Здравствуйте, в этой статье мы постараемся ответить на вопрос: «Тема № 1. Контроль качества монтажных работ наружных газопроводов (стр. 1 )». Если у Вас нет времени на чтение или статья не полностью решает Вашу проблему, можете получить онлайн консультацию квалифицированного юриста в форме ниже.
Метод производства работ выбирают после подсчета объемов работ, исходя из условий их выполнения механизированными способами, повышения производительности труда, сокращения сроков и снижения стоимости строительства. При строительстве наружных сетей газоснабжения необходимо принять поточно-расчлененный метод производства работ.
Тема 1.3 Оборудование газораспределительных сетей 17
Конденсатосборники 17
Рисунок 1.3.1. Установка конденсатосборника низкого давления 18
Ковер 19
Контрольные трубки 19
Рисунок 1.3.2. Установка контрольной трубки 20
Рисунок 1.3.3. Настенный указатель 21
Предохранительные муфты 21
Рисунок 1.3.4.Предохранительные муфты 22
Герметизация вводов инженерных коммуникаций в здания 22
Компенсаторы 23
Линзовые компенсаторы 24
Рисунок 1.3.5.Двухлинзовый однофланцевый компенсатор 24
Резинотканевые компенсаторы 25
Гнутые П–образные компенсаторы 25
Футляры 25
Футляр для газопровода, проложенного сквозь стену здания 25
Рисунок 1.3.6. Установка футляра в стене здания 26
Футляр для газопровода, проложенного под дорогой 26
Рисунок 1.3.7. Газопровод в футляре под железной дорогой 27
Футляры газопроводов, пересекающих каналы, коллекторы, туннели 27
Описание методов производства работ
Основным фактором, определяющим решения календарного плана работ, является метод организации их проведения.
При строительстве газопроводов используют различные методы производства работ, а именно:
· Поточный;
· Поточно-расчленённый;
· Параллельный.
Поточный метод
При поточном методе общий технологический процесс строительства газопровода разбивается на части (например, срез грунта, рытьё траншей, устройство основания, сварка и т.д.), которые выполняют отдельные бригады.
В этом случае работы на последующем объекте (захватке) начинают сразу после окончания на предыдущем объекте. Работы выполняются без перерыва.
4.1. Идентификация газораспределительной сети и систем (объектов) газопотребления осуществляется в целях установления признаков и условий их отнесения к опасным производственным объектам для последующей регистрации в государственном реестре опасных производственных объектов.
4.2. Система газораспределения (сеть) и системы (объекты) газопотребления, использующие природный углеводородный газ в качестве топлива, идентифицируются по признаку транспортировки и использования опасного вещества, природного газа (метана), представляющего собой воспламеняющийся (горючий, взрывоопасный) газ.
4.3. К опасным производственным объектам относятся газораспределительная сеть поселений, сеть распределительная межпоселковая, в том числе здания и сооружения, эксплуатация которых осуществляется одной газораспределительной организацией, а также объекты газопотребления промышленных, сельскохозяйственных и других производств, ТЭЦ, РТС, а также котельные, эксплуатируемые одной организацией, за исключением отмеченных в п.1.1.5, использующие газ в виде топлива.
11.1. Для локализации и ликвидации аварийных ситуаций в газовых хозяйствах городских и сельских поселений должны создаваться единые при газораспределительных организациях аварийно-диспетчерские службы (АДС) с городским телефоном «04» и их филиалы с круглосуточной работой, включая выходные и праздничные дни.
Допускается создавать специализированные АДС в подразделениях, обслуживающих ГРП (ГРУ), а также промышленные объекты и котельные.
11.2. Численность и материально-техническое оснащение АДС (филиалов) определяются типовыми нормами.
Места их дислокации определяются зоной обслуживания и объемом работ с учетом обеспечения прибытия бригады АДС к месту аварии за 40 мин.
При извещении о взрыве, пожаре, загазованности помещений аварийная бригада должна выехать в течение 5 мин.
11.3. По аварийным заявкам организаций, имеющих собственную газовую службу, АДС газораспределительных организаций должны оказывать практическую и методическую помощь по локализации и ликвидации аварийных ситуаций по договору и согласованному плану взаимодействия.
11.4. Аварийные работы на ТЭС выполняются собственным персоналом.
Участие в этих работах АДС газораспределительных организаций определяется планами локализации и ликвидации аварий.
11.5. Деятельность аварийных бригад по локализации и ликвидации аварий определяется планом взаимодействия служб различных ведомств, который должен быть разработан с учетом местных условий.
Планы взаимодействия служб различных ведомств должны быть согласованы с территориальными органами Госгортехнадзора России и утверждены в установленном порядке.
Ответственность за составление планов, утверждение, своевременность внесения в них дополнений и изменений, пересмотр (не реже одного раза в 3 года) несет технический руководитель организации — собственника опасного производственного объекта.
11.6. В АДС должны проводиться тренировочные занятия с оценкой действий персонала:
по планам локализации и ликвидации аварий (для каждой бригады) — не реже одного раза в 6 мес;
по планам взаимодействия служб различного назначения — не реже одного раза в год.
Тренировочные занятия должны проводиться на полигонах (рабочих местах) в условиях, максимально приближенных к реальным.
Проведение тренировочных занятий должно регистрироваться в специальном журнале.
11.7. Все заявки в АДС должны регистрироваться с отметкой времени ее поступления, времени выезда и прибытия на место аварийной бригады, характером повреждения и перечнем выполненной работы.
Заявки, поступающие в АДС, должны записываться на магнитную ленту. Срок хранения записей должен быть не менее 10 суток.
Допускается регистрация и обработка поступающих аварийных заявок на персональном компьютере при условии ежедневной архивации полученной информации с жесткого диска на другие носители (дискеты и др.).
Своевременность выполнения аварийных заявок и объем работ должны контролироваться руководителями газораспределительной организации.
Анализ поступивших заявок должен производиться ежемесячно.
11.8. При получении заявки о наличии запаха газа диспетчер обязан проинструктировать заявителя о мерах безопасности.
11.9. Аварийная бригада должна выезжать на специальной автомашине, оборудованной радиостанцией, сиреной, проблесковым маячком и укомплектованной инструментом, материалами, приборами контроля, оснасткой и приспособлениями для своевременной ликвидации аварий.
При выезде по заявке для ликвидации аварий на наружных газопроводах бригада АДС должна иметь исполнительно-техническую документацию или планшеты (маршрутные карты).
11.10. Ответственность за своевременное прибытие аварийной бригады на место аварии и выполнение работ в соответствии с планом локализации и ликвидации аварий несет ее руководитель.
