Технические характеристики газопровода

Содержание

Приложение Д (справочное). Основные активные меры для безопасной газификации зданий

3.1 Выбор запорной и регулирующей арматуры для наружных стальных газопроводов следует предусматривать в соответствии с требованиями СП 42-101.

3.2 Медные газопроводы, прокладываемые внутри зданий и сооружений, предназначены для подачи к газовому оборудованию и приборам:- природного газа – по ГОСТ 5542;- сжиженного углеводородного газа (СУГ) – по ГОСТ 20448.

3.3 Не рекомендуется применение медных газопроводов для транспортирования сернистых газов и при температуре эксплуатации (окружающего воздуха) ниже 0 °С.

3.4 Электрохимическая защита от коррозии подземных стальных сооружений осуществляется в соответствии с проектом, положениями настоящего СП и других нормативных документов, утвержденных в установленном порядке.

3.5 Организацию и порядок проведения контроля качества строительно-монтажных работ следует предусматривать в соответствии с требованиями СНиП 42-01, положениями СП 42-101 и настоящего СП.

3.6 Приемку законченных строительством газопроводов в эксплуатацию следует производить в соответствии с требованиями СНиП 42-01.

Технические характеристики газопровода

Приложение Д (Исключено, Изм. N 2).

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.

4.2 При определении срока эксплуатации газопровода учитывают:- для стальных газопроводов сетей газораспределения применяют трубы и соединительные детали по ГОСТ Р 55474;- физико-механические свойства сварных соединений соответствуют характеристикам основного материала свариваемых труб на данном участке газопровода;

– стальные газопроводы сетей газораспределения на весь срок эксплуатации должны быть защищены от атмосферной коррозии, коррозии в природных водах и грунтах, биокоррозии, опасного влияния блуждающих токов (переменного, постоянного) и переменного индуцированного тока в соответствии с требованиями нормативной документации;

– для подземных стальных газопроводов сетей газораспределения применяют трубы и соединительные детали с защитным покрытием заводского изготовления по ГОСТ Р 55436 или с защитным покрытием по ГОСТ 9.602;- для надземных газопроводов сетей газораспределения применяют защитные покрытия от атмосферной коррозии по СП 28.

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.

4.5 При определении срока эксплуатации газопровода следует учитывать, что в проектной документации на сеть газораспределения, при необходимости, должны быть предусмотрены мероприятия:- по мониторингу технического состояния газопроводов, технических и технологических устройств;- 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.

О видах классификации по назначению магистрали

В связи с характерной спецификой их использования, газовые трубы можно классифицировать сразу по нескольким направлениям. После этого для отдельно взятого газопровода можно составить ряд характеристик, определяющих его свойства и конструктивные особенности.

Распространены в зеленом (для стальных вариантов) и желтом (полиэтиленовые трубы) цветовом исполнении. Таблички могут размещаться на стенах зданий, а также на специальных столбиках возле трасс. Эти указатели устанавливают на расстоянии не более 100 метров друг от друга, с соблюдением зоны прямой видимости.

Зеленая табличка-привязка
Зеленая табличка-привязка

При планировке газовых труб можно выделить: уличные, внутриквартальные, межцеховые и дворовые. На этом характеристика по расположению не заканчивается, ведь прокладка и врезка коммуникаций возможна на земле, под землей и над землей.

В системе газоснабжения газопроводы можно классифицировать по их прямому назначению:

  • распределительные. Это наружные газопроводы, поставляющие газ от источников газа до распределительных пунктов, а кроме того газопроводы среднего и высокого давления, подключенные к одному объекту;
  • газопровод-ввод. Это участок от присоединения к распределительному газопроводу к устройству на вводе, отключающему систему;
  • вводный газопровод. Это промежуток от отключающего устройства до непосредственно внутреннего газопровода;
  • межпоселковый. Такие коммуникации проложены вне населенных пунктов;
  • внутренний. Внутренним газопроводом считают участок который начинается от вводного газопровода до конечного агрегата, использующего газ.

Давление в трубе является важнейшим показателем функционирования газопровода. Рассчитав этот показатель, можно определить предел мощности газопровода, его надежность, а также степени риска, возникающие при его эксплуатации.

Газопровод, бесспорно, является потенциально опасным объектом, и потому прокладка или врезка газовых коммуникаций с давлением, превышающим допустимое, несет в себе большие риски для газотранспортной системы и безопасности окружающих людей. Правила надлежащей классификации помогут избежать аварий на взрывоопасном объекте.

Газопровод низкого давления
Газопровод низкого давления

Разделяют газопроводы высокого, среднего и низкого давления. Более подробная классификация газопроводов приведена ниже:

  • высокого давления категории I-a. Давление газа в таком газопроводе может превышать 1,2 МПа. Такой вид применяют для подключения к газовой системе паровых и турбинных установок, а также теплоэлектростанций. Диаметр трубы от 1000 до 1200 мм.;
  • высокого давления категории I. Показатель колеблется от 0,6 до 1,2 МПа. Используются для передачи газа в газораспределительные пункты. Диаметр трубы тот же, что и диаметр категории I-a;
  • высокого давления категории II. Показатель от 0,3 до 0,6 МПа. Поставляется в газораспределительные пункты для жилых домов и в промышленные объекты. Диаметр магистрали высокого давления от 500 до 1000 мм.;
  • среднего давления категории III. Показатель может быть в промежутке от 5 КПа до 0,3 МПа. Используются для подведения газа к газораспределительным пунктам по трубам среднего давления, находящимся на жилых зданиях. Диаметр трубы среднего давления от 300 до 500 мм.;
  • низкого давления категории IV. Допустимо давление не превышающее 5 КПа. Такой газовые трубы поставляют носитель непосредственно в жилые дома. Газопроводы низкого давления имеют диаметр трубы не более 300 мм..

Учитывая фактор городских условий, нагрузки от тяжелого транспорта, влиянию снега и дождя на грунт, глубина заложения коммуникаций в городе и их магистральных вариаций требует рассмотрения их по отдельности.

Правила прокладки газовых магистралей также зависят от вида транспортируемого газа. Трубы, поставляющие осушенные газ, можно закладывать в зону промерзания грунта. Глубина заложения определяется прежде всего вероятностью механических повреждений грунта или дорожного покрытия.

Динамические нагрузки не должны вызывать напряжения в трубах. Вместе с тем, увеличение глубины заложения прямо пропорционально влияет на стоимость ремонтно-строительных дорожных работ, необходимых при закладке труб.

Прокладка подземного газопровода
Прокладка подземного газопровода
  • на проездах улиц с бетонным или асфальтовым покрытием минимальная глубина заложения допускается не менее 0,8 метра, при отсутствии такого покрытия – прокладка глубиной 0,9 метра;
  • минимальная глубина заложения труб транспортирующих сухой газ принимается в 1,2 метра от поверхности земли;
  • на улицах и внутриквартальных территориях, где гарантированно отсутствует и будет отсутствовать движение транспорта, правила прокладки допускают, что глубина заложения уменьшится до 0,6 метра;
  • глубина заложения подземного газопровода зависит от наличия водяного пара и уровня промерзания грунта. При транспортировке сухого газа обычно прокладка по глубине составляет 0,8 метра.

Магистральные газопроводы являются целыми комплексами технических сооружений, основная задача которых – транспортировка газа из места его добычи к распределительным пунктам, а далее к потребителю. В непосредственной близости к городу они переходят в местные. Последние, в свою очередь, служат для распределения газа по городу и доставки в промышленные предприятия.

Проектирование и прокладка магистральных коммуникаций должна учитывать объемы газа, мощность работающего с ним оборудования, давления газа и конечно же правила закладки магистральных газопроводов. Расположение магистрального газопровода возле объекта, который требуется газифицировать, вовсе не означает, что врезка будет применена именно к нему.

Врезка может быть проложена в нескольких километрах от газифицированного участка. Кроме того, врезка должна учитывать практическую возможность обеспечения потребителя с заданной мощностью и давлением в трубе.

Магистральные трубы имеют разную производительность. На неё влияет, прежде всего, топливно-энергетический баланс района, в котором планируется прокладка трубопровода. При этом, необходимо рационально определить годовое количество газа, учитывающее объемы ресурса, на перспективу после начала эксплуатации комплекса.

Обычно параметр производительности характеризует количество поступающего за год газа. В течение года этот показатель будет колебаться в сторону уменьшения, из-за неравномерного использования населением газа по сезонам. К тому же на это влияют еще и изменения в температуре внешней среды.

Охранная зона газопровода высокого давления
Охранная зона газопровода высокого давления

Охранная зона магистрального газопровода подразумевает участок по обе стороны газопровода, ограниченный двумя параллельными линиями. Охранные зоны для магистральных газовых труб обязательны из-за взрывоопасности таких коммуникаций. И потому прокладка газопровода должна проводиться с учетом необходимого расстояния.

Для соблюдения нужной протяженности охранных зон, нужно учесть следующие правила:

  • для магистралей высокого давл. I категории – охранная зона составляет 10 м;
  • для труб высокого давл. II категории – охранная зона составляет 7 м;
  • для магистралей среднего давл. – охранная зона составляет 4 м;
  • для труб низкого давл. – охранная зона составляет 2 м.

Приложение А (обязательное). Транспортирование и хранение труб

Приложение Б(справочное)

Б.1 Оценка строится по агрегированным данным о возрасте и суммарной протяженности газопроводов, подвергшихся техническому диагностированию в 2013 г. Данные сгруппированы по возрасту с учетом продления срока эксплуатации после диагностирования. Возраст 40 лет выделяется в отдельную категорию в связи с ранее действовавшим, регламентированным сроком проведения технического диагностирования (далее – обследованию) газопроводов, с целью принятия решения по продлению срока эксплуатации или проведению реконструкции (капитального ремонта) с одновременным принятием решения о сроке проведения следующего обследования.

Б.2 В представленных данных рассматривается не остаточный срок службы газопровода, а период до принятия решения о проведении следующего обследования – остаточный срок эксплуатации.

Технические характеристики газопровода

Б.3 Имеющиеся статистические данные представлены в виде таблицы Б.1 и соответствующего им графика, отображающего значения функции надежности , изображенной на рисунке Б.1.

Таблица Б.1 – Итоговые статистические данные

Номер группы,

Возраст газопроводов в группе, лет

Суммарная протяженность газопроводов в группе, км

Вероятность досрочного обследования

Вероятность достижения газопроводом возраста

1

0

0

0

1

2

10

75,8

0,0032

0,997

3

23

47,2

0,0174

0,979

4

35

72,3

0,0108

0,969

5

40,5

46,3

0,0166

0,952

6

41,5

964,9

0,0106

0,941

7

44

2771,4

0,2210

0,720

8

48

373,6

0,6349

0,086

9

51

13,8

0,0856

0,000

ИТОГО

4365,3

1,0000

Вероятность равна доле протяженности газопроводов с возрастом от общей длины обследованных объектов и служит оценкой вероятности того, что газопровод, имеющий возраст в соответствующем интервале, подвергнется досрочному обследованию._______________ Возраст которых попадает в интервал возраста со средним .

, (Б.1)

где – вероятность досрочного обследования.

Б.4 Случайная величина , определяющая возраст газопровода до обследования, задается функцией распределения . Функция надежности связана с функцией распределения соотношением . Функция , изображенная на рисунке Б.1, указывает сглаженную эмпирическую вероятность того, что за рассматриваемый период возраст произвольно взятого газопровода в момент принятия решения об его обследовании будет не меньше , лет.

Рисунок Б.1 – График эмпирической функции надежности

График имеет перелом в точке 40 лет, связанный с тем, что вероятность проведения обследования для газопроводов с возрастом до 40 лет подчиняется одному закону распределения, а с возрастом 40 лет и выше – другому, т.е. случайная величина подчиняется смеси двух распределений: для 40 и для 40, которые представлены в виде

, (Б.2)

, (Б.3)

где , .События 40 и 40 составляют полную группу несовместных событий и на основании теоремы о полной группе могут быть представлены формулой

, (Б.4)

Технические характеристики газопровода

где – значение функции распределения возраста газопровода до обследования в точке 40; – функция распределения возраста газопровода до обследования в диапазоне 40; – функция распределения возраста газопровода до обследования в диапазоне 40.Распределение случайной величины можно исследовать раздельно: при 040 и при 40. Для каждого такого диапазона вводят условные функции надежности и

, (Б.5)

, (Б.6)

где – функция распределения возраста газопровода до обследования в диапазоне 40; – функция распределения возраста газопровода до обследования в диапазоне 40,для которых из теоремы о полной группе событий записывают тождество

. (Б.7)

Б.5 Выборочные данные дают следующую оценку , согласно которой примерно 3% газопроводов проходят обследование до достижения 40-летнего возраста, а 97% обследований осуществляется для газопроводов с возрастом 40 лет и выше. На основании проведенной оценки далее рассматривают только функции и . График условной функции надежности, определенный по формуле (Б.6), приведен на рисунке Б.2. Поскольку график относится к газопроводам с возрастом не ниже 40 лет, исходная шкала сдвинута на 40 лет влево: .

