РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов

Содержание

4 Общие требования

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.

https://www.youtube.com/watch?v=ytdevru

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].

________________*
В настоящее время действуют Правила безопасности систем
газораспределения и газопотребления (ПБ
12-529-03), утвержденные постановлением Госгортехнадзора России от
18.03.03 N 9, зарегистрированным Минюстом России 04.04.03 г.,
регистрационный N 4376. (Примеч. изд.)проложенных в грунтах II
типа просадочности, чрезмерно и сильнопучинистых грунтах в зоне
сезонного промерзания без отсыпки песчаным грунтом, в вечномерзлых
грунтах на участках их оттаивания, действующих оползней,
территориях, на которых за время эксплуатации зафиксированы
землетрясения силой 6 баллов и более или производились горные
разработки;

на пересечениях с
подводными переходами при меженном горизонте 75 м и более и при
меньшей ширине, если по продолжительности подтопления и доступности
не представляется возможным восстановить газопровод менее чем за
сутки;при проявлении аномалий в
процессе эксплуатации (вспучивание и искривление трубопровода более
нормативного, неоднократные продольные и поперечные перемещения,
уменьшения до 0,6 м и менее глубины заложения в местах движения
транспорта и другие аномалии).

3.2. Остаточный срок
службы газопроводов устанавливается организацией, проводившей
диагностирование на основе оценки технического состояния, условий
эксплуатации, качества работ по восстановлению работоспособного
состояния газопровода.Остаточный срок службы
газопроводов, отмеченных в п.3.1, устанавливается эксплуатационной
организацией, но не более 20 лет либо, по выбору заказчика,
устанавливается в соответствии с требованиями настоящей Инструкции
организацией, проводившей диагностирование.При наличии выявленных
участков коррозии срок службы определяется поверочным расчетом
остаточной толщины стенки газопровода.

3.3. Определение
технического состояния газопроводов после продления нормативного
срока службы должно проводиться в объеме и в сроки, установленные
ПБ 12-368-00.В
зависимости от срока службы газопровода, условий его эксплуатации и
технического состояния предусмотрены следующие виды
диагностирования: плановое и внеочередное.

3.4. Плановое
диагностирование осуществляется при достижении нормативного или по
истечении продленного по результатам предыдущего диагностирования
срока службы газопровода.

https://www.youtube.com/watch?v=ytadvertiseru

перевода газопровода на
более высокое давление с подтверждением расчетом возможности такого
перевода;аварий, не связанных с
механическим повреждением газопровода при проведении земляных
работ;воздействия
неблагоприятных внешних факторов, которые приводят к деформации
грунта, выводящей газопровод за пределы нормативного радиуса
упругого изгиба (если <500, где – наружный диаметр газопровода);после землетрясения силой
свыше 6 баллов.

3.6. Для получения
информации о динамике изменения характеристик свойств металла и
изоляционного покрытия, используемых для расчета остаточного срока
службы газопровода, необходимо предусматривать для строящихся
газопроводов в местах с наиболее тяжелыми условиями эксплуатации
устройство базовых шурфов на стадии строительства, для действующих
газопроводов – в процессе диагностирования, в том числе в местах,
предусмотренных п.4.4.

3 настоящей Инструкции.Конкретные места базовых
шурфов и их количество следует определять:для вновь сооружаемых
подземных газопроводов – в соответствии со строительными нормами и
правилами;для действующих
газопроводов при проведении планового или внеочередного
диагностирования и отсутствия базового шурфа – в шурфе или в одном
из шурфов, вскрытом (вскрытых) при техническом обследовании, в
котором по результатам диагностирования газопровода установлен
минимальный срок службы (при нескольких шурфах) в количестве одного
базового шурфа на участок газопровода из одной партии труб,
независимо от протяженности участка и назначения.

в
местах, приведенных в п.4.4.3;при наличии грунтов с
высокой агрессивностью, блуждающих токов и анодных зон;в
местах пересечений с инженерными коммуникациями канальной
прокладки;в
местах поворотов газопроводов и выхода их из земли;при наличии отказов,
зафиксированных при предшествующих проверках, обследованиях и
авариях.

3.7. В базовых шурфах
строительной организацией должны быть определены фактические
начальные характеристики газопровода:для металла труб –
временное сопротивление, предел текучести и при толщине стенки 5 мм
и более – ударная вязкость, полученные по данным сертификатов
заводов-изготовителей или при их отсутствии – по результатам
лабораторных испытаний;

3.8. Рекомендуется
совмещать диагностирование с техническим (приборным) обследованием
газопроводов.При диагностировании
могут быть использованы данные технического обследования
газопровода, срок проведения которого не превышает один год.

4.1 При проектировании для всех газопроводов определяется срок эксплуатации с учетом исходных данных задания на проектирование и результатов инженерных изысканий.

При определении срока эксплуатации газопровода используются результаты инженерных изысканий, содержащие прогноз изменений значений расчетных данных на весь срок эксплуатации проектируемого газопровода.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СТАЛЬНЫХ НАРУЖНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ

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.

https://www.youtube.com/watch?v=ytpolicyandsafetyru

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.

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

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

https://www.youtube.com/watch?v=ytpressru

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.

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов

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.

https://www.youtube.com/watch?v=ytcopyrightru

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.

5.2 Подготовка персонала эксплуатационных организаций

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов

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].

Содержание

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов

1 Область применения ………………………………………………………..1

2 Нормативные ссылки ………………………………………………………..1

3 Термины, определения и сокращения ……………………………………………2

4 Основные положения………………………………………………………..6

5 Критерии оценки степени воздействия техногенных и природных факторов на техническое

состояние газопроводов ……………………………………………………..7

6 Принцип разбивки газопровода на участки ………………………………………..7

7 Порядок назначения срока эксплуатации газопроводов……………………………….8

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов

8 Правила назначения срока эксплуатации …………………………………………9

Приложение А (справочное) Классификация факторов воздействия, учитываемых при назначении

срока эксплуатации газопроводов …………………………………..10

Приложение Б (справочное) Оценка минимального срока службы по результатам проведения технического диагностирования и по продлению срока эксплуатации подземных стальных газопроводов дочерних и зависимых организаций АО «Газпром газораспределение»……………………………………………..13

Приложение В (справочное) Определение срока службы защитного покрытия подземных

газопроводов при проектировании …………………………………..17

Библиография ……………………………………………………………..18

ГОСТ Р 58094—2018

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

7.1 Ввод в эксплуатацию

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов

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.

