Газовые конденсатосборники на газопроводе устройство назначение особенности установки и обслуживания

Содержание
  1. Приложение Р (рекомендуемое). Акт технического обследования подземного газопровода
  2. Назначение газовой арматуры и оборудования
  3. Для чего газопроводу футляр?
  4. Классификация арматуры для газопроводов
  5. Правила установки и крепления трубки
  6. Особенности выбора арматуры и оборудования
  7. Выводы  полезное видео по теме
  8. Соединительная арматура газопроводов
  9. 1 Область применения
  10. Приложение М (рекомендуемое). Эксплуатационный журнал средств автоматизированной системы управления технологическими процессами
  11. 2 Нормативные ссылки
  12. 3 Термины и определения
  13. 4 Общие требования
  14. Приложение А (обязательное). Наряд-допуск на производство газоопасных работ
  15. Приложение Ж (обязательное). Эксплуатационный паспорт пункта редуцирования газа
  16. Приложение Я (рекомендуемое). Журнал регистрации тренировочных занятий с персоналом аварийно-диспетчерской службы
  17. Приложение К (рекомендуемое). Эксплуатационный журнал установки электрохимической защиты
  18. Приложение К (рекомендуемое). Эксплуатационный журнал установки электрохимической защиты

Приложение Р (рекомендуемое). Акт технического обследования подземного газопровода

Проложенные в траншеях газопроводные магистрали нуждаются в регулярном осмотре не менее, чем наземные трассы. Конечно, им не грозят чисто механические повреждения, как это случается с открыто устроенными коммуникациями. Однако причин для беспокойства об их состоянии у газовщиков ничуть не меньше.

Если транспортирующая голубое топливо труба погружена в грунт:

  • Сложно следить за механическим состоянием газопровода, а ведь на его стенки воздействует давление грунта, вес сооружений и пешеходов, а также проезжающего транспорта, если магистраль проходит под шоссе или железнодорожной веткой.
  • Невозможно своевременно выявить коррозию. Ее вызывает агрессивная грунтовая вода, непосредственно грунт, в составе которого есть активно действующие компоненты. Потере первоначальных технических характеристик способствуют технические жидкости, проникающие на глубину заложения трассы.
  • Трудно определить потерю герметичности, появившуюся из-за нарушения целостности трубы или сварного узла. Причиной утраты герметичности обычно является окисление и ржавление металлических трубопроводов, банальный износ полимерных конструкций или нарушение технологии сборки.

Несмотря на то, что прокладка газопроводных магистралей в траншеях предусматривает полную замену агрессивного грунта на грунт с нейтральными свойствами, а устройство в местах возможного пролива технических жидкостей напрочь запрещено, без особых приспособлений они не могут считаться полностью защищенными от химической агрессии.

В результате потери герметичности происходит утечка газа, который как и положено всем газообразным веществам устремляется вверх. Проникая по порам в грунте, газообразное токсичное вещество выходит на поверхность и создает негативные для всего живого зоны над газопроводом.

Утечка газа может запросто стать причиной серьезной катастрофы, если покинувшее трубу голубое топливо «найдет» в земле какую-либо полость для аккумуляции. При нагреве, к примеру, элементарном воздействии солнечных лучей в знойный летний период, взрыв скопившегося газообразного топлива практически неизбежен.

Последствия утечки в газопроводе

Возникновение утечки газа из трубопровода угрожает не только нарушением экологического баланса, но и серьезными катастрофическими последствиями: взрывами, разрушениями, пожарами

Кроме того, утечка газа влечет немалые финансовые потери газодобывающей и газотранспортной организации. Причем между ними могут возникнуть разногласия, с которым в суд обращаться даже не стоит, если на футляре газопровода не была установлена контрольная трубка для мониторинга.

7.1 Ввод в эксплуатацию

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

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

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

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

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

7.2 Техническое обслуживание и ремонт средств электрохимической защиты

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

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

Газовые конденсатосборники на газопроводе устройство назначение особенности установки и обслуживания

— 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.

Газовые конденсатосборники на газопроводе устройство назначение особенности установки и обслуживания

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.

Назначение газовой арматуры и оборудования

Приложение Ф(рекомендуемое)

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.

Газовая арматура и газовое оборудование предназначаются для установки на трубопроводах применяющихся для транспортировки, снабжения и распределения голубого топлива. С помощью этих механизмов включается и отключается подача, изменение давления, количества, направления газового потока. Арматуре присущи такие основные характеристики, как номинальное давление (условное) и номинальный диаметр.

Под номинальным давлением берется max давление при температуре 20 град., при котором гарантируется длительная служба разных соединений элементов и узлов с трубопроводом. Условный проход (DN) – это характеристика, которая используется в трубопроводных сетях в качестве общего параметра соединяемых частей.

Газовая арматура

Газовый трубопровод включает в себя не только трубы, но и большое количество газовой арматуры, которая обеспечивает его надежное функционирование

Большая часть разновидностей арматуры состоит из запорного или же из дроссельного устройства. Это конструкции в виде корпуса снаружи закрытого крышкой.

Внутри корпуса перемещается затвор. В результате перемещения затвора относительно его седел меняется площадь участка, через который газ проходит. Этот процесс вызывает изменение гидравлического сопротивления.

Газовая заслонка

Простая конструкция,  доступная стоимость и возможность использовать газовые заслонки в большом диапазоне температур – вот основные достоинства газовых заслонок

Соприкасающиеся во время отключений частей газопровода поверхности затвора и седла носят название уплотнительных. В устройствах дроссельного типа поверхности затвора и седла, которые, в свою очередь, образуют регулируемый проход для транспортировки рабочей среды, носят название дроссельных.

Применяющаяся в газовом хозяйстве арматура стандартизована. На каждой детали стоит обязательно шифр, состоящий из 4 частей.

Первые 2 цифры шифра – это вид арматуры:

  • 11 – краны для трубопроводов;
  • 14,15 – запорные вентили;
  • 16 – обратные подъемные клапаны;
  • 17 – клапаны предохранительные;
  • 19 – обратные поворотные клапаны;
  • 25 – регулирующие клапаны;
  • 30, 31 – запорные задвижки;
  • 32 – затворы.

На втором месте в шифре стоит условное обозначение материала изготовления корпуса: углеродистая сталь – с, кислотостойкая нержавеющая сталь -нж, серый чугун – ч, чугун ковкий – кч, бронза, латунь – бр, винипласт – вп, легированная сталь – лс, алюминий – а.

