Покраска газопровода СНиП, правила окраски трубопроводов

Содержание

Покраска газовых труб

Покраска труб отопления может производиться различными красками, которые отличаются по своему составу, однако, все они должны обладать хорошей термоустойчивостью. В противном случае слой краски быстро придёт в негодность. Рассмотрим положительные моменты покраски труб:

  • окрашенный трубопровод приобретает презентабельный внешний вид. Краска имеет широкий спектр выбора цветов, что без труда позволяет подобрать оттенок, совместимый с любым интерьером;
  • трубопровод, на который была нанесена краска, является устойчивым к коррозийным воздействиям.

Перед покраской коммуникации трубы необходимо тщательно подготовить. Краска для трубопровода, по которому осуществляется транспортировка горячей воды, должна обладать следующими характеристиками:

  • высокий показатель термоустойчивости, составляющий не меньше 100 °C;
  • резистентность к истиранию;
  • очень важно, чтобы красящий состав не был токсичным, так как под воздействием высоких температур токсины начинают выделяться в воздух и способны причинить вред человеческому здоровью;
  • красящие составы должны быть устойчивыми к активным химическим соединениям.

Окраска металлических труб — это мероприятие, которое направлено на улучшение внешнего вида той или иной коммуникации.

Помимо этого, нанесение краски на трубопровод позволяет обезопасить его от негативных коррозийных воздействий и внешних повреждений.

На сегодняшний день существует несколько разновидностей красок, которые отличаются друг от друга составом и способом нанесения на трубу.

Покраска газопровода СНиП, правила окраски трубопроводов

Все трубы из металла рано или поздно подвергаются коррозии. Чтобы обезопасить их от этой напасти, трубы необходимо защищать.

Оптимальное средство для этих целей – своевременная окраска идеальным материалом для окраски будет — Пентафталевая эмаль ПФ-115. При этом нужно помнить о материале, из которого сделано изделие.

Кроме защитной функции, краска для труб выполняет еще и эстетическую. Покрашенная труба выглядит намного более привлекательной, чем не покрашенная.

Выбираем краску

Краски, которые защищают от коррозии, – это алкидные, кремнийорганические и пентафталевые. На хорошо загрунтованную поверхность можно наносить и водно-дисперсионную краску. Желательно не использовать краски на масляной основе, так как они могут быстро изменять цвет.

Если берем алкидную краску, то, с одной стороны, она обеспечивает хорошее покрытие, не боится высокой температуры и износоустойчива. Но, с другой, запах краски не очень приятен даже после ее высыхания.

Водно-дисперсная краска же быстро высыхает и не имеет сильного запаха. Но покрытие необходимо со временем обновлять, так как краска теряет цвет.

Акриловая краска длительно сохраняет внешний вид изделия и придает глянцевый блеск, но при этом высыхает достаточно долго и имеет неприятный сильно выраженный запах ацетона и иных растворителей.

Для таких труб необходимо выбирать покрытие, которое не боится конденсата. Перед покраской важно очистить трубы от предыдущей краски. Даже если на первый взгляд старое покрытие в нормальном состоянии, то все равно есть вероятность коррозии и их отслоения.

Выбор красок достаточно велик. Но наиболее популярны краски ПФ-115, так как они и стоят недорого, и долго служат. Но, кроме них, можно применять материалы на полиуретановой, эпоксидной основе.

Они очень устойчивы к разным воздействиям.Пентафлевая атмосферостойкая эмаль или ПФ-115 подходит и для деревянных, и для металлических и других поверхностей, использующихся как внутри, так и снаружи помещений.

Особенно хороша ПФ-115 для труб водопроводов.

— Подготовка поверхности. Тут важно первым делом убрать старое покрытие, особенно тщательно обработать места, где есть ржавчина. Для этой цели можно взять щетку с грубой щетиной. Можно применять и растворители.

При выполнении работ лучше одеть средства защиты. Для того чтобы старая краска снялась легко, ее сначала подогревают с помощью фена и только потом счищают. Далее очищают от жира, грязи и пыли, применяя специальные средства.

При выполнении всех этих действий срок жизни металла продлится.

— Грунтовка труб. Она поможет защитить от ржавчины, и последний слой краски ляжет ровно. Специалисты советуют применять алкидные краски, так как они лучше всех справляются с данными задачами. Грунтовать нужно в один слой и обязательно дать покрытию высохнуть полностью.

как правильно красить газовые трубы на улице

— Покраска трубы. Необходима небольшая щетка с мягкой щетиной. Краску нужно наносить несколькими слоями, после чего в итоге получится равномерное покрытие. Идеально будет нанести 2 слоя. При этом второй слой наносится только после того, как первый высохнет. Не нужно применять густую краску, так как при высыхании могут получиться подтеки.

Ее необходимо сначала разбавить растворителем, а затем уже использовать. Тогда краска ляжет ровно. В процессе покраски можно заляпать стены и пол.

Поэтому имеет смысл их закрыть полиэтиленовой пленкой и укрепить скотчем. Благодаря этому вы избавитесь от лишней работы. Еще один важный момент – трубы должны быть полностью сухие.

Иначе процесс покраски может затянуться надолго.

Как правило, на упаковке указано, сколько нужно краски для покрытия в один слой одного кубического метра.

Но если этой информации нет, то можно расчет сделать самостоятельно по формуле: длину труб умножить на их диаметр и на 3,14. При этом не забывайте, что краска наносится в несколько слоев.

Все внимательно и не спеша высчитайте и только потом покупайте нужное количество краски.

Чем красить пластиковые трубы

Особой необходимости красить такие трубы нет. Но для более эстетического вида все-таки можно и покрасить. Для пластика есть грунтовка, но сильной пользы от ее применения немного.

Лучше всего для пластиковых труб подойдут минеральные, акриловые, пентафталевые и эмульсионные краски.

Водорастворимую краску использовать не стоит, так как при влажной уборке она быстро сотрется.

Удачного вам ремонта и легкой покраски! Любые виды красок Вы можете закупить на нашем химическом заводе в любом количестве. Пусть ваш труд радует глаза!

Как известно, по современным инженерным, промышленным, городским и прочим коммуникациям транспортируются различные вещества, способные нанести вред здоровью человека, а также окружающей среде.

Ввиду этого, ещё в эпоху СССР применялась окраска трубопроводов для оповещения обслуживающего персонала о содержимом магистрали, с которой придётся работать.

Цветовая маркировка и ныне регламентируется специальным документом ГОСТ 14202 69.

Окрашивание трубопроводов во многих случаях является необходимой мерой — по цвету труб определяют назначение магистрали

Назначение окраски

Стоит отметить, что требование по покраске труб отнюдь не из категории рекомендательных. Более того, невыполнение или несоблюдение требований СНиП в соответствующем порядке преследуется по закону.

Происходит это не потому, что кто-то захотел преобразить окружающий мир, выкрасив его свежими новыми красками.

Ведь, как и любые другие технологические объекты, трубопроводы необходимо обслуживать, ремонтировать, кроме того, с ними могут случаться аварии.

А МЧС, службы спасения и другие организации данного профиля должны иметь информацию, с какими субстанциями им придётся контактировать, на основе которой они смогут разработать комплекс мер по устранению или локализации опасности.

Нелишним будет напомнить, что по трубопроводам транспортируется не только водопроводная вода, отопительные субстраты и стоки канализации. Современное производство и в частности химическая промышленность давно использует в своих технологических процессах такие вещества, как:

  • взрывоопасные и горючие газы и жидкости различного происхождения;
  • токсичные газы и жидкости;
  • насыщенный пар;
  • перегретый пар;
  • вещества с повышенным давлением;
  • негорючие жидкости и газы;
  • щелочи различного состава;
  • кислоты, в том числе концентрированные и дымящиеся;
  • опасные органические соединения;
  • воздушный вакуум;
  • прочие особо важные или опасные вещества.

По цвету трубопровода можно понять, насколько опасна его рабочая среда и как с ней работать в случае аварии

На заметку! Помимо непосредственной опасности, обусловленной химическим составом перемещаемой субстанции, важную роль играют давление и объём, а также температура, как низкая, так и высокая.

Окраска промышленных труб актуальна потому, что незнание, с каким веществом придётся иметь дело при аварии на крупном производственном объекте может привести к катастрофическим последствиям не только регионального, но и общегосударственного масштаба.

Сразу необходимо сказать, что данный документ выдвигает к опознавательной окраске пожарных трубопроводов особое требование.

Окраска газопроводов требования

Обусловлено это тем, что для тушения пожаров могут применяться вещества в различных агрегатных состояниях. То есть не только вода, но и пар, пена, а также другие субстанции.

Формулируется вышеуказанное требование так: при любом содержимом пожарные трубопроводы окрашиваются в красный цвет.

Таблица 1

Цвет опознавательной окраски Транспортируемое вещество
Зелёный Вода
Красный Пар
Синий Воздух
Жёлтый Газы горючие и негорючие
Оранжевый Кислоты
Фиолетовый Щелочи
Коричневый Жидкости горючие и негорючие
Серый Прочие вещества

Часто опознавательную окраску совмещают с защитной – на трубопровод наносят покрытие цвета, характеризующего транспортируемую среду. Вместе с тем, такой подход реализовать иногда невозможно. Например, опознавательная покраска труб отопления, прокладываемых в подвале частного дома, не имеет смысла, поскольку они покрываются слоем теплоизоляции.

Окраска труб в разные цвета имеет смысл только в том случае, если магистраль не требует теплоизоляции

К таким случаям также относят:

  • когда конкретные условия требуют, чтобы цвет защитного покрытия отличался от необходимого по ГОСТ14202-69;
  • на трубопровод уже нанесено заводское защитное покрытие;
  • трубопровод изготовлен из цветного металла. Тогда окраска его не требуется.

ВВЕДЕНИЕ

Настоящие строительные нормы и правила содержат технические требования, обязательные при проектировании и строительстве новых и реконструируемых газораспределительных систем, предназначенных для обеспечения природным и сжиженным углеводородными газами потребителей, использующих газ в качестве топлива, а также внутренних газопроводов, и устанавливают требования к их безопасности и эксплуатационным характеристикам.

как красить газовые трубы в частном секторе

В соответствии с СНиП 10-01 основными особенностями настоящих норм и правил являются:приоритетность требований, направленных на обеспечение надежной и безопасной эксплуатации систем газораспределения;защита охраняемых законом прав и интересов потребителей строительной продукции путем регламентирования эксплуатационных характеристик систем газораспределения;

СП 42-101 “Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб”;СП 42-102 “Проектирование и строительство газопроводов из металлических труб”;СП 42-103 “Проектирование и строительство газопроводов из полиэтиленовых труб и реконструкция изношенных газопроводов”.

СНиП 42-01-2002 согласован Госгортехнадзором России, ГУГПС МЧС России и другими заинтересованными организациями и представлен на утверждение в Госстрой России акционерным обществом “Полимергаз”.В разработке настоящих строительных норм и правил приняли участие:Вольнов Ю.Н., Габелая Р.Д., Гашилов B.M., Голик В.Г., Гусева Н.Б., Зайцев К.И.

Как красить трубы в соответствии с ГОСТ14202-69

Многие считают, что покраска газовых труб необходима исключительно для того, чтобы придать им презентабельный внешний вид. Однако это мероприятие преследует и другие цели, а именно:

  1. цвет газовых труб указывает на назначение трубопровода. Поэтому окраска газотранспортной коммуникации необходима для быстрой и безошибочной идентификации линий, расположенных на предприятиях, в котельных и т. д.;
  2. окраска труб, по которым транспортируется газ, нужна для обеспечения защиты коммуникации от губительного воздействия коррозии. Для газовых труб антикоррозийные показатели являются очень важными и определяют эксплуатационный срок системы. Это связано с тем, что в рабочей среде, которая перемещается по ним, отсутствует кислород и водяные пары.

Цвет газопроводов регламентируется правилами безопасности (ПБ 12-529-03). Рассмотрим, в какой цвет можно покрасить газовую трубу:

  • линии, устанавливаемые надземным способом, окрашиваются жёлтой краской или эмалью. На надземные трубы необходимо наносить краску в два слоя;
  • окраску коммуникации, которая проходит вплотную к фасаду жилого здания, можно выполнять под цвет ограждающих сооружений;
  • газовые трубы, проходящие внутри помещений можно красить в любой цвет.

Как покрасить отопительную трубу? Рассмотрим технологию покраски такой коммуникации:

  1. В первую очередь необходимо позаботиться о защите пола от брызг красящего состава. Для этой задачи отлично подойдут старые газеты или полиэтиленовые пакеты.
  2. Далее нужно подготовить кисти (прямые и изогнутые). Специалисты рекомендуют использовать в этом случае кисти с мягкой щетиной.
  3. Лучше всего производить нанесение состава в два слоя. Важно запомнить, что второй слой наносится на трубу только после полного высыхания первого.

чем красить газовые трубы в квартире

Как покрасить трубы с конденсатом? Разговоры о конденсате, который уничтожает покрытие труб и приводит к их быстрому ржавлению, являются правдой. Поэтому для окрашивания холодных труб необходимо выполнить их предварительную просушку, которая выполняется с помощью вентилятора.

Как красить трубы, транспортирующие газ? Окраска трубопроводов, которые относятся к газотранспортным коммуникациям, производится следующим образом:

  1. Вначале необходимо произвести удаление старого красящего состава. Для этого труба обматывается ветошью, которая заранее пропитывается смывающим раствором. Время ожидания составляет примерно 15 минут, после чего можно удалить краску посредством шпателя.
  2. На втором этапе газопровод обрабатывается с помощью металлической щётки.
  3. Далее необходимо удалить жир с поверхности трубы, воспользовавшись тряпкой и бензином.