Б.6 Для определения среднего и минимального возраста газопровода до проведения обследования используют методы непараметрической статистики, которые пригодны при произвольных законах распределения.

Рисунок Б.2 – Эмпирическая функция надежности

Таблица Б.2 – Газопроводы, достигшие возраста 40 и более лет

Параметры

Значения параметров для группы

1

2

3

4

5

6

Возраст газопроводов в группе, лет

40

40,5

41,5

44

48

51

Превышение газопроводами группы возраста 40 лет

0

0,5

1,5

4

8

11

Суммарная протяженность газопроводов в группе, км

0

72,3

46,3

964,9

2771,4

373,6

Вероятность досрочного обследования

0

0,0171

0,0109

0,2282

0,6554

0,0884

Вероятность достижения газопроводом возраста

1

0,983

0,973

0,752

0,117

0,031

Технические характеристики газопровода

По исходным данным для газопроводов с возрастом более 40 лет вычисляют выборочные оценки их среднего возраста до проведения обследования , год, дисперсии , год, и среднеквадратического отклонения , год, по формулам

, (Б.8)

, (Б.9)

, (Б.10)

7,16, 5,15, 2,27. (Б.11)

Б.7 Нижняя доверительная граница выборочной оценки математического ожидания распределения остаточных сроков эксплуатации газопроводов до обследования имеет вид , лет

, (Б.12)

, (Б.13)

, (Б.14)

– доверительная вероятность оценки доверительного интервала; – выборочное среднеквадратическое отклонение; – объем выборки.Для выборки, представленной в таблице Б.2, нижняя доверительная граница для оценки математического ожидания возраста газопроводов при 0,95 составит

. (Б.15)

Из выражения (Б.15) следует, что минимальный возраст газопровода (срок эксплуатации) до проведения обследования оценивается в 45,34 года при среднем сроке в 47,16 лет.Данная оценка относится к газопроводам, построенным 40 и более лет назад, с защитным покрытием на основе битумных мастик. Согласно [6] расчетный срок службы ленточного полимерного покрытия усиленного типа трассового или базового нанесения – 46 лет, трехслойного полимерного покрытия заводского нанесения – 57 лет.

Согласно расчетам (приложение В) срок эксплуатации покрытия из экструдированного полиэтилена усиленного типа оценивается в 78 лет, весьма усиленного типа – 84 года.Защитные покрытия на основе экструдированного полиэтилена по ГОСТ Р 55436 усиленного и весьма усиленного типа способны обеспечить защиту подземных стальных газопроводов от коррозии в природных водах и грунтах, биокоррозии, коррозии, вызванной блуждающими токами (переменными и постоянными) на срок не менее 50 лет.

Приложение В(справочное)

В.1 Срок службы защитного покрытия подземных газопроводов определяется временем, в течение которого величина переходного сопротивления защитного покрытия снизится до предельного значения.

В.2 На стадии проектирования предельный срок службы защитного покрытия , год, оценивают по формуле

, (В.1)

где – начальное значение переходного электрического сопротивления защитного покрытия на законченном строительством газопроводе, Ом·м; – предельно допустимое значение переходного электрического сопротивления защитного покрытия газопровода, Ом·м; – постоянная времени старения защитного покрытия, год.

В.3 Начальное значение переходного электрического сопротивления в зависимости от типа и конструкции защитного покрытия определяют по ГОСТ 9.602 или данным изготовителя.

В.4 Предельно допустимое значение переходного электрического сопротивления защитного покрытия принимают по ГОСТ 9.602 или заданию на проектирование.Примечание – Согласно ГОСТ 9.602 предельно допустимое значение переходного электрического сопротивления защитного покрытия для подземных газопроводов, эксплуатируемых более 40 лет, должно быть не менее 400 Ом·м.

В.5 Значение постоянной времени старения защитного покрытия , год, определяется типом защитного покрытия:- для битумных и полимерных ленточных покрытий принимают 0,125 год;- для покрытий, выполненных по ГОСТ Р 51164, принимают 0,104 год.- для покрытий из экструдированного полиэтилена, выполненного по ГОСТ Р 55436, принимают 0,084 год.

1 Согласно ГОСТ Р 55436 изготовитель гарантирует снижение переходного электрического сопротивления полиэтиленового покрытия не более, чем на 80% от начальной величины через 10 лет эксплуатации, на 87% – через 20 лет, на 95% – через 40 лет, что соответствует постоянной времени старения защитного покрытия 0,084 год.

2 Согласно ГОСТ Р 51164 сопротивление изоляции для всех видов покрытий не должно уменьшаться более чем в три раза через 10 лет и более чем в восемь раз через 20 лет эксплуатации, что соответствует постоянной времени старения защитного покрытия 0,105 год.Пример – Определяют предельный срок службы защитного покрытия усиленного типа, выполненного из экструдированного полиэтилена по ГОСТ Р 55436 (0,084 год).

Магистральные газопроводы и их охранные зоны

9.1.1 Газонаполнительную станцию (ГНС), предназначенную для приема, хранения и отпуска сжиженных углеводородных газов (СУГ) потребителям в автоцистернах и бытовых баллонах, ремонта и переосвидетельствования баллонов, следует размещать вне селитебной территории поселений, как правило, с подветренной стороны для ветров преобладающего направления по отношению к жилым районам.

Технические характеристики газопровода

9.1.2 Выбор площадки для строительства ГНС необходимо предусматривать с учетом расстояний до окружающих ГНС зданий и сооружений, а также наличия в районе строительства железных и автомобильных дорог.

9.1.3 Площадку для строительства ГНС следует предусматривать с учетом обеспечения снаружи ограждения газонаполнительной станции противопожарной полосы шириной 10 м и минимальных расстояний до лесных массивов: хвойных пород – 50 м, лиственных пород – 20 м, смешанных пород – 30 м.

9.1.4 В зданиях, находящихся на территории ГНС, не допускается предусматривать жилые помещения. Допускается предусматривать размещение службы эксплуатации газового хозяйства с примыканием к территории ГНС со стороны вспомогательной зоны.Категории помещений, зданий и наружных установок ГНС по взрывопожарной и пожарной опасности определяют в соответствии с требованиями норм пожарной безопасности [1].

9.2.1 Минимальные расстояния от резервуаров для хранения СУГ и от размещаемых на ГНС помещений для установок, где используется СУГ, до зданий и сооружений, не относящихся к ГНС, следует принимать по таблице 9. Расстояния от надземных резервуаров вместимостью до 20 м, а также подземных резервуаров вместимостью до 50 м принимаются по таблице 7.

Таблица 9

N п.п.

Здания,сооружения и коммуникации

Расстояния от резервуаров СУГ в свету, м

Рассто- яние от поме- щений, уста- новок, где ис- поль- зуется СУГ, м

Расстоя-
ние, м,
от склада напол- ненных баллонов с общей вмести- мостью, м

Надземные резервуары

Подземные резервуары

При общей вместимости, м

свыше 20 до 50

свыше 50 до 200

свыше 50 до 500

свыше 200 до 8000

свыше 50 до 200

свыше 50 до 500

свыше 200 до 8000

Максимальная вместимость одного резервуара, м

менее 25

25

50

100

свы- ше 100 до 600

25

50

100

свы- ше 100 до 600

до 20

свы- ше 20

1

Жилые, общественные, административные, бытовые, производственные здания, здания котельных, гаражей и открытых стоянок*

70 (30)

80 (50)

150 (110)**

200

300

40 (25)

75 (55)**

100

150

50

50 (20)

100 (30)

2

Надземные сооружения и коммуникации (эстакады, теплотрассы и т.п.), подсобные постройки жилых зданий

30 (15)

30 (20)

40
(30)

40 (30)

40 (30)

20 (15)

25 (15)

25 (15)

25 (15)

30

20 (15)

20 (20)

3

Подземные коммуникации (кроме газопроводов на территории ГНС)

За пределами ограды в соответствии со СНиП 2.07.01 и СНиП II-89

4

Линии электропередачи, трансформаторные, распределительные устройства

По правилам устройства электроустановок [2]

5

Железные дороги общей сети (от подошвы насыпи), автомобильные дороги I-III категорий

50

75

100***

100

100

50

75***

75

75

50

50

50

6

Подъездные пути железных дорог, дорог предприятий, трамвайные пути, автомобильные дороги IV-V категорий

30 (20)

30*** (20)

40*** (30)

40 (30)

40 (30)

20*** (15)***

25*** (15)***

25 (15)

25 (15)

30

20 (20)

20 (20)

* Расстояние от жилых и общественных зданий следует принимать не менее указанных для объектов СУГ, расположенных на самостоятельной площади, а от административных, бытовых, производственных зданий, зданий котельных, гаражей – по данным, приведенным в скобках, но не менее указанных в таблице 10 для соответствующих зданий и сооружений.

** Допускается уменьшать расстояния от резервуаров ГНС общей вместимостью до 200 м в надземном исполнении до 70 м, в подземном – до 35 м, а при вместимости до 300 м- соответственно до 90 и 45 м.

*** Допускается уменьшать расстояния от железных и автомобильных дорог (поз.5) до резервуаров СУГ общей вместимостью не более 200 м: в надземном исполнении до 75 м и в подземном исполнении до 50 м. Расстояния от подъездных, трамвайных путей и др. (поз.6), проходящих вне территории предприятия, до резервуаров СУГ общей вместимостью не более 100 м допускается уменьшать: в надземном исполнении до 20 м и в подземном исполнении до 15 м, а при прохождении путей и дорог (поз.6) по территории предприятия эти расстояния сокращаются до 10 м при подземном исполнении резервуаров.

Примечания

1 Расстояния в скобках даны для резервуаров СУГ и складов наполненных баллонов, расположенных на территории промпредприятий.

2 Расстояния от склада наполненных баллонов до зданий промышленных и сельскохозяйственных предприятий, а также предприятий бытового обслуживания производственного характера следует принимать по данным, приведенным в скобках.

3 При установке двух резервуаров СУГ единичной вместимостью по 50 м расстояние до зданий (жилых, общественных, производственных и др.), не относящихся к ГНП, разрешается уменьшать: для надземных резервуаров до 100 м, для подземных – до 50 м.

4 Расстояние от надземных резервуаров до мест, где одновременно могут находиться более 800 чел. (стадионы, рынки, парки, жилые дома и т.д.), а также до территории школьных, дошкольных и лечебно-санаторных учреждений следует увеличить в 2 раза по сравнению с указанными в таблице, независимо от числа мест.

5 Минимальное расстояние от топливозаправочного пункта ГНС следует принимать по правилам пожарной безопасности [3].

Минимальные расстояния от резервуаров СУГ до зданий и сооружений на территории ГНС или на территории промышленных предприятий, где размещена ГНС, следует принимать по таблице 10.

Таблица 10

N п.п.

Здания
и сооружения

Расстояния между зданиями и сооружениями ГНС, м

Порядковые номера зданий и сооружений, приведенные в графе 1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

1

Надземные резервуары и железнодорожные сливные эстакады

Табл.12, п.9.3.3

10

15

30

40

15

30

40

10

10

40

40

2

Подземные резервуары

10

п.9.3.1

10

20

30

10

20

30

5

5

40

30

3

Помещения категории А и погрузочно-разгру-
зочные площадки для баллонов

15

10

10

15

40

15

30

40

10

10

40

40

4

Колонки для налива СУГ в автоцистерны и заправочные колонки

30

20

15

7

30

15

15

30

10

10

15

30

5

Котельная, ремон- тная мастерская, здание техобслу- живания авто- мобилей, гаражи без использования СУГ

40

30

40

30

Табл.9

6

Прирельсовый склад баллонов

15

10

15

15

Табл.9

Табл.9

40

5

40

Табл. 9

7

Вспомогательные, без подвальной части здания и сооружения без применения откры- того огня (в том числе категории А)

30

20

30

15

Табл.9

8

Вспомогательные здания с подваль- ной частью (авто- весы, насосная водоснабжения и т.п.)