Чугунная газовая задвижка

Задвижка газовая из чугуна гораздо меньше подвергается коррозии, но она более хрупкая, чем аналогичное устройство изготовленное из стали

На третьем месте в шифре стоит порядковый номер детали. На четвертом находится обозначение материала, из которого сделаны уплотнительные кольца: бронза или латунь – б, нержавеющая сталь – нж, резина – р, эбонит – э, баббит – бт, кольца уплотнительные отсутствуют – бк.

Выбирая арматуру для газовых трубопроводов следует особо тщательно отнестись к химическим и физическим свойствам материала из которого она изготовлена.

Самыми востребованными материалами для изготовления газовой арматуры являются чугун и сталь. Это связано с требованиями к повышенному уровню прочности и надежности. Полимерные элементы, которые прекрасно подходят для водоводов здесь неприменимы, вдобавок их легко можно повредить.

Стальная газовая арматура

Сталь является самым популярным материалом для изготовления газовой арматуры. Такое оборудование имеет доступную стоимость и высокую прочность

Специалисты не рекомендуют использовать на газовых трубопроводах оборудование с уплотнительными вставками из бронзы. Это связано с тем, что в составе СУГ присутствует сероводород, который может оказывать негативное влияние на бронзу и медные сплавы.

Для чего газопроводу футляр?

В устройстве подземных газовых коммуникаций используются, как правило, стальные или полиэтиленовые газовые трубы, способные выдерживать давление проходящей по ним среды. Их прочностные характеристики рассчитаны на нагрузку, создаваемую толщей грунта до 2,0-2,2 м. Однако стандартный трубопрокат не рассчитан на возможную транспортную нагрузку сверху, т.е. над газовой магистралью.

Также не учтено, что трубопроводам, по которым газ перемещается к потребителю, нежелательно проходить под другими коммуникационными линиями. Еще есть геологические и гидрогеологические ограничения, в соответствии с которыми газовую магистраль приходится прокладывать выше установленных норм.

В случае же невозможности найти трассу прокладки, не пересекающую иные инженерные сооружения, согласно предписаниям СНиП 42-01-2002 между трубопроводами необходимо обеспечить безопасную дистанцию по вертикали. Это 0,2 и более метра, что в результате меняет глубину заложения газопровода.

Футляр для подземной прокладки трубопроводов

На сложных участках трассы газопровода, требующих защиты трубы от повреждений, прокладка производится в футлярах

Глубину заложения газовой трубы также изменяют, если уложить на нормативной глубинной отметке мешают скальные горные породы или нестабильный уровень подземной воды.

Как защитить газопровод, если дополнительная нагрузка на линию неизбежна? Во всех перечисленных случаях используются футляры, представляющие собой жесткий круглый или полукруглый в сечении кожух из стального сплава, полиэтилена или стеклопластика. Он-то и оберегает путь голубого топлива от вероятных повреждений.

Газовые конденсатосборники на газопроводе устройство назначение особенности установки и обслуживания

Отметим, что при устройстве защиты газопровода следить за состоянием проложенной в футляре трубы еще сложнее. Чтобы облегчить нелегкую работу обходчиков, сотрудников добывающей отрасли и газоснабжающих структур, производится установка на газопровод контрольной трубки.

Перечислим все возможные предпосылки для устройства футляров с контрольными приспособлениями над газовыми трубопроводами:

  • Близкое расположение подземной газовой магистрали к жилому дому либо общественному зданию.
  • Прокладка газопровода на малой глубине.
  • Устройство под транспортными путями: автомобильными, трамвайными, ж/д путями.
  • Наличие резьбового соединения или сварного шва на электросварных металлических трубах и полиэтиленовых аналогах.
  • «Пересечение», т.е. проход на 0,2 м выше или ниже тепловой сети и прочих коммуникационных линий.
  • Ввод газоснабжающей трубы в дом через несущую стену и вертикальное пересечение перекрытий.
  • Сооружение контрольно-измерительного пункта с защитным ковером. Их устанавливают на протяжении всей трассы через каждые 200 м в пределах городов и прочих населенных пунктов. На свободной от проживания местности устраивают через 500 м.

Все перечисленные варианты кроме пересечения газовой трубой перекрытий, а также обустройство входа и выхода подземной линии на поверхность предусматривают установку на одном из краев футляра контрольной трубки.

Еще в случае установки над проблемным сварным швом допускается использовать не футляры в качестве основания для крепления трубки, а полукруглый металлический кожух.

Конструкция футляров для газовой трубы

В обустройстве подземных газопроводов используются стальные, полиэтиленовые и стеклопластиковые футляры. Конструктивно они представляют собой цельные трубы, соединяемые две половины трубы или один полукруглый кожух

Контрольную трубку располагают в удобном для проведения контроля месте. Т.е. с той стороны, с которой подход газовика для проведения мониторинговых операций возможен, безопасен и не требует получения разрешений.

Если в одну траншею укладывают два газопровода, что допускается строительными нормативами, то расположение футляров с подключаемыми к ним трубками должно обеспечить отслеживание обеих систем.

Схема устройства футляра с трубкой

На каждый футляр, предназначенный для защиты газопровода, устанавливается контрольная трубка, необходимая для мониторинга технического состояния подземной системы и определения момента падения давления

Футляры устанавливаются как на вновь прокладываемые линии газопровода, так и на существующие ветки путем прокола или продавливания грунтов. Выходить за пределы шоссе, трасс, несущих стен и прочих сооружений они должны на 2 м с обоих краев.

Классификация арматуры для газопроводов

Все существующие разновидности газовой арматуры, в зависимости от ее назначения, можно разделить на:

  • запорную. Арматура, применяющаяся для периодических отключений отдельных участков газопровода, приборов, аппаратуры. К этому виду относятся газовые краны, вентили задвижки;
  • предохранительную. Служащую для предупреждения риска повышения давления газа больше установленных норм. К этой разновидности арматуры относится сбросной предохранительный клапан;
  • регулирующую. Предназначенную для изменения и поддержания в заданных пределах давления. Это заслонки, шибера и пр.;
  • обратного действия. Для предотвращения изменения направления движения газа;
  • аварийную и отсечную. Для быстрого автопрекращения движения газа по направлению к аварийному участку в случае нарушения заданного режима. К этой разновидности относится запорно-предохранительный клапан;
  • конденсатоотводящую. Ту, которая удаляет в автоматическом режиме конденсат, накапливающийся в конденсато-сборниках и на нижних участках трубопроводных сетей;
  • контрольную. Определяет давление проходимой массы, температуру и пр.