После проведения всех необходимых подготовительных мероприятий можно приступать непосредственно к окраске газопровода. Нанесение краски производится таким же образом, как и для любого другого металлического трубопровода — в 2 слоя с промежуточной просушкой.

Сразу необходимо сказать, что данный документ выдвигает к опознавательной окраске пожарных трубопроводов особое требование. Обусловлено это тем, что для тушения пожаров могут применяться вещества в различных агрегатных состояниях. То есть не только вода, но и пар, пена, а также другие субстанции. Формулируется вышеуказанное требование так: при любом содержимом пожарные трубопроводы окрашиваются в красный цвет.

Таблица 1

В этих случаях ГОСТ14202-69 позволяет осуществлять опознавательною окраску участками трубопровода, а не по все его длине. Для веток инженерных коммуникаций диаметром до 300 миллиметров (включая тепловую изоляцию) ширина цветных участков должна быть равной либо превышать 4 диаметра, а для трубопроводов с сечением, большим 300 миллиметров — не меньше удвоенного значения данного показателя. Полосы наносятся с интервалом не более 60 м на магистральных наружных трубопроводах, а в помещениях и наружных установках – не более 10м.

Зачастую возникает вопрос о том, каким же образом можно покрасить газовую систему, и разрешено ли это вообще. Нужно разобраться в том, какими цветами краски окрашивать трубы, какими видами красящих веществ допускается окрашивание и каким образом нанести краску на поверхности труб.

Для чего это надо?

1. Определить по цвету газовый трубопровод, не перепутать его с другими видами труб. Особенно это необходимо на промышленных предприятиях, в котельных. Естественно, по внешним признакам и цвету труб, нужную линию определить гораздо легче, в отличие от того, чтобы изучать все документы для развязки.

Важным нюансом следует назвать то, что маркировать газовые трубы по цвету необходимо только для промышленных предприятий или при прокладке газовой трубы над землей. Требования органов власти в отношении жилых помещений как внутри, так и снаружи, отсутствуют.

2. Создать защиту от коррозийных образований. Так как внутри трубы нет кислородных скоплений и водяного пара, долгосрочность эксплуатации напрямую зависима от уровня устойчивости к коррозийным образованиям внешних поверхностей.

как правильно красить газовые трубы на улице

1. Газопровод, проходящий над землей, должен быть окрашен двухслойно краской желтого цвета. Также допускается лак и эмаль аналогичного цвета. Красящее вещество должно отвечать требованиям вещества для проведения работ снаружи изделия. Маркировать по цветам необходимо для идентификации объекта.

2. Газовая система, которая проходит поверх фасадов сооружения, может иметь цвет конструкций, которые ее ограждают.

Окрашивание внутренних газопроводных конструкций внутри жилых помещений и цветовая гамма для них не предусмотрены вообще.

Поиск собственника

Кто несет ответственность за окрашивание газовой трубы? Этим вопросом задаются многие. К сожалению, ответственное лицо за такой процесс в каждом отдельном случае приходится находить отдельно. В таких случаях нужно руководствоваться договором технического обслуживания газопроводной линии.

1. В многоквартирных домах трубопроводные линии внутри каждой квартиры должны окрашиваться хозяевами квартир.

Те газовые трубы, которые проходят вдоль фасадов, подъездов или улицы должны окрашиваться поставляющими газ компаниями или местной коммунальной службой (условия договора обслуживания должны содержать такие обязанности). Для разделения зоны, надо руководствоваться стенами квартир.

Нужно брать во внимание, что такие обязанности касаются только окрашивания труб. А вот обслуживающие действия касаемо запорных элементов арматуры должно выполняться только газовой службой.

2. В частных домах газопроводная линия, расположенная на частном участке окрашивается собственниками дома. Газопровод, расположенный на общественном участке выкрашен представителями газовой службы.

Газопровод, который проходит по частной территории дома, может быть подконтролен организации, которая поставляет газ, но тогда такой орган может требовать от собственников домов оплату за услугу окрашивания газопроводных конструкций.

как красить газовые трубы своими руками

как красить газовые трубы в частном секторе

Внешние газопроводные системы

1. Алкидная эмаль. Это уже хорошо знакомое вещество. Она ложится тонким, но прочным слоем, который ко всему прочему, устойчив к атмосферным осадкам. Может прослужить до пяти лет, а стоимость одного килограмма эмали не превышает 60 рублей.

2. Краска полиуретановая. Она имеет отличия от других представителей красящих веществ своей адгезией, кроме того, имеет хорошую эластичную структуру. Долговечность определяется в пределах 12 лет.

3. Эпоксидная краска, состоящая из двух компонентов. Такие вещества имеют не совсем эластичную однородность, но изнашиваются довольно долго.

4. Электропроводное вещество. Имеет дисперсии алюминия и цинка (см.  Алюминиевая труба). Такое покрытие считается самым надежным защитником от коррозийных образований. Такой вид краски после того как высохнет, образовывает на трубе уникальную пленку, которая обеспечивает конструкции из черной стали долгосрочность.

чем красить газовые трубы в квартире

Газовые трубопроводы внутри помещения

В данном случае, помимо специальных внешних красок, допускается применение краски интерьерного назначения. Но стоит учитывать одно из главных правил нельзя использовать паропроницаемые покрытия, так как целью окрашивания труб является максимальное изолирование труб из стали от паров и кислородных соединений.

Краски с высоким уровнем пожароустойчивости

как красить газовые трубы своими руками

Это такие покрытия, которые в процессе их разогрева начинают пузыриться и превращаться в углеродное пенообразное состояние.

Например, пожаростойкие красящие вещества для металлических изделий способны защитить металлическую конструкцию минимум на час.

Многие задумываются о том, а можно ли окрасить газовую систему самостоятельно? Не составит ли это труда?

Этапы окрашивания, вообще, не имеют отличий от процедуры окрашивания любой металлической трубы, но имеющие один нюанс: в процессе очистки от старого слоя краски запрещено применять обогревательные приборы.

1. Кусок изделия необходимо завернуть в ветошь, предварительно пропитав ее смывкой. Через 20 минут нужно с помощью шпателя удалить размягченную краску.

2. Далее, трубу необходимо отчистить щеткой для металлических изделий, чтобы избавить ее от старого покрытия и ржавых скоплений.

3. Поверх труб нанести обезжириватель. Для этих целей подойдет бензин или сольвент.

4. Красящие вещества нанести в два слоя, перед слоями обязательно выполнять просушку. Промежуток времени между очисткой и окрашиванием должен составлять около шести часов, так как влажность воздуха быстро поспособствует покрыться ржавчиной стальные изделия. Для этих целей используют обыкновенную кисточку.

Выводы

Зная все перечисленные нюансы окрашивания газовых трубопроводов, можно с успехом обеспечить долгосрочное их покрытие.

1 ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

1.1 Настоящий стандарт устанавливает общие требования к эксплуатации сетей газораспределения, транспортирующих природный газ, а также к составу и оформлению эксплуатационной документации в процессе их эксплуатации.

а) на следующие объекты сетей газораспределения:- распределительные газопроводы, в т.ч. внеплощадочные газопроводы предприятий, проложенные вне территорий поселений,- распределительные газопроводы и газопроводы-вводы, проложенные по территории поселений,- пункты редуцирования газа, не имеющие собственных ограждающих конструкций, размещенные в зданиях, блоках контейнерного типа, в шкафах из несгораемых материалов или ниже уровня поверхности земли;

б) средства противокоррозионной защиты стальных подземных газопроводов;

в) средства автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП).

Настоящие нормы и правила распространяются на новые и реконструируемые газораспределительные системы, предназначенные для обеспечения природным и сжиженным углеводородными газами потребителей, использующих газ в качестве топлива, а также внутренние газопроводы, и устанавливают требования к их безопасности и эксплуатационным характеристикам.

Способы нанесения маркировочной краски

Выбор метода нанесения краски осуществляется с учётом следующих факторов:

  • длина магистрали;
  • диаметр труб;
  • расположение объекта;
  • количество линий, расположенных совместно;
  • требований производственной санитарии;
  • требований правил безопасности жизнедеятельности и техники производственной безопасности в данной отрасли;
  • удобства обслуживающего персонала;
  • условий освещённости объекта;
  • условий прозрачности воздушной среды и видимости на объекте;
  • ансамбля местности или общего архитектурного решения.

Метод нанесения цветного покрытия может быть разным, в зависимости от типа краски, расположения труб и прочих факторов

На заметку! В цехах с большой протяжённостью коммуникаций и с их большим количеством, а также, если по определённой причине концентрация ярких цветов недопустима, маркировочная окраска наносится участками. При малой протяжённости коммуникаций, их небольшом числе, и если это не приведёт к ухудшению работы в производственных помещениях, окраска выполняется сплошной.

На наружные объекты наносится сплошной слой с учётом воздействия солнечной радиации и других погодных факторов на покрытие.

Если покрытие наносится в производственных помещениях и цехах участками, тогда остальную поверхность трубы обычно окрашивают в тот же цвет, что и у стен помещения. При этом для заполнения промежутков использовать иные маркировочные оттенки строго запрещено.

Другое важное правило звучит так: нанесение участков маркировочного покрытия должно выполняться с учётом особенностей конкретного региона: солнечная активность, погода, видимость, климат. Располагают их при этом в наиболее ответственных местах. К таковым относятся соединения, ответвления, места отбора и КИП, точки прохождения трубопроводов сквозь стены, перегородки, перекрытия, а также вводы и выводы производственных объектов.

ПРИЛОЖЕНИЕ А (информационное). ПЕРЕЧЕНЬ НОРМАТИВНЫХ ДОКУМЕНТОВ, НА КОТОРЫЕ ИМЕЮТСЯ ССЫЛКИ В СНиП 42-01-2002

В настоящих нормах и правилах использованы ссылки на нормативные документы, перечень которых приведен в приложении А.

ПРИЛОЖЕНИЕ А(информационное)

СНиП 10-01-94

Система нормативных документов в строительстве. Основные положения

СниП 2.01.07-85*

Нагрузки и воздействия

СНиП 2.01.09-91

Здания и сооружения на подрабатываемых территориях и просадочных грунтах

СНиП 2.01.14-83

Определение расчетных гидрологических характеристик

СНиП 2.01.15-90

Инженерная защита территорий, зданий и сооружений от опасных геологических процессов. Основные положения проектирования

СНиП 2.03.11-85

Защита строительных конструкций от коррозии

СНиП 2.04.01-85*

Внутренний водопровод и канализация зданий

СНиП 2.04.02-84*

Водоснабжение. Наружные сети и сооружения

СНиП 2.04.03-85*

Канализация. Наружные сети и сооружения

СНиП 2.04.05-91*

Отопление, вентиляция и кондиционирование

СниП 2.04.07-86*

Тепловые сети

СниП 2.07.01-89*

Градостроительство. Планировка и застройка городских и сельских поселений

СНиП 2.08.02-89*

Общественные здания и сооружения

СНиП 3.01.01-85*

Организация строительного производства

СНиП 21-01-97*

Пожарная безопасность зданий и сооружений

СНиП 31-03-2001

Производственные здания

СНиП 32-01-95

Железные дороги колеи 1520 мм

СНиП II-7-81*

Строительство в сейсмических районах

СНиП II-89-80*

Генеральные планы промышленных предприятий

ГОСТ 9.602-89

ЕСЗКС. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии

ГОСТ 5542-87

Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия

ГОСТ 6996-66

Сварные соединения. Методы определения механических свойств

ГОСТ 7512-82*

Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод

ГОСТ 9544-93

Арматура трубопроводная запорная. Нормы герметичности затворов

ГОСТ 14782-86

Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые

ГОСТ 16037-80

Соединения сварные стальных трубопроводов. Основные типы, конструктивные элементы и размеры

ГОСТ 20448-90

Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления. Технические условия

ГОСТ 23055-78

Классификация сварных соединений по результатам радиографического контроля

ГОСТ 26433.2-94

Система обеспечения точности геометрических параметров в строительстве. Правила выполнения измерений параметров зданий и сооружений

ГОСТ 27578-87

Газы углеводородные сжиженные для автомобильного транспорта. Технические условия

ГОСТ 27751-88

Надежность строительных конструкций и оснований. Основные положения по расчету

ГОСТ Р 50838-95*

Трубы из полиэтилена для газопроводов. Технические условия

ГОСТ Р 51872-2002

Документация исполнительная геодезическая. Правила выполнения

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положенияГОСТ Р 53672-2009 Арматура трубопроводная. Общие требования безопасности ГОСТ Р 53865-2010 Системы газораспределительные.

Термины и определения ГОСТ Р 54961-2012 Системы газораспределительные. Сети газопотребления. Общие требования к эксплуатации. Эксплуатационная документацияГОСТ 9.602-2005 Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозииГОСТ 22387.5-77 Газ для коммунально-бытового потребления.

Методы определения интенсивности запахаГОСТ 25100-2011 Грунты. КлассификацияПримечание – При пользовании настоящими стандартами целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования – на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю “Национальные стандарты”, который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году.

Как рассчитать количество краски

Прежде всего, следует сказать, что общих норм расхода краски на окраску труб не существует. Причина заключается в том, что каждый красящий материал характеризуется своей плотностью, вязкостью, перечнем ингредиентов и другими свойствами. Однако ориентировочный расход краски на 1 кв. метр поверхности указывается на ёмкости, в которой он продаётся. Необходимо помнить, что потребуется 2 слоя.

