизоляции должно быть организовано проведение необходимых ремонтных работ. Работы по проверке состояния газовых колодцев могут совмещаться с проведением регламентных работ по техническому обслуживанию установленной в них запорной арматуры. Выполнение работ и оформление результатов контроля интенсивности запаха газа и контроля давления газа в сетях газораспределения проводится в соответствии с требованиями 6.
Сроки выполнения работ по текущему ремонту газопроводов устанавливаются эксплуатационными организациями самостоятельно, исходя из характера неисправностей и условий обеспечения безопасной эксплуатации газопроводов.
Ремонт мест повреждений изоляционного покрытия стальных подземных газопроводов должен проводиться в следующие сроки:. Сварка усилительных муфт должна проводиться при давлении газа в газопроводе не выше 0,1 МПа.
Применение лепестковых муфт при ремонте газопроводов с давлением газа свыше 0,6 МПа не допускается. При обнаружении в них повреждений в результате смещения газопровода физическим методом контроля должны быть проверены последующие стыки с устранением выявленных дефектов. Ремонт несквозных механических повреждений труб полиэтиленовых газопроводов может проводиться приваркой усилительных муфт или седелок с закладными электронагревателями.
При устранении закупорок полиэтиленовых газопроводов следует применять растворители, к которым полиэтилен химически стоек этанол, бутанол.
Устранение закупорок газопровода может проводиться также путем отогрева мест закупорки горячим паром, гибкими нагревательными элементами или через слой песка инфракрасными горелками. Применение открытого огня для отогрева газопровода запрещается. Работы по устранению нарушений условий прокладки и замене газопроводов на участках подводных переходов через судоходные реки должны проводиться специализированными организациями, имеющими соответствующее оборудование и снаряжение.
При замене стальных подземных газопроводов и футляров, как правило, следует предусматривать применение полиэтиленовых труб. При необходимости снижение и регулирование давления газа в газопроводе должно проводиться перекрытием запорной арматуры на газопроводе, сбросом газа через продувочные свечи ближайшего пункта редуцирования газа или через продувочные свечи, установленные на действующем газопроводе в месте производства работ. Давление газа в газопроводе должно контролироваться в течение всего времени производства работ по манометру, установленному не далее м от места их выполнения;.
Ремонт демонтированной запорной арматуры должен проводиться в ремонтно-механических мастерских ГРО эксплуатационных организаций или в специализированных организациях изготовителя;. Контроль качества всех работ по ремонту и восстановлению изоляционных покрытий стальных подземных газопроводов должен проводиться в объеме, предусмотренном [16].
Сведения о капитальном ремонте должны быть оформлены записями в эксплуатационных паспортах газопроводов. Документация на капитальный ремонт газопроводов должна включаться в состав исполнительной документации соответствующих газопроводов. Сроки проведения проверки наличия конденсата в конденсатосборниках и гидрозатворах должны устанавливаться эксплуатационной организацией с учетом местных условий эксплуатации сетей газораспределения, но не реже одного раза в год.