По способу управления арматура может быть двух типов: управляемая и автоматическая. Первая приводится в действие ручными манипуляциями или при помощи привода: пневматического, гидравлического, электромагнитного, электрического.

Процесс управления вручную отличается приложением больших усилий и потерей времени. Гораздо чаще устанавливается привод и сохраняется возможность аварийного управления на случай возникновения аварий. А вторая действует при помощи устройств автосрабатывания.

Фланцевое соединение газопровода

Фланцевое соединение газопроводов используется на переходах с подводного или подземного участка на наземный. Такой тип соединений помогает в борьбе с электрохимической коррозией

По способу подсоединения оборудование и любая арматура для систем газоснабжения бывают:

  • фланцевые – применяющиеся для арматуры с проходом для среды больше 50 мм.  Присоединение к трубам осуществляется посредством свинчивания фланцев. Основное преимущество такого соединения  – возможность многократных переустановок, большая прочность и надежность. Также можно отметить универсальную применяемость. В качестве недостатка выделяют только большую массу и крупные габариты таких деталей;
  • муфтовые – используются для присоединения оборудования имеющего проход 65 мм и меньше. Подсоединение производится при помощи муфт с резьбой расположенной изнутри. Недостаток муфтовых соединений в том, что резьба постепенно стирается;
  • цапковые с нарезанной наружной резьбой. Одно устройство ввинчивается при помощи резьбы в другое устройство;
  • сварочные – это редко применяющиеся на сегодняшний день неразборные соединения. Плюсы этого способа – надежная герметичность и сведение к минимуму обслуживающих мероприятий. К недостаткам можно отнести возникающую при необходимости ремонта сложность демонтажа соединения, когда участок газопровода просто срезается;
  • ниппельные – присоединение арматуры производится при помощи ниппеля;
  • стяжные – патрубки соединяются с фланцами труб шпильками с гайками, которые располагаются вдоль арматуры;
  • штуцерные – присоединение арматуры производится при помощи штуцера, накидной гайки и уплотнительных колец. Это надежный метод соединения с возможностью демонтажа.

Кроме перечисленных выше, существуют и другие способы соединения газовой арматуры, но используются они, не так часто.

Газовый фланцевый фильтр

Фильтр газовый фланцевый необходим для очистки газовой среды от пыли и примесей, благодаря чему повышается срок эксплуатации и надежность функционирования газовых приборов

Также не стоит забывать, что от качества выполненного соединения будет зависеть функциональность трубопровода и надежность всей газораспределительной системы.

Правила установки и крепления трубки

Минимальным расстоянием от верха футляра до дневной поверхности по нормативам является 0,8 м, максимальным – 3,0 м. В местах, где не планируется транспортная нагрузка, минимальная мощность грунта над футляром может быть уменьшена до 0,6 м. Пересекаемая толща грунта определяет высоту контрольной трубки, которая должна выходить на поверхность.

Схема установки трубки на кожух

Если установка контрольной трубки производится не на футляр, а на полукруглый кожух, представляющий собой верхнюю половину трубы, крепление ее производится после засыпки газопровода слоем песка минимум 10 до 20 см

Конструктивно это контрольное приспособление представляет собой в прямом смысле трубку, зафиксированную одним торцом на футляре или полукруглом кожухе газопровода. Второй выводится на поверхность и снабжается или крышкой-хлопалкой, или муфтой с плотно закручивающейся резьбовой пробкой.

Варианты верхушки трубки на газопровод

Верхний торец контрольной газовой трубки закрывает либо захлопывающаяся крышка, либо пробка с закручивающейся муфтой. Все устройства выходящие на поверхность запорно-регулирующие устройства газопровода окрашиваются в ярко-желтый цвет

Диаметр контрольных трубок, установка которых производится на футляр или кожух газопровода, по техническим нормативам составляет 32 и 57 мм. Однако производиться они могут по размерам, необходимым заказчикам. В этом случае для выпуска серии трубок разрабатывают проект и утверждают ТУ с требованиями к качеству.

Крепление контрольной трубки к футляру или полукруглому кожуху газопровода производится в соответствии с материалом трубы и защитной системы.

В монтаже применяется три основных способа:

  • Установка контрольной трубки вместе с приваренным к ее основанию полукруглым металлическим кожухом. Ставят в качестве рядового контрольного пункта на трассу газопровода без футляра после укладки стальной или полиэтиленовой трубы и частичной засыпки ее песком до 0,2 м.
  • Крепление к полиэтиленовому футляру с использованием седлового отвода и переходника с полимера на сталь. Отверстие под фиксацию контрольной трубки просверливается перед установкой футляра.
  • Приварка основания трубки к стальному футляру. Сварной узел устраивают по предварительно просверленному в газовой трубе отверстию.

Если трубка не приваривается непосредственно к газопроводу, то между ее основанием и трубой обязательно находится слой песка. Саму трубку оборачивают полиэтиленовой пленкой или покрывают гидроизоляционным праймером.

В футлярах нового поколения, выполненных из стеклопластика, точка крепления контрольной трубки закладывается в процессе изготовления. Это решение значительно облегчает монтажный процесс. Трубку прикручивают перед установкой и герметизируют стык, после чего заполняют котлован с газопроводом грунтом.

ЧИТАТЬ ДАЛЕЕ:  Термоусадочная трубка что это такое маркировка как использовать

Оформление и обустройство верхушки контрольной трубки производится в соответствии с типом поверхности, через которое она выводится. При наличии твердого покрытия (бетонной плиты, асфальта) над верхушкой располагают защитный колпак, ковер. При отсутствии твердого покрытия трубку выводят на 0,5 м над землей и плавно загибают на 180º.

Схемы устройства контрольных трубок

Схема обустройства выхода контрольной трубки на поверхность зависит от типа именно этой поверхности. Если она проходит через асфальт или бетон, устанавливается ковер, если вокруг несвязный грунт – трубку изгибают

Через контрольную трубку обходчик, обязанный следить за техническим состоянием газовой трубы и плотностью транспортируемого газа, вводит шланг газоанализатора или датчик манометра и снимает показания приборов. Снятые им данные заносятся в журнал обследований.