Расход краски будет зависеть о ее вида, площади труб и способа нанесения

Таким образом, расчёт сводится к решению простой математической задачи по определению площади поверхности трубы.

S= π×D×L, где

π – математическая константа; D – диаметр трубы; L – длина трубы.

В качестве примера выполним расчёт, сколько потребуется краски с расходом 250 г/м2 на два слоя при внешнем диаметре трубы 30 мм и её длине 10 метров.

Площадь поверхности трубы будет такой: 3,14×0,03×10=0,942 м2.

На каждый слой потребуется 0,25×0,942=0,2355 кг краски. А на два ориентировочно уйдёт 0,471 кг красящего материала.

Безусловно, пример надуманный. Ведь зная, как можно покрасить трубу внутри помещения, хозяин не станет тратить время на высчитывание тысячных долей грамма. Тем не менее, такой подход пригоден для больших трубопроводов.

Нормы расхода краски можно определить, воспользовавшись одним из двух популярных методов:

  • определение нормы расхода краски на окраску труб посредством онлайн-калькулятора;
  • определить нормативы, воспользовавшись подсказкой на этикетке, которая определяет расход конкретного количества краски на определённую площадь.

Для расчёта количества красящего состава с помощью онлайн-калькулятора необходимо знать следующие геометрические показатели трубы:

  • показатель сечения (мм);
  • протяжённость (м).

А также необходимо выбрать один из вариантов нанесения составов и онлайн-калькулятор выдаст приблизительное количество краски, которое потребуется для окраски трубы в один или два слоя.

3 ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

3.1 газоопасные работы: Технологические операции, выполняемые в загазованной среде или при выполнении которых возможен выход газа.

3.2 огневые работы: Работы, связанные с применением открытого огня (сварка, газовая резка или механическая обработка металла, при которой возможно воспламенение газовоздушной смеси).

3.3 предельный срок эксплуатации: Срок перехода объекта в предельное состояние, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна по причинам экономической или экологической опасности.

3.4 регламентные работы: Работы, выполняемые в процессе эксплуатации объектов сети газораспределения с периодичностью и в объеме, установленными нормативными требованиями независимо от технического состояния объектов.

В настоящем нормативном документе применяют следующие термины и их определения.Газораспределительная система – имущественный производственный комплекс, состоящий из технологически, организационно и экономически взаимосвязанных объектов, предназначенных для транспортировки и подачи газа непосредственно его потребителям.

Газораспределительная сеть – система наружных газопроводов от источника до ввода газа потребителям, а также сооружения и технические устройства на них.Источник газораспределения – элемент системы газоснабжения (например, газораспределительная станция – ГРС), служащий для подачи газа в газораспределительную сеть.

Наружный газопровод – подземный, наземный и (или) надземный газопровод, проложенный вне зданий до наружной конструкции здания.Внутренний газопровод – газопровод, проложенный от наружной конструкции здания до места подключения расположенного внутри зданий газоиспользующего оборудования.Газоиспользующее оборудование – оборудование, использующее газ в качестве топлива.

Газовое оборудование – технические изделия полной заводской готовности (компенсаторы, конденсатосборники, арматура трубопроводная запорная и т.д.), используемые в качестве составных элементов газопроводов.Охранная зона газопровода – территория с особыми условиями использования, устанавливаемая вдоль трасс газопроводов и вокруг других объектов газораспределительной сети в целях обеспечения нормальных условий ее эксплуатации и исключения возможности ее повреждения.

Покраска труб отопления

Выбираем краску

Совет! Поэтому, рассчитав вышеуказанным способом её необходимое количество, приобретайте с запасом, поскольку экономить в данном случае не стоит. Тем более что нормативы по расходу красящего материала отсутствуют.

И ещё один момент. Современная краска, используемая для газовых труб, обычно имеет специфическое название. Простому обывателю порой его не понять. Дело в том, что на этикетке единицы данной продукции слово «краска», как правило, отсутствует. Чтобы вы имели представление, о чём идёт речь, ниже размещены наиболее популярные на сегодняшний день красящие материалы, которыми можно покрасить газовую трубу.

Для покраски металлических труб используются специальные составы с добавками, предотвращающими коррозию

  1. Цинконол. Это — грунт для металла полиуретановый однокомпонентный, наполненный цинком.
  2. Эпостат – эпоксидная химически стойкая грунт-эмаль.
  3. Полиуретол – полиуретановая маслобензостойкая грунт-эмаль.
  4. «Нержахим» — химически стойкая грунт-эмаль.

Возвращаясь к разговору о том, как красится газовая труба, следует отметить, что процедура эта не отличается от окрашивания любой другой металлической трубы. Но здесь есть один нюанс: при удалении старого слоя красящего материала применять обогревательные приборы запрещено.

Независимо от того, какая краска используется для газовых труб, этапы окрашивания идентичны:

  • обрабатываемый участок заверните в предварительно пропитанную смывкой ветошь. Удалите через 20 минут размягчённую краску с помощью шпателя;
  • очистите газовую трубу металлической щёткой от старого слоя и ржавых скоплений;
  • нанесите поверх трубы обезжириватель. Информация о его нормах расхода на 1 кв. м указана на этикетке флакона;
  • окрасьте трубу.

При этом соблюдайте незыблемое правило для газовых труб: наносится краска на них в два слоя с промежуточной просушкой. Так вы обеспечите трубопровод долгосрочным покрытием.

И в заключение немного информации о том, как красится труба с конденсатом. Здесь возможны два варианта.

  1. Если «потеет» тупиковая ветка от центрального стояка, по которой подаётся вода на раковину или ванну, просто перекройте на стояке кран и дождитесь, пока труба прогреется. После этого высушите её поверхность, и, убедившись в отсутствии конденсата, покрасьте трубу по вышеуказанной технологии.
  2. С транзитной веткой дело обстоит посложнее. Здесь нужно прислушаться к советам домашних мастеров. Если конденсат особо не беспокоит, можно дождаться перекрытия воды во всём доме и, не теряя времени, предварительно просушив трубу, быстро покрасить её быстросохнущей краской.

Красить трубы необходимо с учётом их типа, материала изготовления, предназначения и т.д. А сама краска должна соответствовать характеристикам обрабатываемой инженерной коммуникации.

Приложение М (рекомендуемое). Эксплуатационный журнал средств автоматизированной системы управления технологическими процессами

4.1 Эксплуатация сетей газораспределения должна осуществляться в соответствии с настоящим стандартом и [1].

4.2 Организации, владеющие сетями газораспределения или отдельными объектами сетей газораспределения на праве собственности или другом законном основании, должны обеспечивать содержание их в исправном и работоспособном состоянии путем выполнения комплекса работ, предусмотренных требованиями настоящего стандарта, а также своевременного проведения экспертизы промышленной безопасности опасных производственных объектов.

4.3 Эксплуатация объектов сетей газораспределения должна осуществляться газораспределительными (ГРО) или другими эксплуатационными организациями, оказывающими услуги по их техническому обслуживанию и ремонту на законном основании. В договорах оказания услуг по техническому обслуживанию и ремонту объектов сетей газораспределения должны быть определены объемы работ, выполняемых эксплуатационными организациями, установлены границы эксплуатационной ответственности и обязательства эксплуатационных организаций и владельцев объектов по обеспечению условий их безопасной эксплуатации.

4.4 Технические устройства, оборудование и материалы, используемые в процессе эксплуатации объектов сетей газораспределения, должны соответствовать установленным нормативным требованиям к их транспортированию, хранению и области применения. Номенклатура изделий, требующих получения специального разрешения к применению на объектах сетей газораспределения, устанавливается федеральным органом исполнительной власти, уполномоченным в области промышленной безопасности.

Сварочные работы должны выполняться с применением сварочных материалов, оборудования и технологий, аттестованных в аттестационных центрах – специализированных организациях, аккредитованных в установленном порядке Национальным аттестационным комитетом по сварочному производству (НАКС).Техническое обслуживание, текущий, капитальный ремонты и техническое диагностирование трубопроводной арматуры должны осуществляться в соответствии с ГОСТ Р 53672.

Приборы и средства измерения, применяемые в процессе эксплуатации объектов сетей газораспределения, должны содержаться в исправном и работоспособном состоянии в соответствии с требованиями документации изготовителей, проходить своевременную поверку в порядке, установленном [2], [3].Эксплуатация устройств электрооборудования (в т.ч.

4.5 Технологии, применяемые при эксплуатации объектов сетей газораспределения, а также методы контроля качества выполняемых работ, должны соответствовать требованиям настоящего стандарта и [4], предусматривать соблюдение требований эксплуатационной документации изготовителей технических устройств, обеспечивать оптимизацию производственной деятельности персонала эксплуатационных организаций.

Внедрение в практику эксплуатации объектов сетей газораспределения технологий, материалов, технических устройств и средств автоматизации технологических процессов, не предусмотренных действующими нормативными требованиями в области строительства, должно осуществляться в порядке, установленном [5], [6].

4.6 Аварийно-диспетчерское обслуживание объектов сетей газораспределения должно проводиться круглосуточно (включая выходные и праздничные дни).По каждому факту возникновения аварии и инцидента, произошедших в процессе эксплуатации объектов сетей газораспределения, должно проводиться техническое расследование причин их возникновения в соответствии с [7].

4.7 Расследование несчастных случаев на производстве при эксплуатации объектов сетей газораспределения должно проводиться в соответствии с [8].

5.1 Общие требования

5.1.1 При технической эксплуатации сетей газораспределения должны выполняться следующие виды работ:- ввод в эксплуатацию законченных строительством газопроводов, пунктов редуцирования газа, средств электрохимической защиты от коррозии стальных подземных газопроводов (средств ЭХЗ), средств автоматизированной системы управления технологическим процессом (средств АСУ ТП);

– мониторинг технического состояния газопроводов и пунктов редуцирования газа, включая проверку состояния охранных зон, технический осмотр, техническое обследование, оценку технического состояния, техническое диагностирование;- техническое обслуживание газопроводов, пунктов редуцирования газа, средств ЭХЗ и АСУ ТП;

– текущий и капитальный ремонты газопроводов, пунктов редуцирования газа, средств ЭХЗ и АСУ ТП;- проверка наличия и удаление конденсата из конденсатосборников и гидрозатворов;- контроль интенсивности запаха газа в конечных точках сети газораспределения;- контроль давления газа в сети газораспределения;

– положения о структурных подразделениях (филиалах, службах, отделах) организации;- должностные инструкции, устанавливающие обязанности, права и ответственность руководителей и специалистов;- инструкции по охране труда для работников;- перечень инструкций по охране труда для конкретных профессий (должностей) и видов работ.

В эксплуатационных организациях должны быть разработаны и утверждены техническим руководителем организации производственные (технологические) инструкции, устанавливающие последовательность выполнения технологических операций при производстве работ, методы и объемы проверки качества работ и условия обеспечения их безопасного проведения.

Должны быть согласованы с территориальным органом федерального органа исполнительной власти, уполномоченного в области промышленной безопасности, следующие документы:- инструкции на проведение работ по врезке газопроводов без снижения давления газа в действующие распределительные газопроводы;- инструкции по изоляции сварных стыковых соединений газопроводов, мест врезок (присоединений), ремонту поврежденных участков покрытий и контролю качества выполненных работ (для каждого вида покрытий).

5.1.3 В эксплуатационных организациях должно быть обеспечено проведение:- производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на опасных производственных объектах (производственный контроль) в соответствии с [9];- входного контроля технических устройств, сварочных и изоляционных материалов в соответствии с [4], [10];

– предустановочного контроля запорной арматуры и других технических устройств в соответствии с требованиями документации изготовителей;- приемочного контроля качества выполняемых сварочных и изоляционных работ в соответствии с [4];- контроля соблюдения требований обеспечения единства измерений в соответствии с [2];

– контроля соблюдения требований охраны труда на производстве в соответствии с [8];- контроля соблюдения требований пожарной безопасности;- контроля выбросов (инвентаризации источников выбросов) загрязняющих веществ в атмосферу в процессе производственно-хозяйственной деятельности.Лица, ответственные за соблюдение требований промышленной безопасности, охраны труда, охраны окружающей среды и пожарной безопасности должны назначаться приказом руководителя эксплуатационной организации.

5.1.4 Регламентные работы по эксплуатации сети газораспределения должны выполняться по графикам, утвержденным техническим руководителем эксплуатационной организации (филиала эксплуатационной организации). Графики выполнения регламентных работ по техническому осмотру газопроводов и пунктов редуцирования газа, а также работ по контролю интенсивности запаха газа в конечных точках сети газораспределения должны ежегодно корректироваться по результатам работ, выполненных в предыдущий период.

Работы по капитальному ремонту газопроводов, пунктов редуцирования газа, средств ЭХЗ и АСУ ТП должны выполняться по планам, утвержденным техническим руководителем эксплуатационной организации.Планы и графики выполнения работ, предусмотренных договорами оказания услуг по техническому обслуживанию и ремонту объектов сетей газораспределения, должны быть согласованы с организациями-заказчиками.

Перспективное (среднесрочное и долгосрочное) планирование работ по эксплуатации объектов сети газораспределения и горизонт планирования определяются эксплуатационной организацией самостоятельно с учетом требований настоящего стандарта и федерального органа исполнительной власти в области промышленной безопасности.

5.1.5 Подготовка к эксплуатации сетей газораспределения в осенне-зимний период должна осуществляться в соответствии с планами, утвержденными техническим руководителем эксплуатационной организации. Планы по подготовке к работе в осенне-зимний период должны предусматривать выполнение комплекса организационно-технических мероприятий, обеспечивающих надежность и безопасность эксплуатации сетей газораспределения.