11.11. В случае обнаружения объемной доли газа в подвалах, туннелях, коллекторах, подъездах, помещениях первых этажей зданий более 1% газопроводы должны быть отключены от системы газоснабжения и приняты меры по эвакуации людей из опасной зоны.
11.12. Ликвидация утечки газа (временная) допускается с помощью бандажа, хомута или бинта из мешковины с шамотной глиной, наложенных на газопровод. За этим участком должно быть организовано ежесменное наблюдение.
Продолжительность эксплуатации внутреннего газопровода с бандажом, хомутом или бинтом из мешковины с шамотной глиной не должна превышать одной смены.
11.13. Поврежденные сварные стыки (разрывы, трещины), а также механические повреждения тела стальной трубы (пробоины, вмятины) должны ремонтироваться врезкой катушек или установкой лепестковых муфт.
Сварные стыки с другими дефектами (шлаковые включения, непровар и поры сверхдопустимых норм), а также каверны на теле трубы глубиной свыше 30% толщины стенки могут усиливаться установкой муфт с гофрой или лепестковых с последующей их опрессовкой.
11.14. При механических повреждениях стальных подземных газопроводов со смещением их относительно основного положения как по горизонтали, так и по вертикали одновременно с проведением работ по устранению утечек газа должны вскрываться и проверяться неразрушающими методами по одному ближайшему стыку в обе стороны от места повреждения.
При обнаружении в них разрывов и трещин, вызванных повреждением газопровода, должен дополнительно вскрываться и проверяться радиографическим методом следующий стык.
В случае выявления непровара, шлаковых включений, пор производится усиление сварного стыка.
11.15. Сварные стыки и участки труб полиэтиленовых газопроводов, имеющих дефекты и повреждения, должны вырезаться и заменяться врезкой катушек с применением муфт с закладными нагревателями. Допускается сварка встык при 100%-ном контроле стыков ультразвуковым методом.
Узлы неразъемных соединений и соединительные детали, не обеспечивающие герметичность, должны вырезаться и заменяться новыми.
Допускается ремонтировать точечные повреждения полиэтиленовых газопроводов при помощи специальных полумуфт с закладными нагревателями.
11.16. Поврежденные участки газопроводов, восстановленные синтетическим тканевым шлангом, заменяются врезкой катушки с использованием специального оборудования для проведения работ на газопроводах без снижения давления.
Допускается осуществлять ремонт таких газопроводов аналогично стальным газопроводам.
11.17. Работы по окончательному устранению утечек газа могут передаваться эксплуатационным службам после того, как АДС будут приняты меры по локализации аварии и временному устранению утечки газа.
11.18. Не допускается прямое воздействие открытого пламени горелки при резке стальной оболочки газопровода, реконструированного полимерными материалами.
Минимальные расстояния от объектов, расположенных на территории электростанции, до газопроводов систем газоснабжения ГТУ и ПГУ
| Объект | Минимальное расстояние (м) от объекта электростанции до газопровода, проложенного | |
| надземно | подземно | |
| 1. Административные и бытовые здания | 15 | 10 |
| 2. Внутренние автомобильные дороги | 1,5 | 2 |
| 3. Внутренние подземные дороги | 5 | 10 |
| 4. Воздушные линии электропередачи | Согласно ПУЭ | |
| 5. Газгольдеры горючих газов и резервуары ГЖ, ЛВЖ, СУГ | 15 | — |
| 6. Инженерные коммуникации (подземные): | ||
| водопровод, безканальная тепловая | 3 | 2 |
| тепловые каналы, в том числе тепловые сети | 1,5 | 4 |
| канализация | 1,5 | 5 |
| Силовые кабели | Согласно ПУЭ | |
| 7. Колодцы инженерных коммуникаций | Вне габаритов опор, эстакады | 10 |
| 8. Открытые трансформаторные подстанции и распределительные устройства | Согласно ПУЭ | |
| 9. Производственные здания независимо от их категории взрывопожароопасности и степени огнестойкости | 10 | 10 |
2.2.1. Выбор условий прокладки газопровода и расстояния по горизонтали и вертикали от газопровода до сопутствующих инженерных коммуникаций, а также зданий, сооружений, естественных и искусственных преград следует предусматривать с учетом строительных норм и правил, утвержденных федеральным органом исполнительной власти, специально уполномоченным в области строительства, а также другими нормативно-техническими документами, утвержденными и (или) согласованными Госгортехнадзором России.
2.2.2. В проектах следует предусматривать, как правило, подземную прокладку газопроводов. Наземная и надземная прокладка газопроводов должна осуществляться при соответствующем обосновании.
Заглубление газопроводов следует предусматривать не менее 0,8 м до верха трубы.
Для стальных газопроводов в местах, где не предусмотрено движение транспорта и сельскохозяйственных машин (межпоселковые газопроводы) — не менее 0,6 м.
2.2.3. Допускается наземная и надземная прокладка газопроводов, в том числе внутриплощадочных совмещенных с другими инженерными коммуникациями, в случаях, когда нет противоречий с другими нормативными документами, утвержденными в установленном порядке.
Расстояния между трубопроводами принимаются из условия технологичности и удобства проведения работ при строительстве и эксплуатации.
При прокладке газопроводов по стенам зданий и сооружений расстояние (в свету) до ограждающих конструкций должно приниматься не менее половины диаметра газопровода.
Отвод земли под газопровод должен иметь ширину, равную поперечному габариту сооружений на подземном газопроводе и наибольшей длине траверсы (ригеля), включая консоли опор, эстакад, переходов.
2.2.4. При надземной прокладке не допускается размещение арматуры, разъемных соединений в пределах габаритов автомобильных и пешеходных мостов, а также над железнодорожными и автомобильными дорогами.
Устройство компенсаторов за счет углов поворота трассы газопроводов в пределах габаритов автомобильных и железнодорожных дорог, допускается при обосновании их безопасности.
2.2.5. Расчеты конструкций газопроводов на прочность и устойчивость, а также гидравлический расчет газопроводов, должны производиться по соответствующим методическим документам, утвержденным в установленном порядке.
2.2.6. Расчет газопроводов должен производиться на сочетание нагрузок, действующих на газопровод, по времени действия, направлению, а также на нагрузки, вызванные грунтовыми и природными условиями (пучение, просадки, сейсмические воздействия, подработка территорий и др.).
При расчете нагрузок, действующих на газопровод, следует учитывать собственную массу трубы и арматуры, предварительное напряженное состояние газопроводов, температурные перепады, возможное воздействие дополнительных нагрузок при оползневых и паводковых явлениях.