От процесса установки зависит качество последующей работы клапана. Поэтому важно соблюдать правила при монтаже термозапорного клапана.

Далее рассмотрим основные правила и нормы установки КТЗ на газопроводе:

  • Термозапорные устройства резьбового соединения должны устанавливаться только на линиях с давлением не больше 0,6 МПа. Клапаны фланцевого типа могут и должны быть применены на трубопроводах с давлением газа от 0,6 до 1,6 МПа.
  • Проходная способность газовой линии должна соответствовать проходной способности самого клапана.
  • Установка разрешена только внутри помещений для защиты арматуры, которая не рассчитана на большой нагрев.
  • Не допускается монтаж КТЗ там, где рядом стоящие элементы поднимают температуру окружающей их среды до 52 °C и выше.
  • По завершению процесса установки важно проверить клапан на отсутствие утечки.
  • Установленный клапан должен располагаться в месте, доступном для человека (для проверки и обслуживания).
  • Клапан не должен подвергаться различным воздействиям.

Также следует иметь ввиду, что при транспортировке термозапорных клапанов может произойти автоматическое срабатывание механизма. Поэтому, при выборе устройства, важно провести проверку механизма.

Если разводка газа сложная, а потребителей горючего несколько, и объекты расположены в разных частях здания, то потребуется установить клапаны на каждую ветвь.

И хотя эта запорная арматура проходит тщательные и многочисленные проверки, а также является сертифицированной и разрешенной для использования по назначению, необходимо соблюдать каждое правило по их монтажу.

Особенности выбора арматуры и оборудования

Термозапорные клапаны – устройства, представляющие собой запорную газовую арматуру. Они автоматически перекрывают газопровод, ведущий ко всем приборам, работающим от газа.

Все «заглушки» маркируются как КТЗ с определенным набором цифр после букв. Вторая цифра указывает на диаметр газовой трубы, для которой может подойти данный механизм.

Газовые конденсатосборники на газопроводе устройство назначение особенности установки и обслуживания

Основное назначение КТЗ – перекрытие подачи газа к оборудованию в случае пожара. Что помогает не только защититься от взрыва, но и не дает увеличиться площади возгорания вдвое и более.

Если же запорный клапан находится в открытом положении, то само по себе устройство никак не препятствует прохождению горючего вещества к приборам и технике.

Термозапорные механизмы монтируются на трубопроводы, где максимальное давление может составлять  0,6 МПа – 1,6 МПа.

Термозапорный клапан с резьбовым соединением

Термозапорный клапан резьбового типа. Применяется для оборудования с меньшим давлением (до 0,6 МПа). Они чаще всего используются для бытовых нужд

Термозапорный клапан с фланцевым соединением

КТЗ фланцевого типа, который используется в трубопроводах с высоким давлением (приближенным к максимуму). Чаще применяется на промышленных объектах

Далее обозначим назначение запорной арматуры, предписываемое правилами пожарных инстанций.

В нормативах по правилам пожарной безопасности существует регламент, который подразумевает использование клапанов:

  • На оборудовании всех магистралей газа природного происхождения. Предполагаются любые типы систем (сложность, разветвленность), любое количество приборов-потребителей.
  • Для обеспечения защиты различных газифицированных объектов и устройств, работающих от газа. В данном случае применимы клапаны, которые рассчитаны на автоматизацию (срабатывание) при достижении температурного режима в помещении до 100 °C.
  • Монтаж термозапорных модулей на входе в помещение.

Газовая арматура

В соответствии с ППБ-01-03 (Правила пожарной безопасности) термозапорные устройства должны монтироваться во всех помещениях, где есть газопровод. Однако сюда не относятся здания V категории огнестойкости.

Также не обязательна установка КТЗ в зданиях, где трубопроводы оснащены электромагнитными клапанами. Их, как правило, размещают вне здания, и если возникает воспламенение внутри строения, срабатывает газовый анализатор, после чего подача газа прекращается.

Следует понимать, что КТЗ – это не очередной российский «тренд». Использование этих устройств на различных объектах хозяйствования, где существует газовое оборудование, является обязательным в таких странах мира, как Германия, Франция, США и т.д.

Область применения термозапорных газовых заглушек – это, в первую очередь, трубопроводы, подводящие газ к разным по назначению приборам, в которых сжигается газ (бытовые и промышленные приборы не зависимо от типа).

Установка КТЗ на любом газопроводе не допустима вне пределов помещения, после монтажа какой-либо другой газовой арматуры, также на байпасах, в смежных помещениях и там, где рабочая температура воздуха при действии газового оборудования может достигать более 60 °C.

Важно не нарушать правила монтажа – на газопроводе первым устанавливается запорный клапан, и только после него остальная газовая арматура, приборы и оборудование. Располагать клапан можно в разных положениях, только стоит обращать внимание на стрелку-указатель, нанесенную производителем на корпусе.

Указатель на термозапорном клапане

Термозапорный клапан с резьбовым соединением. Стрелки на стальном элементе при выполнении монтажа на газопровод должны соответствовать направлению потока газа

Газопровод с установленным клапаном (КТЗ)

Здесь видно расположение КТЗ на трубопроводе. Монтаж клапана в обязательном порядке выполняется первым на вводе газопровода, либо на отводе от стояка

По отношению к горизонту расположение установленного клапана может быть любым. О правилах установки КТЗ более подробно мы расскажем далее.

Термозапорные клапаны имеют особую конструкцию, которая позволяет устройству автоматически перекрывать подачу газа в нужный момент. Если поближе познакомиться с конструктивными особенностями клапанов, можно быстрее понять суть их действия. Далее разберем все более подробно.

На сегодняшний момент на рынке существует всего два вида термозапорных клапанов. Из описаний выше понятно, что это муфтовые клапаны и фланцевые.

Каждый вид имеет свой типоразмерный ряд. Основное отличие одного вида от другого – это сфера применения. То есть, резьбовые устройства применяются чаще для бытовых целей, а фланцевые – на производствах.

Это объясняется условными показателями давления, которые способны выдерживать при работе запорные механизмы:

  • муфтовые клапаны – 0,6 МПа;
  • фланцевые клапаны – 1,6 МПа.

Оба вида имеют одну и ту же конструкцию с включением пружины, запорного элемента, плавкой вставки и прочих элементов. Однако разница видна внешне в диаметре проходного отверстия.

