Ост 153 051 2003

Ост 153 051 2003.md

Ост 153 051 2003 - "Техническая эксплуатация газораспределительных систем. Основные положения. Газораспределительные сети и газовое оборудование зданий. Резервуарные и баллонные установки. ОСТ 153-39.3-051-2003"

Законодательная база Российской Федерации
ОСТ 153-39.3-051-2003 Техническая эксплуатация газораспределительных систем. Основные положения. Газораспределительные сети и газовое оборудование зданий. Резервуарные и баллонные установки
"ТЕХНИЧЕСКАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ. ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ СЕТИ И ГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ЗДАНИЙ. РЕЗЕРВУАРНЫЕ И БАЛЛОННЫЕ УСТАНОВКИ. ОСТ 153-39.3-051-2003" (утв. Приказом Минэнерго РФ от 27.06.2003 N 259)
ОСТ 153-39.3-051-2003 «Техническая эксплуатация газораспределительных систем. Основные положения. Газораспределительные сети и газовое оборудование зданий. Резервуарные и баллонные установки»
"Техническая эксплуатация газораспределительных систем. Основные положения. Газораспределительные сети и газовое оборудование зданий. Резервуарные и баллонные установки. ОСТ 153-39.3-051-2003" (утв. Приказом Минэнерго РФ от 27.06.2003 N 259)
"Техническая эксплуатация газораспределительных систем. Основные положения. Газораспределительные сети и газовое оборудование зданий. Резервуарные и баллонные установки. ОСТ 153-39.3-051-2003"

Приказом Минэнерго РФ от Настоящий ОСТ распространяется на организации и предприятия топливно-энергетического комплекса, объединения и другие хозяйствующие субъекты Российской Федерации независимо от их организационно-правовой формы и формы собственности и индивидуальных предпринимателей, осуществляющих деятельность:. В настоящем ОСТ использованы ссылки на нормативные документы, перечень которых приведен в Приложении А. В газораспределительную сеть входят сооружения на газопроводах, средства электрохимической защиты от коррозии, газорегуляторные пункты, автоматизированная система управления технологическим процессом распределения газа АСУ ТП РГ ;. Требования строительных норм и правил на конструкцию изделия и сопроводительную документацию не распространяются;. В связи с утратой силы СНиП 2. Потребителями газа могут быть собственники арендаторы, наниматели газифицированных зданий всех назначений;. ГРО, организация - собственник, арендатор объекта газораспределительной системы ;. SDR - стандартное размерное отношение номинального наружного диаметра трубы к номинальной толщине стенки;. При технической эксплуатации газораспределительных систем следует выполнять требования ПБ , ПБ , ПБ и других нормативных актов, утвержденных в установленном порядке, а также требования настоящего ОСТ. При эксплуатации газоиспользующего оборудования следует соблюдать требования эксплуатационной документации изготовителей. Аварийное обслуживание газораспределительных сетей осуществляется круглосуточно АДС ГРО или при отсутствии функции по распределению потоков газа аварийной газовой службой эксплуатационной организации. При технической эксплуатации объектов газораспределительных систем выполняются следующие виды работ:. Техническая эксплуатация газонаполнительных станций и пунктов, складов бытовых баллонов, автогазозаправочных станций осуществляется в соответствии с требованиями ПБ , ОСТ Эксплуатационной организации следует иметь оборудование, приборную технику, автотранспортные средства и механизмы, технологическую оснастку, инструменты и материалы, достаточные для выполнения работ по технической эксплуатации в объеме, предусмотренном нормативными документами, утвержденными в установленном порядке. Проверка качества применяемых материалов, производства изоляционных и сварочных работ и т. Состав работ по технической эксплуатации, сроки, методы и приемы их выполнения должны соответствовать требованиям ПБ , ПБ и настоящего ОСТ. Организация газоопасных и огневых работ осуществляется в порядке, установленном ПБ Производственные инструкции разрабатываются в соответствии с требованиями ПБ , ПБ , настоящего ОСТ, документации изготовителей оборудования, типовых инструкций и положений, утвержденных в установленном порядке. Производственный контроль в эксплуатационной организации осуществляется на основании положения, разработанного в соответствии с требованиями ПБ с учетом профиля выполняемых работ. Повышение квалификации специалистов производственных подразделений служб рекомендуется производить не реже 1 раза в 5 лет на специализированных учебных