2.2.7. Для надземных газопроводов при наличии вибрационных нагрузок или расположенных в сейсмических районах следует предусматривать крепления, обеспечивающие их перемещение и не допускающие сброса газопровода с опор.
2.2.8. При надземной прокладке газопроводов следует предусматривать стандартные подвижные и неподвижные опорные части или выполненные по типовым или отдельным проектам.
Пролет между опорами следует определять с учетом деформаций опор, вызываемых природными воздействиями. При прогнозируемых деформациях грунта конструкция опоры, как правило, должна предусматривать возможность восстановления проектного положения газопровода.
2.2.9. Надземные газопроводы должны прокладываться на опорах, эстакадах, переходах, выполненных из негорючих материалов.
Шаг опор газопровода следует определять с учетом нагрузок от газопроводов, воздействия грунтов на опоры, а также природных воздействий. Высота прокладки должна приниматься в соответствии со строительными нормами и правилами.
2.2.10. Участки надземного газопровода между неподвижными опорами следует рассчитывать с учетом воздействий на них изменений температуры стенки трубы, давления. Для компенсации этих воздействий следует использовать самокомпенсацию газопроводов за счет углов поворотов трассы или компенсаторов заводского изготовления (линзовые, сильфонные).
2.2.11. При выборе материалов труб, арматуры, соединительных деталей и изделий для газопроводов и технических устройств для систем газопотребления следует руководствоваться утвержденной номенклатурой, с учетом давления, расчетных температур и других условий.
2.2.12. Толщина стенки трубы должна быть не менее 3 мм для подземных и наземных в обваловании газопроводов и 2 мм для надземных и наземных без обвалования.
Толщину стенок труб для подводных переходов следует принимать на 2 мм больше расчетной, но не менее 5 мм, на переходах через железные дороги общей сети — на 3 мм больше расчетной, но не менее 5 мм.
Стальные трубы должны содержать углерода не более 0,25%, серы — 0,056%, фосфора — 0,046%.
Величина эквивалента углерода для углеродистых и низколегированных сталей не должна превышать 0,46%.
2.2.13. Требования к материалу труб из полиэтилена, маркировке и к методам испытаний полиэтиленовых труб для газопроводов должны соответствовать государственным стандартам.
Использование вторичного полиэтилена для изготовления газовых труб не допускается.
2.4.1. Газопроводы для обеспечения безопасной эксплуатации оснащаются запорной и регулирующей арматурой, предохранительными устройствами, средствами защиты, автоматизации, блокировок и измерения.
Перед горелками газоиспользующих установок должна предусматриваться установка автоматических быстродействующих запорных клапанов (ПЗК) с герметичностью затвора класса А в соответствии с государственным стандартом и временем закрытия до 1 сек.
Прекращение подачи электроэнергии от внешнего источника должно вызывать закрытие клапана без дополнительного подвода энергии от других внешних источников.
2.4.2. На трубопроводах безопасности должна предусматриваться установка автоматических быстродействующих запорных клапанов типа «НО» с временем открытия до 1 сек.
Прекращение подачи электроэнергии от внешнего источника должно вызывать открытие клапана без дополнительного подвода энергии от других внешних источников.
2.4.3. Количество и места размещения запорной и регулирующей арматуры, предохранительных устройств, средств защиты, автоматизации, блокировок и измерения должны быть предусмотрены проектной организацией с учетом обеспечения безопасной эксплуатации газоиспользующего оборудования в период его работы без вмешательства обслуживающего персонала, а также удобного обслуживания и ремонта газопроводов и газового оборудования (технических устройств) в соответствии с настоящими Правилами.
2.4.4. Запорная арматура на наружных газопроводах может устанавливаться в колодцах или без них (в киосках).
Допускается размещать запорную арматуру в грунте, если это предусмотрено конструкцией изделия.
2.4.5. Конструкция запорной, регулирующей арматуры, предохранительных устройств, приборов защиты электрических цепей, автоматики безопасности, блокировок и измерений, должна соответствовать требованиям нормативно-технической документации, согласованной с Госгортехнадзором России.
2.4.6. Конструкция запорной, регулирующей арматуры и предохранительных устройств должна обеспечивать герметичность затвора не менее класса В, стойкость к транспортируемой среде, в течении срока службы, установленного изготовителем.
2.4.7. Запорная и регулирующая арматура должна быть предназначена для газовой среды. Разрешается применение запорной арматуры, предназначенной для другой среды при условии герметичности ее затвора не ниже арматуры, предназначенной для газовой среды.
2.4.8. Материал арматуры следует принимать исходя из климатических условий и рабочего давления газа.
2.4.9. В качестве отключающих устройств на полиэтиленовых газопроводах используется полиэтиленовая или металлическая арматура.
2.4.10. Арматура должна иметь маркировку на корпусе, в которой указывается:
наименование или товарный знак предприятия-изготовителя;
условный проход;
условное или рабочее давление и температура среды;
направление потока среды.
Арматура должна поставляться с инструкцией по эксплуатации
2.4.11. Арматура диаметром 100 мм и выше должна поставляться с паспортом установленной формы, где указываются изготовитель, номер изделия, сведения о герметичности, результаты контроля.
На арматуру диаметром до 100 мм допускается оформление паспорта на партию в количестве не более 50 единиц.
2.4.12. Сильфонные (цельнометаллические) компенсаторы допускается предусматривать на газопроводах для компенсации воздействий от изменений температурных и других перемещений, а также для снижения вибрационных нагрузок на газопроводах, при условии их равнопрочности.
2.4.13. Линзовые компенсаторы допускается предусматривать на газопроводах давлением до 0,6 МПа включительно для компенсации продольных деформаций, вызванных изменением температуры.
Применение П-образных компенсаторов не нормируется, сальниковых компенсаторов не допускается.
2.4.14. На маховиках арматуры должно быть обозначено направление вращения при открытии и закрытии арматуры.
Запорная арматура с приводом должна поставляться с инструкцией по эксплуатации.
2.4.15. Запорная арматура, устанавливаемая вне помещений, должна иметь электропривод в исполнении, соответствующем интервалу температур наружного воздуха, указанному в технических паспортах на электроприводы, а также защищена от атмосферных осадков.
2.4.16. Устанавливаемая на газопроводах арматура должна быть легкодоступна для управления, обслуживания и ремонта.
2.4.17. Арматуру следует располагать на участках газопроводов с минимальными значениями изгибающих и крутящих напряжений.
Арматуру массой более 500 кг следует располагать на горизонтальных участках газопроводов, предусматривая для нее специальные опоры или подвески.
2.4.18. Для удобства установки заглушек на стальных газопроводах в проекте должны предусматриваться разъемные соединения для установки поворотной или листовой заглушки с приспособлением для разжима фланцев и токопроводящей перемычкой.