40

30

40

30

40

9

Автодороги, кроме местных подъездов (до края проезжей части)

10

5

10

10

5

1,5

10

Ограждение территории

10

5

10

10

1,5

10

11

Резервуары для пожаротушения (до водоразборных колодцев)

40

40

40

15

40

12

Открытая стоянка для автомашин (бензин, СУГ)

40

30

40

30

Табл.9

10

Примечания

1 Знак ” – ” обозначает, что расстояние не нормируется.

2 Знак “” обозначает, что расстояние принимается по СНиП II-89 (для надземных резервуаров от края наружной подошвы обвалования или защитной стенки).

3 Знак “” обозначает, что расстояние принимается по СНиП 2.04.02.

4 Расстояние от электрораспределительных устройств, размещенных непосредственно в производственных невзрывопожароопасных помещениях, следует определять по данной таблице как для вспомогательных зданий без применения открытого огня.

Минимальные расстояния от склада и погрузочно-разгрузочных площадок баллонов (для сжиженных газов) до зданий и сооружений различного назначения следует принимать по таблицам 9 и 10. При этом расстояния, приведенные в позиции 1 таблицы 9, от склада баллонов до зданий садоводческих и дачных поселков допускается уменьшать не более чем в 2 раза при условии размещения на складе не более 150 баллонов по 50 л (7,5 м).

9.2.2 Реконструкцию объектов СУГ без увеличения общей вместимости резервуаров допускается производить с сохранением фактических расстояний в существующей застройке. При увеличении общей вместимости резервуаров в обоснованных случаях требуется разработка дополнительных мер по обеспечению безопасной эксплуатации.

9.3.1 Резервуары для сжиженных газов на газонаполнительных станциях, изготовленные в заводских условиях в соответствии с действующими стандартами, могут устанавливаться надземно и подземно.Расстояния в свету между отдельными подземными резервуарами должны быть равны половине диаметра большего смежного резервуара, но не менее 1 м.

9.3.2 Надземные резервуары следует располагать группами, как правило, в районе пониженных планировочных отметок площадки ГНС. Максимальную общую вместимость надземных резервуаров в группе следует принимать в соответствии с таблицей 11.Таблица 11

Общая вместимость резервуаров ГНС, м

Общая вместимость резервуаров в группе, м

До 2000

1000

Св. 2000 до 8000

2000

Технические характеристики газопровода

Минимальные расстояния в свету между группами резервуаров следует принимать по таблице 12.

Таблица 12

Общая вместимость резервуаров в группе, м

Расстояние в свету между внешними образующими крайних резервуаров групп, расположенных надземно, м

До 200

5

Св. 200 до 700

10

Св. 700 до 2000

20

9.3.3 Внутри группы расстояния в свету между надземными резервуарами должны быть не менее диаметра наибольшего из рядом стоящих резервуаров, а при диаметре резервуаров до 2 м – не менее 2 м.Расстояние между рядами надземных резервуаров, размещаемых в два ряда и более, следует принимать равным длине наибольшего резервуара, но не менее 10 м.

9.3.4 Для каждой группы надземных резервуаров по периметру должны предусматриваться замкнутое обвалование или ограждающая газонепроницаемая стенка из негорючих материалов высотой не менее 1 м, рассчитанные на 85% вместимости резервуаров в группе. Ширина земляного вала по верху должна быть не менее 0,5 м.

Расстояния от резервуаров до подошвы обвалования или ограждающей стенки должны быть равны половине диаметра ближайшего резервуара, но не менее 1 м. Обвалование (ограждающая стенка) должно быть рассчитано на прочность из условия полного заполнения водой пространства внутри обвалования (ограждающей стенки).

Отвод воды с обвалованной территории базы хранения следует предусматривать за счет планировки территории базы хранения с выпуском через дождеприемник с гидрозатвором.Ширина применяемой ограждающей стенки принимается в зависимости от материала.Для входа на территорию резервуарного парка по обе стороны обвалования или ограждающей стенки должны быть предусмотрены лестницы-переходы шириной 0,7 м, не менее двух на каждую группу, расположенные с противоположных сторон обвалования (ограждающей стенки).

Предисловие

Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 года N 184-ФЗ “О техническом регулировании”, а правила разработки – постановлением Правительства Российской Федерации от 19 ноября 2008 года N 858 “О порядке разработки и утверждения сводов правил”.Сведения о своде правил

1 ИСПОЛНИТЕЛИ: ЗАО “Полимергаз” при участии ОАО “Гипрониигаз”

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 465 “Строительство”

3 ПОДГОТОВЛЕН к утверждению Управлением градостроительной политики

4 УТВЕРЖДЕН приказом Министерства регионального развития Российской Федерации (Минрегион России) от 27 декабря 2010 г. N 780 и введен в действие с 20 мая 2011 г. Изменение N 1 к СП 62.13330.2011 “СНиП 42-01-2002 Газораспределительные системы” утверждено приказом Федерального агентства по строительству и жилищно-коммунальному хозяйству (Госстрой) от 10 декабря 2012 года N 81/ГС и введено в действие с 1 января 2013 г.

5 ЗАРЕГИСТРИРОВАН Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт)Информация об изменениях к настоящему своду правил публикуется в ежегодно издаваемом информационном указателе “Национальные стандарты”, а текст изменений и поправок – в ежемесячно издаваемых информационных указателях “Национальные стандарты”.

В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего свода правил соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячно издаваемом информационном указателе “Национальные стандарты”. Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования – на официальном сайте разработчика (Госстрой) в сети ИнтернетПункты, таблицы, приложения, в которые внесены изменения, отмечены в настоящем своде правил звездочкой.

Изменение N 2 внесено изготовителем базы данных

1 РАЗРАБОТАН Акционерным обществом “Газпром промгаз” (АО “Газпром промгаз”), Акционерным обществом “Газпром газораспределение” (АО “Газпром газораспределение”)

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 23 “Нефтяная и газовая промышленность”, подкомитетом ПК 4 “Газораспределение и газопотребление”

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 4 апреля 2018 г. N 173-ст

Приложение В (справочное). Определение срока службы защитного покрытия подземных газопроводов при проектировании

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]

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 безопасного 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]

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]

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 природно-техногенных (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 газоиспользующего оборудования с соблюдением условий герметичности.

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

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

3.1.18

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]

Технические характеристики газопровода

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 газопотребления (в том числе сети газопотребления жилых зданий).

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

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: Временнй 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 газопотребления (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.

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

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.

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

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.Примечание – Определение применимо только при использовании с настоящим стандартом.

3.1.28

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

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

3.1.29

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

[ГОСТ 25866-83, пункт 5]

3.1.30 участок газопровода: Часть газопровода (сети газораспределения), имеющая одинаковые характеристики и параметры, в том числе вид прокладки, диаметр трубы, толщина стенки трубы, марку стали (при применении труб из коррозионностойких сталей), стандарт на трубы и соединительные детали, тип защитного покрытия, метод защиты от коррозии, а также четкие границы, ограниченные пикетами.

3.1.31

3.1.32

эксплуатация сети газораспределения и сети газопотребления: Использование сети газораспределения и сети газопотребления по назначению, определенному в проектной документации.

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

Примечание – При эксплуатации сетей газораспределения и газопотребления, помимо использования по назначению, должны проводиться мероприятия по поддержанию их в работоспособном или исправном состоянии, в соответствии с требованиями проектной и эксплуатационной документации.

3.2 СокращенияВ настоящем стандарте применены следующие сокращения:ВВФ – внешний воздействующий фактор;ОПО – опасный производственный объект.

, (В.1)

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

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

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

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

В настоящем стандарте применены следующие сокращения:БДР – блок диодно-резисторный;БСЗ – блок совместной защиты;ДСФ – дуговая сварка под флюсом;КИП – контрольно-измерительный пункт;КУ – контактное устройство;ЦЗМ – центральные заготовительные мастерские;ЭХЗ – электрохимическая защита;ЭДС – электродвижущая сила.

Требования к глубине заложения

4.1 Проектирование и строительство новых, реконструкцию и развитие действующих газораспределительных систем осуществляют в соответствии со схемами газоснабжения, разработанными в составе федеральной, межрегиональных и региональных программ газификации субъектов Российской Федерации в целях обеспечения предусматриваемого этими программами уровня газификации жилищно-коммунального хозяйства, промышленных и иных организаций.

4.2 Газораспределительная система должна обеспечивать подачу газа потребителям в необходимом объеме и требуемых параметров.Для неотключаемых потребителей газа, перечень которых утверждается в установленном порядке, имеющих преимущественное право пользования газом в качестве топлива и поставки газа которым не подлежат ограничению или прекращению, должна быть обеспечена бесперебойная подача газа путем закольцевания газопроводов или другими способами.

4.3 По рабочему давлению транспортируемого газа газопроводы подразделяются на газопроводы высокого давления I и II категорий, среднего давления и низкого давления в соответствии с таблицей 1.Таблица 1

Классификация газопроводов по давлению

Вид транспортируемого газа

Рабочее давление в газопроводе, МПа

Высокого

I категории

Природный

Св. 0,6 до 1,2 включительно

СУГ

Св. 0,6 до 1,6 включительно

II категории

Природный и СУГ

Св. 0,3 до 0,6 включительно

Среднего

То же

Св. 0,005 до 0,3 включительно

Низкого

До 0,005 включительно

4.4 Давление газа во внутренних газопроводах и перед газоиспользующими установками должно соответствовать давлению, необходимому для устойчивой работы этих установок, указанному в технических паспортах заводов-изготовителей, но не должно превышать значений, приведенных в таблице 2.

Таблица 2

Потребители газа

Давление газа, МПа

1. Производственные здания, в которых величина давления газа обусловлена требованиями производства

1,2

2. Производственные здания прочие

0,6

3. Бытовые здания промышленных предприятий отдельно стоящие, пристроенные к производственным зданиям и встроенные в эти здания

0,3

4. Административные здания

0,005

5. Котельные:

отдельно стоящие на территории производственных предприятий

1,2

то же, на территории поселений

0,6

пристроенные, встроенные и крышные производственных зданий

0,6

пристроенные, встроенные и крышные общественных, административных и бытовых зданий

0,3

пристроенные, встроенные и крышные жилых зданий

0,005

6. Общественные здания (кроме зданий, в которых установка газового оборудования требованиями СНиП 2.08.02 не допускается) и складские

0,005

7. Жилые здания

0,003

4.5 Газораспределительные сети, резервуарные и баллонные установки, газонаполнительные станции и другие объекты СУГ должны быть запроектированы и построены так, чтобы при восприятии нагрузок и воздействий, действующих на них в течение предполагаемого срока службы, который может устанавливаться заданием на проектирование, были обеспечены необходимые по условиям безопасности их прочность, устойчивость и герметичность.

Не допускаются температурные и другие деформации газопроводов (в том числе от перемещений грунта), которые могут привести к нарушениям их целостности и герметичности.Выбор способа прокладки и материала труб для газопровода на выходе из ГРС следует предусматривать с учетом пучинистости грунта и других гидрогеологических условий, а также с учетом температуры газа, подаваемого из ГРС.

4.6 Расчет газопроводов на прочность должен включать определение толщины стенок труб и соединительных деталей и напряжений в них. При этом для подземных и наземных стальных газопроводов следует применять трубы и соединительные детали с толщиной стенки не менее 3 мм, для надземных и внутренних газопроводов – не менее 2 мм.

4.7 При строительстве в районах со сложными геологическими условиями и сейсмическими воздействиями должны учитываться специальные требования СНиП II-7, СНиП 2.01.15, СНиП 2.01.09 и предусматриваться мероприятия, обеспечивающие прочность, устойчивость и герметичность газопроводов.

4.8 Стальные газопроводы должны быть защищены от коррозии.Подземные и наземные с обвалованием стальные газопроводы, резервуары СУГ, стальные вставки полиэтиленовых газопроводов и стальные футляры на газопроводах (далее – газопроводы) следует защищать от почвенной коррозии и коррозии блуждающими токами в соответствии с требованиями ГОСТ 9.602*.

________________* На территории Российской Федерации действует ГОСТ 9.602-2005. Здесь и далее по тексту. – Примечание изготовителя базы данных.Стальные футляры газопроводов под автомобильными дорогами, железнодорожными и трамвайными путями при бестраншейной прокладке (прокол, продавливание и другие технологии, разрешенные к применению) должны быть, как правило, защищены средствами электрохимической защиты (ЭХЗ), при прокладке открытым способом – изоляционными покрытиями и ЭХЗ.

Надземные и внутренние стальные газопроводы следует защищать от атмосферной коррозии в соответствии с требованиями СНиП 2.03.11.