Если подробнее о сфере применения, то следует выделить следующие места и отрасли в зависимости от вида КТЗ:

  1. Резьбовые клапаны используются при монтаже газопровода в жилых домах, котельных, промышленных объектах разного назначения.
  2. КТЗ с фланцевым соединением используются при монтаже газопровода в крупных котельных и на промышленных объектах большой площади.

Второй тип клапанов востребован больше в промышленной сфере по причине большого диаметра проходного отверстия. Если у резьбовых затворов он варьируется между 15-50 миллиметрами, то у фланцевых данный показатель может быть от 50 до 200 миллиметров.

Пример установки КТЗ фланцевого типа на промышленном оборудовании

Важно при монтаже клапана использовать термостойкую прокладку. Если данное условие не будет выполнено, это может привести к тому, что КТЗ сработает и перекроет подачу газа, а прокладка, к примеру, сделанная из паронита, или другого материала, выгорит. Тогда газ начнет поступать в помещение сквозь межфланцевое соединение

Соединение входного фланца термозапорного клапана с ответным фланцем трубопровода должно быть загерметизировано специальной термостойкой прокладкой. Она выдерживает до 900 °C при пожаре.

Прокладки, о которых говорится, изготавливаются из специального жаростойкого материала. В состав входит армированный графит в оболочке из фольги, а также нержавеющая сталь, из которой производится данная фольга.

Пример установки КТЗ резьбового типа на промышленном объекте

В момент срабатывания муфтового клапана герметичность остается 100%. Показатель сохраняется даже при длительном воздействии высокой температуры (900 °C)

Что первый, что второй вариант запорных устройств могут работать с любыми газами. После срабатывания механизма клапан меняют, устанавливая на его место такой же новый. В некоторых случаях достаточным является замена плавкой вставки для дальнейшей эксплуатации сработавшего клапана.

Запорная арматура наиболее часто встречается в газовых системах. Она применяется для регулировки давления газопровода и действует по такому же принципу, что и в водоводах. Однако к деталям в газовой отрасли предъявляются более высокие требования по безопасности.

Если концентрация газа в воздухе достигнет критического значения, тогда достаточно всего малейшей искры и может произойти настоящая катастрофа.

По типу перемещения функционального механизма запорная арматура для газопроводов разделяется на следующие виды:

  • кран – в кране запирающий элемент с телом вращения, перемещается, одновременно вращаясь вокруг своей оси. Относительно направления потока может располагаться произвольным образом;
  • затвор – в этой детали дисковидный элемент вращается вокруг своей оси под углом или перпендикулярно относительно потока;
  • вентиль – в детали тело запирания на шпинделе перемещается возвратно-поступательно параллельно потоку;
  • задвижка – в ней элемент регулировки перемещается перпендикулярно к потоку.

Можно резюмировать, что к запорной арматуре относятся устройства, которые предназначаются для герметичного отключения участков газопровода. Эти устройства должны гарантировать герметичность отключения, быстроту производимых действий, малое гидравлическое сопротивление и удобство в обслуживании.

Чаще всего на трубопроводах из разных видов запорной арматуры для газового оборудования можно встретить задвижки. Именно они используются, когда необходимо перекрыть газовый поток в газопроводах с диаметрами условных проходов от 50 мм до 2000 мм, когда рабочее давление находится в диапазоне 0,1–20 МПа.

В задвижках поток газа регулируется изменением положения затвора относительно уплотняющих поверхностей. Шпиндель невыдвижной при открывании не выдвигается из крышки. При его вращении для открытия отверстия ходовая гайка наворачивается на него поднимая либо опуская затвор. В этой разновидности задвижек ходовой узел находится внутри рабочей среды, поэтому он больше подвержен негативному действию коррозии.

Аппаратура с выдвижным шпинделем осуществляет перемещение шпинделя и затвора вращением резьбовой втулки, при этом верхняя часть шпинделя выдвигается вверх. Преимуществом такой конструкции является отсутствие влияния внешней среды на ходовой узел.

Задвижки различаются по устройству запоров на 2 типа. Клиновые имеют затвор с уплотнительными поверхностями, расположенными под определенным углом друг к другу. Также они производятся с шарнирным затвором, состоящим из 2-х дисков и клина сплошного. Задвижки параллельные имеют затвор состоящий из 2-х дисков, между которыми располагается клин распорный.

Дроссельная газовая заслонка

Заслонки дроссельного типа часто применяют благодаря их простоте и надежности. Дроссель плавно регулирует поток газа протекающего через него

Для газопроводов рассчитанных на давление до 0,6 МПа применяют задвижки изготовленные из серого чугуна, для газопроводов, в которых применяется напор под давлением больше 0,6 МПа – из стали.

Но какие можно отметить преимущества задвижек в сравнении с остальной запорной арматурой? В открытом положении отмечается незначительное сопротивление потоку, кроме этого нет поворотов газовой среды. Задвижки имеют малую строительную длину. Они просты в обслуживании и обеспечивают возможность движения газа в любую сторону.

Отдельно в этой категории можно выделить заслонки. Они относятся к запорно-регулирующему оборудованию, благодаря которому регулируется расход газа, также возможно прекратить его подачу в газопроводе. Заслонки состоят из корпуса, запорного дискового органа, приводного вала.

Заслонки можно применять в широком диапазоне температур или давлений среды. Они имеют простую конструкцию, малую массу и небольшую металлоемкость. У заслонок небольшая строительная длина и минимальное количество элементов. Большой их плюс – доступная цена.

Выводы  полезное видео по теме

Ежедневно пожары уносят жизни тысяч людей по всему миру. Не менее страшны и взрывы газа при пожарах. Если бы каждый пользователь более ответственно подходил к правилам пожарной безопасности, то возможно, плачевных исходов стало бы меньше. Термозапорные клапаны можно считать оборудованием, которое значительно повышает безопасность вашего дома. Но для этого важно следовать каждому правилу по их эксплуатации и монтажу, о которых мы рассказали в данной статье.