Состав организационно-технических мероприятий по подготовке к работе в осенне-зимний период должен устанавливаться с учетом технического состояния объектов сетей газораспределения, местных климатических и гидрогеологических условий их эксплуатации, структуры и объема производственной деятельности эксплуатационной организации.

Минимально необходимый объем организационно-технических мероприятий должен предусматривать выполнение следующих работ:- поддержание работоспособности запорной арматуры на газопроводах;- проверка наличия и удаление конденсата из конденсатосборников и гидрозатворов;- проведение текущего и капитального ремонтов газопроводов, пунктов редуцирования газа и установок ЭХЗ;

– проведение технического диагностирования;- техническое обследование участков газопроводов на переходах через водные преграды;- техническое обследования подземных газопроводов, устранение повреждений изоляционных покрытий и сквозных коррозионных повреждений;- корректировка маршрутных карт обходов трасс газопроводов и планшетов аварийно-диспетчерской службы (АДС);

– подготовка объектов сетей газораспределения к паводкам;- обеспечение аварийного запаса труб, оборудования, материалов;- обеспечение персонала производственных подразделений зимней рабочей одеждой;- подготовка автотранспорта и строительной техники;- обеспечение запаса горюче-смазочных материалов в соответствии с нормами, утвержденными руководителем организации;

– подготовка к работе сетей газопотребления в котельных эксплуатационных организаций, обеспечение отопления помещений административных зданий, пунктов редуцирования газа и других зданий эксплуатационной организации, проверка работоспособности систем пожаротушения, водо- и теплоснабжения, электроснабжения, аварийного освещения.Подготовка эксплуатационной организации к работе в осенне-зимний период должна быть закончена до начала отопительного периода.

Выводы

ПРИЛОЖЕНИЕ А (информационное). ПЕРЕЧЕНЬ НОРМАТИВНЫХ ДОКУМЕНТОВ, НА КОТОРЫЕ ИМЕЮТСЯ ССЫЛКИ В СНиП 42-01-2002

ОРДЕНА ТРУДОВОГО КРАСНОГО ЗНАМЕНИАРЕНДНОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ ПРОМСТРОЙПРОЕКТ

ПОСОБИЕ 10.91 к СНиП 2.04.05-91

Проектирование антикоррозионной защиты

Москва, 1993 г.

Рекомендовано к изданию решением Технического Совета арендного предприятия Промстройпроект.

Пособие 10.91 к СНиП 2.04.05-91. Проектирование антикоррозионной защиты. /Промстройпроект М. 1993г./

Пособие 10.91 к СНиП 2.04.05-91 разработано. Промстройпроектом (канд. техн. наук Б. В. Баркалов) при участии Госхимпроекта (инженеры Л. М. Волокова, Н. А. Кудашева).

Разновидности красок для наружных и внутренних газопроводов

5.1.1 Размещение наружных газопроводов по отношению к зданиям, сооружениям и параллельным соседним инженерным сетям следует производить в соответствии с требованиями СНиП 2.07.01, а на территории промышленных предприятий – СНиП II-89.При прокладке подземных газопроводов давлением до 0,6 МПа в стесненных условиях (когда расстояния, регламентированные нормативными документами, выполнить не представляется возможным), на отдельных участках трассы, между зданиями и под арками зданий, а также газопроводов давлением свыше 0,6 МПа при сближении их с отдельно стоящими подсобными строениями (зданиями без постоянного присутствия людей) разрешается сокращать до 50% расстояния, указанные в СНиП 2.07.

01 и СНиП II-89. При этом на участках сближения и на расстоянии не менее 5 м в каждую сторону от этих участков следует применять:бесшовные или электросварные стальные трубы, проложенные в защитном футляре, при 100%-ном контроле физическими методами заводских сварных соединений;полиэтиленовые трубы, проложенные в защитном футляре, без сварных соединений или соединенные деталями с закладными нагревателями (ЗН), или соединенные сваркой встык при 100%-ном контроле стыков физическими методами.

При прокладке газопроводов на расстояниях, соответствующих СНиП 2.07.01, но менее 50 м от железных дорог общего пользования на участке сближения и по 5 м в каждую сторону глубина заложения должна быть не менее 2,0 м. Стыковые сварные соединения должны пройти 100%-ный контроль физическими методами.При этом толщина стенки стальных труб должна быть на 2-3 мм больше расчетной, а полиэтиленовые трубы должны иметь коэффициент запаса прочности не менее 2,8.

5.1.2 Прокладку газопроводов следует предусматривать подземной и наземной.В обоснованных случаях допускается надземная прокладка газопроводов по стенам зданий внутри жилых дворов и кварталов, а также на отдельных участках трассы, в том числе на участках переходов через искусственные и естественные преграды при пересечении подземных коммуникаций.

Надземные и наземные газопроводы с обвалованием могут прокладываться в скальных, многолетнемерзлых грунтах, на заболоченных участках и при других сложных грунтовых условиях. Материал и габариты обвалования следует принимать исходя из теплотехнического расчета, а также обеспечения устойчивости газопровода и обвалования.

5.1.3 Прокладка газопроводов в тоннелях, коллекторах и каналах не допускается. Исключение составляет прокладка стальных газопроводов давлением до 0,6 МПа в соответствии с требованиями СНиП II-89 на территории промышленных предприятий, а также в каналах в многолетнемерзлых грунтах под автомобильными и железными дорогами.

5.1.4 Соединения труб следует предусматривать неразъемными. Разъемными могут быть соединения стальных труб с полиэтиленовыми и в местах установки арматуры, оборудования и контрольно-измерительных приборов (КИП). Разъемные соединения полиэтиленовых труб со стальными в грунте могут предусматриваться только при условии устройства футляра с контрольной трубкой.

5.1.5 Газопроводы в местах входа и выхода из земли, а также вводы газопроводов в здания следует заключать в футляр. Пространство между стеной и футляром следует заделывать на всю толщину пересекаемой конструкции. Концы футляра следует уплотнять эластичным материалом.

5.1.6 Вводы газопроводов в здания следует предусматривать непосредственно в помещение, где установлено газоиспользующее оборудование, или в смежное с ним помещение, соединенное открытым проемом.Не допускаются вводы газопроводов в помещения подвальных и цокольных этажей зданий, кроме вводов газопроводов природного газа в одноквартирные и блокированные дома.

5.1.7 Отключающие устройства на газопроводах следует предусматривать:перед отдельно стоящими или блокированными зданиями;для отключения стояков жилых зданий выше пяти этажей;перед наружным газоиспользующим оборудованием;перед газорегуляторными пунктами, за исключением ГРП предприятий, на ответвлении газопровода к которым имеется отключающее устройство на расстоянии менее 100 м от ГРП;

на выходе из газорегуляторных пунктов, закольцованных газопроводами;на ответвлениях от газопроводов к поселениям, отдельным микрорайонам, кварталам, группам жилых домов, а при числе квартир более 400 и к отдельному дому, а также на ответвлениях к производственным потребителям и котельным;при пересечении водных преград двумя нитками и более, а также одной ниткой при ширине водной преграды при меженном горизонте 75 м и более;

5.1.8 Отключающие устройства на надземных газопроводах, проложенных по стенам зданий и на опорах, следует размещать на расстоянии (в радиусе) от дверных и открывающихся оконных проемов не менее:для газопроводов низкого давления – 0,5 м;для газопроводов среднего давления – 1 м;для газопроводов высокого давления II категории – 3 м;

5.2.1 Прокладку газопроводов следует осуществлять на глубине не менее 0,8 м до верха газопровода или футляра. В местах, где не предусматривается движение транспорта и сельскохозяйственных машин, глубина прокладки стальных газопроводов может быть не менее 0,6 м.

5.2.2 Расстояние по вертикали (в свету) между газопроводом (футляром) и подземными инженерными коммуникациями и сооружениями в местах их пересечений следует принимать с учетом требований соответствующих нормативных документов, но не менее 0,2 м.

5.2.3 В местах пересечения газопроводов с подземными коммуникационными коллекторами и каналами различного назначения, а также в местах прохода газопроводов через стенки газовых колодцев газопровод следует прокладывать в футляре.Концы футляра должны выводиться на расстояние не менее 2 м в обе стороны от наружных стенок пересекаемых сооружений и коммуникаций, при пересечении стенок газовых колодцев – на расстояние не менее 2 см.

Концы футляра должны быть заделаны гидроизоляционным материалом.На одном конце футляра в верхней точке уклона (за исключением мест пересечения стенок колодцев) следует предусматривать контрольную трубку, выходящую под защитное устройство.В межтрубном пространстве футляра и газопровода разрешается прокладка эксплуатационного кабеля (связи, телемеханики и электрозащиты) напряжением до 60 В, предназначенного для обслуживания газораспределительных систем.

5.2.4 Полиэтиленовые трубы, применяемые для строительства газопроводов, должны иметь коэффициент запаса прочности по ГОСТ Р 50838 не менее 2,5.Не допускается прокладка газопроводов из полиэтиленовых труб:на территории поселений при давлении свыше 0,3 МПа;вне территории поселений при давлении свыше 0,6 МПа;

для транспортирования газов, содержащих ароматические и хлорированные углеводороды, а также жидкой фазы СУГ;при температуре стенки газопровода в условиях эксплуатации ниже минус 15 °С.При применении труб с коэффициентом запаса прочности не менее 2,8 разрешается прокладка полиэтиленовых газопроводов давлением свыше 0,3 до 0,6 МПа на территориях поселений с преимущественно одно-двухэтажной и коттеджной жилой застройкой.

5.3.1 Надземные газопроводы в зависимости от давления следует прокладывать на опорах из негорючих материалов или по конструкциям зданий и сооружений в соответствии с таблицей 3.Таблица 3

Размещение надземных газопроводов

Давление газа
в газопроводе, МПа,
не более

1. На отдельно стоящих опорах, колоннах, эстакадах и этажерках

1,2 (для природного газа); 1,6 (для СУГ)

2. Котельные, производственные здания с помещениями категорий В, Г и Д и здания ГНС (ГНП), общественные и бытовые здания производственного назначения, а также встроенные, пристроенные и крышные котельные к ним:

а) по стенам и кровлям зданий

I и II степеней огнестойкости класса пожарной опасности С0 (по СНиП 21-01)

1,2*

II степени огнестойкости класса С1 и III степени огнестойкости класса С0

0,6*

б) по стенам зданий

III степени огнестойкости класса С1, IV степени огнестойкости класса С0

0,3*

IV степени огнестойкости классов С1 и С2

0,005

3. Жилые, административные, общественные и бытовые здания, а также встроенные, пристроенные и крышные котельные к ним

по стенам зданий всех степеней огнестойкости

0,005

в случаях размещения ШРП на наружных стенах зданий (только до ШРП)

0,3

* Давление газа в газопроводе, прокладываемом по конструкциям зданий, не должно превышать величин, указанных в таблице 2 для соответствующих потребителей.

5.3.2 Транзитная прокладка газопроводов всех давлений по стенам и над кровлями зданий детских учреждений, больниц, школ, санаториев, общественных, административных и бытовых зданий с массовым пребыванием людей не допускается.Запрещается прокладка газопроводов всех давлений по стенам, над и под помещениями категорий А и Б, определяемыми нормами противопожарной безопасности [1], за исключением зданий ГРП.

5.3.3 Газопроводы высокого давления следует прокладывать по глухим стенам и участкам стен или не менее чем на 0,5 м над оконными и дверными проемами верхних этажей производственных зданий и сблокированных с ними административных и бытовых зданий. Расстояние от газопровода до кровли здания должно быть не менее 0,2 м.

5.3.4 Высоту прокладки надземных газопроводов следует принимать в соответствии с требованиями СНиП II-89.

Приложение К (рекомендуемое). Эксплуатационный журнал установки электрохимической защиты

Для снижения и регулирования давления газа в газораспределительной сети предусматривают газорегуляторные пункты (ГРП) и установки (ГРУ).Могут применяться блочные газорегуляторные пункты заводского изготовления в зданиях контейнерного типа (ГРПБ) и шкафные (ШРП).

6.2.1 ГРП следует размещать:отдельно стоящими;пристроенными к газифицируемым производственным зданиям, котельным и общественным зданиям с помещениями производственного характера;встроенными в одноэтажные газифицируемые производственные здания и котельные (кроме помещений, расположенных в подвальных и цокольных этажах);

6.2.2 Отдельно стоящие газорегуляторные пункты в поселениях должны располагаться на расстояниях от зданий и сооружений не менее указанных в таблице 5, а на территории промышленных предприятий и других предприятий производственного назначения – согласно требованиям СНиП II-89.Таблица 5

Давление газа на вводе в ГРП, ГРПБ, ШРП, МПа

Расстояния в свету от отдельно стоящих ГРП, ГРПБ и отдельно стоящих ШРП по горизонтали, м, до

зданий
и сооружений

железнодорожных и трамвайных путей (до ближайшего рельса)

автомобильных дорог
(до обочины)

воздушных линий электропередачи

До 0,6

10

10

5

Не менее 1,5 высоты опоры

Св. 0,6 до 1,2

15

15

8

Примечания

1 Расстояние следует принимать от наружных стен зданий ГРП, ГРПБ или ШРП, а при расположении оборудования на открытой площадке – от ограждения.

2 Требования таблицы распространяются также на узлы учета расхода газа, располагаемые в отдельно стоящих зданиях или в шкафах на отдельно стоящих опорах.