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов

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.

РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов

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.

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.

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.

– обеспечения условий безопасной эксплуатации сетей газопотребления;- защиты жизни и/или здоровья граждан, имущества физических и юридических лиц, государственного и муниципального имущества;- охраны окружающей среды, жизни и/или здоровья животных и растений;- обеспечения энергетической эффективности;- стандартизации основных принципов построения сетей газопотребления и общих требований к их проектированию, строительству, эксплуатации.

Настоящий стандарт разработан на основе требований

Федерального закона [1]. Технического регламента [2] с учетом требований Градостроительного кодекса [3].

• охраны окружающей среды, жизни или здоровья животных и растений.

ГОСТ Р 58094—2018

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Системы газораспределительные.

Сети газораспределения

Gas distribution systems. Gas distribution networks.

Service life assessment in design of outdoor steel gas pipelines

Дата введения — 2018—10—01

СП 42-103-2003 “Проектирование и строительство газопроводов из полиэтиленовых труб и реконструкция изношенных газопроводов” разработан в развитие основополагающего СНиП 42-01-2002 “Газораспределительные системы” взамен СП 42-101-96 “Проектирование и строительство газопроводов из полиэтиленовых труб диаметром до 300 мм”, СП 42-103-97 “Восстановление стальных подземных газопроводов с использованием синтетических тканевых шлангов и специального двухкомпонентного клея”, СП 42-105-99 “Контроль качества сварных соединений полиэтиленовых газопроводов”.

СП 42-103-2003 содержит подтвержденные научными исследованиями, опробованные на практике и рекомендуемые в качестве официально признанных технические решения, средства и способы реализации обязательных требований, установленных СНиП 42-01, по проектированию и строительству полиэтиленовых газопроводов, а также реконструкции изношенных газопроводов с применением полиэтиленовых (в том числе профилированных) труб, синтетических тканевых шлангов и специального двухкомпонентного клея.

В разработке настоящего Свода правил приняли участие:Габелая Р.Д., Гвоздев И.В., Гиллер Г.А, Голик В.Г., Дерюгин М.Н., Зайцев К.И., Кайгородов Г.К., Карвецкий А.Г., Каргин В.Ю., Нечаев А.С., Рождественский В.В., Сафронова И.П., Синев В.М., Токер А.П., Удовенко В.Е., Чирчинская Г.П., Шинкарев А.М., Шишов Н.А., Шурайц А.Л.

Приложение X (рекомендуемое). Акт ввода в эксплуатацию пункта редуцирования газа

8.1 Ввод пунктов редуцирования газа в эксплуатацию

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.

3 Термины, определения и сокращения

3.1 Термины и определения

В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ 27.002, ГОСТ 20911, ГОСТ 25866.

воздействия: Изменение температуры, влияния на строительный объект окружающей среды, действие ветра, осадка оснований, смещение опор, деградация свойств материалов во времени и другие эффекты, вызывающие изменение напряженно-деформированного состояния строительных конструкций.

Примечание — При проведении расчетов воздействия допускается задавать как эквивалентные нагрузки.

[ГОСТ 27751—2014. пункт 2.2.1]

восстановление: Комплекс мероприятий, обеспечивающих доведение эксплуатационных качеств конструкций, пришедших в ограниченно работоспособное состояние, до уровня их первоначального состояния, определяемого соответствующими требованиями нормативных документов на момент проектирования объекта.

[ГОСТ 31937—2011. пункт 3.22]

ГОСТ Р 58094-2018

газопровод: Конструкция, состоящая из соединенных между собой труб, предназначенная для транспортирования природного газа.

{Технический регламент [2]. статья 1. пункт 7]

газопровод надземный: Наружный газопровод, проложенный над поверхностью земли, а также по поверхности земли без насыпи (обвалования).

[Технический регламент [2]. статья 1. пункт 7)

газопровод наружный: Подземный или надземный газопровод сети газораспределения или сети газопотребления. проложенный вне зданий, до внешней грани наружной конструкции здания. [Технический регламент [2]. статья 1, пункт 7]

газопровод подземный: Наружный газопровод, проложенный в земле ниже уровня поверхности земли, а также по поверхности земли в насыпи (обваловании).

[Технический регламент [2]. статья 1, пункт 7)

инженерные изыскания: Изучение природных условий и факторов техногенного воздействия в целях рационального и безопасною использования территорий и земельных участков в их пределах, подготовки данных по обоснованию материалов, необходимых для территориального планирования, планировки территории и архитектурно-строительного проектирования.

[Градостроительный кодекс [3]. статья 1. пункт 15]

конструктивная система: Совокупность взаимосвязанных строительных конструкций и основания

[ГОСТ 27751—2014. пункт 2.2.2)

нагрузки: Внешние механические силы (вес конструкций, оборудования, людей, снегоотложения и др.), действующие на строительные объекты.

[ГОСТ 27751—2014, пункт 2.2.3]

3.1.10

нормальные условия эксплуатации: Учтенное при проектировании состояние здания или сооружения. при котором отсутствуют какие-либо факторы, препятствующие осуществлению функциональных или технологических процессов.

[Федеральный закон [1], статья 2. пункт 2]

3.1.11

нормативное техническое состояние: Категория технического состояния, при котором количественные и качественные значения параметров всех критериев оценки технического состояния строительных конструкций зданий и сооружений, включая состояние грунтов основания, соответствуют установленным в проектной документации значениям с учетом пределов их изменения.