У вас остались вопросы по устройству или правилам установки термозапорного клапана? Или хотите дополнить материал полезными сведениями? Пишите свои замечания в блоке комментариев, задавайте свои вопросы нашим экспертам, принимайте участие в обсуждениях.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

(наименование эксплуатационной организации)

Срок хранения:
постоянно

Эксплуатационный журнал средств автоматизированной системы управления технологическими процессами

Пас-
порт N_____

На____

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

Тип сис-
темы

Пре-
делы изме-
рений

Место уста-
новки средст-
ва АСУ ТП по схеме

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

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

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

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

Личные подписи

испол-
ните-
ля

прове-
ряю-
щего

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

Дата и время отключения устройства

Дата и время включения устройства

Дата проведения работ по текущему ремонту

Вид ремонта, выполняемые работы

Наименование и количество израсходованных запасных частей, стоимость ремонта

Инициалы, фамилия, должность руководителя работ по ремонту устройства

12

13

14

15

16

17

Журнал пронумерован, прошнурован и скреплен печатью:______листов

должность

личная подпись

инициалы, фамилия

Информация о нюансах прокладки и обустройства газопроводов пригодятся владельцам загородных участков, желающим подключить собственность к централизованному газоснабжению.

Безусловно, сведения будут крайне полезны и тем, кто намерен организовать автономную сеть с газгольдером и проложенными от него трубами. С установкой контрольной трубки следить за состоянием подземной системы станет намного проще.

Кроме всего вышеперечисленного, в газопроводных системах применяются многочисленные приборы КИПиА (контрольно-измерительные приборы и автоматика).

Автоматика на газопроводе

Кроме газовой арматуры на газопроводах устанавливают КИПиА. Это позволяет вести постоянный контроль за состоянием оборудования и ходом технологического процесса. А также оперативно выявить предаварийные и аварийные ситуации

Наиболее востребованными устройствами, использующимися в газовых системах являются:

  • сигнализаторы загазованности;
  • оборудование для аварийного отключения поступающего газа;
  • оборудование для измерения объема прошедшего газа;
  • электронные регуляторы прошедшего объема газа;
  • автономные блоки питания;
  • газовые клапаны для автоматизации разных процессов и оптимизации работы трубопроводов;
  • газовые регуляторы для регулирования объема проходящей через какой-то участок трубопровода среды.

Такие устройства являются высокотехнологичным оборудованием, эксплуатирующимся в самых разных условиях.

Соединительная арматура газопроводов

В процессе монтажа газопровода может возникнуть необходимость соединения труб из разных материалов или разного диаметра. В этом случае встраивается в состав сети соединительный фланцевый элемент – вспомогательные детали стыковки.

К этой категории арматуры относятся фланцевые адаптеры, хомуты, заглушки, соединительные муфты, отводы, крестовины, тройники, словом детали, в конструкции которых не предусмотрено наличие запорно-регулирующего механизма.

Соединительная арматура для трубопроводов

Соединительная арматура потребуется, если возникнет необходимость соединить трубы из разных материалов, участков трубопроводов различных диаметров, а также при поворотах и разветвлениях

Для разветвления газопровода служат тройники и отводы. Они устанавливаются в случаях, когда труба доходит до распределительного участка для какого-либо населенного пункта, однако этот пункт конечным не является.

При помощи регулирующей арматуры трубопровод делится и часть транспортируемого газа уходит в населенный пункт, а часть транспортируется дальше.

Тройник для газовой трубы

Тройники стальные изготавливают из различных марок стали. Их можно использовать практически в любой рабочей среде. Они обеспечивают высококачественное соединение труб и обладают хорошей герметичностью

1 Область применения

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

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

б) средства противокоррозионной защиты стальных подземных газопроводов;

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

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

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.

ЧИТАТЬ ДАЛЕЕ:  Гирлянда из лампочек и светодиодов своими руками 5 идей

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].

2 Нормативные ссылки

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

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

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

3 Термины и определения

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

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

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

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

4 Общие требования

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

5.3 Производство газоопасных работ

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

5.4 Организация эксплуатации средств защиты стальных подземных газопроводов от коррозии

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

5.4.2 Организация, осуществляющая эксплуатацию средств ЭХЗ, должна иметь:- схемы трасс подземных газопроводов с указанием мест расположения установок ЭХЗ и опорных точек измерения потенциалов;- данные о коррозионной (включая биокоррозионную) агрессивности грунта по трассе защищаемого газопровода;- данные об источниках блуждающих токов (постоянного и переменного) в местах прокладки подземных газопроводов;

— данные об установленных электроизолирующих соединениях и блоках совместной защиты;- данные о наличии и состоянии переходов газопроводов через естественные и искусственные преграды (автомобильные и железные дороги);- схемы трасс подземных газопроводов, не требующих защиты от электрохимической коррозии в соответствии с ГОСТ 9.

5.4.3 Организация работ по защите стальных подземных газопроводов от коррозии должна обеспечивать:- своевременное проведение технического обслуживания и ремонта установок катодной, дренажной и протекторной защиты;- поддержание нормируемой величины защитного потенциала непрерывно во времени и по протяженности защищаемого газопровода;

— проведение периодической проверки эффективности средств электрохимической защиты;- определение наличия блуждающих токов и коррозионной агрессивности грунтов на участках газопроводов, не требующих защиты в соответствии с ГОСТ 9.602;- контроль состояния изоляционных покрытий и коррозионного состояния газопроводов в процессе их эксплуатации;

— выявление не обеспеченных защитой участков газопроводов;- контроль исправности электроизолирующих соединений;- проведение оценки эффективности противокоррозионной защиты газопроводов;- внедрение современных технологий, средств измерений и методов обследования защитных свойств изоляционных покрытий и коррозионного состояния газопроводов;- внедрение автоматизированных систем контроля и управления процессом защиты от коррозии, создание автоматизированных рабочих мест ЭХЗ.

5.5 Организация эксплуатации автоматизированных систем управления технологическими процессами

5.5.1 Организация эксплуатации устройств автоматики и телемеханики АСУ ТП должна обеспечивать их круглосуточную бесперебойную работу и получение достоверной информации по автоматизированным зонам обслуживания.

5.5.2 Приказом руководителя эксплуатационной организации из числа руководителей или специалистов назначается лицо, ответственное за исправное состояние и безопасную эксплуатацию АСУ ТП.

5.5.3 Эксплуатация средств АСУ ТП должна осуществляться специализированными службами (участками, группами) эксплуатационных организаций. Для выполнения работ по ремонту средств АСУ ТП на договорной основе могут привлекаться сторонние специализированные организации.

5.5.4 Пункты управления должны быть оборудованы диспетчерскими телефонными станциями, внутренней сигнализацией и аппаратурой для записи телефонных сообщений.