4.9 Газораспределительные системы поселений с населением более 100 тыс.чел. должны быть оснащены автоматизированными системами дистанционного управления технологическим процессом распределения газа и коммерческого учета потребления газа (АСУ ТП РГ). Для поселений с населением менее 100 тыс.чел. решение об оснащении газораспределительных систем АСУ ТП РГ принимается эксплуатирующими организациями или заказчиком.

4.10. Для строительства газораспределительных систем должны применяться материалы, изделия, газоиспользующее и газовое оборудование по действующим стандартам и другим нормативным документам на их поставку, сроки службы, характеристики, свойства и назначение (области применения) которых, установленные этими документами, соответствуют условиям их эксплуатации.

Пригодность для применения в строительстве систем газораспределения новых материалов, изделий, газоиспользующего и газового оборудования, в том числе зарубежного производства, при отсутствии нормативных документов на них должна быть подтверждена в установленном порядке техническим свидетельством Госстроя России.

4.11 Для подземных газопроводов следует применять полиэтиленовые и стальные трубы. Для наземных и надземных газопроводов следует применять стальные трубы. Для внутренних газопроводов низкого давления разрешается применять стальные и медные трубы.Стальные бесшовные, сварные (прямошовные и спиральношовные) трубы и соединительные детали для газораспределительных систем должны быть изготовлены из стали, содержащей не более 0,25% углерода, 0,056% серы и 0,046% фосфора.

Выбор материала труб, трубопроводной запорной арматуры, соединительных деталей, сварочных материалов, крепежных элементов и других следует производить с учетом давления газа, диаметра и толщины стенки газопровода, расчетной температуры наружного воздуха в районе строительства и температуры стенки трубы при эксплуатации, грунтовых и природных условий, наличия вибрационных нагрузок.

4.12 Величина ударной вязкости металла труб и соединительных деталей с толщиной стенки 5 мм и более должна быть не ниже 30 Дж/смдля газопроводов, прокладываемых в районах с расчетной температурой ниже минус 40 °С, а также (независимо от района строительства) для газопроводов:давлением свыше 0,6 МПа, диаметром свыше 620 мм;

подземных, прокладываемых в районах сейсмичностью свыше 6 баллов;испытывающих вибрационные нагрузки;подземных, прокладываемых в особых грунтовых условиях (кроме слабопучинистых, слабонабухающих, просадочных I типа);на переходах через естественные преграды и в местах пересечений с железными дорогами общей сети и автодорогами I-III категорий.При этом величина ударной вязкости основного металла труб и соединительных деталей должна определяться при минимальной температуре эксплуатации.

4.13 Сварные соединения труб в газопроводах по своим физико-механическим свойствам и герметичности должны соответствовать основному материалу свариваемых труб. Типы, конструктивные элементы и размеры сварных соединений должны соответствовать действующим стандартам. Для стальных подземных газопроводов должны применяться стыковые и угловые соединения, для полиэтиленовых – соединения встык нагретым инструментом или при помощи деталей с закладными электронагревателями (ЗН).

Швы не должны иметь трещин, прожогов, незаваренных кратеров, а также недопустимых в соответствии с требованиями нормативных документов или проекта смещений кромок, непровара, включений, пор, несоосности труб и других дефектов, снижающих механические свойства сварных соединений.У каждого сварного соединения наружных газопроводов должно быть нанесено обозначение (номер, клеймо) сварщика, выполнившего это соединение.Размещение сварных соединений в стенах, перекрытиях и в других конструкциях зданий и сооружений не допускается.

4.14 Герметичность трубопроводной запорной и регулирующей арматуры (затворов кранов и задвижек) с условным проходом до 80 мм, устанавливаемой на газопроводах с природным газом, должна быть не ниже класса В, свыше 80 мм – не ниже класса С, а герметичность арматуры, устанавливаемой на газопроводах жидкой фазы СУГ, должна быть не ниже класса А по ГОСТ 9544.

4.15 Строительство и реконструкцию газораспределительных систем следует осуществлять в соответствии с проектом, утвержденным в установленном порядке, а также с учетом СНиП 3.01.01.При проектировании и строительстве газораспределительных систем следует предусматривать мероприятия по охране окружающей среды в соответствии с действующим законодательством.

Приложение Б (рекомендуемое). Форма акта приемки строительно-монтажных работ

5.1 Общие требования

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

5.2 Подготовка персонала эксплуатационных организаций

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].

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 друг от друга частями проектируемого объекта являются газопроводы, имеющие разные источники газа.

а) точки подключения или отключающие устройства на границах проектируемого объекта;

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.

6.5 Газопроводы разделяются на участки:- по виду прокладки (надземный или подземный газопровод);- по грунтовым и природным условиям прокладки (переходы газопровода через естественные и искусственные преграды, по мостам и эстакадам и т.д.);- по категории давления;- по диаметру и толщине стенки трубы.

6.6 При разбивке стальных газопроводов выбираются участки со следующими одинаковыми техническими характеристиками и параметрами:- вид, грунтовые и природные условия прокладки;- 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.

6.7 При разбивке газопровода на участки рассматривают:- газопровод;- 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.

б) далее части схемы газопровода, при необходимости, разделяются по одинаковым параметрам и техническим характеристикам в следующем порядке:- вид прокладки;- диаметр и толщина стенки трубы;- тип защитного покрытия труб и соединительных деталей;- 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.

Приложение Е (справочное). Порядок оформления и утверждения контрольных образцов внешнего вида сварных соединений

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 защитного 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.

а) положений стандартов и сводов правил (частей таких стандартов и сводов правил), включенных в перечни, в результате применения которых обеспечивается соблюдение требований Федерального закона [1] или разработанных и согласованных в установленном порядке СТУ;

б) документов в области стандартизации, включенных в перечни, необходимые для применения и исполнения Технического регламента [2], или в результате применения которых обеспечивается соблюдение требований Технического регламента [2];

в) обоснования безопасности ОПО, разработанного в соответствии с Федеральным законом [4] по Федеральным нормам и правилам в области промышленной безопасности [5];

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

д) обоснования, принятого на основании поверочного расчета на прочность и устойчивость по методу предельных состояний;

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).

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).

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.

А.2 Факторы воздействия по отношению к проектируемому объекту классифицируют на:- функциональные;- 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.

А.3 По отношению к конкретному процессу, явлению или среде факторы группируются как:- технические;- технологические;- коррозионные;- гидрографические;- климатические;- геологические;- сейсмические.

А.4 По продолжительности воздействия на газопровод, факторы делятся по ГОСТ 27751 на:- постоянные;- длительные;- кратковременные;- 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.

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 в расчетах по методу предельных состояний.

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

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

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

Класс

Группа

Вид воздействия

Продолжи-
тельность воздействия

Характер воздействия

Вид прокладки

Метод определения или расчета, вид испытания

Влияние на установление срока 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 и/или выталкивающей силой воды (грунтовых вод)

Постоянная

Подземные

СП 62.13330, СП 42-102

Нет

Техноло-
гические воздействия

Нагрузки, 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

Техногенные

Коррозионные воздействия

Коррозия, вызванная блуждающими постоянными и переменными токами

Длительная

Электро-
химическая коррозия

Подземные

ГОСТ 9.602

Да

Коррозия, вызванная индуцированным переменным током

Особая

Электро-
химическая 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 21.13330СП 22.13330

Да

Природные

Коррозионные воздействия

Коррозии в природных водах и грунтах, биокоррозия

Постоянная

Электро-
химическая коррозия

Подземные

ГОСТ 9.602

Да

Атмосферная коррозия

Надземные

СП 28.13330

Да

Воздействия гидрогра-
фических факторов

Давление воды и/или грунта на переходах через водные преграды

Постоянная

Механический

Подземные

СП 22.13330

Да

Природные

Климатические воздействия

Снеговые

Кратко-
временная

Механический

Надземные

СП 42-102

Да

Гололедные

СП 20.13330

Да

Ветровые

СП 131.13330

Да

Температурные

Да

Геологические воздействия

Неравномерная деформация грунта, без изменения его структуры

Длительная

Механический

Подземные

СП 21.13330СП 22.13330

Да

Деформация грунта на закарстованных территориях и территориях с просадочными грунтами

Особая

Подземные Надземные

СП 21.13330СП 22.13330

Да

Деформация грунта на территориях с много-
летнемерзлыми грунтами

СП 25.13330

Да

Сейсмические воздействия

Землетрясения

Особая

Механический

Подземные
Надземные

СП 14.13330

Да

, (Б.1)

, (В.1)

Приложение Е исключено.

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.

Приложение Ю (рекомендуемое). Примерный план локализации и ликвидации аварий в процессе эксплуатации объектов сетей газораспределения

Таблица 2

ПРИЛОЖЕНИЕ Б(обязательное)

(наименование и адрес объекта)

г.__________

“___” _____________200__ г.

Приемочная комиссия в составе: председателя комиссии – представителя заказчика

(фамилия, имя, отчество, должность)

членов комиссии – представителей:

проектной организации

(фамилия, имя, отчество, должность)

эксплуатационной организации

(фамилия, имя, отчество, должность)

органа Госгортехнадзора России

(фамилия, имя, отчество, должность)

УСТАНОВИЛА:

1. Генеральным подрядчиком

(наименование организации)

предъявлен к приемке законченный строительством

(наименование объекта)

На законченном строительством объекте

(наименование объекта)

субподрядными организациями

(наименования организаций)

выполнены следующие работы

2. Проект N

разработан

(наименование организации)

3. Строительство системы газоснабжения объекта осуществлялось в сроки:

начало работ

, окончание работ

(месяц, год)

(месяц, год)

4. Документация на законченный строительством объект предъявлена в объеме, предусмотренном СНиП 42-01-2002 или ТСН по приемке.

Приемочная комиссия рассмотрела представленную документацию, произвела внешний осмотр системы газоснабжения, определила соответствие выполненных строительно-монтажных работ проекту, провела, при необходимости, дополнительные испытания (кроме зафиксированных в исполнительной документации)

(виды испытаний)

1. Строительно-монтажные работы выполнены в полном объеме в соответствии с проектом и требованиями СНиП 42-01-2002.

2. Предъявленный к приемке объект считать принятым заказчиком вместе с прилагаемой исполнительной документацией с “__”_________ 200_ г.ОБЪЕКТ ПРИНЯТ

Председатель комиссии

(подпись)

Место печати

Представитель
проектной организации

(подпись)

Представитель
эксплуатационной организации

(подпись)

Представитель

органа Госгортехнадзора России

(подпись)

ОБЪЕКТ СДАН

Представитель
генерального подрядчика

(фамилия, имя, отчество, должность, подпись)

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.

10.1 Контроль и управление режимами работы сетей газораспределения

10.1.1 Контроль и управление режимами работы объектов сетей газораспределения должны обеспечивать:- анализ режимов транспортирования газа;- заданный объем транспортирования газа;- регулирование режимов работы сетей газораспределения;- предотвращение нарушений процесса транспортирования газа и аварий на объектах сетей газораспределения.

10.1.2 Разработка оптимальных режимов работы сети и выявление мест с недостаточной пропускной способностью должны осуществляться с учетом:- технических характеристик сетей (длины, диаметров и топологии сети);- параметров газа на выходе газораспределительной станции (ГРС);- параметров газоиспользующего оборудования потребителей;

– существующих и перспективных объемов транспортирования газа потребителям;- существующих и планируемых ограничений технологических параметров сетей газораспределения (отключенные участки, планируемые ремонтные работы с отключением участков сетей, плановые остановки газораспределительных станций и т.п.);

10.2 Аварийно-диспетчерское обслуживание объектов сетей газораспределения

10.2.1 Аварийно-диспетчерское обслуживание объектов сетей газораспределения должно осуществляться АДС ГРО с единым номером телефонной связи для приема оперативной информации. Примерная организационная структура, материально-техническое оснащение и документация АДС ГРО приведены соответственно в приложениях Ц, Ш и Щ.

10.2.2 Поступающая в АДС оперативная информация об авариях (аварийные заявки) должна записываться на цифровой носитель информации, подлежащий хранению в течение не менее 10 сут, а также регистрироваться в журнале аварийных заявок по форме, приведенной в приложении Э с указанием времени поступления заявки, времени выезда и прибытия на место аварийной бригады, характера аварии и перечня выполненных работ.Журнал аварийных заявок может вестись в электронном виде при условии обеспечения постоянного хранения информации на цифровых носителях.

10.2.3 При поступлении аварийной заявки о взрыве, пожаре, загазованности помещений аварийная бригада АДС должна выехать к месту произошедшей аварии не позднее, чем через 5 мин после поступления информации. Специальные автомобили АДС должны быть оборудованы средствами связи и специальными звуковыми и световыми сигналами, укомплектованы необходимыми инструментами, материалами, приборами контроля, оснасткой и приспособлениями для своевременной локализации возможных аварий в зоне обслуживания АДС.