[ГОСТ 31937—2011. пункт 3.10]

ГОСТ Р 58094—2018

3.1.12

обеспеченность: Вероятность благоприятной реализации значения переменной случайной величины. Например, для нагрузок «обеспеченность» — вероятность непревышения заданного значения: для характеристик материалов «обеспеченность» — вероятность значений, меньших или равных заданным.

[ГОСТ 27751—2014. пункт 2.2.6]

3.1.13

обоснование безопасности опасного производственного объекта: Документ, содержащий сведения о результатах оценки риска аварии на опасном производственном объекте и связанной с ней угрозы, условия безопасной эксплуатации опасного производственного объекта, требования к эксплуатации. капитальному ремонту, консервации и ликвидации опасного производственного объекта.

(Федеральный закон [4] статья 1]

3.1.14

опасные природные процессы и явления: Землетрясения, сели, оползни, лавины, подтопление территории, ураганы, смерчи, эрозия почвы и иные подобные процессы и явления, оказывающие негативные или разрушительные воздействия на здания и сооружения.

(Федеральный закон [1], статья 2. пункт 12]

3.1.15

особые условия: Наличие угрозы возникновения (развития) опасных природных и природнотехногенных (под воздействием деятельности человека) явлений и событий, и (или) специфических по составу и состоянию грунтов.

[Технический регламент [2]. статья 1. пункт 7]

3.1.16

отключающее устройство: Техническое устройство, предназначенное для периодических отключений отдельных участков газопровода и газоислользующего оборудования с соблюдением условий герметичности.

3.1.17 проектируемый объект (сеть газораспределения): Сеть газораспределения или ее части, определенные заданием на проектирование.

3.1.18

расчетная схема (модель): Модель конструктивной системы, используемая при проведении расчетов.

[ГОСТ 27751—2014. пункт 2.2.10]

3.1.19

расчетные ситуации: Учитываемый при расчете сооружений комплекс наиболее неблагоприятных условий, которые могут возникнуть при его возведении и эксплуатации.

[ГОСТ 27751—2014. пункт 2.2.12]

3.1.20

сеть газораспределения: Единый производственно-технологический комплекс, включающий в себя наружные газопроводы, сооружения, технические и технологические устройства, расположенные на наружных газопроводах, и предназначенный для транспортировки природного газа от отключающего устройства, установленного на выходе из газораспределительной станции, до отключающего устройства, расположенного на границе сети газораспределения и сети гаэолотребления (в том числе сети гаэопотребления жилых зданий).

ГОСТ Р 58094-2018

3.1.21 специальные технические условия. СТУ: Технические нормы, содержащие (применительно к конкретному объекту капитального строительства) дополнительные к установленным или отсутствующие технические требования в области безопасности, отражающими особенности инженерных изысканий, проектирования, строительства, эксплуатации, а также демонтажа (сноса) объекта.

3.1.22 срок (продолжительность) эксплуатации: Врвменнбй интервал, в течение которого при предусмотренных проектом условиях эксплуатации обеспечивается работоспособное состояние объекта.

3.1.23

строительная конструкция: Часть здания или сооружения, выполняющая определенные несущие. ограждающие и (или) эстетические функции.

[Федеральный закон (1]. статья 2. пункт 2)

3.1.24

техническое устройство: Составная часть сети газораспределения и сети гаэопотреблеиия (арматура трубопроводная, компенсаторы (линзовые, сильфонные), конденсатосборники. гидрозатворы. электроизолирующие соединения, регуляторы давления, фильтры, узлы учета газа, средства электрохимической защиты от коррозии, горелки, средства телемеханики и автоматики управления технологическими процессами транспортирования природного газа, контрольно-измерительные приборы. средства автоматики безопасности и настройки параметров сжигания газа) и иные составные части сети газораспределения и сети газопотребления.

3.1.25

техногенные воздействия: Опасные воздействия, являющиеся следствием аварий в зданиях, сооружениях или на транспорте, пожаров, взрывов или высвобождения различных видов энергии, а также воздействия, являющиеся следствием строительной деятельности на прилегающей территории.

[Федеральный закон [1], статья 2. пункт 2)

3.1.26

технологическое устройство: Комплекс технических устройств, соединенных газопроводами, обеспечивающий получение заданных параметров сети газораспределения и сети газопотребления. определенных проектной документацией и условиями эксплуатации, включающий, в том числе газорегуляторные пункты, газорегуляторные пункты блочные, газорегуляторные пункты шкафные, газорегуляторные установки и пункты учета газа.

3.1.27 точка подключения: Место присоединения технических и технологических устройств, входящих в состав проектируемого объекта, к газопроводу или проектируемого объекта к существующим сетям газораспределения или сетям газопотребления.

Примечани е—Определение применимо только при использовании с настоящим стандартом.

3.1.28

транспортирование природного газа: Перемещение природного газа по газопроводам сети газораспределения и сети газопотребления.

3.1.29

условия эксплуатации: Совокупность факторов, действующих на изделие при его эксплуатации.

[ГОСТ 25866—83, пункт 5]

ГОСТ Р 58094—2018

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

9.1 Ввод в эксплуатацию устройств автоматики и телемеханики АСУ ТП должен проводиться после проведения специализированной организацией пусконаладочных работ, индивидуальных испытаний и комплексного опробования средств АСУ ТП вместе с технологическим оборудованием в течение не менее 72 ч. При необходимости к проведению индивидуальных испытаний и комплексному опробованию средств АСУ ТП могут привлекаться представители проектной и монтажной организаций.

– исполнительная документация с изменениями, внесенными по результатам проведения пусконаладочных работ;- техническая документация изготовителей средств АСУ ТП (технические паспорта на оборудование и аппаратуру, инструкции по эксплуатации и т.п.);- протоколы индивидуальных испытаний АСУ ТП;- структурная схема АСУ ТП с обозначением оборудованных средствами АСУ ТП объектов, а также линий связи и передачи данных;- схемы размещения средств АСУ ТП на объектах сетей газораспределения и в диспетчерском пункте АДС.