Приложение Ж (обязательное). Эксплуатационный паспорт 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

ЧИТАТЬ ДАЛЕЕ:  Прокладка на газовый баллон для чего нужна размеры порядок замены уплотнителя

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 Я (рекомендуемое). Журнал регистрации тренировочных занятий с персоналом аварийно-диспетчерской службы

Наряд-допуск N____на производство газоопасных работ

«___»_________20__г.

Срок хранения:

1 год

1 Наименование организации

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

работ

3 Адрес места производства работ

4 Состав бригады

(должность, инициалы, фамилия)

(должность, инициалы, фамилия)

(должность, инициалы, фамилия)

5 Дата и время начала работ

Дата и время окончания работ

6 Технологическая последовательность основных операций при выполнении работ

(перечисляется технологическая последовательность операций

в соответствии с действующими инструкциями;

допускается применение типовых нарядов-допусков

руководителю работ под личную подпись)

7 Работа разрешается при выполнении следующих основных мер безопасности

(перечисляются основные меры безопасности, указываются инструкции,

которыми следует руководствоваться)

8 Средства общей и индивидуальной защиты, которые обязана иметь бригада

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

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

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

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

10 Наряд-допуск выдал

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

11 С условиями работы ознакомлен, наряд-допуск получил

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

12 Инструктаж состава бригады по проведению работ и мерам безопасности

Инициалы, фамилия

Должность, профессия

Личная подпись в получении инструктажа

Примечание

1

2

3

4

13 Изменения в составе бригады

Инициалы, фамилия лица, выведенного из состава бригады

Причина изменений

Дата, время

Инициалы, фамилия лица, введенного в состав бригады

Должность, профессия

Дата, время

1

2

3

4

5

6

14 Инструктаж нового состава бригады по завершению работ и мерам безопасности

Инициалы, фамилия

Должность

Личная подпись в получении инструктажа

Примечание

1

2

3

4

15 Продление наряда-допуска

Дата и время

Инициалы, фамилия и должность лица, продлившего наряд-допуск

Личная подпись

Инициалы, фамилия и должность руководителя работ

Личная подпись

начала работы

окончания работы

16 Заключение руководителя по окончании газоопасных работ

(перечень работ, выполненных на объекте, особые замечания)

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

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

(наименование эксплуатационной организации)

Срок хранения:
постоянно

Журнал регистрации газоопасных работ по нарядам-допускам

Том N______

С N___________ по N___________

Начат__________________20 ____г.

Окончен________________20____г.

Всего листов_____________________

Дата выдачи наряда-
допуска

N наряда-
допуска

Дата и время начала и окончания работ

Адрес места произ-
водства работ

Вид выпол-
няемых работ

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

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

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

1

2

3

4

5

6

7

8

Журнал пронумерован, прошнурован и скреплен печатью:______листов

должность

личная подпись

инициалы, фамилия

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

(наименование эксплуатационной организации)

Срок хранения:
5 лет

Журнал регистрации газоопасных работ без нарядов-допусков

Том N______

С N___________ по N___________

Начат__________________20 ____г.

Окончен________________20____г.

Всего листов_____________________

Дата произ-
водства работ

Адрес места произ-
водства работ

Вид выпол-
няемых работ

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

Состав бригады (ини-
циалы, фамилия)

Личные подписи членов бригады в получении задания

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

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

1

2

3

4

5

6

7

8

Журнал пронумерован, прошнурован и скреплен печатью:______листов

должность

личная подпись

инициалы, фамилия

(наименование эксплуатационной организации)

Срок хранения:
постоянно

УТВЕРЖДАЮ

технический руководитель организации

______________/___________/

«___»_____________20____г.

План организации и производства газоопасных работ

На выполнение работ

(характер работы)

На объекте

(местоположение или адрес)

Получены наряды-допуски на производство газоопасных работ под NN

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

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

транспортные средства

(указать наименование и количество)

Сведения о необходимости изменения режимов давления газа в сети газораспределения

Технологическая последовательность выполнения работ

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

Подготовительные работы

Работа производится в следующей последовательности:

Мероприятия, обеспечивающие безопасность работ

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

С Планом ознакомлены:

руководитель работы по наряду-допуску N

должность

личная подпись

инициалы, фамилия

руководитель работы по наряду-допуску N

должность

личная подпись

инициалы, фамилия

руководитель работы по наряду-допуску N

должность

личная подпись

инициалы, фамилия

Ответственный

за координацию газоопасных работ

должность

личная подпись

инициалы, фамилия

Приложение Я(рекомендуемое)

(наименование эксплуатационной организации)

Срок хранения:
постоянно

Журнал регистрации тренировочных
занятий с персоналом аварийно-диспетчерской службы

Том N______

С N___________по N__________

Начат________________20___г.

Окончен______________20___г.

Всего листов____________________

Дата и время проведения занятия

Тема занятия и место проведения

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

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

Содержание занятий и замечания по результатам их проведения

1

2

3

4

5

Журнал пронумерован, прошнурован и скреплен печатью: ______листов

должность

личная подпись

инициалы, фамилия

Приложение К (рекомендуемое). Эксплуатационный журнал установки электрохимической защиты

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.

8.2.8 Сведения о результатах оценки технического состояния и технического диагностирования пунктов редуцирования газа должны оформляться записями в эксплуатационных паспортах в соответствии с приложением Ж.

8.3 Техническое обслуживание и ремонт технологического оборудования пунктов редуцирования газа

8.3.1 При техническом обслуживании технологического оборудования пунктов редуцирования газа должны выполняться следующие виды работ:- работы, выполняемые при техническом осмотре;- устранение утечек газа из разъемных соединений технических устройств;- осмотр фильтра и (при необходимости) очистка фильтрующего элемента;

— проверка соответствия параметров настройки предохранительной и защитной арматуры режимной карте;- смазка подвижных элементов запорной арматуры (без разборки);- проверка работоспособности запорной арматуры;- проверка уровня заправки счетчика маслом, смазка счетного механизма и заливка масла (при необходимости), промывка счетчика (при необходимости);

— проверка работоспособности средств измерений установкой стрелки на нулевое деление шкалы и (при необходимости) их замена;- очистка помещения и технических устройств пунктов редуцирования газа от загрязнений (при необходимости);- устранение выявленных дефектов и неисправностей.Технические устройства с дефектами и неисправностями, не позволяющими обеспечить герметичность закрытия или требуемые параметры настройки рабочего режима пунктов редуцирования газа, должны быть заменены исправными идентичными техническими устройствами.