При выезде на ликвидацию аварии на подземном газопроводе аварийная бригада должна иметь копию исполнительной документации (план, профиль и схему сварных стыков газопровода) и планшет (схему трассы газопровода с привязкой к постоянным ориентирам и местами расположения колодцев подземных инженерных коммуникаций и подвалов зданий на расстоянии до 50 м в обе стороны от газопровода).

– последовательность действий персонала аварийных бригад на месте аварии;- мероприятия по спасению людей;- порядок взаимодействия персонала АДС с другими производственными подразделениями ГРО. Примерный план локализации и ликвидации аварий на объектах сетей газораспределения приведен в приложении Ю.

Участие в локализации и ликвидации аварий на объектах сетей газораспределения сторонних организаций и служб различных ведомств должно определяться планом взаимодействия АДС со службами различных ведомств, согласованным с уполномоченным территориальным органом исполнительной власти в области промышленной безопасности и утвержденным в установленном порядке.

(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

Библиография*

[1]

Технический регламент “О безопасности сетей газораспределения и газопотребления”, утвержден Постановлением Правительства Российской Федерации от 29.10.2010 г. N 870

[2]

Федеральный закон от 26.06.2008 г. N 102-ФЗ “Об обеспечении единства измерений”, принят Государственной Думой 11.06.2008 г., одобрен Советом Федерации 18.06.2008 г.

[3]

Приказ Комитета Российской Федерации по стандартизации, метрологии и сертификации от 18.07.1994 г. N 125 “Об утверждении порядка проведения поверки средств измерений”*

________________
* Настоящим приказом утверждены ПР 50.2.006-94 “Порядок проведения поверки средств измерений”. – Примечание изготовителя базы данных.

[4]

СП 62.13330.2011

Газораспределительные системы. Актуализированная редакция СНиП 42-01-2002

[5]

Постановление Правительства Российской Федерации от 27.12.1997 г. N 1636 “О правилах подтверждения пригодности новых материалов, изделий, конструкций и технологий для применения в строительстве”

[6]

Постановление Госстроя РФ от 01.07.2002 г. N 76 “О порядке подтверждения пригодности новых материалов, изделий, конструкций и технологий для применения в строительстве”

[7]

Приказ Ростехнадзора от 19.08.2011 г. N 480 “Об утверждении порядка проведения технического расследования причин аварий, инцидентов и случаев утраты взрывчатых материалов промышленного назначения на объектах, поднадзорных Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору”

[8]

Трудовой кодекс Российской Федерации от 30.12.2001 г. N 197-ФЗ, принят Государственной Думой 21.12.2001 г., одобрен Советом Федерации 26.12.2001 г.

[9]

Постановление Правительства Российской Федерации от 10.03.1999 г. N 263 “Об организации и осуществлении производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на опасном производственном объекте”

[10]

Постановление Правительства Российской Федерации от 21.06.2010 г. N 468 “О порядке проведения строительного контроля при осуществлении строительства, реконструкции и капитального ремонта объектов капитального строительства”

[11]

Постановление Министерства труда и социального развития Российской Федерации, Министерства образования Российской Федерации от 13.01.2003 г. N 1/29 “Об утверждении порядка обучения по охране труда и проверки знаний требований охраны труда работников организаций”

[12]

ПОТ Р М-016-2001
РД 153-34.0-03.150-00

Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок

[13]

Постановление Правительства Российской Федерации от 13.02.2006 г. N 83 “Об утверждении правил определения и предоставления технических условий подключения объекта капитального строительства к сетям инженерно-технического обеспечения и правил подключения объекта капитального строительства к сетям инженерно-технического обеспечения”

[14]

“Правила охраны газораспределительных сетей”, утверждены Постановлением Правительства Российской Федерации от 20.11.2000 г. N 878

[15]

Федеральный закон от 21.07.1997 г. N 116-ФЗ “О промышленной безопасности опасных производственных объектов”, принят Государственной Думой 20.06.1997 г.

[16]

СП 42-102-2004

Проектирование и строительство газопроводов из металлических труб

[17]

Приказ Минэнерго РФ от 13.01.2003 г. N 6 “Об утверждении правил технической эксплуатации электроустановок потребителей”

Электронный текст документаподготовлен АО “Кодекс” и сверен по:официальное изданиеМ.: Стандартинформ, 2013

УДК 662.767:006.354

ОКС 23.040

Ключевые слова: сеть газораспределения, стальной газопровод, изоляционное покрытие, проектирование, строительство, реконструкция, эксплуатация

Электронный текст документаподготовлен АО “Кодекс” и сверен по:официальное изданиеМ.: Стандартинформ, 2016

[1] Технический регламент “О безопасности сетей газораспределения и газопотребления” (утв. постановлением Правительства Российской Федерации от 29 октября 2010 г. N 870)[2] Федеральный закон от 31 марта 1999 г. N 69-ФЗ “О газоснабжении в Российской Федерации”

[3]

СП 42-102-2004

Проектирование и строительство газопроводов из металлических труб

[4]

СП 42-103-2003

Проектирование и строительство газопроводов из полиэтиленовых труб и реконструкция изношенных газопроводов

[5] Правила охраны газораспределительных сетей (утв. постановлением Правительства Российской Федерации от 20 ноября 2000 г. N 878)[6] СО 153-34.21.122-2003 Инструкция по устройству молниезащиты зданий, сооружений и промышленных коммуникаций (утв. приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 30 июня 2003 г.

N 280)[7] ПУЭ Правила устройства электроустановок (утв. приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 20 июня 2003 г. N 242)[8] Федеральный закон от 30 декабря 2009 г. N 384-ФЗ “Технический регламент о безопасности зданий и сооружений”[9] Федеральный закон от 22 июля 2008 г. N 123-ФЗ “Технический регламент о требованиях пожарной безопасности”[10] Порядок подтверждения пригодности новых материалов, изделий, конструкций и технологий для применения в строительстве (утв.

постановлением Госстроя Российской Федерации от 1 июля 2002 г. N 76)[11] СП 41-108-2004 Поквартирное теплоснабжение жилых зданий с теплогенераторами на газовом топливе[12] Правила противопожарного режима в Российской Федерации (утв. постановлением Правительства Российской Федерации от 25 апреля 2012 г. N 390)

[13]

РД 03-606-03

Инструкция по визуальному и измерительному контролю

[14] Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности “Правила промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением” (утв. приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 25 марта 2014 г. N 116).Библиография (Измененная редакция, Изм. N 2).

УДК 69 696.2(083.74)

Ключевые слова: газораспределительная система, сеть газораспределения, сеть газопотребления, природный газ, сжиженные углеводородные газы, наружный газопровод, внутренний газопровод, пункт редуцирования газа, резервуарная установка сжиженных углеводородных газов, баллонная установка сжиженных углеводородных газов

(Измененная редакция, Изм. N 2).Электронный текст документаподготовлен АО “Кодекс” и сверен по:официальное изданиеМ.: Госстрой, 2014

Редакция документа с учетомизменений и дополнений подготовленаАО “Кодекс”

УДК 622.691.4.07:006.354

ОКС 75.200

Ключевые слова: сеть газораспределения, газопровод, продолжительность эксплуатации, опасный производственный объект, инженерные изыскания, проектирование, эксплуатация

Электронный текст документаподготовлен АО “Кодекс” и сверен по:официальное изданиеМ.: Стандартинформ, 2018

ПРИЛОЖЕНИЕ В

[1] НПБ 105-95* Определение категорий помещений и зданий по взрывопожарной и пожарной опасности______________* На территории Российской Федерации действуют НПБ 105-03. – Примечание изготовителя базы данных.[2] ПУЭ Правила устройства электроустановок[3] НПБ 111-98* Автозаправочные станции. Требования пожарной безопасности[4] НПБ 110-99* Перечень зданий, сооружений, помещений и оборудования, подлежащих защите автоматическими установками пожаротушения и автоматической пожарной сигнализацией______________ На территории Российской Федерации действуют НПБ 110-03.

– Примечание изготовителя базы данных.[5] РД-34.21.122-87 Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений[6] ПБ 10-115-96* Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением______________* На территории Российской Федерации действуют ПБ 03-576-03. – Примечание изготовителя базы данных.Электронный текст документа подготовлен АО “Кодекс” и сверен по:официальное изданиеМ.: ФГУП ЦПП, 2005

Приложение Ж (обязательное). Акт приемки законченного строительством объекта сети газораспределения (газопотребления)

5.1 Классификация факторов воздействия, учитываемых при назначении срока эксплуатации газопроводов, приведена в приложении А.

5.2 Определение срока эксплуатации газопровода осуществляется проектировщиком, исходя из условия, что в процессе эксплуатации должно обеспечиваться исправное (работоспособное) состояние газопроводов. В проектной документации устанавливаются значения параметров и характеристик газопроводов, с учетом их допустимых предельных значений, обеспечивающих исправное (работоспособное) состояние в течение всего срока эксплуатации газопровода.

5.3 Степень воздействия ВВФ оценивается относительно предельных значений:- механических свойств материала трубы газопровода;- свойств защитного покрытия газопровода от коррозионной агрессивности среды;- величин, характеризующих необходимость применения средств электрохимической защиты (катодная поляризация).

5.4 Критериями опасности механического разрушения газопровода являются предельные значения внешних нагрузок, вызванных ВВФ и рассчитанных по свойствам материалов труб, соединительных деталей, сварных соединений и технических устройств.

5.5 Коррозионная агрессивность атмосферы и опасность атмосферной коррозии оцениваются на основании расчета коррозионных потерь стали, из которой изготовлен газопровод и определяются по ГОСТ 9.039 с учетом свойств защитного покрытия от атмосферной коррозии.Критерии предельного состояния защитных покрытий от атмосферной коррозии принимаются в соответствии с СП 28.13330 или по данным организации-производителя.

5.6 Оценка опасности коррозии в природных водах и грунтах и биокоррозии осуществляется по ГОСТ 9.602 по результатам проектно-изыскательских работ. Критерии предельного состояния свойств защитных покрытий принимаются в соответствии с ГОСТ 9.602 или данными паспорта защитного покрытия (сертификата соответствия) изготовителя.

5.7 Оценка опасного влияния постоянного и переменного токов осуществляется в соответствии с ГОСТ 9.602. Критерии предельного состояния газопровода от влияния блуждающих переменных и постоянных токов, а также индуцированного переменного тока устанавливаются по ГОСТ 9.602.

, (Б.1)

(с изменениями на 14 декабря 2018 года)

УТВЕРЖДЕНпостановлением ПравительстваРоссийской Федерацииот 29 октября 2010 года N 870

Перечни национальных стандартов и иных документов,обеспечивающих соблюдение требованийнастоящего Технического регламента

1. В соответствии с Федеральным законом “О техническом регулировании” настоящий технический регламент принимается для защиты жизни и (или) здоровья граждан, имущества физических и (или) юридических лиц, государственного и (или) муниципального имущества, охраны окружающей среды, жизни и (или) здоровья животных и растений, предупреждения действий, вводящих в заблуждение приобретателей, а также для обеспечения энергетической эффективности.

2. Действие настоящего технического регламента распространяется на сеть газораспределения и сеть газопотребления, а также на связанные с ними процессы проектирования (включая инженерные изыскания), строительства, реконструкции, монтажа, эксплуатации (включая техническое обслуживание, текущий ремонт), капитального ремонта, консервации и ликвидации.

а) к сети газораспределения и сети газопотребления, введенным в эксплуатацию до вступления в силу настоящего технического регламента;

б) к сети газораспределения и сети газопотребления, строительство, реконструкция и капитальный ремонт которых осуществляется в соответствии с проектной документацией, утвержденной или направленной на государственную экспертизу до вступления в силу настоящего технического регламента;

в) к сети газораспределения и сети газопотребления, заявление о выдаче разрешения на строительство которых подано до вступления в силу настоящего технического регламента.

4. Требования настоящего технического регламента не распространяются на сеть газопотребления жилых зданий.

5. Настоящий технический регламент не применяется в отношении объектов, которые не идентифицированы в качестве объекта технического регулирования настоящего технического регламента.

6. Требования к составным частям сети газораспределения и сети газопотребления могут устанавливаться иными техническими регламентами. При этом указанные требования не могут противоречить требованиям настоящего технического регламента.