9.3 Эксплуатация устройств автоматики и телемеханики, средств измерений АСУ ТП должна осуществляться в соответствии с документацией изготовителей. Устройства автоматики технологических защит, блокировок и сигнализации на объектах сетей газораспределения должны быть обеспечены постоянным электроснабжением и защищены от вибраций или сотрясений при выполнении работ, связанных с эксплуатацией технологического оборудования.

Средства АСУ ТП должны быть постоянно включены в работу, за исключением устройств, которые по своему функциональному назначению могут быть отключены при неработающем технологическом оборудовании. Отключение и включение в работу средств АСУ ТП, используемых АДС, должно проводиться по согласованию с АДС и оформляться записями в эксплуатационном журнале.

9.4 Проведение метрологического надзора за средствами измерений осуществляется в соответствии с требованиями нормативных актов в области метрологического контроля.

9.5 Техническое обслуживание средств АСУ ТП должно проводиться в сроки, установленные эксплуатационной организацией, но не реже одного раза в три года.Проверка параметров срабатывания устройств автоматики технологических защит, блокировок и сигнализации на объектах сетей газораспределения должна проводиться не реже одного раза в три месяца, а также после устранения нарушений работы отдельных устройств в процессе эксплуатации средств АСУ ТП.

При техническом обслуживании средств АСУ ТП должны выполняться следующие работы:- внешний осмотр аппаратуры и коммутационных элементов;- проверка соответствия параметров настройки устройств автоматики данным отчета о проведении пусконаладочных работ;- внешний осмотр средств измерений и проверка сроков проведения их поверки;

– измерение сопротивления изоляции кабелей электроснабжения;- проверка соответствия условий эксплуатации средств АСУ ТП (по температуре и влажности воздуха, отсутствию вибраций и др.) документации изготовителей;- устранение выявленных нарушений и неисправностей.Техническое обслуживание средств АСУ ТП должно проводиться без отключения технологического оборудования объектов сетей газораспределения или нарушения условий его нормальной эксплуатации.

9.6 Текущий и капитальный ремонты средств АСУ ТП должны проводиться специализированными организациями. Структурные изменения АСУ ТП, произошедшие в результате проведения ремонта автоматики и телемеханики, должны быть отражены в схемах размещения средств АСУ ТП на объектах сетей газораспределения и в диспетчерском пункте АДС.

9.7 Результаты проведения технического обслуживания и ремонта средств АСУ ТП должны быть оформлены записями в эксплуатационном журнале по форме, приведенной в приложении М.

(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

Ю.1 Локализация и ликвидация аварии по заявке “Запах газа в подвале здания”

Ю.1.1 Возможные причины аварии – нарушение целостности подземного газопровода (разрыв стыка или трубы, сквозное коррозионное повреждение стального газопровода и др.), проникновение газа в подвал через грунт или по подземным коммуникациям.

Ю.1.2 Последовательность проведения работ по локализации и ликвидации аварии

Ю.1.2.1 Прием заявки диспетчером и инструктаж заявителя по принятию мер безопасности до прибытия аварийной бригады.

Ю.1.2.2 Регистрация аварийной заявки и доведение содержания заявки до сведения руководителя аварийной бригады.

Ю.1.2.3 Проведение руководителем аварийной бригады краткого инструктажа по выполнению газоопасных работ на аварийном объекте и мерах безопасности, подготовка необходимой исполнительной документации. Выезд аварийной бригады на место аварии не позднее, чем через 5 мин после получения аварийной заявки.

Ю.1.2.4 Расстановка предупредительных знаков на въездах к аварийному объекту и принятие мер по предотвращению возникновения открытого огня и присутствия людей в загазованном помещении и лестничной клетке здания.

Ю.1.2.5 Определение газоанализатором концентрации газа в подвале, лестничной клетке и помещениях первого этажа.

Ю.1.2.6 При концентрации газа в подвале до 1%:- интенсивная вентиляция подвала, лестничной клетки и помещений первого этажа;- организация постоянного контроля над изменением концентрации газа в подвале, лестничной клетке и помещениях первого этажа;- поиск места утечки газа прибором или пенообразующим раствором на наружном газопроводе и внутренних газопроводах в пределах лестничной клетки и в помещениях первого этажа;

– проверка на загазованность подвалов и подъездов соседних зданий.При обнаружении загазованности подъездов и подвалов соседних зданий – принятие вышеуказанных мер безопасности и проверка загазованности подвалов зданий, колодцев коммуникаций и других сооружений на расстоянии 50 м в обе стороны от подземного газопровода в соответствии с планшетом.

Ю.1.2.7 При концентрации газа свыше 1% в подвале здания и/или в подвалах и других сооружениях на расстоянии 50 м в обе стороны от подземного газопровода:- отключение газопроводов сети газопотребления от сети газораспределения (при отключении подачи газа в сети газопотребления предприятий и котельных – с оповещением потребителей газа);

– организация (при необходимости) выезда к месту аварии представителей городских служб согласно плану взаимодействия;- принятие мер по обесточиванию электросети зданий;- определение мест утечки газа на подземных газопроводах прибором, внешним и буровым осмотром;- вскрытие поврежденного участка подземного газопровода;- ликвидация утечки газа (в т.ч. временная).

Ю.1.2.8 Составление акта аварийно-диспетчерского обслуживания и (по прибытии в АДС) оформление и передача в соответствующую службу эксплуатационной организации ремонтной заявки на проведение аварийно-восстановительных работ.

Ю.1.3 Действия диспетчера

Ю.1.3.1 Принимает заявку и инструктирует заявителя о мерах безопасности.

Ю.1.3.2 Регистрирует заявку в журнале.

Ю.1.3.3 Выписывает заявку аварийной бригаде на устранение аварии.

Ю.1.3.4 Знакомит руководителя аварийной бригады с содержанием заявки и схемой отключения газопроводов аварийного объекта (района) от сети газораспределения.