3 Расстояние от отдельно стоящего ШРП при давлении газа на вводе до 0,3 МПа до зданий и сооружений не нормируется.

В стесненных условиях разрешается уменьшение на 30% расстояний от зданий и сооружений до газорегуляторных пунктов пропускной способностью до 10000 м/ч.

6.2.3 Отдельно стоящие здания ГРП и ГРПБ должны быть одноэтажными, бесподвальными, с совмещенной кровлей и быть не ниже II степени огнестойкости и класса С0 по пожарной опасности по СНиП 21-01. Разрешается размещение ГРПБ в зданиях контейнерного типа (металлический каркас с несгораемым утеплителем).

6.2.4 ГРП могут пристраиваться к зданиям не ниже II степени огнестойкости класса С0 с помещениями категорий Г и Д по нормам противопожарной безопасности [1]. ГРП с входным давлением газа свыше 0,6 МПа могут пристраиваться к указанным зданиям, если использование газа такого давления необходимо по условиям технологии.

6.2.5 Встроенные ГРП разрешается устраивать при входном давлении газа не более 0,6 МПа в зданиях не ниже II степени огнестойкости класса С0 с помещениями категорий Г и Д. Помещение встроенного ГРП должно иметь противопожарные газонепроницаемые ограждающие конструкции и самостоятельный выход наружу из здания.

6.2.6 Стены, разделяющие помещения ГРП и ГРПБ, должны быть противопожарными I типа по СНиП 21-01 и газонепроницаемыми. Устройство дымовых и вентиляционных каналов в разделяющих стенах, а также в стенах зданий, к которым пристраиваются ГРП (в пределах примыкания ГРП), не допускается.Вспомогательные помещения должны иметь самостоятельный выход наружу из здания, не связанный с технологическим помещением.Двери ГРП и ГРПБ следует предусматривать противопожарными и открываемыми наружу.

6.2.7 Помещения, в которых расположены узлы редуцирования с регуляторами давления отдельно стоящих, пристроенных и встроенных ГРП и ГРПБ, должны отвечать требованиям СНиП 31-03 и СНиП 21-01.

6.3.1 ШРП размещают на отдельно стоящих опорах или на наружных стенах зданий, для газоснабжения которых они предназначены.Расстояния от отдельно стоящих ШРП до зданий и сооружений должны быть не менее указанных в таблице 5. При этом для ШРП с давлением газа на вводе до 0,3 МПа включительно расстояния до зданий и сооружений не нормируются.

6.3.2 ШРП с входным давлением газа до 0,3 МПа устанавливают:на наружных стенах жилых, общественных, административных и бытовых зданий независимо от степени огнестойкости и класса пожарной опасности при расходе газа до 50 м/ч;на наружных стенах жилых, общественных, административных и бытовых зданий не ниже III степени огнестойкости и не ниже класса С1 при расходе газа до 400 м/ч.

6.3.3 ШРП с входным давлением газа до 0,6 МПа устанавливают на наружных стенах производственных зданий, котельных, общественных и бытовых зданий производственного назначения, а также на наружных стенах действующих ГРП не ниже III степени огнестойкости класса С0.

6.3.4 ШРП с входным давлением газа свыше 0,6 до 1,2 МПа на наружных стенах зданий устанавливать не разрешается.

6.3.5 При установке ШРП с давлением газа на вводе до 0,3 МПа на наружных стенах зданий расстояние от стенки ШРП до окон, дверей и других проемов должно быть не менее 1 м, а при давлении газа на вводе свыше 0,3 до 0,6 МПа – не менее 3 м.

6.3.6 Разрешается размещение ШРП на покрытиях с негорючим утеплителем газифицируемых производственных зданий I, II степеней огнестойкости класса С0 со стороны выхода на кровлю на расстоянии не менее 5 м от выхода.

6.4.1 ГРУ могут размещаться в помещении, где располагается газоиспользующее оборудование, а также непосредственно у тепловых установок для подачи газа к их горелкам.Разрешается подача газа от одной ГРУ к тепловым агрегатам, расположенным в других помещениях одного здания, при условии, что эти агрегаты работают в одинаковых режимах давления газа, и в помещения, где находятся агрегаты, обеспечен круглосуточный доступ персонала, ответственного за безопасную эксплуатацию газового оборудования.

6.4.2 Количество ГРУ, размещаемых в одном помещении, не ограничивается. При этом каждое ГРУ не должно иметь более двух линий регулирования.

6.4.3 ГРУ могут устанавливаться при входном давлении газа не более 0,6 МПа.При этом ГРУ размещаются:в помещениях категорий Г и Д, в которых расположены газоиспользующие установки, или в соединенных с ними открытыми проемами смежных помещениях тех же категорий, имеющих вентиляцию по размещенному в них производству;в помещениях категорий В1-В4, если расположенные в них газоиспользующие установки вмонтированы в технологические агрегаты производства.

6.4.4 Не допускается размещать ГРУ в помещениях категорий А и Б.

6.5.1 ГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ должны быть оснащены фильтром, предохранительным запорным клапаном (ПЗК), регулятором давления газа, предохранительным сбросным клапаном (ПСК), запорной арматурой, контрольными измерительными приборами (КИП) и узлом учета расхода газа, при необходимости, а также обводным газопроводом (байпасом) с двумя последовательно расположенными отключающими устройствами на нем.

6.5.2 При размещении части запорной арматуры, приборов и оборудования за пределами здания ГРП, ГРПБ или ШРП, должны быть обеспечены условия их эксплуатации, соответствующие указанным в паспортах заводов-изготовителей. Оборудование, размещенное за пределами здания ГРП, ГРПБ и ШРП, должно быть ограждено.

6.5.3 Фильтры, устанавливаемые в ГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ, должны иметь устройства для определения перепада давления в нем, характеризующего степень засоренности фильтрующей кассеты при максимальном расходе газа.

6.5.4 ПЗК и ПСК должны обеспечивать соответственно автоматическое прекращение подачи или сброс газа в атмосферу при изменении давления в газопроводе, недопустимом для безопасной и нормальной работы газоиспользующего и газового оборудования.

6.5.5 В ГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ следует предусматривать систему продувочных и сбросных трубопроводов для продувки газопроводов и сброса газа от ПСК, которые выводятся наружу в места, где обеспечиваются безопасные условия для рассеивания газа.

6.5.6 В ГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ следует устанавливать или включать в состав АСУ ТП РГ показывающие и регистрирующие приборы для измерения входного и выходного давления газа, а также его температуры.В ШРП могут применяться переносные приборы.

6.5.7 Контрольно-измерительные приборы с электрическим выходным сигналом и электрооборудование, размещаемые в помещении ГРП и ГРПБ с взрывоопасными зонами, следует предусматривать во взрывозащищенном исполнении.КИП с электрическим выходным сигналом в нормальном исполнении должны размещаться снаружи, вне взрывоопасной зоны в закрывающемся шкафу из негорючих материалов или в обособленном помещении, пристроенном к противопожарной газонепроницаемой (в пределах примыкания) стене ГРП и ГРПБ.

6.5.8 Электрооборудование и электроосвещение ГРП и ГРПБ должны соответствовать требованиям правил устройства электроустановок [2].По надежности электроснабжения ГРП и ГРПБ поселений следует относить к 3-й категории, а ГРП и ГРПБ промышленных предприятий – по основному производству. Молниезащита ГРП и ГРПБ должна отвечать требованиям, предъявляемым к объектам II категории молниезащиты.

8.1.1 Требования настоящего подраздела распространяются на резервуарные установки СУГ, служащие в качестве источников газоснабжения жилых, административных, общественных, производственных и бытовых зданий.Газораспределительные сети для транспортирования газа потребителям от резервуарных установок должны соответствовать требованиям настоящих строительных норм и правил.

8.1.2 В составе резервуарной установки следует предусматривать регуляторы давления газа, предохранительно-запорный и предохранительно-сбросной клапаны (ПЗК и ПСК), контрольно-измерительные приборы (КИП) для контроля давления и уровня СУГ в резервуаре, запорную арматуру, резервуары, изготовленные в заводских условиях в соответствии с действующими стандартами, а также трубопроводы жидкой и паровой фаз.

Приложение В (рекомендуемое). План организации и производства газоопасных работ

5.2.1 Руководители и специалисты организаций, осуществляющих эксплуатацию сетей газораспределения, не реже одного раза в три года должны проходить проверку знаний требований промышленной безопасности в объеме, соответствующем их должностным обязанностям. Порядок проведения аттестации в области промышленной безопасности и предаттестационной подготовки руководителей и специалистов эксплуатационных организаций устанавливается уполномоченным федеральным органом исполнительной власти в области промышленной безопасности.

5.2.2 Рабочие эксплуатационных организаций не реже одного раза в год и в случае перевода на другой участок работы, отличающийся в части требований к обеспечению безопасности при выполнении технологических операций, должны проходить проверку знаний безопасных методов и приемов выполняемых работ в объеме соответствующих производственных инструкций.

Перед проверкой знаний безопасных методов и приемов выполнения работ рабочие должны пройти теоретическое обучение в соответствии с программами, утвержденными техническим руководителем эксплуатационной организации.Программы теоретической подготовки рабочих к выполнению газоопасных работ должны предусматривать обучение пользованию средствами индивидуальной защиты и оказанию доврачебной помощи пострадавшим.

Перед первичной проверкой знаний безопасных методов и приемов производства газоопасных работ или проверкой знаний их выполнения на другом участке работы рабочие должны проходить дополнительное практическое обучение на учебных полигонах эксплуатационных организаций по программам, согласованным с федеральным органом исполнительной власти в области промышленной безопасности.

Допуск рабочих к самостоятельному выполнению газоопасных работ должен оформляться приказом руководителя эксплуатационной организации после проведения их теоретического и практического обучения, проверки знаний безопасных методов и приемов их выполнения и прохождения стажировки на рабочем месте под руководством опытного работника в течение первых десяти рабочих смен. Порядок проведения стажировки должен устанавливаться приказом руководителя эксплуатационной организации.

5.2.3 К выполнению сварочных работ допускаются сварщики и специалисты сварочного производства, аттестованные в аттестационных центрах.

5.2.4 Персонал эксплуатационной организации, осуществляющий обслуживание и ремонт электроустановок, должен пройти обучение и проверку знаний правил устройства, технической эксплуатации и правил безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей в пределах требований, предъявляемых к должности или профессии, с присвоением соответствующей группы по электробезопасности. Подготовка и допуск персонала к самостоятельной работе должны осуществляться в соответствии с [8], [11], [12].

5.2.5 Обслуживание средств автоматизации, телемеханизации и вычислительной техники должно осуществляться квалифицированным персоналом, прошедшим специальную подготовку с учетом объема и сложности выполняемых работ по техническому обслуживанию и ремонту средств АСУ ТП.Персонал, обслуживающий средства АСУ ТП, должен иметь соответствующую квалификационную группу на право проведения работ при эксплуатации электроустановок.

5.2.6 Профессиональная подготовка и переподготовка персонала, а также повышение квалификации руководителей и специалистов эксплуатационных организаций должны осуществляться в учебных организациях (центрах, комбинатах, курсах и др.). Повышение квалификации руководителей и специалистов производственных подразделений должно проводиться не реже одного раза в пять лет.

5.3 Производство газоопасных работ

5.3.1 Газоопасные работы, за исключением регламентных, должны выполняться по наряду-допуску. Наряд-допуск на производство газоопасных работ оформляется в соответствии с приложением А.Регламентные газоопасные работы выполняются по производственным инструкциям без оформления наряда-допуска. Газоопасные работы должны регистрироваться в журналах, формы которых приведены в приложении Б.

5.3.2 К газоопасным работам, выполняемым по наряду-допуску, относятся:- технологическое присоединение (врезка) к действующим газопроводам;- пуск газа и проведение пусконаладочных работ при вводе в эксплуатацию газопроводов, пунктов редуцирования газа;- повторный пуск газа в газопроводы, пункты редуцирования газа после их остановки, ремонта или расконсервации;

– текущий и капитальный ремонты технических устройств на газопроводах и пунктах редуцирования газа с отключением подачи или снижением давления газа у потребителей;- снижение и восстановление давления газа в газопроводах;- установка и снятие заглушек на газопроводах;- выполнение работ в газовых колодцах, туннелях, коллекторах, траншеях и котлованах глубиной более одного метра;

– консервация и ликвидация газопроводов, пунктов редуцирования газа;- огневые работы на действующих объектах сети газораспределения.Наряды-допуски должны выдаваться руководителями или специалистами производственных подразделений, назначенными приказом руководителя эксплуатационной организации (филиала эксплуатационной организации), имеющими опыт выполнения газоопасных работ не менее одного года. Наряды-допуски должны выдаваться заблаговременно для организации подготовки к проведению работ.

5.3.3 К регламентным газоопасным работам, выполняемым без наряда-допуска, относятся:- работы по мониторингу технического состояния газопроводов (за исключением проверки состояния охранных зон);- техническое обслуживание газопроводов без отключения подачи газа;- работы по мониторингу технического состояния и техническому обслуживанию пунктов редуцирования газа;

– ремонт технических устройств на газопроводах и в пунктах редуцирования газа без отключения подачи или снижения давления газа у потребителей;- удаление закупорок газопроводов;- контроль давления газа в сети газораспределения;- удаление конденсата из конденсатосборников и гидрозатворов;- контроль интенсивности запаха газа в конечных точках сети газораспределения.

5.3.4 Без наряда-допуска проводятся работы по локализации и ликвидации аварий до устранения угрозы причинения вреда жизни и здоровью людей, окружающей среде, имуществу физических и юридических лиц и аварийно-восстановительные работы при их выполнении в срок не более суток. Работы по локализации и ликвидации аварийных ситуаций выполняются независимо от времени суток под непосредственным руководством специалиста.