“взрывоустойчивость здания” – обеспечение предотвращения повреждения несущих строительных конструкций здания, травмирования людей опасными факторами взрыва за счет сброса давления (энергии взрыва) в атмосферу в результате вскрытия проемов в ограждающих конструкциях здания, перекрываемых предохранительными противовзрывными устройствами (остекление, специальные окна или легкосбрасываемые конструкции);

“газопровод” – конструкция, состоящая из соединенных между собой труб, предназначенная для транспортирования природного газа;

“газопровод внутренний” – газопровод, проложенный от внешней грани наружной конструкции газифицируемого здания до места подключения газоиспользующего оборудования, расположенного внутри здания;

“газопровод наружный” – подземный или надземный газопровод сети газораспределения или сети газопотребления, проложенный вне зданий, до внешней грани наружной конструкции здания;

“газопровод подземный” – наружный газопровод, проложенный в земле ниже уровня поверхности земли, а также по поверхности земли в насыпи (обваловании);

“газопровод надземный” – наружный газопровод, проложенный над поверхностью земли, а также по поверхности земли без насыпи (обвалования);

“газопровод продувочный” – газопровод, предназначенный для вытеснения газа или воздуха (по условиям эксплуатации) из газопроводов и технических устройств;

“газопровод сбросной” – газопровод, предназначенный для отвода природного газа от предохранительных сбросных клапанов;

“легкосбрасываемые конструкции” – ограждающие конструкции здания, которые при взрыве внутри помещения здания обеспечивают высвобождение энергии взрыва, предохраняя от разрушений другие строительные конструкции здания;

“особые условия” – наличие угрозы возникновения (развития) опасных природных и природно-техногенных (под воздействием деятельности человека) явлений и событий, и (или) специфических по составу и состоянию грунтов;

“отключающее устройство” – техническое устройство, предназначенное для периодических отключений отдельных участков газопровода и газоиспользующего оборудования с соблюдением условий герметичности;

“пункт учета газа” – технологическое устройство, предназначенное для учета расхода природного газа в сетях газораспределения и газопотребления;

“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 газопотребления (в том числе сети газопотребления жилых зданий);

“сеть газопотребления” – единый производственно-технологический комплекс, включающий в себя наружные и внутренние газопроводы, сооружения, технические и технологические устройства, газоиспользующее оборудование, размещенный на одной производственной площадке и предназначенный для транспортировки природного газа от отключающего устройства, расположенного на границе сети газораспределения и сети газопотребления, до отключающего устройства перед газоиспользующим оборудованием;

“техническое устройство” – составная часть сети газораспределения и сети газопотребления (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;

“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;

“транспортабельное здание блочного исполнения” – здание, выполненное из сборных металлических конструкций и имеющее приспособления для транспортирования, в котором смонтировано технологическое оборудование;

“транспортирование природного газа” – перемещение природного газа по газопроводам сети газораспределения и сети газопотребления;

“транзитная прокладка газопровода” – прокладка газопровода по конструкциям негазифицированного здания или помещения;

“эксплуатация сети газораспределения и сети газопотребления” – использование сети газораспределения и сети газопотребления по назначению, определенному в проектной документации;

“эксплуатационная организация” – юридическое лицо, осуществляющее эксплуатацию сети газораспределения и сети газопотребления и (или) оказывающее услуги по их техническому обслуживанию и ремонту на законных основаниях.

8. Применение настоящего технического регламента возможно только после проведения идентификации объекта технического регулирования.

(наименование и адрес объекта)

г. ____________________

“_____”______________201___г.

Приемочная комиссия в составе: председателя комиссии – представителя заказчика или застройщика

(фамилия, инициалы, должность)

членов комиссии – представителей:

проектной организации

(фамилия, инициалы, должность)

эксплуатационной организации

(фамилия, инициалы, должность)

УСТАНОВИЛА:

1. Генеральным подрядчиком

(наименование организации)

предъявлен к приемке законченный строительством

(наименование объекта)

На законченном строительством объекте

(наименование объекта)

субподрядными организациями

(наименования организаций)

выполнены следующие работы

2. Проект N

разработан

(наименование организации)

3. Строительство сетей газораспределения, газопотребления и объектов СУГ осуществлялось в сроки:

начало работ

, окончание работ

(месяц, год)

(месяц, год)

4. Документация на законченный строительством объект предъявлена в объеме, предусмотренном

Приемочная комиссия рассмотрела представленную документацию, провела внешний осмотр сетей газораспределения, газопотребления и объектов СУГ, определила соответствие выполненных строительно-монтажных работ проектной и рабочей документации, провела, при необходимости,

дополнительные испытания (кроме зафиксированных в исполнительной документации)

(виды испытаний)

Решение приемочной комиссии:

1. Строительно-монтажные работы выполнены в полном объеме в соответствии с проектом.

2. Предъявленный к приемке объект считать принятым заказчиком вместе с прилагаемой исполнительной документацией с “______”____________201__ г.

ОБЪЕКТ ПРИНЯТ

Председатель комиссии

(подпись)

Место печати

Представитель проектной организации

(подпись)

Представитель эксплуатационной организации

(подпись)

(фамилия, инициалы, должность)

(фамилия, инициалы, должность)

ОБЪЕКТ СДАН

Представитель генерального подрядчика

(фамилия, инициалы, должность, подпись)

Перечень органов надзора, принимающих участие в приемочной комиссии, уточняется в зависимости от вида объектов капитального строительства.

(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.

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

“___”_________20__г.

Срок хранения:

1 год

1 Наименование организации

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

работ

3 Адрес места производства работ

4 Состав бригады

(должность, инициалы, фамилия)

(должность, инициалы, фамилия)

(должность, инициалы, фамилия)

5 Дата и время начала работ

Дата и время окончания работ

6 Технологическая последовательность основных операций при выполнении работ

(перечисляется технологическая последовательность операций

в соответствии с действующими инструкциями;

допускается применение типовых нарядов-допусков

руководителю работ под личную подпись)

7 Работа разрешается при выполнении следующих основных мер безопасности

(перечисляются основные меры безопасности, указываются инструкции,

которыми следует руководствоваться)

8 Средства общей и индивидуальной защиты, которые обязана иметь бригада

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

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

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

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

10 Наряд-допуск выдал

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

11 С условиями работы ознакомлен, наряд-допуск получил

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

12 Инструктаж состава бригады по проведению работ и мерам безопасности

Инициалы, фамилия

Должность, профессия

Личная подпись в получении инструктажа

Примечание

1

2

3

4

13 Изменения в составе бригады

Инициалы, фамилия лица, выведенного из состава бригады

Причина изменений

Дата, время

Инициалы, фамилия лица, введенного в состав бригады

Должность, профессия

Дата, время

1

2

3

4

5

6

14 Инструктаж нового состава бригады по завершению работ и мерам безопасности

Инициалы, фамилия

Должность

Личная подпись в получении инструктажа

Примечание

1

2

3

4

15 Продление наряда-допуска

Дата и время

Инициалы, фамилия и должность лица, продлившего наряд-допуск

Личная подпись

Инициалы, фамилия и должность руководителя работ

Личная подпись

начала работы

окончания работы

16 Заключение руководителя по окончании газоопасных работ

(перечень работ, выполненных на объекте, особые замечания)

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

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

(наименование эксплуатационной организации)

Срок хранения:
постоянно

Журнал регистрации газоопасных работ по нарядам-допускам

Том N______

С N___________ по N___________

Начат__________________20 ____г.

Окончен________________20____г.

Всего листов_____________________

Дата выдачи наряда-
допуска

N наряда-
допуска

Дата и время начала и окончания работ

Адрес места произ-
водства работ

Вид выпол-
няемых работ

Инициалы, фамилия, должность, личная подпись лица, выдавшего наряд-допуск

Инициалы, фамилия, должность, личная подпись лица, получившего наряд-допуск

Дата и время возвращения наряда-допуска, отметка о выполнении работ лицом, принявшим наряд-допуск, инициалы, фамилия, личная подпись

1

2

3

4

5

6

7

8

Журнал пронумерован, прошнурован и скреплен печатью:______листов

должность

личная подпись

инициалы, фамилия

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

(наименование эксплуатационной организации)

Срок хранения:
5 лет

Журнал регистрации газоопасных работ без нарядов-допусков

Том N______

С N___________ по N___________

Начат__________________20 ____г.

Окончен________________20____г.

Всего листов_____________________

Дата произ-
водства работ

Адрес места произ-
водства работ

Вид выпол-
няемых работ

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

Состав бригады (ини-
циалы, фамилия)

Личные подписи членов бригады в получении задания

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

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

1

2

3

4

5

6

7

8

Журнал пронумерован, прошнурован и скреплен печатью:______листов

должность

личная подпись

инициалы, фамилия

(наименование эксплуатационной организации)

Срок хранения:
постоянно

УТВЕРЖДАЮ

технический руководитель организации

______________/___________/

“___”_____________20____г.

План организации и производства газоопасных работ

На выполнение работ

(характер работы)

На объекте

(местоположение или адрес)

Получены наряды-допуски на производство газоопасных работ под NN

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

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

транспортные средства

(указать наименование и количество)

Сведения о необходимости изменения режимов давления газа в сети газораспределения

Технологическая последовательность выполнения работ

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

Подготовительные работы

Работа производится в следующей последовательности:

Мероприятия, обеспечивающие безопасность работ

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

С Планом ознакомлены:

руководитель работы по наряду-допуску N

должность

личная подпись

инициалы, фамилия

руководитель работы по наряду-допуску N

должность

личная подпись

инициалы, фамилия

руководитель работы по наряду-допуску N

должность

личная подпись

инициалы, фамилия

Ответственный

за координацию газоопасных работ

должность

личная подпись

инициалы, фамилия

Приложение Я(рекомендуемое)

(наименование эксплуатационной организации)

Срок хранения:
постоянно

Журнал регистрации тренировочных
занятий с персоналом аварийно-диспетчерской службы

Том N______

С N___________по N__________

Начат________________20___г.

Окончен______________20___г.

Всего листов____________________

Дата и время проведения занятия

Тема занятия и место проведения

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

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

Содержание занятий и замечания по результатам их проведения

1

2

3

4

5

Журнал пронумерован, прошнурован и скреплен печатью: ______листов

должность

личная подпись

инициалы, фамилия

“___” ________________ 20___ г.

по адресу

работы выполнены

по проекту N

(наименование организации)

Комиссия из представителей:

Заказчика

должность, инициалы, фамилия

Строительная организация

должность, инициалы, фамилия

Технический надзор Заказчика

должность, инициалы, фамилия

Государственный строительный надзор

должность, инициалы, фамилия

Проектная организация

должность, инициалы, фамилия

составили настоящий акт в том, что

выполнены в соответствии с проектом

Комиссии были предъявлены следующие узлы строительно-монтажных работ:

1 Кабельные линии

а) кабель от преобразователя до анодного заземления марки

уложен

в траншее на глубине

м, длиной

м и защищен

покрыт кирпичом, в трубах и т.д.

по стене здания:

способ прокладки, марка кабеля и длина

в подвале здания:

способ прокладки, марка кабеля и длина

б) кабель от преобразователя до контактного устройства (КУ) защищаемого сооружения марки

уложен

в траншее на глубине

м, длиной

м, защищен

покрыт кирпичом, в трубах и т.д.

по стене здания:

способ прокладки, марка кабеля и длина

в подвале здания:

способ прокладки, марка кабеля и длина

2 Анодное заземление

Выполнено по чертежу

а) заземлители выполнены из

тип, материал

(вид укладки, наличие обсадной трубы, наличие обсыпки)

Длиной

м, в количестве

шт. общей площадью

м

б) сопротивление растеканию тока составляет

Ом, что подтверждено протоколом

измерения с электрической схемой коммутации измерительной цепи

3 Контактные устройства

а) КУ на

выполнено из

(вид сооружения)

материал, сечение, профиль

по чертежу N

Контакт с защищаемым сооружением осуществлен путем

Противокоррозионное покрытие на защищаемом сооружении

а) КУ на

выполнено из

вид сооружения

материал, сечение, профиль

по чертежу N

Контакт с защищаемым сооружением осуществлен путем

Противокоррозионное покрытие на защищаемом сооружении

в) Перемычка потенциалоуравнивающая между газопроводом

давление, диаметр

и подземным сооружением

тип, характеристики

выполнена из

через

материал, сечение, профиль

БДР, БСЗ

по чертежу N

Контакты с газопроводами осуществлены с помощью

Противокоррозионное покрытие на перемычке

4 Электромонтажные работы

4.1 Установка

подключена к сети переменного тока напряжением

В,

размещена

место, метод крепления

4.2 Электропроводка переменного тока выполнена

марка, сечение, длина кабеля, провод

Монтаж проводки осуществлен

по фасаду, в подвале, в земле и т.д.