Ю.1.3.5 Подготавливает, совместно с руководителем аварийной бригады, необходимую документацию (планшет, сварочную схему подземного газопровода, исполнительную документацию).

Ю.1.3.6 Обеспечивает выезд аварийной бригады на объект в течение 5 мин на специальном автомобиле АДС, укомплектованном инструментом, материалами, приспособлениями и индивидуальными средствами защиты.

Ю.1.3.7 Поддерживает постоянную связь с аварийной бригадой, уточняет характер аварии.

Ю.1.3.8 Докладывает об аварии руководству эксплуатационной организации.

Ю.1.3.9 Дает указания руководителю аварийной бригады по отключению газопроводов аварийного объекта (района) от сети газораспределения.

Ю.1.3.10 Обеспечивает (при необходимости) выезд к месту аварии представителей городских служб и организаций согласно плану взаимодействия.

Ю.1.3.11 Принимает меры по выделению аварийной бригаде дополнительного рабочего персонала и материально-технических средств.

Ю.1.3.12 Передает телефонограммы руководителям промышленных предприятий и котельных о прекращении подачи газа до ликвидации аварии на газопроводе.

Ю.1.3.13 Обеспечивает прибытие на место аварии персонала производственных служб эксплуатационной организации.

Ю.1.3.14 Получает от руководителя аварийной бригады информацию о ходе работ по ликвидации аварии.

Ю.1.3.15 Оформляет сведения в оперативном журнале об отключении аварийной бригадой газопроводов и пунктов редуцирования газа.

Ю.1.3.16 Направляет на место аварии очередную сменную аварийную бригаду при продолжительности проведения работ по ликвидации и локализации аварии в течение более чем одной смены.

3.
ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

3.2 Организацию и порядок проведения производственного контроля качества строительно-монтажных работ предусматривают в соответствии с требованиями СНиП 3.01.01 и положениями СП 42-101, а также настоящего СП.

• для надземных газопроводов сетей газораспределения применяют защитные покрытия от атмосферной коррозии по СП 28.13330 и ГОСТ Р 55474;

• материал защитного пок|>ытия сварных соединений и соединительных деталей по своим защитным свойствам соответствует свойствам материала защитного покрытия труб на данном участке газопровода.

4.3 В течение всего срока эксплуатации газопровода (участков газопровода) принимается неизменность его характеристик и параметров.

4.4 Особые условия эксплуатации при назначении срока эксплуатации газопровода определяются по СП 62.13330 и СП 42-102.

– по мониторингу технического состояния газопроводов, технических и технологических устройств;

ГОСТ Р 58094—2018

• по техническому обслуживанию и восстановлению газопроводов, технических и технологических устройств.

4.6 Для назначения срока эксплуатации рекомендуется применять принцип разбивки газопровода на участки, представленный в разделе 6. Решение о выделении из состава проектируемого объекта газопроводов (участков газопроводов) принимается проектировщиком.

Приложение Б (рекомендуемое). Регистрация газоопасных работ

Приложение Б(рекомендуемое)

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

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 Р (рекомендуемое). Акт технического обследования подземного газопровода

Приложение Р(рекомендуемое)

(наименование эксплуатационной организации)

Срок хранения:
постоянно

Акт технического обследования подземного газопровода

Акт места производства работ:

(адреса газопроводов, объединенных паспортом)

1 Давление газа в газопроводе, МПа

2 Длина газопровода, м: межпоселкового

распределительного

ввода

3 Состояние изоляции проверялось

Обнаружено мест “индикаций” прибора

4 Герметичность газопровода проверялась

Обнаружено мест “индикаций” прибора

На места повреждения изоляции прилагаются эскизы N

на_____листах.

На места обнаруженных утечек газа прилагаются эскизы N

на_____листах.

5 В процессе производства работ было вырыто

шурфов

Выявлены дефекты

На места повреждения изоляции прилагаются эскизы N

На места обнаруженных утечек газа прилагаются эскизы N____________ с привязками к постоянным ориентирам.

Личная подпись производителя работ

6 Очередное приборное обследование технического состояния подземного газопровода необходимо произвести в__________году.

Начальник службы (участка)

должность

личная подпись

инициалы, фамилия

“___”___________20__г.

Производитель работ

должность

личная подпись

инициалы, фамилия

“___”___________20__г.

Примечание – При обследовании изоляции и герметичности газопровода с помощью приборов в пунктах 3 и 4 необходимо указать тип и N прибора, а также N свидетельства о поверке.

Эскиз N_____ к акту N______
места повреждения изоляции (утечки газа)

На газопроводе

давления, местоположение

Фиксировано прибором

(тип прибора, характеристика повреждения, характеристика грунта, краткие сведения о ремонте)

Эскиз составил

должность

личная подпись

инициалы, фамилия

“___”___________20__г.

Определение технического
состояния газопровода проводится путем сравнения фактических
значений параметров технического состояния с критическими
значениями соответствующих параметров предельного состояния.

5.1. Определение эффективности работы электрохимической
защиты (ЭХЗ)

5.1.1. Требования к ЭХЗ и
методы контроля определяются разделом 5 “Требования к
электрохимической защите и методы контроля” ГОСТ
9.602, ПБ 12-368-00 и
Инструкцией по защите городских подземных трубопроводов от
электрохимической коррозии.

5.1.2. Оценка состояния
ЭХЗ участка газопровода осуществляется по уровню:защищенности участка
газопровода по протяженности;защищенности участка
газопровода по времени.

5.1.3. Защищенность
участка газопровода по протяженности определяется как отношение
длины участков, имеющих поляризационный или защитный потенциал не
менее требуемых значений, определяемых в соответствии с п.5.1.1
ГОСТ
9.602, к общей длине данного газопровода. При соотношении
меньше единицы необходимо проверить работоспособность каждого
преобразователя, анодного заземления, протекторов и других средств
защиты.