Заглушки должны быть рассчитаны на максимальное допустимое давление в газопроводе и иметь хвостовик, выступающий за пределы фланцев с клеймением (давление, диаметр).
2.4.19. Конструкция регуляторов давления газа должна обеспечивать:
зону пропорциональности, не превышающую +-20% верхнего предела настройки выходного давления для комбинированных регуляторов и регуляторов баллонных установок и +-10% для всех других регуляторов;
зону нечувствительности не более 2,5% верхнего предела настройки выходного давления;
постоянную времени (время переходного процесса регулирования при резких изменениях расхода газа или входного давления), не превышающую 60 с.
2.4.20. Относительная нерегулируемая протечка газа через закрытые клапаны двухседельных регуляторов допускается не более 0,1% номинального расхода; для односедельного клапана герметичность затворов должна соответствовать классу А по государственному стандарту.
Допустимая нерегулируемая протечка газа при применении в качестве регулирующих устройств поворотных заслонок не должна превышать 1% пропускной способности.
2.4.21. Точность срабатывания предохранительных запорных клапанов (ПЗК) должна составлять +-5% заданных величин контролируемого давления для ПЗК, устанавливаемых в ГРП, и +-10% для ПЗК в шкафных ГРП, ГРУ и комбинированных регуляторах.
2.4.22. Предохранительные сбросные клапаны (ПСК) должны обеспечивать открытие при превышении установленного максимального рабочего давления не более чем на 15%.
Давление, при котором происходит полное закрытие клапана, устанавливается соответствующим стандартом или техническими условиями на изготовление клапанов.
2.2.1. Выбор условий прокладки газопровода и расстояния по горизонтали и вертикали от газопровода до сопутствующих инженерных коммуникаций, а также зданий, сооружений, естественных и искусственных преград следует предусматривать с учетом строительных норм и правил, утвержденных федеральным органом исполнительной власти, специально уполномоченным в области строительства, а также другими нормативно-техническими документами, утвержденными и (или) согласованными Госгортехнадзором России.
2.2.2. В проектах следует предусматривать, как правило, подземную прокладку газопроводов. Наземная и надземная прокладка газопроводов должна осуществляться при соответствующем обосновании.
Заглубление газопроводов следует предусматривать не менее 0,8 м до верха трубы.
Для стальных газопроводов в местах, где не предусмотрено движение транспорта и сельскохозяйственных машин (межпоселковые газопроводы) — не менее 0,6 м.
2.2.3. Допускается наземная и надземная прокладка газопроводов, в том числе внутриплощадочных совмещенных с другими инженерными коммуникациями, в случаях, когда нет противоречий с другими нормативными документами, утвержденными в установленном порядке.
Расстояния между трубопроводами принимаются из условия технологичности и удобства проведения работ при строительстве и эксплуатации.
При прокладке газопроводов по стенам зданий и сооружений расстояние (в свету) до ограждающих конструкций должно приниматься не менее половины диаметра газопровода.
Отвод земли под газопровод должен иметь ширину, равную поперечному габариту сооружений на подземном газопроводе и наибольшей длине траверсы (ригеля), включая консоли опор, эстакад, переходов.
2.2.4. При надземной прокладке не допускается размещение арматуры, разъемных соединений в пределах габаритов автомобильных и пешеходных мостов, а также над железнодорожными и автомобильными дорогами.
Устройство компенсаторов за счет углов поворота трассы газопроводов в пределах габаритов автомобильных и железнодорожных дорог, допускается при обосновании их безопасности.
2.2.5. Расчеты конструкций газопроводов на прочность и устойчивость, а также гидравлический расчет газопроводов, должны производиться по соответствующим методическим документам, утвержденным в установленном порядке.
2.2.6. Расчет газопроводов должен производиться на сочетание нагрузок, действующих на газопровод, по времени действия, направлению, а также на нагрузки, вызванные грунтовыми и природными условиями (пучение, просадки, сейсмические воздействия, подработка территорий и др.).
При расчете нагрузок, действующих на газопровод, следует учитывать собственную массу трубы и арматуры, предварительное напряженное состояние газопроводов, температурные перепады, возможное воздействие дополнительных нагрузок при оползневых и паводковых явлениях.
2.2.7. Для надземных газопроводов при наличии вибрационных нагрузок или расположенных в сейсмических районах следует предусматривать крепления, обеспечивающие их перемещение и не допускающие сброса газопровода с опор.
2.2.8. При надземной прокладке газопроводов следует предусматривать стандартные подвижные и неподвижные опорные части или выполненные по типовым или отдельным проектам.
Пролет между опорами следует определять с учетом деформаций опор, вызываемых природными воздействиями. При прогнозируемых деформациях грунта конструкция опоры, как правило, должна предусматривать возможность восстановления проектного положения газопровода.
2.2.9. Надземные газопроводы должны прокладываться на опорах, эстакадах, переходах, выполненных из негорючих материалов.
Шаг опор газопровода следует определять с учетом нагрузок от газопроводов, воздействия грунтов на опоры, а также природных воздействий. Высота прокладки должна приниматься в соответствии со строительными нормами и правилами.
2.2.10. Участки надземного газопровода между неподвижными опорами следует рассчитывать с учетом воздействий на них изменений температуры стенки трубы, давления. Для компенсации этих воздействий следует использовать самокомпенсацию газопроводов за счет углов поворотов трассы или компенсаторов заводского изготовления (линзовые, сильфонные).
2.2.11. При выборе материалов труб, арматуры, соединительных деталей и изделий для газопроводов и технических устройств для систем газопотребления следует руководствоваться утвержденной номенклатурой, с учетом давления, расчетных температур и других условий.
2.2.12. Толщина стенки трубы должна быть не менее 3 мм для подземных и наземных в обваловании газопроводов и 2 мм для надземных и наземных без обвалования.
Толщину стенок труб для подводных переходов следует принимать на 2 мм больше расчетной, но не менее 5 мм, на переходах через железные дороги общей сети — на 3 мм больше расчетной, но не менее 5 мм.
Стальные трубы должны содержать углерода не более 0,25%, серы — 0,056%, фосфора — 0,046%.
Величина эквивалента углерода для углеродистых и низколегированных сталей не должна превышать 0,46%.
2.2.13. Требования к материалу труб из полиэтилена, маркировке и к методам испытаний полиэтиленовых труб для газопроводов должны соответствовать государственным стандартам.
Использование вторичного полиэтилена для изготовления газовых труб не допускается.
2.2.14. Полиэтиленовые трубы, используемые при строительстве газопроводов, должны быть изготовлены из полиэтилена с минимальной длительной прочностью (MRS) не менее 8,0 МПа.