курсах в учебных центрах, комбинатах и т. Акты приемки объектов в эксплуатацию и прилагаемую к ним исполнительную документацию на проектирование и строительство следует хранить в архиве эксплуатационной организации в течение всего срока эксплуатации объектов. Эксплуатационная организация составляет и ведет эксплуатационную документацию по видам выполняемых при технической эксплуатации работ, показателям производственной деятельности, поверке средств измерений. Разрешается ведение эксплуатационной документации на ПЭВМ и хранение ее на магнитных носителях. Виды и формы эксплуатационной документации устанавливаются действующими нормативно-техническими документами. Объем составляемой эксплуатационной документации должен соответствовать указанному в нормативно-технических документах, а при отсутствии таких указаний определяется эксплуатационной организацией. Основные формы эксплуатационной документации приведены в ОСТ При утрате исполнительной документации восстановление сведений об объекте производится визуальным осмотром и замерами, на основании показаний приборов, результатов технического обследования, шурфовых осмотров, контрольной опрессовки и другими методами. В процессе дальнейшей эксплуатации объекта восстановленная документация уточняется и дополняется на основании сведений, выявленных в процессе выполнения работ по техническому обслуживанию и ремонту. Об обнаруженных нарушениях и выявленных дефектах специалистам технадзора следует делать записи в журнале производства работ или журнале технического надзора с указанием характера нарушений и объема дефектов, сроков их устранения и результатов повторной проверки. При осуществлении технического надзора за строительством заказчиком, эксплуатационная организация производит контроль качества строительно-монтажных работ в объеме, предусмотренном СНиП При технической эксплуатации наружных газопроводов выполняются следующие виды работ:. Последовательность и приемы производства работ приведены в настоящем ОСТ, действующих отраслевых типовых инструкциях, руководящих документах, методиках, технологических картах, утвержденных в установленном порядке, и должны быть отражены в производственных инструкциях, разрабатываемых эксплуатационными организациями. Ввод в эксплуатацию законченных строительством стальных и полиэтиленовых газопроводов производится присоединением их к действующим газопроводам газораспределительной сети с одновременным пуском газа. Для врезки законченных строительством газопроводов следует применять технологии, соответствующие предусмотренному проектом способу их присоединения к действующим газораспределительным сетям. Контроль за давлением газа в газораспределительных сетях городов и населенных пунктов производится с помощью его периодических но не реже одного раза в год замеров. Порядок выполнения работ по замерам давления газа приведен в настоящем разделе. Контроль за степенью одоризации газа осуществляется проверкой в соответствии с государственными стандартами интенсивности запаха газа из проб, отбираемых в пунктах контроля, и с периодичностью, устанавливаемыми ГРО. Проверка влаги и конденсата в газопроводах, их удаление производится с периодичностью, исключающей возможность образования закупорок. При техническом обслуживании газопроводов производятся следующие виды работ:. Обход трасс газопроводов производится в сроки, установленные эксплуатационной организацией, но не реже предусмотренных ПБ Графики обхода следует периодически, не реже 1 раза в 3 года, пересматривать, исходя из изменения условий эксплуатации газопроводов. Работы при обходе трасс газопроводов выполняются в соответствии с требованиями ПБ и настоящего раздела. Периодическое техническое обследование газопроводов производится в сроки, установленные ПБ , с целью выявления утечек газа, а также повреждений изоляционных покрытий подземных стальных газопроводов. Внеочередные приборные технические обследования газопроводов производятся в случаях, предусмотренных ПБ Техническое обслуживание арматуры, установленной на газопроводах, производится в соответствии с требованиями раздела 8 настоящего ОСТ. Текущий и капитальный ремонты замена, реконструкция газопроводов производятся по результатам технического обслуживания и диагностирования газопроводов. Основные виды работ, относящихся к текущему и капитальному ремонтам газопроводов, способы локализации и ликвидации аварий устанавливаются ПБ Реконструкция стальных газопроводов, не подлежащих дальнейшей эксплуатации, производится