5.1.4. Защищенность
участка газопровода по времени определяется как выраженное в
процентах отношение суммарного времени нормальной работы в
установленном режиме всех средств защиты за время эксплуатации к
длительности периода работы в отсутствие необходимого
поляризационного или суммарного защитного потенциала к общему
времени эксплуатации. Показатель защищенности, являющийся критерием
предельного состояния, должен быть не менее 95%.

5.2. Определение состояния изоляции

5.2.1. Критериями
предельного состояния изоляции являются сплошность, сквозные
повреждения и значение переходного сопротивления.

5.2.2. Оценка состояния
изоляционного покрытия в шурфе включает следующие параметры:тип, материал изоляции,
внешний вид покрытия (наличие, расположение, площадь сквозных
повреждений), характер покрытия (бугристость, наличие трещин,
толщина по периметру, наличие обертки);адгезию, величина которой
определяется по методикам, предусмотренным приложением Б ГОСТ Р 51164-98;величину переходного
сопротивления.Одновременно определяется
удельное электрическое сопротивление грунта в месте расположения
шурфа.

5.2.3. Величина
переходного сопротивления определяется по методу, приведенному в
приложении Ж, или с помощью мегомметра, например, типа М1101М или
другого типа с килоомной шкалой и напряжением 100 В.

5.2.4. Состояние
изоляционного покрытия оценивается по фактическому переходному
сопротивлению в сравнении с критическим (предельным)
значением конечного переходного
сопротивления труба-грунт. Критическое (предельное) переходное
сопротивление на диагностируемом участке газопровода вычисляется
решением трансцендентного уравнения

где – удельное электрическое сопротивление
грунта, Ом·м; – наружный диаметр трубопровода, м; – глубина от поверхности земли до верхней
образующей трубопровода, м; – толщина стенки трубы, м.Решать уравнение следует
методом подбора значения , обеспечивающего равенство левой и правой
частей уравнения с точностью 0,5.

Если фактическое значение
переходного сопротивления меньше критического (<), делается вывод о полной деградации
изоляционного покрытия на данном участке газопровода.Если , то покрытие находится на пределе защитных
свойств. Если и имеется только пассивная защита
газопровода, то рассчитывается остаточный срок службы изоляционного
покрытия в соответствии с п.6.1.

При определении
изоляционного покрытия на участке газопровода, как полностью
деградировавшего или находящегося на пределе защитных свойств, в
случае экономической целесообразности назначается корректировка
режимов работы действующих установок ЭХЗ, а при недостаточности
принимаемых мер – обустройство на газопроводе дополнительных
пассивных и активных средств ЭХЗ.

5.3. Определение степени коррозионных повреждений
металла

Критериями предельного
состояния трубы являются сквозное коррозионное повреждение или
остаточная толщина стенки трубы, которая не позволяет дальнейшую
эксплуатацию газопровода из условий обеспечения прочности.Влияние коррозионного
износа на величину остаточного срока службы труб газопровода
определяется расчетом в соответствии с пп.6.6, 6.

5.4. Определение качества сварных стыков

5.4.1. Если в процессе
эксплуатации утечек через сварные стыки или их разрывы не
отмечалось, то стыки признаются годными и их проверка не
производится.

5.4.2. Если сварной стык
попал в зону шурфа и в процессе эксплуатации были выявлены
повреждения в стыковом (строительном) или заводском (продольном или
спиральном) сварном шве, а также выявлено, что их внешний вид не
соответствует требованиям нормативных документов, сварное
соединение подлежит проверке методами неразрушающего контроля в
соответствии с установленными нормами.

5.5. Определение физико-механических свойств металла
труб

Фактические значения
физико-механических свойств металла определяются:, – согласно ГОСТ 10006 и, как исключение, путем
пересчета значений твердости, полученных с помощью переносного
твердомера или коэрцитиметра по методикам, предусмотренным
паспортом соответствующего прибора и приложением К настоящей
Инструкции;

(ударная вязкость фактическая) – приборным
неразрушающим методом согласно приложению И настоящей Инструкции
или разрушающим методом согласно ГОСТ 9454; (кольцевое напряжение фактическое) –
приборным неразрушающим методом согласно приложению И настоящей
Инструкции или расчетом по формуле (13) настоящей Инструкции.

Приложение А

А.1. Общие положения

А.1.1. Технический
эксплуатационный паспорт газопровода (далее – паспорт) является
документом, отражающим текущее техническое состояние газопровода, и
включает основные сведения из проектной, исполнительной и
эксплуатационной документации на газопровод.

А.1.2. Ведение паспорта
осуществляется эксплуатирующими газопровод организациями.
Специалисты предприятий подземметаллозащиты и других
специализированных организаций по результатам проводимых ими
обследований представляют необходимые сведения для включения их в
паспорт.

А.2. Организационно-технические мероприятия для ведения
паспорта

А.2.1. Для обеспечения
работ по ведению паспорта проводятся следующие мероприятия:назначение лиц из числа
компетентных сотрудников ГРО, ответственных за ведение
эксплуатационной документации, подготовку измерительной аппаратуры,
инструмента, а также непосредственно за проведение плановых
приборных обследований;

сбор и классификация
данных по проведенным за время эксплуатации приборным обследованиям
и ремонтам;осуществление замеров
паспортизируемых данных в процессе эксплуатации;определение места
базового шурфа с обозначением его на карте-схеме;обработка результатов и
оформление соответствующих протоколов и актов.

А.2.2. Ведение паспорта
осуществляется с момента пуска газопровода в эксплуатацию и в
течение всего периода его работы.

А.3. Перечень документов, входящих в паспорт

А.3.1. Включению в
паспорт подлежат элементы проектной и другой технической
документации, имеющейся на газопровод, в том числе:акт приемки в
эксплуатацию;эксплуатационный паспорт
системы ЭХЗ;техническая документация
(сертификаты, паспорта и пр.) на оборудование и материалы;строительная
(исполнительная) документация на вновь сооружаемые искусственные
преграды и коммуникации, прокладываемые параллельно или
пересекающие газопровод, с указанием степени их влияния;протоколы измерений и
акты технического состояния.