При строительстве полиэтиленовых газопроводов можно использовать трубы и соединительные детали, имеющие различное значение MRS.
2.2.15. Прокладка подземных газопроводов из полиэтиленовых труб допускается:
на территории поселений давлением до 0,3 МПа;
вне территории поселений (межпоселковые) давлением до 0,6 МПа.
Коэффициент запаса прочности должен приниматься не менее 2,5.
2.2.16. Допускается предусматривать прокладку подземных газопроводов из полиэтиленовых труб давлением свыше 0,3 МПа до 0,6 МПа на территории поселений с одно-двухэтажной и коттеджной застройкой с коэффициентом запаса прочности не менее 2,8.
Для поселений, численностью до 200 жителей, допускается прокладка подземных газопроводов из полиэтиленовых труб давлением до 0,6 МПа с коэффициентом запаса прочности не менее 2,5.
2.6.1. Газораспределительные сети городских поселений с населением свыше 100 тысяч человек должны иметь автоматизированную систему управления технологическим процессом распределения газа. АСУ ТП РГ должна предусматриваться при проектировании, реконструкции и техническом перевооружении газораспределительных сетей и должна обеспечивать:
мониторинг режима работы технологического оборудования;
безопасность и охрану производственных объектов;
анализ и оптимальное управление режимами распределения газа;
формирование информации для оперативного персонала аварийно-диспетчерских служб при локализации аварийных ситуаций на участках газораспределительной сети;
учет газа;
защиту информации от несанкционированного доступа;
возможность наращивания функциональных задач.
2.6.2. Для размещения технических средств АСУ ТП РГ допускается использовать наружные аппаратные киоски, а также приспособленные помещения производственных зданий. Аппаратные помещения должны отвечать требованиям, предъявляемым к помещениям КИП в ГРП.
2.6.3. Пункты управления рекомендуется оборудовать диспетчерскими телефонными станциями, внутренней сигнализацией и аппаратурой для звукозаписи телефонных сообщений. Допускается их размещение в помещениях аварийно-диспетчерских служб (АДС).
5.2.1. В каждой организации из числа руководителей или специалистов, прошедших аттестацию (проверку знаний требований промышленной безопасности, настоящих Правил и других нормативных правовых актов и нормативно-технических документов), назначаются лица, ответственные за безопасную эксплуатацию опасных производственных объектов систем газопотребления в целом и за каждый участок (объект) в отдельности.
5.2.2. К обязанностям ответственного за безопасную эксплуатацию опасных производственных объектов газопотребления относятся:
участие в рассмотрении проектов газоснабжения и в работе комиссий по приемке газифицируемых объектов в эксплуатацию;
разработка инструкций, плана локализации и ликвидации аварийных ситуаций, планов взаимодействий;
участие в комиссиях по аттестации (проверке знаний) персонала в области промышленной безопасности;
проверка соблюдения установленного Правилами порядка допуска специалистов и рабочих к самостоятельной работе;
осуществление производственного контроля за соблюдением требований безаварийной и безопасной эксплуатации опасного производственного объекта, выполнением планов ремонта газопроводов и газового оборудования, проверкой правильности ведения технической документации при эксплуатации и ремонте;
недопущение ввода в эксплуатацию газоиспользующих установок, не отвечающих требованиям настоящих Правил;
приостановка работы неисправных газопроводов и газового оборудования, а также введенных в работу и не принятых в установленном порядке;
выдача руководителям подразделений, начальнику газовой службы предписаний по устранению нарушений требований настоящих Правил и контроль за их выполнением;
контроль и оказание помощи ответственным лицам за эксплуатацию опасных производственных объектов газопотребления, разработку мероприятий и планов по замене и модернизации газового оборудования;
организация и проведение тренировок со специалистами и рабочими по ликвидации возможных аварийных ситуаций;
участие в обследованиях, проводимых органами Госгортехнадзора России.
5.2.3. Лица, ответственные за безопасную эксплуатацию опасных производственных объектов газопотребления, вправе:
осуществлять связь с газоснабжающей (газораспределительной) организацией, а также организациями, выполняющими по договору работы по техническому обслуживанию и ремонту;
требовать отстранения от обслуживания газового оборудования и выполнения газоопасных работ лиц, не прошедших проверку знаний или показавших неудовлетворительные знания настоящих Правил и других нормативных правовых актов и нормативно-технических документов, а также инструкций по безопасным методам и приемам выполнения работ;
осуществлять технический надзор при реконструкции и техническом перевооружении опасных производственных объектов газопотребления.
6.3.1 При подземной прокладке газопроводов при величине недопустимых осадок и просадок грунта следует устраивать маловодопроницаемый экран из уплотненных грунтов, толщина которого определяется расчетом. Засыпку пазух траншеи следует производить недренирующим водонепроницаемым грунтом (местные лессовидные суглинки, супеси, глины), слоями с уплотнением до естественной плотности грунта.
6.3.2 При надземной прокладке газопровода следует предусматривать водонепроницаемые экраны под основанием фундаментов опор, засыпку пазух фундамента недренирующим грунтом и устройство отмостки.
Отмостка должна перекрывать пазухи фундаментов не менее чем на 0,5 м. Под отмосткой следует устраивать глиняный замок толщиной не менее 0,15 м.
6.3.3. Рытье траншеи в грунтах II типа просадочности следует производить после окончания предусмотренных проектом работ, обеспечивающих предотвращение стока поверхностных вод в траншею как в период строительства, так и в период эксплуатации.
6.3.4. При рытье траншеи в грунтах II типа просадочности следует ее длину назначать с учетом обеспечения укладки и засыпки трубопровода после окончания смены. Засыпка должна производиться недренирующими грунтами с уплотнением до естественной плотности грунта. Устройство водонепроницаемого экрана, отмостки, засыпка траншеи должны производиться с учетом требований проекта, а также общих указаний.
Система технического обслуживания в газовом хозяйстве – совокупность взаимосвязанных средств, материалов, документации и исполнителей, необходимых для предупреждения неисправностей в системах газоснабжения.
Под техническим обслуживанием понимается контроль технического состояния, очистка, смазка, регулировка и другие операции по поддержанию работоспособности и исправности газопроводов, газоиспользующих установок и газовых приборов.
Техническое обслуживание и ремонт газопроводов и газоиспользующего оборудования промышленных предприятий должны производить газовые службы предприятия по графикам, утверждаемым руководством предприятия. Графики работ, выполняемых сторонними эксплуатационными организациями, должны согласовываться руководством организации, выполняющей работы.