протяжкой полиэтиленовых труб внутри изношенных стальных газопроводов, облицовкой внутренней поверхности стальных газопроводов синтетическим тканевым шлангом на основе специального двухкомпонентного клея, другими методами, разрешенными к применению в установленном порядке. Техническое диагностирование газопроводов производится в соответствии с требованиями ПБ по методикам, утвержденным Госгортехнадзором России. Аварийно-диспетчерское обслуживание газопроводов осуществляется в соответствии с требованиями ПБ и настоящего ОСТ. Аварийно-восстановительные работы производятся при необходимости ремонта газопровода и восстановления подачи газа потребителям после временной ликвидации утечки газа. Работы по врезке газопроводов и пуску газа выполняются персоналом эксплуатационной организации. Земляные и изоляционные работы в месте присоединения выполняются строительно-монтажной организацией. Участок газопровода в месте врезки засыпают песком на высоту не менее 20 см от верхней образующей трубы, тщательно подбивая пазухи. Эксплуатационная организация проверяет качество изоляции места врезки приборным методом. Работы по врезке и пуску газа на внутриплощадочных газопроводах предприятий разрешается выполнять бригадой газовой службы предприятия. Работы по врезке газопроводов и пуску газа производятся пусковыми бригадами в составе не менее трех человек, имеющих необходимый инструмент, приборы и средства индивидуальной защиты, под руководством специалиста мастера. Врезка газопроводов и пуск газа производятся по нарядам-допускам на выполнение газоопасных работ и, при необходимости, по плану организации работ, утверждаемому в установленном порядке, согласованному с АДС. При выявлении дефектов работы следует выполнять после их устранения;. Планом организации работ может предусматриваться оформление отдельных нарядов-допусков на выполнение газоопасных работ. Потребители газа извещаются о времени производства работ по врезке, связанных с прекращением подачи газа или снижением его давления, не позднее, чем за 3 суток до начала работ. Перед врезкой в действующий газопровод присоединяемый газопровод следует проверить на герметичность опрессовкой воздухом давлением 0,02 МПа. Падение давления не должно превышать 10 даПа за 1 час. На участках газопроводов, отключенных гидрозатворами, контрольная опрессовка может производиться давлением даПа. Падение давления не должно превышать 5 даПа за 10 минут. Результаты опрессовки фиксируются в наряде-допуске. Давление воздуха в присоединяемом газопроводе должно сохраняться до начала работ по пуску газа. При наличии в присоединяемом газопроводе избыточного давления и пуске газа не позднее 6 месяцев со дня приемки его в эксплуатацию контрольную опрессовку разрешается не производить. Лица, участвующие в выполнении работ, должны быть проинструктированы о последовательности технологических операций и задачах каждого члена бригады, мерах безопасности и применении средств индивидуальной защиты. На период производства работ по врезке и пуску газа средства электрохимической защиты необходимо отключить. При врезках со снижением давления газа в действующем газопроводе снижение давления и его регулировка в требуемых технологией врезки пределах производится выпуском газа через продувочные свечи, установленные на действующем ГРП и газопроводе. Величину давления газа в действующем газопроводе следует проверять в течение всего времени производства работ манометрами. Если давление газа в действующем газопроводе понизится ниже 40 даПа или повысится выше даПа, работы необходимо прекратить до восстановления давления газа. При пуске газа производится продувка газом газопровода через продувочные свечи, установленные на присоединяемом газопроводе на конденсатосборниках, гидрозатворах, в конечных точках газопровода. Продувочные свечи на подземных участках газопровода должны быть высотой не менее 3 м от поверхности земли. В свечи должны быть вварены патрубки с кранами и штуцерами на высоте 1,5 м от поверхности земли для отбора пробы газа. Выпуск газовоздушной смеси при продувке газопроводов следует производить в местах, где исключена возможность попадания ее в здания и воспламенения от какого-либо источника огня. Перед заполнением газопровода газом давление воздуха в нем необходимо снизить до атмосферного, затем удалить заглушку, установленную после отключающего устройства в месте подсоединения газопровода. При подаче газа отключающие устройства должны открываться медленно, плавно. При этом необходимо вести непрерывное