Приложение Т (рекомендуемое). Акт ввода в эксплуатацию установки электрохимической защиты

Приложение Д(рекомендуемое)

(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.

Приложение К(рекомендуемое)

(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

Приложение Т(рекомендуемое)

Акт N____ввода в эксплуатацию установки электрохимической защиты

“____”____________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.

6 Принцип разбивки газопровода на участки

6.1 Для назначения срока эксплуатации рекомендуется применять представленный в данном разделе принцип разбивки газопровода на участки.

6.2 Проектируемый объект, при необходимости, разделяется на гидравлически независимые друг от друга части.

Пример — Гидравлически независимыми друа от друга частями проектируемого объекта являются газопроводы, имеющие разные источники газа.

б) технологические устройства, входящие в состав проектируемого объекта, которые могут быть отнесены к источникам газа в границах, определенных в перечислении а) 6.3.

6.4 Разбивку газопровода проводят с целью выделения участков с одинаковыми условиями эксплуатации относительно ВВФ (расчетных ситуаций) с последующим анализом их влияния на срок эксплуатации таких участков и газопровода в целом.

• по виду прокладки (надземный или подземный газопровод);

ГОСТ Р 58094—2018

• по грунтовым и природным условиям прокладки (переходы газопровода через естественные и искусственные преграды, по мостам и эстакадам и т.д.);

• по диаметру и толщине стенки трубы.

• диаметр и толщина стенки трубы;

• стандарт (ГОСТ. ТУ и т. д.) на трубы, марка стали (в случае использования коррозионно-стойких сталей);

• тип защитного покрытия труб и соединительных деталей.

• технические (технологические) устройства и сооружения, находящиеся на газопроводе.

а) схема газопровода разбивается на части методом исключения из нее технических (технологических) устройств и сооружений. Смежные части схемы объединяются в соответствии с 6.6 по одинаковым параметрам и техническим характеристикам.

• вид прокладки;

• вид электрохимической защиты.

6.9 Сформированные в соответствии с 6.8 части схемы объединяются в расчетные схемы для одинаковых условий эксплуатации газопроводов (расчетных ситуаций) относительно ВВФ.

Значения нагрузок от ВВФ из таблицы А.1. учитываемых в расчетных ситуациях, должны использоваться в расчетах сроков эксплуатации участков газопроводов с учетом их прогнозных значений с обеспеченностью на период строительства и эксплуатации газопровода не менее 0.92 для нормальных условий эксплуатации и 0.96 для особых условий, если иные значения не установлены в нормативной документации.

6.10 Для каждой расчетной схемы при проведении поверочных расчетов на прочность и устойчивость по методу предельных состояний назначается срок эксплуатации газопровода (участка газопровода) в соответствии с разделами 7 и 8.

7 Порядок назначения срока эксплуатации газопроводов

7.1 При назначении срока эксплуатации газопроводов учитывается срок эксплуатации, указанный заказчиком в задании на проектирование.

7.2 При назначении срока эксплуатации газопровода в проектной документации следует указывать ссылки на нормативные документы, требования которых использовались при его назначении.

7.3 Срок эксплуатации стальных подземных газопроводов, спроектированных в соответствии с ГОСТ Р 55472. ГОСТ Р 55474. СП 62.13330, СП 42-102 с применением методов защиты от коррозии по ГОСТ 9.602 и защитного покрытия по ГОСТ Р 55436 с учетом результатов обработки статистических данных по оценке минимального срока службы (приложение Б) назначается для нормальных условий эксплуатации по срокам службы защитного покрытия, но не менее 50 лет.

7.4 Определение срока эксплуатации защитною покрытия подземных газопроводов рекомендуется проводить по приложению В.

7.5 Срок эксплуатации для стальных надземных газопроводов, спроектированных в соответствии с ГОСТ Р 55472. ГОСТ Р 55474. СП 62.13330, СП 42-102 и СП 131.13330 с применением защиты от атмосферной коррозии по СП 28.13330. назначается для нормальных условий эксплуатации не менее 50 лет.

Примечание — При условии восстановления защитного покрытия в сроки, предусмотренные производителем защитного покрытия.

ГОСТ Р 58094-2018

г) общероссийских классификаторов технико-экономической и социальной информации или классификаторов, включенных в нормативные правовые акты, утвержденные федеральными органами исполнительной власти (например. ОК 013—2014);

е) требований технического задания на проектирование, подтвержденного поверочным расчетом на прочность и устойчивость по методу предельных состояний.

8.1 Надземные и подземные газопроводы, а также отдельные участки газопровода, при необходимости могут иметь различные сроки эксплуатации.

8.2 Срок эксплуатации может быть назначен проектируемому объекту в целом.

За срок эксплуатации проектируемого объекта принимается минимальное значение из установленных сроков эксплуатации составляющих его частей (для надземных, подземных газопроводов и газопроводов, предназначенных для эксплуатации в особых условиях).

При нецелесообразности назначения срока эксплуатации проектируемому объекту в целом, следует назначить срок эксплуатации для отдельных газопроводов (участков газопроводов) данного объекта.

8.3 Для каждого отдельного газопровода может быть назначен свой срок эксплуатации в соответствии с разделом 7.

За срок эксплуатации газопровода принимается минимальное значение из определенных сроков эксплуатации составляющих его участков (для надземных, подземных участков и участков, предназначенных для эксплуатации в особых условиях).

ГОСТ Р 58094—2018

Приложение А (справочное)

Классификация факторов воздействия, учитываемых при назначении срока эксплуатации газопроводов

А.1 При определении срока эксплуатации газопровода при проектировании объектов сети газораспределения учитывают продолжительность, характер и уровень опасности факторов воздействия, а также их возможные сочетания.

• природные;

• техногенные.

К функциональным факторам относят воздействия, вызванные конструктивными особенностями проектируемого объекта и функциональными нагрузками от процессов, протекающих при его эксплуатации.

Природные и техногенные факторы относятся к ВВФ

• технологические;

• коррозионные;

– гео логические;

• сейсмические.