8.3.3 Результаты проведения технического обслуживания должны быть оформлены записями в эксплуатационных журналах пунктов редуцирования газа.

8.3.4 Внеплановое техническое обслуживание отдельных технических устройств пунктов редуцирования газа должно проводиться по истечении среднего срока службы, установленного изготовителем.

8.3.5 Текущий ремонт технологического оборудования должен проводиться по результатам мониторинга технического состояния и проведения технического обслуживания пунктов редуцирования газа, но не реже одного раза в три года, если иное не установлено изготовителем оборудования. При эксплуатации оборудования свыше среднего срока службы, установленного изготовителем, текущий ремонт проводится ежегодно.

При текущем ремонте должны выполняться следующие виды работ:- замена изношенных деталей технических устройств;- устранение повреждений газопроводов обвязки технологического оборудования;- восстановление окраски шкафов пунктов редуцирования газа, ограждений, газопроводов обвязки и технических устройств.

Внеплановый текущий ремонт должен производиться при возникновении инцидентов (нарушений режимов работы или работоспособности технических устройств) в процессе эксплуатации пунктов редуцирования газа.Капитальный ремонт должен проводиться в сроки, установленные изготовителем.Внеплановый капитальный ремонт может проводиться, при необходимости, на основании дефектных ведомостей, составленных по результатам мониторинга технического состояния, технического обслуживания и текущего ремонта пунктов редуцирования газа.

При капитальном ремонте должны выполняться следующие виды работ:- замена неисправных технических устройств с изменением их характеристик;- замена изношенных технических устройств с истекшим сроком эксплуатации;- замена узлов учета, газопроводов обвязки, ограждений и шкафов пунктов редуцирования газа.

8.3.6 Перед проведением работ по ремонту и замене технических устройств должны быть приняты меры по обеспечению бесперебойной подачи газа потребителю путем перевода работы пункта редуцирования газа на байпас или резервную линию редуцирования.Разборка и замена технических устройств должны проводиться на отключенных участках обвязки газопроводов.

закрыть продувочные свечи и наблюдать в течение 10 мин за показаниями манометра, установленного на обвязке фильтра. Если давление по манометру не повышается, то запорная арматура обеспечивает герметичность перекрытия газа, и заглушки на границах отключаемой линии могут не устанавливаться. Отключенные участки должны быть освобождены от газа продувкой воздухом с выпуском газовоздушной смеси через продувочные свечи.

Технические устройства, устанавливаемые на место демонтированных неисправных или изношенных технических устройств, должны иметь идентичные эксплуатационные характеристики.По окончании ремонта должны быть выполнены следующие работы:- продувка отключаемого участка газом;- проверка герметичности разъемных и сварных соединений прибором или пенообразующим раствором при рабочем давлении газа;- проверка и, при необходимости, настройка рабочих параметров технологического оборудования.

8.3.7 Сведения о текущем ремонте должны быть оформлены записями в эксплуатационных журналах пунктов редуцирования газа. Сведения о капитальном ремонте должны быть оформлены записями в эксплуатационных паспортах пунктов редуцирования газа. В технологические схемы пунктов редуцирования газа по результатам проведения капитального ремонта должны вноситься соответствующие изменения.

8.4 Техническое обслуживание и ремонт систем инженерно-технического обеспечения пунктов редуцирования газа

8.4.1 Техническое обслуживание систем отопления, вентиляции, электроснабжения и молниезащиты пунктов редуцирования газа должно проводиться не реже одного раза в год. Техническое обслуживание системы отопления пунктов редуцирования газа должно проводиться перед началом отопительного сезона.

8.4.2 При техническом обслуживании системы отопления пунктов редуцирования газа должны выполняться следующие виды работ:- внешний осмотр элементов системы;- проверка наличия воздуха в водяных системах отопления и, при необходимости, его удаление;- техническое обслуживание теплогенераторов (при автономном отоплении);

8.4.3 При техническом обслуживании системы вентиляции пунктов редуцирования газа должны выполняться следующие виды работ:- проверка целостности клапанов, шиберов, жалюзийных решеток;- проверка работоспособности устройств регулирования воздуха на воздухораспределителях приточной вентиляции;- проверка состояния дефлекторов и воздуховодов;- устранение выявленных неисправностей.

8.4.4 При техническом обслуживании систем электроснабжения и молниезащиты пунктов редуцирования газа должны выполняться следующие виды работ:- проверка работоспособности и очистка светильников от загрязнений;- проверка состояния стационарных устройств и электропроводки аварийного и рабочего освещения;

8.4.5 При текущем ремонте систем инженерно-технического обеспечения пунктов редуцирования газа должны выполняться следующие виды работ:- замена отдельных узлов и частей оборудования, кабелей электропроводки;- восстановление целостности воздуховодов;- окраска трубопроводов и технических устройств;- замена запорной арматуры и средств измерений.

8.4.6 Сведения о техническом обслуживании и текущем ремонте систем инженерно-технического обеспечения пунктов редуцирования газа должны быть оформлены записями в эксплуатационных журналах пунктов редуцирования газа, о капитальном ремонте — в эксплуатационных паспортах пунктов редуцирования газа.

(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

Акт N____
ввода в эксплуатацию пункта редуцирования газа

«____»___________20__г.

Мы, нижеподписавшиеся, представитель эксплуатационной организации

(инициалы, фамилия, должность, наименование эксплуатационной организации)

и представитель Заказчика

(инициалы, фамилия, должность, наименование организации)

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

адресу:

Обозначение и тип пункта редуцирования газа

Наряд-допуск на производство газоопасных работ N

Наряд-допуск получил

(инициалы, фамилия, должность руководителя работ)

Дата и время начала работ

Дата и время окончания работ

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

Первичный пуск газа произведен давлением___________МПа.

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

Произведена регулировка средств АСУ ТП.

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

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

Представитель эксплуатационной организации

должность

личная подпись

инициалы, фамилия

М.П.

Представитель Заказчика

должность

личная подпись

инициалы, фамилия

М.П.

Приложение К (рекомендуемое). Эксплуатационный журнал установки электрохимической защиты

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

Оцените статью
MALIVICE.RU
Adblock
detector