наблюдение за давлением газа по манометру. Давление газа при продувке газопроводов низкого давления должно быть не выше рабочего, газопроводов среднего и высокого давления - не выше 0,1 МПа. Кранами на свечах регулируется скорость выхода газовоздушной смеси. Краны следует открывать последовательно по заранее намеченному плану. В случае воспламенения газа на свече, кран следует немедленно перекрыть. Продувку газом необходимо осуществлять до вытеснения всего воздуха из газопроводов. Окончание продувки определяется путем анализа или сжигания отбираемых проб. Сгорание газовоздушной смеси, пропускаемой через мыльную эмульсию, должно происходить спокойно, без хлопков. При продувке у свечей находятся дежурные слесари. Отбираемые пробы необходимо относить от свечи на расстояние не менее 10 м. Во время продувки газопровода дежурный слесарь не допускает посторонних лиц и транспорт к месту продувки. Перед началом работ в колодце на расстоянии 5 м от него со стороны движения транспорта устанавливают ограждения, на расстоянии м - предупредительный знак. На рабочих должны быть надеты сигнальные жилеты. Удаление заглушки в колодце производится рабочими в противогазах и спасательных поясах, с применением искронедающего инструмента. На поверхности земли с наветренной стороны находятся не менее двух человек, держащих концы веревок от спасательных поясов находящихся в колодце рабочих и ведущих непрерывное наблюдение за производством работ. Колодец предварительно проверяется на загазованность и при необходимости вентилируется. Не допускается появление вблизи колодца посторонних лиц и применение открытого огня. По окончании продувки газом установленные на газопроводах свечи и манометры снимают. В штуцера ввертывают стальные пробки, которые затем должны быть обварены, проверены на плотность газоиндикатором или мыльной эмульсией при рабочем давлении и изолированы на подземных газопроводах. Места нахождения заваренных пробок вносят в чертежи исполнительной документации. Наряд-допуск на производство газоопасных работ прикладывается к исполнительной документации и хранится вместе с ней. Все газопроводы, введенные в эксплуатацию, учитываются в специальном журнале. На подземные газопроводы должен вестись эксплуатационный паспорт. Контроль за давлением газа в газопроводах производится путем его измерения в период наибольшего расхода в зимний период и в часы максимального потребления газа. Замеры давления производятся в заранее намеченных точках газовой сети, на выходе из ГРП и у потребителей по схеме, утверждаемой техническим руководством эксплуатационной организации в установленном порядке. Точки пункты замера давления на газопроводах определяются эксплуатационной организацией, исходя из опыта эксплуатации с учетом заявок потребителей о снижении давления газа. В схему замеров должны быть включены точки замеров на участках газопроводов у наиболее удаленных от ГРП по ходу газа потребителей и другие неблагоприятные по условиям подачи газа точки газовой сети. При выявлении и уточнении мест закупорки газопроводов гидратными и конденсатными пробками производятся дополнительные замеры. Измерения давления следует производить одновременно во всех точках, предусмотренных схемой замеров. Продолжительность проведения работ не должна превышать 1 ч. Выявление резких перепадов давления на отдельных линейных участках газопровода свидетельствует о наличии закупорок. Для измерения давления на газопроводах следует применять следующие типы манометров:. Герметичность соединений пробок, штуцеров, установленных по окончании замеров давления газа, должна быть проверена приборами или другими способами. Результаты измерений давления заносятся в специальный журнал. При необходимости оценки фактического режима давления в системе газораспределения по результатам замеров следует составлять режимную карту давлений для сравнения ее с проектной расчетной схемой и выявления причин недостаточного давления газа. Для восстановления оптимального режима работы систем газораспределения рекомендуется предусматривать прочистку газопроводов, замену отдельных участков или прокладку дополнительных газопроводов, повышение давления газа после ГРП, устройство новых ГРП, кольцевание распределительных газопроводов. Обход трасс газопроводов осуществляется слесарями по обслуживанию и ремонту газопроводов обходчиками. Состав бригад устанавливается в соответствии с требованиями ПБ Обходчики находятся в непосредственном подчинении мастера службы эксплуатации подземных