При техническом обслуживании выполняются следующие работы:
- проверка герметичности соединений газопроводов, оборудования и приборов с целью выявления утечек газа и их устранения;
- осмотр и проверка запорной арматуры;
- проверка срабатывания предохранительных и предохранительно-запорных устройств, приборов автоматики регулирования и безопасности (не реже одного раза в 3 месяца);
- проверка состояния электроосвещения, вентиляции производственного помещения, систем сигнализации;
- очистка от загрязнений;
- измерение электрических потенциалов на газопроводах.
Все виды работ по техническому обслуживанию газопроводов должны выполняться в соответствии с Правилами безопасности систем газораспределения и газопотребления, действующим ОСТ.
При обходе трасс газопроводов выполняют следующие работы:
- проверку на загазованность колодцев, подвалов, подземных сооружений, контрольных трубок, выявление утечек газа по внешним признакам, контроль состояния настенных указателей;
- удаление из коверов воды, снега, льда и грязи;
- проверку конденсатосборников и удаление конденсата из них;
- наблюдение за дорожными и строительными работами, производимыми вблизи трассы газопроводов.
Производят также внешний осмотр трасс для определения признаков утечек газа. Из газопроводов среднего и высокого давлений утечки газа распространяются на большие расстояния и попадают в различные сооружения и коммуникации. Поэтому кроме газовых колодцев проверяют контрольные трубки, колодцы других подземных сооружений, камеры теплосети и подвалы зданий, расположенные на расстоянии до 15 м по обе стороны от оси газопроводов.
В случае обнаружения газа в каком-либо сооружении должны быть осмотрены подвалы домов, первые этажи бесподвальных зданий и другие сооружения в радиусе до 50 м от места обнаружения газа. Наличие газа в подвалах, коллекторах, шахтах, колодцах и других подземных сооружениях должно проверяться газоанализатором.
Анализ воздуха в подвальных помещениях производят газоанализатором взрывозащищенного типа. Особую осторожность необходимо проявлять при обнаружении газа в подвалах зданий.
При этом проводят следующие мероприятия:
- подвалы проветривают и сообщают в аварийную службу о проникновении в них газа;
- определяют наличие газа в воздухе квартир расположенных выше этажей и при необходимости проветривают эти квартиры;
- устанавливают наблюдение за изменением концентрации газа в подвале;
- предупреждают людей, находящихся в квартирах расположенных выше этажей, о недопустимости пользования источниками искрообразования. При обнаружении утечки газа в подвале здания при загазованности 1 % и более необходимо срочно принять меры к эвакуации людей из помещения;
- принимают меры к отысканию и устранению утечки газа;
- после выполнения этих мероприятий определяют возможность нахождения в помещении людей, а также пользования открытым огнем и электроприборами.
Установленная в газовых колодцах арматура не реже одного раза в год должна тщательно осматриваться и проверяться.
Скопившуюся в конденсатосборниках жидкость необходимо удалять. Конденсат из конденсатосборников низкого давления можно откачивать насосом с ручным или механическим приводом, а из газопроводов высокого и среднего давлений – давлением газа. Конденсат откачивают в специальную емкость и опорожняют ее в заранее отведенном месте.
При откачке конденсата из конденсатосборников среднего и высокого давлений:
- проверяют закрытие крана на стояке конденсатосборника;
- отворачивают пробку на стояке;
- устанавливают емкость для слива конденсата, в муфту стояка заворачивают трубку для отвода конденсата;
- отводную трубу соединяют с емкостью для слива конденсата;
- открывают кран на стояке конденсатосборника и сливают конденсат в специальную емкость;
- по окончании откачки закрывают кран на стояке конденсатосборника;
- отворачивают отводную трубу;
- вворачивают пробку в муфту стояка;
- проверяют плотность кранов и резьбовых соединений.
Характерные неисправности конденсатосборников – утечки газа из кранов и резьбовых соединений. На практике могут встретиться случаи, когда конденсатосборники забиваются песком и грязью. Наиболее эффективный способ их очистки – заполнение емкости водой под давлением для разжижения осадка, который затем удаляют насосом.
2.5.1. Для снижения давления газа и поддержания его в заданных параметрах в газораспределительных сетях следует предусматривать газорегуляторные пункты (ГРП), в том числе блочные (ГРПБ), шкафные регуляторные пункты (ШРП) и газорегуляторные установки (ГРУ).
2.5.2. ГРП, ГРПБ и ШРП следует располагать в соответствии со строительными нормами и правилами.
2.5.3. Предусматривать ГРП встроенными и пристроенными к жилым, общественным, административным и бытовым зданиям (кроме зданий производственного характера), а также размещать их в подвальных и цокольных помещениях зданий не допускается.
2.5.4. Здания ГРП должны относиться к I-II степени огнестойкости класса С0, быть одноэтажными, бесподвальными с совмещенной кровлей.
Допускается размещение ГРП встроенными в одноэтажные газифицируемые производственные здания, котельные, пристроенными к газифицируемым производственным зданиям, бытовым зданиям производственного назначения, на покрытиях газифицируемых производственных зданий I-II степени огнестойкости класса С0, с негорючим утеплителем и на открытых огражденных площадках, а также в контейнерах ГРПБ.
ГРПБ следует располагать отдельностоящими. Конструкция контейнеров ГРПБ, как правило, должна состоять из трехслойных ограждающих конструкций (двух слоев металла и утеплителя из негорючих материалов).
Здания, к которым допускается пристраивать и встраивать ГРП, должны быть не ниже II степени огнестойкости класса С0 с помещениями категорий Г и Д. Строительные конструкции зданий (в пределах примыкания) ГРП должны быть противопожарными I типа, газонепроницаемыми.
Здания ГРП и ГРПБ должны иметь покрытие (совмещенную кровлю) легкой конструкции массой не более 70 кг/м2 (при условии уборки снега в зимний период).
Применение покрытий из конструкций массой более 70 кг/м2 допускается при устройстве оконных проемов, световых фонарей или легкосбрасываемых панелей общей площадью не менее 500 см2 на 1 м3 внутреннего объема помещения.
2.5.5. Помещения, в которых расположены газорегуляторные установки (ГРУ), а также отдельно стоящие и пристроенные ГРП и ГРПБ должны отвечать требованиям для помещений категории А.
Материал полов, устройство окон и дверей помещений регуляторных залов должны исключать образование искр.
2.5.6. Стены и перегородки, отделяющие помещения категории А от других помещений, следует предусматривать противопожарными I типа, газонепроницаемыми, они должны опираться на фундамент. Швы стен и фундаментов всех помещений ГРП должны быть перевязаны. Разделяющие стены из кирпича следует оштукатуривать с двух сторон.