• постоянные;

-особые.

А.5 По характеру опасного воздействия на газопровод факторы делятся на механические, коррозионные и тепловые.

А.6 По уровню опасного воздействия на газопровод факторы делятся на допустимые и недопустимые.

Допустимый уровень опасного воздействия фактора принимается в виде значения, определяемого из соответствующих нормативных документов. Недопустимым считается уровень опасного воздействия, значение которого превышает определяемое по нормативным документам.

Уровень опасности опасного воздействия фактора определяется или рассчитывается для конкретшх технических устройств, соединительных деталей, участка газопровода или газопровода в целом.

А.7 Условия эксплуатации проектируемого объекта определяются совокупностью воздействующих факторов в определенный момент времени. В зависимости от состава воздействующих факторов различают нормальные и особые условия эксплуатации.

А.8 Факторы с механическим характером воздействия задаются в виде установленных нормативной документацией эквивалентных нагрузок или соответствующих им усилий.

Основными характеристиками нагрузок являются их расчетные и нормативные значения, которые используются е расчетах по методу предельных состояний.

Нормативное значение нагрузки считается нормагъной нагрузкой и определяет условие, при котором эксплуатация газопровода осуществляется в нормальных условиях. Расчетное значение нагрузки учитывает возможные отклонения е процессе эксплуатации от нормагъных условий за счет коэффициента надежности по нагрузке, зависящего от рассматриваемого предельного состояния.

Нормативные значения нагрузок определяются по СП 20.13330. расчетные значения нагрузок и их возможные сочетания определяются по ГОСТ 27751. СП 42-102 и СП 33.13330.

А.9 Факторы с коррозионным характером воздействия задаются в виде установленных в ГОСТ 9.602, СП 28.13330 признаков или значений, наличие которых влияет на свойства газопровода (включая его защитные покрытия) в целом.

– коррозиотая агрессивность внешней среды (атмосферная коррозия, коррозия в природных водах и грунтах. биокоррозия и коррозия, вызванная индуцированным переменным током);

• опасное воздействие блуждающих переменных и постоянных токов, индуцированного переменного тока.

А.10 Факторы воздействия, учитываемые при проектировании, представлены в табгыце А.1.

Таблица А.1 — Факторы воздействия, учитываемые при проектировании объектов сетей газораспределения

класс

группа

&1Д воздействия

продолжи

тельность

воздействия

Характер

воздействия

Вид

ФОкладки

Метод определения или расчете, •ид испытания

Влигыие на установление сроке эксплуатации при проектировании

Функцио

нальные

Технические

воздействия

Нагрузки, обусловленные собственным весом газопровода, а также установленными на нем техническими устройствами, запорной арматурой и нанесенным защитным покрытием

Постоянная

Механический

Подземные

Надземные

СП 42-102. СП 20.13330

Нет

Нагрузки, обусловленные весом и давлением грунта засыпки или насыпи

Постоянная

Подземные

СП 42-102. СП 20.13330

Нет

Нагрузки, обусловленные гидростатическим давлением иЛтли выталкивающей силой еоды (грунтовых вод)

Постоянная

Подземные

СП 62.13330. СП 42-102

Нет

Технологи-месте еоэ-действия

Нагруэш. обусловленные давлением и весом транспортируемой среды

Длительная

Подземные

Надземные

Определяется

проектом

(расчетом)

Нет

Нагрузки, обусловленные температурным воздействием на газопровод

Длительная

Подземные

Надземные

СП 42-102

Нет

Техноген

ные

Коррозион

ные

воздействия

Коррозия, вызванная блуждающими постоянными и переменными токами

Длительная

Электрохимическая коррозия

Подземные

ГОСТ9.602

Да

Коррозия, вызванная индуцированным переменным током

Особая

Электрохимическая коррозия

Подземные

ГОСТ 9,602

Да

Технические

воздействия

Нагрузки от подвижного состава железных, трамвайных и автомобильных дорог

Длительная

Механический

Подземные

СП 35.13330

Нет

Деформация грунта на подрабатываемых территориях

Особая

Подземные

Надземные

СП 21.13330 СП 22.13330

Да

Природ

ные

Коррозион

ные

воздействия

Коррозии в природных водах и грунтах, био-корроэия

Постоянная

Электрохимическая коррозия

Подземные

ГОСТ9.602

Да

Атмосферная коррозия

Надземные

СП 26.13330

Да

Воз деисте ия гидрографических факторов

Давление вода «Уили грунта на переходах через водные преграды

Постоянная

Меха ни чесом

Подземные

СП 22.13330

Да

ГОСТ Р 58094—2018

£ Скончание таблицы А. 1

Класе

группа

вид воздействия

Продолжи-

гелыюсть

воздействия

Характер

воздействия

вид

про гладки

Метод определения или расчета, вид испытания

влимив ив установление срока эксплуатации при проектировании

Природ

ные

Климатиче

ские

воздействия

Снеговые

Кратковре

менная

Механический

Надземные

СП 42-102

Да

Гололедные

СП 20.13330

Да

Ветровые

СП 131.13330

Да

Температурные

Да

Геологиче

ские

воздействий

Неравномерная деформаштя грунта, без изменения его структуры

Длительная

Механический

Подземные

СП 21.13330 СП 22.13330

Да

Деформация грунта на эахарстованных территориях и территориях с про сад очными грунта-кы

Особая

Подземные

Надземные

СП 21.13330 СП 22.13330

Да

Деформация грунта на территориях с много-летнемерзлыми грунтамт

СП 25.133 ЭО

Да

Сейсмиче

ские

воздействия

Землетрясения

Особая

Механический

Подземные

Надземные

СП 14.13330

Да

ГОСТ Р 58094-2018

Приложение Б (справочное)

Оценка минимального срока службы по результатам проведения технического диагностирования и по продлению срока эксплуатации подземных стальных газопроводов дочерних и зависимых

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

(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

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

https://www.youtube.com/watch?v=ytcreatorsru

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