5.3.5 К технологически сложным работам, выполняемым в соответствии с планом организации и производства газоопасных работ, относятся:- первичный или повторный пуск газа в сеть газораспределения поселений;- ремонтные работы на газопроводах среднего и высокого давлений;- работы по присоединению газопроводов со снижением давления газа, связанные с изменением режимов работы действующей сети газораспределения и/или отключением потребителей.

В плане указывают последовательность проведения операций, расстановку людей, техническое оснащение, мероприятия, обеспечивающие максимальную безопасность, лиц, ответственных за проведение газоопасных работ (отдельно на каждом участке работы) и за общее руководство и координацию действий.Планы организации и производства газоопасных работ должны утверждаться техническим руководителем эксплуатационной организации (филиала эксплуатационной организации).

К планам организации и производства газоопасных работ на подземных газопроводах должны прилагаться ситуационный план и, при необходимости, копии исполнительной документации.Планы организации и производства газоопасных работ с отключением подачи газа или изменением режимов давления газа в сети газораспределения должны своевременно доводиться до сведения АДС эксплуатационной организации.

5.3.6 Перечень газоопасных работ, выполняемых по наряду-допуску, без наряда-допуска, по плану организации и производства газоопасных работ, а также порядок выдачи, получения, оформления, продления, хранения и срок действия нарядов-допусков должен быть уточнен с учетом местных условий и утвержден техническим руководителем эксплуатационной организации.

5.3.7 Газоопасные работы должны выполняться бригадой в составе не менее двух рабочих под руководством специалиста. Газоопасные работы, не требующие оформления наряда-допуска на их производство, могут выполняться двумя рабочими, один из которых назначается руководителем работ.Работы в газовых колодцах, туннелях, коллекторах, а также в траншеях и котлованах глубиной более одного метра должны выполняться бригадой в составе не менее трех рабочих под руководством специалиста.

Для обеспечения безопасности проведения работ и страховки работающих на поверхности земли должны находиться не менее двух человек на каждого работающего в колодце.Все распоряжения при проведении газоопасной работы должны выдаваться лицом, ответственным за работу. Другие должностные лица и руководители, присутствующие при проведении работы, могут давать указания только через лицо, ответственное за проведение работ.

5.3.8 Специалисты и рабочие, выполняющие газоопасные работы, должны быть обеспечены инструментами, исключающими искрообразование, переносными светильниками во взрывозащищенном исполнении, приборами контроля загазованности помещений и колодцев, сигнальными жилетами, средствами индивидуальной защиты и предупредительными знаками для выполнения работ на проезжей части.

5.4 Организация эксплуатации средств защиты стальных подземных газопроводов от коррозии

5.4.1 Работы по эксплуатации средств ЭХЗ и контролю коррозионного состояния стальных подземных газопроводов (в т.ч. стальных защитных футляров газопроводов) должны выполняться специализированными службами (филиалами, отделами) эксплуатационных организаций. Допускается выполнение работ специализированными сторонними организациями на основании соответствующих договоров.

Приложение Ш (рекомендуемое). Примерный перечень оснащения аварийно-диспетчерской службы материально-техническими средствами

7.1 Ввод в эксплуатацию

7.1.1 Средства ЭХЗ должны вводиться в эксплуатацию в процессе строительства стального подземного газопровода, но не позднее, чем через шесть месяцев после укладки газопровода в грунт, а в зонах опасного влияния блуждающих токов – не позднее чем через месяц.Соблюдение указанных сроков должно обеспечиваться заказчиком строительства объекта.

7.1.2 Ввод средств ЭХЗ в эксплуатацию должен осуществляться после проведения пусконаладочных работ. 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.

7.1.3 Ввод средств ЭХЗ в эксплуатацию должен оформляться актом по форме, приведенной в приложении Т.

7.1.4 Каждой введенной в эксплуатацию установке ЭХЗ должен быть присвоен порядковый номер и составлен эксплуатационный паспорт.Эксплуатационные паспорта должны составляться по формам, приведенным в приложениях Д и Е.

7.1.5 Ввод в эксплуатацию электроизолирующих соединений должен проводиться на основании справок об их приемке после окончания монтажа.

7.2 Техническое обслуживание и ремонт средств электрохимической защиты

7.2.1 Техническое обслуживание установок ЭХЗ, не оборудованных автоматизированными системами управления, должно проводиться не реже:- двух раз в месяц – для катодных;- четырех раз в месяц – для дренажных;- одного раза в шесть месяцев – для протекторных.При наличии автоматизированных систем управления, отвечающих требованиям 5.5.

5, периодичность проведения технического обслуживания установок ЭХЗ может устанавливаться эксплуатационной организацией самостоятельно.При техническом обслуживании катодных и дренажных установок ЭХЗ должны выполняться следующие виды работ:- контроль режимов работы (измерение напряжения, величины тока на выходе преобразователя);

– измерение защитных потенциалов в точках подключения к защищаемому сооружению;- оценка непрерывности работы;- осмотр контактных соединений, анодных заземлений, узлов и блоков преобразователей, выявление обрывов кабельных линий;- проверка наличия и состояния знаков привязки на местности анодного заземления и точек подключения к защищаемым сооружениям, наличие и состояние маркировочных бирок кабельных линий.

7.2.2 Техническое обслуживание электроизолирующих соединений и проверка их диэлектрических свойств должны проводиться со следующей периодичностью:- неразъемных по диэлектрику – в сроки, установленные требованиями документации изготовителя;- фланцевых – не реже одного раза в год.Результаты технического обслуживания электроизолирующих соединений должны быть оформлены документацией по формам, установленным стандартами эксплуатационных организаций.

7.2.3 Проверка эффективности работы установок катодной и дренажной защиты должна проводиться не реже, чем два раза в год, с интервалом не менее 4 мес.При проверке эффективности работы катодных и дренажных установок защиты должны выполняться следующие виды работ:- все работы, предусмотренные при техническом обслуживании;

– измерения защитных потенциалов в опорных точках по трассе защищаемого сооружения;- контроль распределения тока между защищаемыми сооружениями в блоках совместной защиты.При техническом обслуживании с проверкой эффективности работы протекторных установок должны выполняться следующие виды работ:- контроль режима работы (измерение силы тока в цепи “протектор – защищаемое сооружение”;

разность потенциалов между протектором и защищаемым сооружением);- измерение защитных потенциалов в точке подключения к защищаемому сооружению и в опорных точках по трассе защищаемого сооружения;- измерение потенциала “протектор – земля”;- осмотр контактных соединений.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.

7.2.4 Корректировка режимов работы средств ЭХЗ должна проводиться:- при изменении рабочих параметров преобразователя;- при изменении коррозионных условий эксплуатации газопроводов, связанных с прокладкой новых подземных сооружений, изменением конфигурации газовой и рельсовой сетей в зоне действия защиты, строительством установок ЭХЗ на смежных коммуникациях.

7.2.5 Дефекты и неисправности, выявленные при техническом обслуживании установок ЭХЗ, должны устраняться при текущем или капитальном ремонте. Классификация работ должна выполняться с учетом требований законодательства и стандартов организаций.

7.2.6 Ремонт установок ЭХЗ должен проводиться по результатам проведения технического обслуживания и проверки эффективности их работы.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.

7.2.7 Эксплуатационная организация должна вести учет числа и времени простоев установок ЭХЗ в процессе их эксплуатации. 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.

7.2.8 Сведения о проведении текущего ремонта средств ЭХЗ должны оформляться записями в эксплуатационных журналах, о проведении капитального ремонта – в эксплуатационных паспортах установок ЭХЗ.

7.2.9 На участках подземных газопроводов, не требовавших на стадии их проектирования электрохимической защиты в соответствии с ГОСТ 9.602, должны выполняться следующие работы по проверке коррозионных условий их эксплуатации:- контроль опасности блуждающих токов с периодичностью не реже одного раза в два года;- контроль коррозионной агрессивности грунтов с периодичностью не реже одного раза в пять лет.

7.2.10 Контроль состояния переходов газопроводов под автомобильными и железными дорогами с целью определения наличия (отсутствия) контакта “труба-футляр” должен проводиться электрометрическим методом с периодичностью два раза в год.

7.2.11 При эксплуатации средств ЭХЗ должны выполняться работы по техническому обслуживанию и ремонту, установленные [17].

7.3 Оценка эффективности противокоррозионной защиты подземных газопроводов

7.3.1 Эффективность противокоррозионной защиты стальных подземных газопроводов должна осуществляться на основании следующих данных:- проверки эффективности работы средств ЭХЗ;- оценки защищенности газопроводов от электрохимической коррозии по протяженности и по времени;- обследования во всех шурфах, отрываемых в процессе эксплуатации.

7.3.2 В шурфах, отрываемых для ремонта коррозионных повреждений и дефектов изоляционных покрытий, должны выполняться следующие работы:- визуальный контроль состояния изоляционного покрытия (складки, гофры, зоны отслаивания, сквозные дефекты и т.п.);- определение переходного сопротивления, адгезии и сплошности изоляции;

– определение характера, размеров и расположения повреждений изоляционного покрытия, включая сквозные дефекты;- определение количества, глубины, площади и расположения по периметру газопровода коррозионных повреждений металла трубы;- отбор проб грунта для определения коррозионной агрессивности, включая биокоррозионную агрессивность;

7.3.3 В шурфах, отрываемых сторонними организациями при производстве земляных работ в зоне прокладки газопровода, должен проводиться визуальный контроль состояния изоляционного покрытия. Выполнение дополнительных работ по контролю состояния изоляционного покрытия и металла труб может устанавливаться эксплуатационной организацией самостоятельно.

7.3.4 Электрохимическая защита должна обеспечивать в течение всего срока эксплуатации непрерывную по времени катодную поляризацию газопровода на всей его протяженности и на всей поверхности.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.

7.3.5 Оценка эффективности противокоррозионной защиты стальных подземных газопроводов должна проводиться ежегодно.Результаты оценки эффективности противокоррозионной защиты газопроводов должны использоваться для прогнозирования их коррозионного состояния и разработки мероприятий по повышению эксплуатационной надежности системы противокоррозионной защиты.

(наименование эксплуатационной организации)

Эксплуатационный паспорт установки электрохимической защиты

N_______

Адрес

1 Тип установки защиты (УЗ)

(катодная, дренаж)

2 Дата ввода в эксплуатацию

3 Проектная организация

4 Шифр проекта

5 Марка преобразователя

5.1 Дата выпуска

5.2 Заводской номер

6 Автоматизированная система управления

(марка, изготовитель)

7 Характеристика анодного заземления:

7.1 Тип

(поверхностное, глубинное)

7.2 Анодные заземлители:

– количество

– глубина заложения

– расположение

(горизонтально, вертикально)

– марка электродов

– количество электродов

7.3 Сопротивление растеканию тока, Ом

8 Тип электрода сравнения и датчика коррозии, установленных в контактном устройстве (КУ)

9 Характеристика кабельных линий

Назначение кабеля

Способ прокладки

Марка кабеля

Длина, м

10 Рабочие параметры по результатам пусконаладочных работ:

Ток, А

Напряжение, В

Потенциал на КУ относительно медносульфатного электрода сравнения (МЭС):

минимальный_________В; средний_________В; максимальный_________В.

11 Защищаемые сооружения

Наименование сооружения

Протяженность зоны защиты, м

Потенциал на КУ, В

12 Исключение вредного влияния

Наименование сооружения

Потенциал на КУ при выключенной УЗ, В

Потенциал на КУ при включенной УЗ, В

13 Блоки совместной защиты

(марка, количество)

14 Точка подключения и напряжение источника энергоснабжения

(наименование, адрес)

15 Защитное заземляющее устройство

15.1 Основные характеристики:

материал

(сталь, оцинкованная сталь, медь)

профиль и размеры

(уголок, труба/сечение, диаметр/длина и т.д.)

количество заземлителей

сопротивление растеканию тока, Ом

15.2 Удельное сопротивление грунта, Ом

16 Перечень опорных пунктов

Номер пункта измерения

Вид пункта измерения

Адрес пункта измерения

Ремонтный формуляр

Дата выхода из строя или начала ремонта

Вид ремонта

Дата окончания ремонта

Рабочие параметры после ремонта

Сопротивление растеканию анодного заземления

Исполнитель работ

Примечание

, А

, В

, В, на КУ

Паспорт составил

должность

личная подпись

инициалы, фамилия

“______”_______________20___г.

(наименование эксплуатационной организации)

Эксплуатационный паспорт
протекторной установки электрохимической защиты N_______

Адрес

1 Дата ввода в эксплуатацию

2 Проектная организация

3 Шифр проекта

4 Защищаемое сооружение

(газопровод, футляр, диаметр, тип изоляции)

5 Характеристики установки протекторной защиты

5.1 Количество групп протекторов, шт.

5.2 Число протекторов в группе, шт.

5.3 Расстояние между протекторами, м

5.4 Глубина заложения протекторов, м

(до верха протекторов)

5.5 Расстояние до защищаемого сооружения, м

5.6 Марка протекторов

6 Характеристика кабельных линий

Назначение кабеля

Способ прокладки

Марка кабеля

Длина, м

7 Тип электрода сравнения и датчика коррозии, установленные в КУ

8 Результаты пусконаладочных работ

8.1 Потенциал на КУ относительно МЭС, В

8.2 Сила тока в цепи “протектор – защищаемое сооружение”, А

8.3 Зона защиты, м

9 Перечень опорных пунктов:

Номер пункта измерения

Вид пункта измерения

Адрес пункта измерения

Паспорт составил

должность

личная подпись

инициалы, фамилия

“______”_______________20___г.