2.5.7. Вспомогательные помещения должны иметь самостоятельный выход наружу из здания, не связанный с технологическим помещением.
Двери ГРП и ГРПБ следует предусматривать противопожарными, открывающимися наружу.
2.5.8. Устройство дымовых и вентиляционных каналов в разделяющих стенах, (внутренних перегородках), а также в стенах здания, к которым пристраивается (в пределах примыкания) ГРП, не допускается.
2.5.9. Необходимость отопления помещения ГРП следует определять в зависимости от климатических условий.
Максимальная температура теплоносителя не должна превышать 130°С.
При устройстве автономного отопления, отопительный аппарат следует размещать в изолированном помещении, имеющем самостоятельный выход.
Трубы подводки газа и системы отопления, а также другие коммуникации при проходе через стену регуляторного зала ГРП (ГРПБ) должны иметь уплотнения, исключающие проникновения газа.
Допускается отапливать помещения ГРП электрическими приборами, размещаемыми непосредственно в этих помещениях при условии выполнения их во взрывобезопасном исполнении.
2.5.10. В помещениях ГРП следует предусматривать естественное и (или) искусственное освещение и естественную постоянно действующую вентиляцию, обеспечивающую не менее трехкратного воздухообмена в 1 час.
Для помещений объемом более 200 м3 воздухообмен производится по расчету, но не менее однократного воздухообмена в 1 час.
2.5.11. Размещение оборудования, газопроводов, арматуры и приборов должно обеспечивать их удобное обслуживание и ремонт.
Ширина основного прохода в помещениях должна составлять не менее 0,8 м.
2.5.12. В ГРП, ГРПБ, ШРП, ГРУ следует предусматривать, как правило, установку: фильтра, предохранительного запорного клапана (ПЗК), регулятора давления газа, предохранительного сбросного клапана (ПСК), запорной арматуры, контрольно-измерительных приборов (КИП), приборов учета расхода газа (при необходимости), а также устройство обводного газопровода (байпаса) с установкой последовательно двух отключающих устройств и продувочного трубопровода между ними на случай ремонта оборудования.
Второе по ходу газа отключающее устройство должно обеспечивать его плавное регулирование.
Допускается не предусматривать установку ПЗК в ГРП промышленных предприятий, если по условиям производства не допускаются перерывы в подаче газа, при условии расчета газопровода из ГРП на прочность по входному давлению.
В этих случаях должна быть предусмотрена сигнализация о повышении или понижении давления газа сверх допустимых пределов.
Устройство байпаса при подаче газа на установки, рассчитанные на работу только в автоматическом режиме и допускающие перерывы в газопотреблении, а также в ШРП, при газоснабжении индивидуальных домов допускается не предусматривать.
2.5.13. Установку ПЗК следует предусматривать перед регулятором давления.
ПЗК должен обеспечивать защиту газового оборудования и газоиспользующих установок поселений и отдельных потребителей от превышения давления за регулятором выше нормативной величены.
Установку ПСК необходимо предусматривать за регулятором давления, а при наличии расходомера — после расходомера.
ПСК должен обеспечивать сброс газа в атмосферу, исходя из условий кратковременного повышения давления, не влияющего на промышленную безопасность и нормальную работу газового оборудования потребителей.
Расчет пропускной способности ПСК должен производиться по нормам, утвержденным в установленном порядке.
Перед ПСК следует предусматривать отключающее устройство, которое должно быть опломбировано в открытом положении.
2.5.14. Выбор регулятора давления следует производить по максимальному расчетному расходу газа потребителями и требуемому перепаду давления. Пропускную способность регулятора давления следует принимать на 15-20% больше максимального расчетного расхода газа, а выходное давление в пределах не более 10% от номинального.
2.5.15. В ГРП следует предусматривать продувочные и сбросные трубопроводы, которые выводятся наружу в места, обеспечивающие безопасные условия для рассеивания газа, но не менее чем на 1 м выше карниза или парапета здания.
Для ШРП пропускной способностью до 400 м куб./час газа допускается предусматривать вывод сбросного газопровода от ПСК за заднюю стенку шкафа и осуществлять продувку газопроводов до и после регулятора через предусмотренные штуцера с отключающими устройствами при помощи шлангов, выведенных в безопасное место.
2.5.16. Фильтрующие материалы, используемые в фильтрах для очистки газа от механических примесей, не должны образовывать с газом химических соединений и разрушаться от его воздействия.
2.5.17. Класс точности манометров должен быть не ниже 1,5.
2.5.18. Перед каждым манометром должна быть предусмотрена установка трехходового крана или аналогичного устройства для проверки и отключения манометра.
2.5.19. В ГРП могут быть установлены телефоны в технологических помещениях во взрывозащищенном исполнении или в обыкновенном исполнении снаружи здания. Допускается использование обслуживающим персоналом сотовых телефонов.
2.5.20. Допускается размещение ГРУ непосредственно у газоиспользующей установки.
3.2.1. Организации, осуществляющие строительство, монтаж и ремонт газопроводов обязаны обеспечить контроль производства работ на всех стадиях руководителями и специалистами строительных и монтажных организаций и персоналом лабораторий в установленном порядке.
3.2.2. Контроль включает проверку:
аттестации персонала;
наличия аттестации технологии сварки;
наличия аттестации сварочного и контрольного оборудования, аппаратуры, приборов и инструментов;
качества материалов (стальных и полиэтиленовых труб, изоляционных покрытий, сварочных, в том числе материалов для дефектоскопии);
основания под газопровод;
организации и осуществления операционного контроля (визуального и измерительного) сварных соединений;
организации и осуществления контроля качества сварных соединений разрушающими и неразрушающими (радиографическим, ультразвуковым) методами, а также контроля качества изоляционных покрытий;
организации контроля исправления дефектов.
3.2.3. Входной контроль качества труб, деталей и узлов газопроводов, арматуры, изоляционных и других материалов должен производиться специалистами аттестованной в установленном порядке лаборатории.
3.2.4. Заключения, радиографические снимки, магнитные ленты или диаграммы хранятся в строительно-монтажной организации (лаборатории) после сдачи газопровода в эксплуатацию в течение года.
3.2.5. Оборудование, применяемое при контроле качества строительства, проходит поверку в сроки, установленные нормативной документацией.
Аппаратура ультразвукового контроля должна применяться со считывающим устройством.
Контрольно-измерительное оборудование должно проходить метрологическую поверку в установленном порядке.
3.2.6. Сварные соединения подлежат визуальному и измерительному контролю с целью выявления наружных дефектов всех видов, а также отклонений по геометрическим размерам и взаимному расположению элементов.