газопроводов. За обходчиками закрепляются отдельные трассы газопроводов, которые для удобства обслуживания разбиваются на маршруты. Маршруты обходов составляются с учетом всех видов работ, выполняемых обходчиками, удаленности трасс, протяженности газопроводов, количества сооружений колодцев подземных коммуникаций, подвалов зданий и др. В зависимости от трудоемкости работ по обходу трассы и взаимного расположения газопроводов, при составлении маршрутов рекомендуется учитывать возможность совместного обслуживания подземных, наземных и надземных газопроводов. На каждый маршрут обхода составляется маршрутная карта, которой присваивается номер. Подвалы, в которых установлены сигнализаторы загазованности, разрешается не включать в план обхода;. Все изменения на трассах газопроводов врезка новых газопроводов, снос и постройка зданий и сооружений и др. Маршрутные карты изготавливаются не менее, чем в двух экземплярах, один из которых хранится у начальника службы по эксплуатации подземных газопроводов, второй экземпляр передается обходчикам под расписку после ознакомления с трассой в натуре на местности. Каждый обходчик должен знать трассы обслуживаемых им газопроводов, установленные на них сооружения запорную арматуру, контрольные трубки, конденсатосборники, гидрозатворы и др. Перед каждым выходом обходчиков на трассу мастер проверяет наличие у обходчиков маршрутных карт, газоанализаторов, инструментов, средств индивидуальной защиты, проводит инструктаж. Комплектация бригады обходчиков приборами, инструментами, инвентарем, спецодеждой, средствами защиты и материалами производится в зависимости от состава работ на данном маршруте. При каждом обходе обходчики должны иметь газоанализатор, крючки для открывания колодцев, спецодежду. При выполнении работ в пределах проезжей части необходимо наличие жилета сигнального, знаков сигнальных, табличек предупредительных. Проверка выполненных работ может производиться методом повторного обхода трассы в день обхода или на следующий день. Виды работ, выполняемых при обходе трасс подземных, наземных и надземных, проложенных на опорах газопроводов, устанавливаются по ПБ При обходе газопроводов, проложенных по стенам жилых и общественных зданий, следует проверять визуально их целостность, состояние окраски и креплений, выявлять сплющивание и недопустимые прогибы труб, перемещения газопроводов за пределы креплений. Наличие газа в подвалах, колодцах, коллекторах, камерах, контрольных трубках и других сооружениях определяется газоанализаторами, газоиндикаторами. Для контрольной проверки наличия газа в указанных сооружениях, в случае необходимости, может быть взята проба воздуха для лабораторного анализа. При обнаружении лабораторным анализом загазованности сооружения болотным или другими горючими газами эксплуатационная организация уведомляет об этом собственников арендаторов, нанимателей этих сооружений. Определение наличия загазованности огнем запрещается. При обнаружении в колодцах, подвалах или других сооружениях наличия газа необходимо сообщить об этом в аварийно-диспетчерскую службу эксплуатационной организации и принять следующие меры безопасности:. Для обеспечения сохранности газопроводов и сооружений на них во время производства работ, проводимых в охранной зоне газопровода сторонними организациями, обходчик проверяет соответствие условий выполнения работ выданному разрешению, следит за сохранностью крышек газовых колодцев и коверов, правильным их положением по отношению к дорожному покрытию с целью предупреждения возможности их повреждения, замощения, асфальтирования или засыпки. Результаты проверки состояния трасс газопроводов после каждого обхода обходчики записывают в журнал обхода. При выявлении нарушений и неисправностей составляется рапорт мастеру. Техническое обследование газопроводов следует проводить приборным методом подземных - без вскрытия грунта в соответствии с производственными инструкциями, разработанными с учетом требований эксплуатационной документации изготовителей применяемых приборов и Приложения Б настоящего ОСТ. Для получения качественных результатов периодическое приборное обследование подземных газопроводов рекомендуется производить в теплые месяцы года, при талом грунте, в сухую погоду. Обследование подводных переходов газопроводов следует проводить по специальным методикам, утвержденным в установленном порядке. Приборное обследование состояния изоляции и проверка герметичности подземных стальных газопроводов может производиться одновременно