(наименование эксплуатационной организации)

Эксплуатационный журнал установки электрохимической защиты*

_______________
* Журнал хранится в структурном подразделении службы ЭХЗ эксплуатационной организации.

Адрес:

Дата

Пункт изме-
рения

Параметры установки

Потенциал на КУ

Элект-
род срав-
нения

Пока-
зания счетчика времени нара-
ботки (СВН)

Пока-
зания электри-
ческого счетчика

Выпол-
ненные работы

Лич-
ная под-
пись

, A

, В

мини-
маль-
ный, В

сред-
ний, В

макси-
маль-
ный, В

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

Эксплуатационный журнал установки электрохимической защиты*

_______________
* Журнал заполняется при выполнении работ на УЗ и хранится внутри корпуса преобразователя. Приложение к журналу – план (схема) УЗ: расположение УЗ, КУ и кабельных линий (дренажных и энергоснабжения).

Адрес:

Электроснабжение УЗ осуществляется:

(точка подключения, адрес)

Дата

Пункт изме-
рения

Параметры установки

Потенциал на КУ

Элект-
род срав-
нения

Пока-
зания СВН

Показания электри-
ческого счетчика

Выпол-
ненные работы

Лич-
ная под-
пись

, A

, В

мини-
маль-
ный, В

сред-
ний, В

макси-
маль-
ный, В

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

Журнал пронумерован, прошнурован и скреплен печатью:______листов

должность

личная подпись

инициалы, фамилия

(наименование эксплуатационной организации)

Срок хранения:
постоянно

Эксплуатационный журнал средств автоматизированной системы управления технологическими процессами

Пас-
порт N_____

На____

Регист-
рацион-
ный или заводс-
кой N, год изго-
товле-
ния

Тип сис-
темы

Пре-
делы изме-
рений

Место уста-
новки средст-
ва АСУ ТП по схеме

Дата прове-
дения работ по техни-
ческому обслужи-
ванию

Вид повреж-
дения, отметка об устра-
нении неисп-
рав-
ности

Замет-
ка о невоз-
мож-
ности устра-
нения неисп-
рав-
ности

Ини-
циа-
лы, фами-
лия испол-
ните-
ля

Личные подписи

испол-
ните-
ля

прове-
ряю-
щего

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

Дата и время отключения устройства

Дата и время включения устройства

Дата проведения работ по текущему ремонту

Вид ремонта, выполняемые работы

Наименование и количество израсходованных запасных частей, стоимость ремонта

Инициалы, фамилия, должность руководителя работ по ремонту устройства

12

13

14

15

16

17

Журнал пронумерован, прошнурован и скреплен печатью:______листов

должность

личная подпись

инициалы, фамилия

Приложение А (обязательное). Наряд-допуск на производство газоопасных работ

Наряд-допуск N____на производство газоопасных работ

“___”_________20__г.

Срок хранения:

1 год

1 Наименование организации

2 Должность, инициалы, фамилия лица, получившего наряд-допуск на производство газоопасных

работ

3 Адрес места производства работ

4 Состав бригады

(должность, инициалы, фамилия)

(должность, инициалы, фамилия)

(должность, инициалы, фамилия)

5 Дата и время начала работ

Дата и время окончания работ

6 Технологическая последовательность основных операций при выполнении работ

(перечисляется технологическая последовательность операций

в соответствии с действующими инструкциями;

допускается применение типовых нарядов-допусков

руководителю работ под личную подпись)

7 Работа разрешается при выполнении следующих основных мер безопасности

(перечисляются основные меры безопасности, указываются инструкции,

которыми следует руководствоваться)

8 Средства общей и индивидуальной защиты, которые обязана иметь бригада

(наименование средств, должность, инициалы, фамилия, личная подпись лица, проводившего

проверку готовности средств индивидуальной защиты к выполнению работ и умению ими пользоваться)

9 Результаты анализа воздушной среды на содержание газа в закрытых помещениях и колодцах, проведенного перед началом ремонтных работ

(должность, инициалы, фамилия, личная подпись лица, производившего замеры)

10 Наряд-допуск выдал

(должность, инициалы, фамилия, личная подпись лица, выдавшего наряд-допуск)

11 С условиями работы ознакомлен, наряд-допуск получил

(должность, инициалы, фамилия,
личная подпись лица, получившего
наряд-допуск)

12 Инструктаж состава бригады по проведению работ и мерам безопасности

Инициалы, фамилия

Должность, профессия

Личная подпись в получении инструктажа

Примечание

1

2

3

4

13 Изменения в составе бригады

Инициалы, фамилия лица, выведенного из состава бригады

Причина изменений

Дата, время

Инициалы, фамилия лица, введенного в состав бригады

Должность, профессия

Дата, время

1

2

3

4

5

6

14 Инструктаж нового состава бригады по завершению работ и мерам безопасности

Инициалы, фамилия

Должность

Личная подпись в получении инструктажа

Примечание

1

2

3

4

15 Продление наряда-допуска

Дата и время

Инициалы, фамилия и должность лица, продлившего наряд-допуск

Личная подпись

Инициалы, фамилия и должность руководителя работ

Личная подпись

начала работы

окончания работы

16 Заключение руководителя по окончании газоопасных работ

(перечень работ, выполненных на объекте, особые замечания)

(личная подпись руководителя работ, время и дата закрытия наряда-допуска)

Б.1 Форма журнала регистрации газоопасных работ по нарядам-допускам

(наименование эксплуатационной организации)

Срок хранения:
постоянно

Журнал регистрации газоопасных работ по нарядам-допускам

Том N______

С N___________ по N___________

Начат__________________20 ____г.

Окончен________________20____г.

Всего листов_____________________

Дата выдачи наряда-
допуска

N наряда-
допуска

Дата и время начала и окончания работ

Адрес места произ-
водства работ

Вид выпол-
няемых 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

1

2

3

4

5

6

7

8

Журнал пронумерован, прошнурован и скреплен печатью:______листов

должность

личная подпись

инициалы, фамилия

Б.2 Форма журнала регистрации газоопасных работ без нарядов-допусков

(наименование эксплуатационной организации)

Срок хранения:
5 лет

Журнал регистрации газоопасных работ без нарядов-допусков

Том N______

С N___________ по N___________

Начат__________________20 ____г.

Окончен________________20____г.

Всего листов_____________________

Дата произ-
водства работ

Адрес места произ-
водства работ

Вид выпол-
няемых работ

Инициалы, фамилия, должность, личная подпись лица, выдавшего задание

Состав бригады (ини-
циалы, фамилия)

Личные подписи членов бригады в получении задания

Инициалы, фамилия лица, ответствен-
ного за выпол-
нение задания

Отметка лица, ответствен-
ного за выпол-
нение задания, личная подпись

1

2

3

4

5

6

7

8

Журнал пронумерован, прошнурован и скреплен печатью:______листов

должность

личная подпись

инициалы, фамилия

(наименование эксплуатационной организации)

Срок хранения:
постоянно

УТВЕРЖДАЮ

технический руководитель организации

______________/___________/

“___”_____________20____г.

План организации и производства газоопасных работ

На выполнение работ

(характер работы)

На объекте

(местоположение или адрес)

Получены наряды-допуски на производство газоопасных работ под NN

По прибытии к месту производства работ руководитель проверяет наличие и исправность у членов бригады инструмента, материалов, средств индивидуальной защиты.

При производстве работ будут использованы следующие инструменты, материалы, приборы,

транспортные средства

(указать наименование и количество)

Сведения о необходимости изменения режимов давления газа в сети газораспределения

Технологическая последовательность выполнения работ

Инициалы, фамилия и должность лица, ответственного за выполнение отдельных операций

Подготовительные работы

Работа производится в следующей последовательности:

Мероприятия, обеспечивающие безопасность работ

Приложение: ситуационный план (эскиз) или копия исполнительной документации (при выполнении работ на подземных газопроводах).

С Планом ознакомлены:

руководитель работы по наряду-допуску N

должность

личная подпись

инициалы, фамилия

руководитель работы по наряду-допуску N

должность

личная подпись

инициалы, фамилия

руководитель работы по наряду-допуску N

должность

личная подпись

инициалы, фамилия

Ответственный

за координацию газоопасных работ

должность

личная подпись

инициалы, фамилия

Приложение Я(рекомендуемое)

(наименование эксплуатационной организации)

Срок хранения:
постоянно

Журнал регистрации тренировочных
занятий с персоналом аварийно-диспетчерской службы

Том N______

С N___________по N__________

Начат________________20___г.

Окончен______________20___г.

Всего листов____________________

Дата и время проведения занятия

Тема занятия и место проведения

Инициалы, фамилия, должность, личная подпись лица, проводившего занятие

Инициалы, фамилия, должность, квалификация лиц, участвовавших в занятиях

Содержание занятий и замечания по результатам их проведения

1

2

3

4

5

Журнал пронумерован, прошнурован и скреплен печатью: ______листов

должность

личная подпись

инициалы, фамилия

Приложение Г (обязательное). Эксплуатационный паспорт газопровода

8.1.1 До начала работ по присоединению пункта редуцирования газа к газопроводу должны быть выполнены следующие подготовительные работы:- подготовка комплекта необходимой исполнительной документации;- разработка плана организации работ, схем узлов присоединения;- подготовка мест присоединения;- подготовка монтажных узлов присоединения;

– подготовка инструмента, механизмов, приспособлений, материалов, приборов, транспортных средств;- внешний осмотр пункта редуцирования газа и мест присоединения его к газопроводу;- отключение подачи или снижение давления газа в газопроводе на участке присоединения пункта редуцирования газа (при необходимости, в зависимости от применяемой технологии врезки);

– отключение средств ЭХЗ газопровода на участке присоединения пункта редуцирования газа;- контрольная опрессовка пункта редуцирования газа.Качество сварных соединений в местах присоединения пункта редуцирования газа к газопроводу проверяется по нормам контроля неразрушающими методами для соответствующей категории давления.

8.1.2 Контрольная опрессовка пунктов редуцирования газа должна проводиться воздухом с избыточным давлением 0,01 МПа в течение одного часа. 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.

8.1.3 Первичный пуск газа в пункты редуцирования газа должен проводиться продувкой газопроводов обвязки газом с давлением не выше 0,1 МПа. Выпуск газовоздушной смеси должен проводиться через продувочные свечи.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.По окончании продувки газопроводов газом объемная доля кислорода в пробах газовоздушной смеси не должна превышать 1%, а сгорание газовоздушной смеси при сжигании проб должно происходить спокойно, без хлопков.

8.1.4 Ввод пунктов редуцирования газа в эксплуатацию проводится путем пусконаладочных работ по настройке технологического оборудования на установленный проектной документацией режим работы.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).

8.1.5 Параметры настройки редукционной арматуры пунктов редуцирования газа должны определяться с учетом потерь давления газа в распределительных газопроводах, диапазона рабочего давления перед газоиспользующим оборудованием потребителей, колебаний давления газа в сети газораспределения, обусловленных неравномерностью газопотребления.

При давлении газа в распределительном газопроводе на выходе из пунктов редуцирования газа до 0,005 МПа параметры настройки редукционной арматуры должны обеспечивать следующие параметры рабочего давления газа перед бытовым газоиспользующим оборудованием потребителя:- при номинальном давлении бытового газоиспользующего оборудования 0,0013 МПа – не более 0,002 МПа;- при номинальном давлении бытового газоиспользующего оборудования 0,002 МПа – не более 0,003 МПа.

8.1.6 Параметры настройки (срабатывания) предохранительной и защитной арматуры должны обеспечивать защиту газопроводов и оборудования, расположенных ниже по потоку газа, от недопустимого изменения давления, а также безопасную работу газоиспользующего оборудования потребителей в диапазоне давлений, установленном изготовителями.

8.1.7 Верхний предел настройки защитной арматуры (предохранительных запорных клапанов) не должен превышать:1,3 – при давлении газа в газопроводе на выходе из пунктов редуцирования газа в пределах от 0,3 до 1,2 МПа;1,4 – при давлении газа в газопроводе на выходе из пунктов редуцирования газа в пределах от 0,005 до 0,3 МПа;

1,5 – при давлении газа в газопроводе на выходе из пунктов редуцирования газа ниже 0,005 МПа,где :- для газопроводов высокого и среднего давления – максимальное избыточное давление газа для данной категории газопровода, установленное [1];- для газопроводов низкого давления – максимальное избыточное давление газа, принятое в соответствии с 8.1.5 (0,002 или 0,003 МПа).

8.1.8 Настройка предохранительной арматуры (предохранительных сбросных клапанов) газопроводов всех давлений не должна допускать сброса газа в атмосферу при повышении давления в газопроводе, обусловленного конструктивными характеристиками регуляторов давления, в т.ч. при малом расходе или отсутствии расхода газа (работа на тупик).

Давление начала открытия предохранительной арматуры для газопроводов среднего и высокого давлений должно быть не менее чем на 5% выше давления, принятого для данной категории газопровода.Для газопроводов низкого давления начало открытия предохранительной арматуры должно устанавливаться на 0,0005 МПа выше давления, принятого в соответствии с 8.1.5.

8.1.9 В пунктах редуцирования газа тупиковых сетей газораспределения срабатывание предохранительной арматуры должно происходить раньше срабатывания защитной арматуры. Для предотвращения отключения пунктов редуцирования газа закольцованных сетей газораспределения срабатывание защитной арматуры в них должно происходить раньше предохранительной.