Точка присоединения

Устройство учета электроэнергии

4.3 Отключающее устройство выполнено

4.4 Защитное заземление выполнено по чертежу N

4.5 Сопротивление растеканию тока защитного заземления

5 Прочие устройства

Члены комиссии:

Заказчик

дата

личная подпись

инициалы, фамилия

Строительная организация

дата

личная подпись

инициалы, фамилия

Технический надзор Заказчика

дата

личная подпись

инициалы, фамилия

Государственный строительный надзор

дата

личная подпись

инициалы, фамилия

Проектная организация

дата

личная подпись

инициалы, фамилия

АКТприемки строительно-монтажных работ по установке гальванических анодов

наименование сооружения

по адресу

работы выполнены

по проекту N

наименование организации

Комиссия из представителей:

Заказчик

должность, инициалы, фамилия

Строительная организация

должность, инициалы, фамилия

Технический надзор Заказчика

должность, инициалы, фамилия

составили настоящий акт в том, что

выполнены в соответствии с проектом.

Комиссии были предъявлены следующие узлы строительно-монтажных работ:

1 Гальванические аноды

а) Типа

длиной

мм, массой

кг

в количестве

шт. установлены группами по

шт. в каждой

Обеспечение активатором

в упаковке с гальваническим анодом/

материал активатора

(ненужное зачеркнуть)

отдельно от анода

Общее количество групп

б) Расстояние между гальваническими анодами в группах

м

Расстояние между гальваническими анодами и защищаемыми сооружениями:

в 1-й группе

м, во 2-й группе

м, в 3-й группе

м

ЭДС гальванических анодов

в 1-й группе

В, во 2-й группе

В, в 3-й группе

В

в) Глубина заложения гальванических анодов в скважинах (шурфах) от поверхности земли до

гальванического анода

м

2 Кабельные линии

Соединительная магистраль гальванических анодов в группах выполнена кабелем

сечением

мм, в траншеях глубиной

м, длиной

м,

защищена

покрыта кирпичом, в трубах и т.д.

Проводники от гальванических анодов к соединительной магистрали выполнены проводом марки

, способ соединения проводников

с магистралью

зажимы, термитная сварка

Места присоединения изолированы от земли

способ изоляции

3 Контактные устройства

Контакт с

выполнен по типовому чертежу (нормали)

вид сооружения

путем

(обозначение документа)

сварки, болтового присоединения

4 Прочие устройства

5 Замечания по строительно-монтажным работам

Члены комиссии:

Заказчик

дата

личная подпись

инициалы, фамилия

Строительная организация

дата

личная подпись

инициалы, фамилия

Технический надзор Заказчика

дата

личная подпись

инициалы, фамилия

Заказчик

Объект

Комиссия из представителей:

Электромонтажная организация

должность, инициалы, фамилия

Эксплуатационная организация

должность, инициалы, фамилия

Провела проверку и осмотр выполненных работ по

1 К сдаче предъявлено

2 Электромонтажные работы выполнены по проекту

3 Отступления от проекта

4 Электромонтажные работы выполнены (оценка)

5 Оставшиеся недоделки

не препятствуют эксплуатации и подлежат устранению электромонтажной организацией в срок до “____” ____________ 20___ г. со сдачей-приемкой по Акту

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Электрооборудование, перечисленное в п.1 настоящего акта, считать принятым в эксплуатацию после проведения пусконаладочных работ.

К акту прилагается:

1 Протокол измерения сопротивления изоляции кабелей.

2 Протокол измерения полного сопротивления петли “фаза-ноль”.

3 Протокол проверки наличия цепи между заземлителями и заземляемыми элементами электрооборудования.

4 Протокол измерения сопротивления растеканию тока заземляющих устройств.

Члены комиссии:

Электромонтажная организация

дата

личная подпись

инициалы, фамилия

Эксплуатационная организация

дата

личная подпись

инициалы, фамилия

Приложение Ж (рекомендуемое). Форма акта приемки в эксплуатацию электрозащитных установок

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

7.1.2 Ввод средств ЭХЗ в эксплуатацию должен осуществляться после проведения пусконаладочных работ. К проведению пусконаладочных работ заказчиком строительства объекта должны привлекаться специализированные организации.До окончания работ по строительству защищаемого газопровода и ввода его в эксплуатацию заказчиком строительства должно быть обеспечено проведение технического обслуживания принятых в эксплуатацию установок ЭХЗ.

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

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

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

7.2 Техническое обслуживание и ремонт средств электрохимической защиты

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

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

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

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

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

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

разность потенциалов между протектором и защищаемым сооружением);- измерение защитных потенциалов в точке подключения к защищаемому сооружению и в опорных точках по трассе защищаемого сооружения;- измерение потенциала “протектор – земля”;- осмотр контактных соединений.Порядок проведения и объем необходимых измерений при проверке эффективности установок ЭХЗ устанавливаются методикой, утвержденной в установленном порядке.Результаты проверки эффективности работы установок ЭХЗ должны быть оформлены документацией по формам, установленным методикой проведения работ.

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

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

7.2.6 Ремонт установок ЭХЗ должен проводиться по результатам проведения технического обслуживания и проверки эффективности их работы.Срок ремонта вышедшей из строя установки ЭХЗ должен определяться эксплуатационной организацией, исходя из возможности обеспечения защитного потенциала на газопроводе соседними установками (перекрытие зон защиты).

Перекрытие зоны защиты вышедшей из строя установки ЭХЗ должно быть оформлено документами по формам, установленным стандартами организаций.Внеплановый ремонт установок ЭХЗ должен проводиться для устранения причин отказов в процессе их эксплуатации и оформляться соответствующим актом с указанием причины его проведения.

7.2.7 Эксплуатационная организация должна вести учет числа и времени простоев установок ЭХЗ в процессе их эксплуатации. Суммарная продолжительность перерывов в работе установок ЭХЗ не должна превышать 14 сут в течение года.Для сокращения перерывов в работе установок ЭХЗ в эксплуатационных организациях должен создаваться резервный фонд преобразователей катодной и дренажной защиты в объеме, установленном стандартом организации.

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

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

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

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

7.3 Оценка эффективности противокоррозионной защиты подземных газопроводов

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

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

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

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

7.3.4 Электрохимическая защита должна обеспечивать в течение всего срока эксплуатации непрерывную по времени катодную поляризацию газопровода на всей его протяженности и на всей поверхности.Защищенность газопровода от электрохимической коррозии должна оцениваться по протяженности и по времени.Защищенность газопровода по протяженности должна определяться как соотношение длин участков, имеющих защитные потенциалы не менее требуемых значений, и общей длины защищаемого газопровода.

Защищенность газопровода по времени должна определяться как соотношение суммарного времени (часы, сутки) нормальной работы в установленном режиме всех средств защиты в течение года и продолжительности календарного года (часы, сутки).Комплексный показатель защищенности газопровода вычисляют по произведению его защищенности по протяженности на защищенность по времени.

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

(наименование эксплуатационной организации)

Эксплуатационный паспорт установки электрохимической защиты

N_______

Адрес

1 Тип установки защиты (УЗ)

(катодная, дренаж)

2 Дата ввода в эксплуатацию

3 Проектная организация

4 Шифр проекта

5 Марка преобразователя

5.1 Дата выпуска

5.2 Заводской номер

6 Автоматизированная система управления

(марка, изготовитель)

7 Характеристика анодного заземления:

7.1 Тип

(поверхностное, глубинное)

7.2 Анодные заземлители:

– количество

– глубина заложения

– расположение

(горизонтально, вертикально)

– марка электродов

– количество электродов

7.3 Сопротивление растеканию тока, Ом

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

9 Характеристика кабельных линий

Назначение кабеля

Способ прокладки

Марка кабеля

Длина, м

10 Рабочие параметры по результатам пусконаладочных работ:

Ток, А

Напряжение, В

Потенциал на КУ относительно медносульфатного электрода сравнения (МЭС):

минимальный_________В; средний_________В; максимальный_________В.

11 Защищаемые сооружения

Наименование сооружения

Протяженность зоны защиты, м

Потенциал на КУ, В

12 Исключение вредного влияния

Наименование сооружения

Потенциал на КУ при выключенной УЗ, В

Потенциал на КУ при включенной УЗ, В

13 Блоки совместной защиты

(марка, количество)

14 Точка подключения и напряжение источника энергоснабжения

(наименование, адрес)

15 Защитное заземляющее устройство

15.1 Основные характеристики:

материал

(сталь, оцинкованная сталь, медь)

профиль и размеры

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

количество заземлителей

сопротивление растеканию тока, Ом

15.2 Удельное сопротивление грунта, Ом

16 Перечень опорных пунктов

Номер пункта измерения

Вид пункта измерения

Адрес пункта измерения

Ремонтный формуляр

Дата выхода из строя или начала ремонта

Вид ремонта

Дата окончания ремонта

Рабочие параметры после ремонта

Сопротивление растеканию анодного заземления

Исполнитель работ

Примечание

, А

, В

, В, на КУ

Паспорт составил

должность

личная подпись

инициалы, фамилия

“______”_______________20___г.

(наименование эксплуатационной организации)

Эксплуатационный паспорт
протекторной установки электрохимической защиты N_______

Адрес

1 Дата ввода в эксплуатацию

2 Проектная организация

3 Шифр проекта

4 Защищаемое сооружение

(газопровод, футляр, диаметр, тип изоляции)

5 Характеристики установки протекторной защиты

5.1 Количество групп протекторов, шт.

5.2 Число протекторов в группе, шт.

5.3 Расстояние между протекторами, м

5.4 Глубина заложения протекторов, м

(до верха протекторов)

5.5 Расстояние до защищаемого сооружения, м

5.6 Марка протекторов

6 Характеристика кабельных линий

Назначение кабеля

Способ прокладки

Марка кабеля

Длина, м

7 Тип электрода сравнения и датчика коррозии, установленные в КУ

8 Результаты пусконаладочных работ

8.1 Потенциал на КУ относительно МЭС, В

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

8.3 Зона защиты, м

9 Перечень опорных пунктов:

Номер пункта измерения

Вид пункта измерения

Адрес пункта измерения

Паспорт составил

должность

личная подпись

инициалы, фамилия

“______”_______________20___г.

(наименование эксплуатационной организации)

Срок хранения:
постоянно

Эксплуатационный паспорт пункта редуцирования газа

Адрес расположения

Обозначение и тип

Дата ввода в эксплуатацию

Владелец

Пределы регулирования давления газа:

минимум_______________МПа;

максимум________________МПа.

Диаметр газопровода:

на входе___________мм;

на выходе__________мм.

Расположение ближайшей запорной арматуры, установленной:

до пункта редуцирования газа на расстоянии_________м по адресу______________________

после пункта редуцирования газа на расстоянии________м по адресу_____________________

Наличие телефона и его номер

Наличие молниезащиты

Наличие автоматизированных систем управления (марка, тип)

Площадь здания____________________м, в т.ч. вспомогательного помещения_______м

Система отопления

Система электроснабжения

Технические устройства

Наименование

Количество, шт.

Тип

Диаметр DN, мм

Параметры настройки

минимум

максимум

1

2

3

4

5

6

Регулятор давления:

с__________давления на____________давление

с__________давления на____________давление

Количество линий редуцирования

Регулятор давления

Контрольный регулятор давления

Защитная арматура

Предохранительная арматура

Фильтр

Запорная арматура:

на входе

на выходе

на обводной линии (байпасе)

Манометры:

регистрирующий

механический

жидкостной

Узел учета расхода газа

Термометры

Отопительные приборы

Сведения о проведенных капитальных ремонтах

Дата

Описание выполненных работ

Личная подпись производителя работ

1

2

3

Результаты оценки технического состояния пункта редуцирования газа

Дата оценки

Значение вероятности аварии

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

Необходимость и сроки проведения технического диагностирования

1

2

3

4

Результаты технического диагностирования

Дата проведения

Выявленные дефекты

Предельный срок дальнейшей эксплуатации

Рекомендации по обеспечению безопасной эксплуатации до наступления предельного состояния

1

2

3

4

Технологическая схема (прилагается)

Паспорт составил

должность

личная подпись

инициалы, фамилия

“______”_______________20___г.