комплексной бригадой в составе не менее трех человек: При этом операторы по обследованию изоляционного покрытия должны идти впереди, с тем чтобы оператор по проверке герметичности имел данные о местах повреждения изоляции. Проверка герметичности газопровода производится по всей трассе обследуемого газопровода. При этом проверяются на загазованность газовые колодцы и контрольные трубки, установленные на газопроводе, а также расположенные на расстоянии до 15 м по обе стороны от газопровода колодцы других подземных коммуникаций, коллекторы, подвалы зданий, шахты устоев мостов. Оператор должен иметь маршрутную карту трассы обследуемого газопровода. Выявленные утечки газа устраняются в аварийном порядке. С целью обеспечения безопасности работ и уменьшения влияния выхлопных газов автотранспорта на качество обследования, обследование газопроводов, расположенных вдоль транспортных магистралей, рекомендуется производить в часы наименьшей интенсивности движения транспорта. На проезжей части улиц операторы работают в сигнальных жилетах. В местах выявленных повреждений изоляции и на участках, где использование приборов затруднено индустриальными помехами, для технического обследования подземных газопроводов должны быть вырыты шурфы не менее 1 на каждые м распределительного газопровода и м газопровода - ввода длиной не менее 1,5 м. Проверку герметичности подземного газопровода и выявление мест утечек газа допускается производить бурением скважин. Скважины закладываются на расстоянии не менее 0,5 м от стенки трубопровода через каждые 2 м трассы. Проверка наличия газа в скважинах производится приборами. Применение открытого огня для опробования устья скважин разрешается на расстоянии не ближе 3 м от зданий и сооружений. Разрешается производить проверку герметичности газопроводов опрессовкой воздухом по нормам испытаний на герметичность вновь построенных газопроводов, регламентируемых строительными нормами и правилами. Для выполнения работ в каждом конкретном случае, с учетом местных условий, разрабатывается план организации и производства работ, в котором предусматриваются следующие мероприятия:. Специалисты и рабочие, участвующие в опрессовке, до начала работ должны быть ознакомлены с планом организации и производства работ, и пройти инструктаж по безопасным методам их проведения. Оповещение населения и потребителей о сроках выполнения работ и прекращении подачи газа производится не позднее, чем за трое суток до их начала. Отключение установок ЭХЗ производится не позднее, чем за один день до начала работ по опрессовке. В местах разъединения фланцевых соединений устанавливаются шунтирующие перемычки;. При закольцованной схеме газопроводов или при отсутствии отключающих устройств для проведения опрессовки вскрывается двухметровый участок подземного газопровода. После снижения давления газа до 40 даПа вырезается окно или катушка и устанавливаются заглушки в обе стороны газопровода. При отсутствии на испытуемом участке газопровода конденсатосборников, присоединение свечи и приспособления для подсоединения компрессора и манометра производится с помощью штуцера с резьбой, который приваривается непосредственно к трубе или к одной из установленных заглушек. При опрессовке подземных газопроводов СУГ от резервуарной установки работы выполняются в следующей последовательности:. При небольшой протяженности газопровода вместо компрессора разрешается использовать ручной насос. Результаты опрессовки следует считать положительными, если в период ее проведения нет падения давления в газопроводе. Результаты технического обследования оформляются актами, в которых при выявлении дефектов дается заключение о необходимости проведения ремонта, перекладки замены , реконструкции газопровода. При текущем ремонте устраняются все дефекты, выявленные в результате проведения работ по техническому обслуживанию газопроводов. Работы по текущему и капитальному ремонту арматуры, установленной на газопроводах, выполняются в соответствии с требованиями раздела 8 настоящего ОСТ. Результаты работ по текущему и капитальному ремонту оформляются записью в эксплуатационном паспорте газопровода. Конденсат из конденсатосборников удаляют в специальную емкость. Из газопроводов низкого давления ручным насосом, из газопроводов высокого и среднего давления - давлением газа. Работы по удалению конденсата из конденсатосборников относятся к газоопасным, выполняются по наряду-допуску установленной формы бригадой рабочих в составе не менее двух человек. Перед выходом на