8.1.10 Нижний предел настройки защитной арматуры должен устанавливаться с учетом потерь давления газа в газопроводе и его минимального давления перед газоиспользующим оборудованием, установленного изготовителями. 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.

8.1.11 В процессе эксплуатации пунктов редуцирования газа параметры настройки редукционной, предохранительной и защитной арматур, установленные проектной документацией, могут корректироваться по результатам выполнения замеров давления газа, проведенных в соответствии с 6.7, или изменения загрузки сети газораспределения, обусловленной подключением новых потребителей.

8.1.12 Окончание работ по вводу пункта редуцирования газа в эксплуатацию должно оформляться актом по форме, приведенной в приложении X.

8.2 Мониторинг технического состояния пунктов редуцирования газа в процессе эксплуатации

8.2.1 В процессе эксплуатации пунктов редуцирования газа должны выполняться следующие регламентные работы по мониторингу их технического состояния:- технический осмотр (осмотр технического состояния);- оценка технического состояния.

8.2.2 Технический осмотр пунктов редуцирования газа должен проводиться слесарями по эксплуатации и ремонту газового оборудования. Обход пунктов редуцирования газа, оснащенных средствами АСУ ТП, может проводиться одним рабочим.

8.2.3 При техническом осмотре пунктов редуцирования газа должны выполняться следующие виды работ:- внешний и внутренний осмотр здания (блоков контейнерного типа) или шкафа;- проверка состояния окраски шкафов, ограждений, газопроводов обвязки и технических устройств;- внешний осмотр газопроводов и технических устройств, очистка их от загрязнений;

– проверка положения регулировочных элементов защитной и предохранительной арматуры;- внешний осмотр систем инженерно-технического обеспечения (отопление, вентиляция, электроснабжение и молниезащита);- выявление утечек газа из разъемных соединений прибором или пенообразующим раствором;- проверка соответствия режимной карте давления газа на выходе из пункта редуцирования газа;

– проверка перепада давления на фильтре;- проверка наличия пломб на запорной арматуре байпаса счетчика и счетном механизме;- внешний осмотр средств измерений и контроль сроков проведения их поверки;- проверка температуры воздуха в помещении (в отопительный период, при наличии отопительного оборудования);- проверка состояния и очистка от посторонних предметов прилегающей территории.

8.2.4 Периодичность проведения технического осмотра пунктов редуцирования газа должна устанавливаться эксплуатационной организацией самостоятельно с учетом обеспечения условий их безопасной эксплуатации, но не реже одного раза в месяц для пунктов редуцирования газа, размещенных в зданиях и в блоках контейнерного типа.

8.2.5 Результаты технического осмотра должны быть оформлены записями в эксплуатационных журналах пунктов редуцирования газа по форме, приведенной в приложении Л. 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.

8.2.6 С целью определения возможности дальнейшей эксплуатации технических устройств, периодически, но не менее чем за два года до истечения среднего срока службы, установленного изготовителем, должна проводиться оценка технического состояния с расчетом величины риска и принятием решения о его допустимости.

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 53672.

(наименование эксплуатационной организации)

Срок хранения:
постоянно

Эксплуатационный паспорт пункта редуцирования газа

Адрес расположения

Обозначение и тип

Дата ввода в эксплуатацию

Владелец

Пределы регулирования давления газа:

минимум_______________МПа;

максимум________________МПа.

Диаметр газопровода:

на входе___________мм;

на выходе__________мм.

Расположение ближайшей запорной арматуры, установленной:

до пункта редуцирования газа на расстоянии_________м по адресу______________________

после пункта редуцирования газа на расстоянии________м по адресу_____________________

Наличие телефона и его номер

Наличие молниезащиты

Наличие автоматизированных систем управления (марка, тип)

Площадь здания____________________м, в т.ч. вспомогательного помещения_______м

Система отопления

Система электроснабжения

Технические устройства

Наименование

Количество, шт.

Тип

Диаметр DN, мм

Параметры настройки

минимум

максимум

1

2

3

4

5

6

Регулятор давления:

с__________давления на____________давление

с__________давления на____________давление

Количество линий редуцирования

Регулятор давления

Контрольный регулятор давления

Защитная арматура

Предохранительная арматура

Фильтр

Запорная арматура:

на входе

на выходе

на обводной линии (байпасе)

Манометры:

регистрирующий

механический

жидкостной

Узел учета расхода газа

Термометры

Отопительные приборы

Сведения о проведенных капитальных ремонтах

Дата

Описание выполненных работ

Личная подпись производителя работ

1

2

3

Результаты оценки технического состояния пункта редуцирования газа

Дата оценки

Значение вероятности аварии

Предложения по дальнейшей эксплуатации (капитальный ремонт, реконструкция, другое)

Необходимость и сроки проведения технического диагностирования

1

2

3

4

Результаты технического диагностирования

Дата проведения

Выявленные дефекты

Предельный срок дальнейшей эксплуатации

Рекомендации по обеспечению безопасной эксплуатации до наступления предельного состояния

1

2

3

4

Технологическая схема (прилагается)

Паспорт составил

должность

личная подпись

инициалы, фамилия

“______”_______________20___г.

(наименование эксплуатационной организации)

Эксплуатационный журнал пункта редуцирования газа
Адрес, N

Начат____________20__г.

Окончен______________20__г.

Дата прове-
дения техни-
ческого осмотра

Давле-
ние газа на входе, МПа

Давле-
ние газа на выходе, МПа

Пере-
пад давле-
ния газа на фильт-
ре, кПа

Темпе-
ратура воздуха в поме-
щении, °С

Сос-
тояние газопро-
водов обвязки и техни-
ческих уст-
ройств

Выяв-
лены утечки из разъем-
ных соеди-
нений (да/нет, коли-
чество)

Сос-
тояние средств изме-
рений, целост-
ность пломб

Сос-
тояние систем инже-
нерно-
техни-
ческого обеспе-
чения

Ини-
циалы, фамилия, личная подпись слесаря

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Дата проведения технического обслуживания, текущего, капитального ремонта, оценки технического состояния, диагностирования

Описание выполненных работ, параметры настройки оборудования, результаты оценки технического состояния, диагностирования

Инициалы, фамилия, должность, личная подпись руководителя работ

1

2

3

Журнал пронумерован, прошнурован и скреплен печатью:______листов

должность

личная подпись

инициалы, фамилия

“____”____________20__г.

Мы, нижеподписавшиеся, представитель Заказчика

,

(инициалы, фамилия, должность, наименование организации)

представитель строительно-монтажной организации

,

(инициалы, фамилия, должность, наименование организации)

представитель проектной организации

,

(инициалы, фамилия, должность, наименование организации)

представитель эксплуатационной организации

,

(инициалы, фамилия, должность, наименование организации)

представитель территориального органа исполнительной

власти в области промышленной безопасности

,

(инициалы, фамилия, должность)

ознакомившись с технической документацией, осмотрев все узлы и детали электрозащитной установки,

смонтированной по адресу

,

проверив следующие данные о режиме работы электрозащитной установки по результатам пусконаладочных работ:

величина тока (общая)_____А

величина тока в перемычках_____А

напряжение источника тока______В

сопротивление______Ом

напряжение на выходе электрозащитного устройства (ЭЗУ)______В

замечания по монтажу и наладке ЭЗУ:

подписали настоящий акт ввода в эксплуатацию установки ЭХЗ. С момента подписания настоящего акта установка ЭХЗ считается находящейся в эксплуатации.

Представитель Заказчика

должность

личная подпись

инициалы, фамилия

М.П.

Представитель ГРО (эксплуатационной организации)

должность

личная подпись

инициалы, фамилия

М.П.

Представитель строительно-монтажной организации

должность

личная подпись

инициалы, фамилия

М.П.

Представитель проектной организации

должность

личная подпись

инициалы, фамилия

М.П.

УТВЕРЖДАЮ

“_____”________________20__г.

Режимная карта настройки оборудования пункта редуцирования газа____________

Линия редуцирования N____

Редукционная арматура (регулятор давления)

Защитная арматура (предохранительный запорный клапан)

Предохранительная арматура (предохранительный сбросной клапан)

N на схеме

Рабочее давление

N на схеме

Давление настройки

N на схеме

Пределы срабатывания

по понижению

по повышению

начало открытия

полное открытие

давление закрытия

Допустимое отклонение

Допустимое отклонение

Допустимое отклонение

Линия редуцирования N________

Редукционная арматура (регулятор давления)

Защитная арматура (предохранительный запорный клапан)

Предохранительная арматура (предохранительный сбросной клапан)

N на схеме

Рабочее давление

N на схеме

Давление настройки

N на схеме

Пределы срабатывания

по понижению

по повышению

начало открытия

полное открытие

давление закрытия

Допустимое отклонение

Допустимое отклонение

Допустимое отклонение

Режимную карту составил

должность

личная подпись

инициалы, фамилия

“_____”_____________20__г.

Примечание – Режимная карта настройки оборудования пункта редуцирования газа должна уточняться с учетом установленного оборудования и количества линий редуцирования.

Акт N____
ввода в эксплуатацию пункта редуцирования газа

“____”___________20__г.

Мы, нижеподписавшиеся, представитель эксплуатационной организации

(инициалы, фамилия, должность, наименование эксплуатационной организации)

и представитель Заказчика

(инициалы, фамилия, должность, наименование организации)

подписали настоящий акт ввода в эксплуатацию пункта редуцирования газа, расположенного по

адресу:

Обозначение и тип пункта редуцирования газа

Наряд-допуск на производство газоопасных работ N

Наряд-допуск получил

(инициалы, фамилия, должность руководителя работ)

Дата и время начала работ

Дата и время окончания работ

Контрольная опрессовка пункта редуцирования газа воздухом произведена давлением_________МПа, в течение_______, падение давления составило________________МПа.

Первичный пуск газа произведен давлением___________МПа.

Произведена настройка технологического оборудования на следующий установленный проектом режим давления газа на выходе из пункта редуцирования газа_____________МПа.

Произведена регулировка средств АСУ ТП.

Произведена проверка герметичности сварных соединений в местах присоединения пункта редуцирования газа к газопроводу.

С момента подписания настоящего акта пункт редуцирования газа считается находящимся в эксплуатации.

Представитель эксплуатационной организации

должность

личная подпись

инициалы, фамилия

М.П.

Представитель Заказчика

должность

личная подпись

инициалы, фамилия

М.П.

Приложение Э (рекомендуемое). Журнал аварийных заявок

Приложение И(рекомендуемое)

(наименование эксплуатационной организации)

Срок хранения:
5 лет

Эксплуатационный журнал газопроводов
по маршруту N____

Начат_________________20__г.

Окончен_______________20__г.

Дата прове-
дения про-
верки сос-
тояния охран-
ных зон, техни-
ческого осмотра

Ини-
циалы, фамилия слесаря по эксплуа-
тации и ремонту газопро-
водов

Выявлена загазованность, шт.

Выявлено утечек газа из разъемных соединений технических устройств (обозначение технических устройств по маршрутной карте)

Описание выявленных нарушений условий безопасной эксплуатации газопроводов

Личная подпись слесаря по эксплу- атации и ремонту газо- проводов

под-
валов

колодцев

прочих сору-
жений

прове-
рено, шт.

выяв-
лено уте-
чек, шт.

газо-
вых

прочих ком-
муни-
каций

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Дата проведения технического обслуживания, текущего ремонта

Характеристика газопровода

Выполненные работы по техническому обслуживанию, текущему ремонту

Инициалы, фамилия, должность, личная подпись ответственного исполнителя

место проведения работ, ПК

подземный (полиэтилен, сталь), надземный

1

2

3

4

5

Журнал пронумерован, прошнурован и скреплен печатью:______листов

должность

личная подпись

инициалы, фамилия

Приложение Э(рекомендуемое)

(наименование эксплуатационной организации)

Срок хранения:
5 лет

Журнал аварийных заявок

Том N_________________

С N______ по N_______

Начат_________20__г.

Окончен_______20__г.

Всего листов__________

Дата поступления заявки

Адрес и ини-
циалы, фами-
лия заяви-
теля, N теле-
фона

Содер-
жание заявки

Исполнитель заявки

Харак-
тер ава-
рии

Запись о выпол-
ненных рабо-
тах, N акта

Заявки (работы), переданные в другие службы

Личная подпись

Дата и время испол-
нения работ

Личная подпись дежур-
ного о закры-
тии заявки

Число, месяц

Часы, минуты

Ини-
циа-
лы, фами-
лия

Вре-
мя полу-
чения заяв-
ки

Лич-
ная под-
пись

Вре-
мя выез-
да

Время при-
бытия на место

Дата и время испол-
нения заявки

Дата и время пере-
дачи

Наиме-
нование службы

Ини-
циалы, фами-
лия приняв-
шего заявку

Примечание – Нумерацию (порядковый номер) заявок проводить с начала года.

Журнал пронумерован, прошнурован и скреплен печатью:______листов

должность

личная подпись

инициалы, фамилия

Приложение 1(рекомендуемое)

(наименование эксплуатационной организации)

Срок хранения:
5 лет

Начат________________20___г.

Окончен______________20___г.

Оперативный журнал аварийно-диспетчерской службы

Дата и время

N аварийной заявки

Содержание заявки

Сведения об отключении газопровода, пункта редуцирования газа

Личные подписи о сдаче и приемке смены

Замечания

1

2

3

4

5

6

Журнал пронумерован, прошнурован и скреплен печатью: ______листов

должность

личная подпись

инициалы, фамилия