(наименование эксплуатационной организации)

Эксплуатационный журнал установки электрохимической защиты*

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

Адрес:

Дата

Пункт изме-
рения

Параметры установки

Потенциал на КУ

Элект-
род срав-
нения

Пока-
зания счетчика времени нара-
ботки (СВН)

Пока-
зания электри-
ческого счетчика

Выпол-
ненные работы

Лич-
ная под-
пись

, A

, В

мини-
маль-
ный, В

сред-
ний, В

макси-
маль-
ный, В

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

Эксплуатационный журнал установки электрохимической защиты*

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

Адрес:

Электроснабжение УЗ осуществляется:

(точка подключения, адрес)

Дата

Пункт изме-
рения

Параметры установки

Потенциал на КУ

Элект-
род срав-
нения

Пока-
зания СВН

Показания электри-
ческого счетчика

Выпол-
ненные работы

Лич-
ная под-
пись

, A

, В

мини-
маль-
ный, В

сред-
ний, В

макси-
маль-
ный, В

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

Журнал пронумерован, прошнурован и скреплен печатью:______листов

должность

личная подпись

инициалы, фамилия

(наименование эксплуатационной организации)

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

УТВЕРЖДАЮ

“_____”________________20__г.

Режимная карта настройки оборудования пункта редуцирования газа____________

Линия редуцирования N____

Редукционная арматура (регулятор давления)

Защитная арматура (предохранительный запорный клапан)

Предохранительная арматура (предохранительный сбросной клапан)

N на схеме

Рабочее давление

N на схеме

Давление настройки

N на схеме

Пределы срабатывания

по понижению

по повышению

начало открытия

полное открытие

давление закрытия

Допустимое отклонение

Допустимое отклонение

Допустимое отклонение

Линия редуцирования N________

Редукционная арматура (регулятор давления)

Защитная арматура (предохранительный запорный клапан)

Предохранительная арматура (предохранительный сбросной клапан)

N на схеме

Рабочее давление

N на схеме

Давление настройки

N на схеме

Пределы срабатывания

по понижению

по повышению

начало открытия

полное открытие

давление закрытия

Допустимое отклонение

Допустимое отклонение

Допустимое отклонение

Режимную карту составил

должность

личная подпись

инициалы, фамилия

“_____”_____________20__г.

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

Акт N____
ввода в эксплуатацию пункта редуцирования газа

“____”___________20__г.

Мы, нижеподписавшиеся, представитель эксплуатационной организации

(инициалы, фамилия, должность, наименование эксплуатационной организации)

и представитель Заказчика

(инициалы, фамилия, должность, наименование организации)

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

адресу:

Обозначение и тип пункта редуцирования газа

Наряд-допуск на производство газоопасных работ N

Наряд-допуск получил

(инициалы, фамилия, должность руководителя работ)

Дата и время начала работ

Дата и время окончания работ

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

Первичный пуск газа произведен давлением___________МПа.

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

Произведена регулировка средств АСУ ТП.

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

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

Представитель эксплуатационной организации

должность

личная подпись

инициалы, фамилия

М.П.

Представитель Заказчика

должность

личная подпись

инициалы, фамилия

М.П.

Комиссия из представителей:

Строительная организация

должность, инициалы, фамилия

Технический надзор Заказчика

должность, инициалы, фамилия

Эксплуатационная организация

должность, инициалы, фамилия

Проектная организация

должность, инициалы, фамилия

провела осмотр и проверку выполненных работ

по адресу

на газопроводе

Работы выполнены по проекту

В соответствии с типовым чертежом

Глубина заложения газопровода

Контактные устройства, потенциалоуравнивающие перемычки,
контрольно-измерительные пункты оборудованы

электрод сравнения

В,

кОм

(потенциал электрода сравнения по паспорту)

(переходное сопротивление электрода сравнения – грунт)

Члены комиссии:

Строительная организация

дата

личная подпись

инициалы, фамилия

Технический надзор Заказчика

дата

личная подпись

инициалы, фамилия

Эксплуатационная организация

дата

личная подпись

инициалы, фамилия

Проектная организация

дата

личная подпись

инициалы, фамилия

Заключение об исправности сдаваемого сооружения: эксплуатационная организация, проводящая проверку

Проверка проводилась методом

С помощью прибора

Результат проверки

инициалы, фамилия

личная подпись

М.П.

“___” ________________ 20___ г.

Диаметр собираемых труб, мм

325-820

Длина собираемых труб, м

1,8

Длина секции, м

-36

Производительность на трубе 530х8 мм, стык/ч

9,2

Одновременно потребляемая мощность, кВт

72

Число постов сборки, шт.

2

Сварочный ток поста, А

60-315

Источник сварочного тока

выпрямитель ВДМ 100 IV3

Габариты, мм

71000х12000х3500

Масса, кг

38500

Численность обслуживающего персонала, чел.

9

Тип сварочной установки

ПАУ-502

Диаметр свариваемых труб, мм

325-820

Длина свариваемых секций, м

<36

Производительность на трубе 820х8 мм, стык/ч

7

Сварочный ток, А

500

Одновременно потребляемая мощность, кВт

100

Габариты, м

55х11х10

Масса, кг

11800

Питание

от агрегата АДД-502У1

Приложение 1 (рекомендуемое). Оперативный журнал аварийно-диспетчерской службы

3. В процессе наладочных работ преобразователи установок электрохимической защиты должны пройти тщательный технический осмотр, проверку правильности всех внешних подключений и проверку плотности всех контактов. Выявленные в ходе осмотра и проверки недостатки устраняются работниками наладочных организаций, а выявленные неверные внешние подключения исправляются работниками строительно-монтажных организаций.

4. После проверки преобразователей производятся осмотр и проверка всех элементов электрохимической защиты. Все выявленные в ходе этой проверки дефекты устраняются строительно-монтажной организацией.

5. Установки электрохимической защиты включаются в работу с токовыми нагрузками, соответствующими проектным параметрам, не менее чем за 72 ч до начала пусконаладочных работ при обязательной проверке правильности внешних подключений.

6. О начале пусконаладочных работ извещаются владельцы защищаемых сооружений, эксплуатационные организации, которым будут передаваться защитные установки, и владельцы смежных подземных коммуникаций.

7. На первом этапе наладочных работ производятся измерения потенциалов на защищаемых сооружениях при проектных режимах работы электрозащитных установок.

8. Измерения производятся во всех пунктах измерений, предусмотренных проектом. Это пункты с наиболее высокими положительными и знакопеременными потенциалами, зафиксированными в ходе коррозионных изысканий; пункты в местах более высокой коррозионной активности грунтов; пункты на газопроводах, наиболее приближенных к источникам блуждающих токов, высоковольтным кабелям и линиям электропередачи, пункты наиболее удаленные и наиболее приближенные к анодным заземлителям.

9. Измерения должны производиться с использованием регистрирующих и переносных высокоомных приборов по технологиям, предусмотренным ГОСТ 9.602.

10. Измерения при наладке дренажных защитных установок должны производиться регистрирующими приборами, по возможности, синхронными, с длительностью записи не менее 1 ч.

11. Полученные результаты измерений первого этапа анализируются с учетом измерений на смежных коммуникациях и принимаются решения по корректировке режимов работы установок защиты.

12. В случае необходимости изменения режимов работы измерения повторяются во всех пунктах, находящихся в зонах действия защитных установок с измененными режимами работы.

13. Корректировка режимов работы может производиться неоднократно до достижения желаемых результатов.

14. В конечном итоге на защитных установках должны быть установлены минимально возможные защитные токи, при которых на защищаемых сооружениях во всех пунктах измерений достигаются защитные потенциалы не ниже минимально допустимых в наименее защищенных пунктах и не более максимально допустимых в пунктах максимальной защиты.

15. Окончательно установленные режимы работы защитных установок должны быть согласованы со всеми организациями, имеющими подземные сооружения в зонах действия налаживаемых установок, о чем они дают подтверждения в своих заключениях (справках).

16. В случаях, когда в ходе наладочных работ не удается достигнуть на защищаемых сооружениях требуемых защитных потенциалов во всех пунктах измерений, наладочная организация совместно с проектной и эксплуатационной организациями разрабатывает перечень необходимых дополнительных мероприятий и направляет их заказчику для принятия соответствующих мер.

17. До реализации дополнительных мероприятий зона эффективной защиты подземных сооружений уменьшается.

18. Завершаются наладочные работы оформлением технического отчета по наладке защитных установок, который должен включать в себя: полные сведения о защищаемых и смежных подземных сооружениях, действующих источниках блуждающих токов, факторах и показателях коррозионной опасности, построенных и ранее действующих (если такие имеются) установках электрохимической защиты, установленных на сооружениях электроперемычках, действующих контрольных пунктах, специально оборудованных опорных пунктах измерений, изолирующих фланцевых соединениях;

полную информацию о выполненных работах и ее результатах; таблицу с окончательно установленными параметрами работы защитных установок; таблицу потенциалов защищаемых сооружений в режимах “без защиты” и с “защитой” в установленных окончательно режимах работы защитных установок; справки (заключения) владельцев смежных организаций; заключение по наладке защитных установок; рекомендации по дополнительным мероприятиям по защите подземных сооружений от коррозии.

19. Технический отчет по наладке должен быть согласован головной организацией по эксплуатации газового хозяйства в регионе или, действующей по ее поручению, специализированной организацией по защите газовых сетей от коррозии и организацией, координирующей по поручению местных властей работу по защите подземных сооружений в регионе (если такая имеется).

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

“____”____________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.

Приложение Э(рекомендуемое)

(наименование эксплуатационной организации)

Срок хранения:
5 лет

Журнал аварийных заявок

Том N_________________

С N______ по N_______

Начат_________20__г.

Окончен_______20__г.

Всего листов__________

Дата поступления заявки

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

Содер-
жание заявки

Исполнитель заявки

Харак-
тер ава-
рии

Запись о выпол-
ненных рабо-
тах, N акта

Заявки (работы), переданные в другие службы

Личная подпись

Дата и время испол-
нения работ

Личная подпись дежур-
ного о закры-
тии заявки

Число, месяц

Часы, минуты

Ини-
циа-
лы, фами-
лия

Вре-
мя полу-
чения заяв-
ки

Лич-
ная под-
пись

Вре-
мя выез-
да

Время при-
бытия на место

Дата и время испол-
нения заявки

Дата и время пере-
дачи

Наиме-
нование службы

Ини-
циалы, фами-
лия приняв-
шего заявку

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

Журнал пронумерован, прошнурован и скреплен печатью:______листов

должность

личная подпись

инициалы, фамилия

Приложение 1(рекомендуемое)

(наименование эксплуатационной организации)

Срок хранения:
5 лет

Начат________________20___г.

Окончен______________20___г.

Оперативный журнал аварийно-диспетчерской службы

Дата и время

N аварийной заявки

Содержание заявки

Сведения об отключении газопровода, пункта редуцирования газа

Личные подписи о сдаче и приемке смены

Замечания

1

2

3

4

5

6

Журнал пронумерован, прошнурован и скреплен печатью: ______листов

должность

личная подпись

инициалы, фамилия

АКТприемки в эксплуатацию электрозащитных установок

в районе

“___” ________________ 20___ г.

Комиссия из представителей:

Заказчик

должность, инициалы, фамилия

Строительная организация

должность, инициалы, фамилия

Технический надзор Заказчика

должность, инициалы, фамилия

Государственного строительного надзора

должность, инициалы, фамилия

Эксплуатационная организация

должность, инициалы, фамилия

Проектная организация

должность, инициалы, фамилия

Ознакомившись с технической документацией, установила следующее:

1 Электрозащитные установки построены по проекту

2 Техдокументация согласована со всеми заинтересованными организациями без замечаний.

3 Характеристика электрозащитных установок

N
п/п

Адрес установки

Тип установки

Марка преобразователя

Марка блока совместной защиты

Анодное заземление

длина, м

количество, шт.

4 Параметры электрозащитных установок

N
п/п

Ток, А

Напря-
жение, В

Сопро-
тивление расте-
канию тока, Ом

Входное сопротивление защищаемого участка газопровода, Ом

Токи в потенциалоуравнивающих перемычках и протяженность зоны защиты сооружений

газо-
провод

водо-
провод

кабель связи

тепло-
сеть

5 Замечания по проекту, монтажу, наладке

Указанные замечания подлежат устранению в срок до “___” ________________ 20___ г.

6 Комиссия постановила принять в эксплуатацию электрозащитные установки с предъявлением к повторной сдаче-приемке по Акту с “___” ________________ 20___ г.

Члены комиссии:

Заказчик

дата

личная подпись

инициалы, фамилия

Строительная организация

дата

личная подпись

инициалы, фамилия

Технический надзор Заказчика

дата

личная подпись

инициалы, фамилия

Государственный строительный надзор

дата

личная подпись

инициалы, фамилия

Эксплуатационная организация

дата

личная подпись

инициалы, фамилия

Проектная организация

дата

личная подпись

инициалы, фамилия