объект бригадир или наиболее квалифицированный рабочий, которому поручено руководство указанными работами, проверяет комплектность инструментов, материалов и приспособлений, обеспеченность средствами индивидуальной защиты и спецодеждой, знакомится с соответствующей эксплуатационно-технической документацией. Откачка конденсата из конденсатосборников на газопроводах низкого давления выполняется в следующей последовательности:. Удаление конденсата из конденсатосборников на газопроводах высокого и среднего давления производится в следующем порядке:. При удалении конденсата из газопровода крышка люка автоцистерны или емкости должна быть постоянно открыта. Слив конденсата на поверхность земли, в системы водостока, канализацию и другие инженерные коммуникации запрещается. Результаты работ по удалению конденсата оформляются в эксплуатационном журнале службы подземных газопроводов. Техническое обслуживание и ремонт средств электрохимической защиты подземных газопроводов от коррозии, контроль за эффективностью ЭХЗ и разработка мероприятий по предотвращению коррозионных повреждений газопроводов осуществляются персоналом специализированных структурных подразделений эксплуатационных организаций или специализированными организациями. Периодичность выполнения работ по техническому обслуживанию, ремонту и проверке эффективности ЭХЗ устанавливается ПБ Разрешается совмещать измерения потенциалов при проверке эффективности ЭХЗ с плановыми измерениями электрических потенциалов на газопроводах в зоне действия средств ЭХЗ. Техническое обслуживание и ремонт изолирующих фланцев и установок ЭХЗ производится по графикам, утверждаемым в установленном порядке техническим руководством организаций - владельцев электрозащитных установок. При эксплуатации средств ЭХЗ ведется учет их отказов в работе и времени простоя. Внешним осмотром проверяется надежность видимого контакта проводника заземления с корпусом электрозащитной установки, отсутствие обрыва питающих проводов на опоре воздушной линии и надежность контакта нулевого провода с корпусом электрозащитной установки;. В случае несоответствия параметров электрозащитной установки данным пусконаладки следует произвести регулировку ее режима работы;. Техническое обслуживание изолирующих фланцевых соединений включает в себя работы по очистке фланцев от пыли и грязи, измерении разности потенциалов "газопровод-земля" до и после фланца, падение напряжения на фланце. В зоне влияния блуждающих токов измерение разности потенциалов "газопровод-земля" до и после фланца следует производить синхронно. Состояние регулируемых и нерегулируемых перемычек проверяют измерением разности потенциалов "сооружение-земля" в местах подключения перемычки или в ближайших измерительных пунктах на подземных сооружениях , а также измерением величины и направления тока на регулируемых и разъемных перемычках. При проверке эффективности работы установок электрохимической защиты, кроме работ, выполняемых при техническом осмотре, производится измерение потенциалов на защищаемом газопроводе в опорных точках на границах зоны защиты и в точках, расположенных по трассе газопровода, через каждые м в населенных пунктах и через каждые м на прямолинейных участках межпоселковых газопроводов. При текущем ремонте оборудования ЭХЗ рекомендуется проводить его полную ревизию в условиях мастерских. На время ревизии оборудования ЭХЗ необходимо обеспечить защиту газопровода установкой оборудования из подменного фонда. Капитальный ремонт установок ЭХЗ включает в себя работы, связанные с заменой анодных заземлителей, дренажных и питающих линий. После капитального ремонта основное оборудование электрохимической защиты проверяется в работе под нагрузкой в течение времени, указанного заводом-изготовителем, но не менее 24 ч. Присоединение построенного газопровода следует выполнять по технологическим инструкциям или картам, разработанными в соответствии с настоящим ОСТ и другими нормативными документами и утвержденными в установленном порядке. Присоединение построенных полиэтиленовых газопроводов и стальных газопроводов, реконструированных методом протяжки полиэтиленовых труб, к газораспределительной сети с отключением действующего газопровода может проводиться:. Присоединение полиэтиленовых ответвлений без отключения давления в действующем газопроводе выполняется:. Для врезки присоединения построенных или реконструированных газопроводов в действующий газопровод, кроме указанных в п. Все соединительные детали, в том числе неразъемные