Допуски по геометрическим размерам, отклонениям по диаметру, овальности поперечного сечения элементов газопроводов, взаимному несовмещению свариваемых изделий не должны превышать норм, предусмотренных нормативно-технической документацией.
Неразрушающий контроль сварных соединений проводится при положительных результатах визуального и измерительного контроля.
3.2.7. Визуально-измерительный, радиографический и ультразвуковой контроль (УЗК) качества сварных соединений производится в соответствии с требованиями государственных стандартов и нормативно-технических документов.
3.2.8. Стыковые соединения подземных стальных газопроводов в зависимости от давления подлежат контролю физическим методом в следующих объемах (но не менее одного стыка) от общего числа стыков, сваренных каждым сварщиком на объекте:
10% при давлении до 0,005 МПа включительно;
50% при давлении свыше 0,005 до 0,3 МПа включительно;
100% при давлении свыше 0,3 МПа.
Стыковые соединения подземных стальных газопроводов диаметром менее 50 мм контролю физическим методом не подлежат.
3.2.9. Стыковые соединения подземных стальных газопроводов давлением свыше 0,005 МПа до 1,2 МПа, прокладываемых вне поселений за пределами границ их перспективной застройки подлежат контролю физическим методом в объеме 20% (но не менее одного стыка) от общего числа стыков, сваренных каждым сварщиком на объекте.
3.2.10. Стыковые соединения подземных стальных газопроводов давлением до 0,005 МПа, прокладываемых в пучинистых (кроме слабопучинистых), просадочных II типа, набухающих, вечномерзлых грунтах и других особых условиях подлежат контролю физическим методом в объеме 25% (но не менее одного стыка) от общего числа стыков, сваренных каждым сварщиком на объекте.
3.2.11. Все стыковые соединения (100%) стальных подземных газопроводов подлежат контролю физическим методом, в следующих случаях:
под проезжей частью улиц с капитальными типами покрытий, а также на переходах через водные и естественные преграды, во всех случаях прокладки газопроводов в футлярах (в пределах перехода и по одному стыку в обе стороны от пересекаемой преграды);
при пересечении с коммуникационными коллекторами, каналами, тоннелями (в пределах пересечений и по одному стыку в обе стороны от наружных стенок пересекаемых сооружений);
в районах с сейсмичностью свыше 7 баллов, на карстовых и подрабатываемых территориях и в других особых условиях;
прокладываемые на расстоянии по горизонтали (в свету) менее 3 м от коммуникационных коллекторов и каналов (в том числе каналов тепловой сети);
давлением свыше 0,3 МПа до 1,2 МПа, за исключением прокладываемых вне поселений за пределами границ их перспективной застройки;
на участках, где расстояние от фундаментов зданий менее:
2 м — давлением до 0,005 МПа включительно;
4 м — давлением свыше 0,005 МПа до 0,3 МПа включительно;
7 м — давлением свыше 0,3 МПа до 0,6 МПа включительно;
10 м — давлением свыше 0,6 МПа до 1,2 МПа включительно.
3.2.12. Стыковые соединения надземных стальных газопроводов всех давлений диаметром менее 50 мм контролю физическим методом не подлежат.
3.2.13. Стыковые соединения газопроводов диаметром свыше 50 мм в ГРП и ГРУ подлежат контролю физическим методом в объеме 100%.
3.2.14. Стыковые соединения надземных газопроводов давлением свыше 0,005 МПа до 1,2 МПа подлежат контролю физическим методом в объеме 5% (но не менее одного стыка) от общего числа стыков, сваренных каждым сварщиком.
3.2.15. Все стыковые соединения (100%) стальных надземных газопроводов подлежат контролю физическим методом на участках переходов через автомобильные дороги I-III категории, железные дороги, в пределах мостов и путепроводов, а также в пределах переходов через естественные преграды.
3.2.16. Для проверки физическим методом контроля следует отбирать сварные стыки, допущенные по результатам визуального контроля.
3.2.17. Нормы контроля не распространяются на угловые соединения на газопроводах условным диаметром до 500 мм, стыки приварки фланцев и плоских заглушек.
3.2.18. Сварные стыки соединительных деталей стальных газопроводов, изготовленные в условиях центральных заготовительных мастерских (ЦЗМ) всех давлений подлежат 100% контролю радиографическим методом.
3.2.19. Стыковые соединения полиэтиленовых газопроводов, сваренные с помощью сварочной техники с ручным управлением, проверяются методом ультразвукового контроля в объемах, предусмотренных для подземных стальных газопроводов.
3.2.20. Стыковые соединения подземных полиэтиленовых газопроводов, сваренные с помощью сварочной техники со средней степенью автоматизации, проверяются методом ультразвукового контроля, в объеме, от общего числа стыков, сваренных каждым сварщиком (но не менее одного стыка), в зависимости от давления газа в газопроводе:
до 0,005 МПа в объеме 6%;
свыше 0,005 МПа до 0,3 МПа в объеме 25%;
свыше 0,3 МПа до 0,6 МПа в объеме 50%;
до 0,005 МПа, прокладываемые в пучинистых (кроме слабопучинистых), просадочных II типа, набухающих, вечномерзлых и в других особых условиях в объеме 12%;
свыше 0,005 МПа до 0,6 МПа, прокладываемые вне поселений за пределами границы их перспективной застройки в объеме 10%;
во всех остальных случаях прокладки, предусмотренных для стальных газопроводов, в объеме 50%.
Специалисты, эксплуатирующие опасные производственные объекты, для допуска к работе, согласно законодательству, должны быть обучены и аттестованы по направлению деятельности. Тестовые билеты области аттестации Б.7.1 Эксплуатация систем газораспределения и газопотребления взяты из официального сайта Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору и включают в себя следующие темы для изучения:- Общие требования;- Требования к сетям газораспределения и газопотребления на этапе проектирования, строительства, реконструкции, монтажа и капитального ремонта;- Требования к эксплуатации сетей газораспределения и газопотребления;- Требования к проведению газоопасных работ.Данные темы объединены в блок вопросов и ответов и представлены на сайте.
Настоящий стандарт разработан для обеспечения положений Технического регламента [1] при проектировании, реконструкции, строительстве и эксплуатации (включая консервацию и ликвидацию) сетей газораспределения и газопотребления 1а категории.
Настоящий стандарт принят в целях:
-
— установления норм проектирования, реконструкции, строительства и обеспечения условий безопасной эксплуатации сетей газораспределения и газопотребления 1а категории;
-
— защиты жизни и/или здоровья граждан, имущества физических и юридических лиц, государственного и муниципального имущества;
-
— охраны окружающей среды, жизни и/или здоровья животных и растений;
-
— обеспечения энергетической эффективности.