соединения "полиэтилен-сталь", должны иметь документ, подтверждающий их качество паспорта, сертификаты соответствия. Врезка стальных ответвлений в полиэтиленовый газопровод производится через стальные вставки, длиной не менее 0,8 м. Присоединение газопроводов, реконструированных синтетическим тканевым шлангом, к действующему, в том числе также реконструированному синтетическим тканевым шлангом, производится без снижения давления в нем при использовании специальных механических средств врезки. При этом запрещается прямое воздействие пламени горелки при резке трубопровода на тканевый шланг реконструированного газопровода. Состав работ по техническому обслуживанию полиэтиленовых газопроводов путем обхода трасс соответствует выполняемому при эксплуатации стальных газопроводов. Сроки обхода трасс газопроводов, в том числе реконструированных различными методами, в зависимости от давления газа, условий эксплуатации, пучинистости грунтов, срока службы и технического состояния, устанавливаются в соответствии с требованиями ПБ Техническое обследование газопроводов приборным методом, в том числе реконструированных, проводится с периодичностью, установленной для стальных газопроводов ПБ При техническом обследовании газопроводов, кроме выявления утечек газа, следует проверять наличие "провода-спутника" и качество изоляции стальных вставок. Для обнаружения утечек газа на участках, где использование приборов затруднено индустриальными помехами, должны вскрываться контрольные шурфы в количестве не менее 1 на каждые м распределительных газопроводов и на каждые м газопроводов - вводов, предпочтительно в местах соединения труб, в соответствии со схемой сварных стыков. Для газопроводов, выполненных из труб мерной длины, при выявлении негерметичности стыка, его следует вырезать и по два стыка в каждую сторону от дефектного проверить методами визуально-измерительного и ультразвукового контроля. При неудовлетворительных результатах визуально-измерительного или ультразвукового контроля принимается одно из решений:. Для газопроводов, выполненных из длинномерных труб, при выявлении негерметичности стыка следует произвести его замену путем вварки катушки. При выявлении сквозных дефектов поверхности трубы или выходящих за пределы допустимых значений, установленных нормативной документацией на трубы, дефект следует устранить путем вварки катушки. Полиэтиленовые газопроводы, на которых в течение года наблюдались утечки газа в количестве более одной для межпоселковых и более двух для внутрипоселковых на 1 км газопровода, подвергаются внеочередному техническому обследованию. Текущий ремонт полиэтиленовых газопроводов производится для устранения неисправностей, выявленных при техническом обслуживании. Кроме того, проводится визуальная проверка состояния поверхностей фитинга и участка полиэтиленовой трубы, расположенных в колодце. Для ликвидации утечки газа в качестве временной меры в течение одной рабочей смены допускается использование металлических хомутов и муфт с уплотнением из маслобензостойкой резины, липкой синтетической ленты, глиняного пластыря или пережимных устройств. При временном устранении дефекта в виде трещины концы ее необходимо засверлить на всю толщину стенки трубы. Засыпка полиэтиленового газопровода после временного устранения утечки газа не допускается. Узлы неразъемных соединений "полиэтилен-сталь", установленные на цокольных вводах в здания или на надземных выходах, ремонту не подлежат, при выявлении утечек газа или механических повреждений заменяются. Замена дефектных стыков или участков труб производится путем вварки катушек длиной не менее мм. Допускается вварка катушек длиной не менее мм для труб диаметром до 50 мм. Вварка катушек производится сваркой нагретым инструментом встык или при помощи муфт с закладными нагревателями. ПТР измеряют в соответствии с требованием нормативной документации. Трубы, просроченные по гарантийному сроку хранения, могут быть использованы для ремонта газопровода после положительных результатов дополнительных испытаний на соответствие требованиям нормативной документации на их выпуск по следующим показателям:. При ремонте дефектных участков газопроводов разрешается использовать трубы из имеющегося аварийного запаса, в том числе, и для газопроводов, построенных из ПЭ При использовании для ремонта муфт с закладным нагревателем параметры сварки устанавливаются в зависимости от способа ввода информации. Допускается выполнять ремонт полиэтиленовых газопроводов с помощью вварки двух узлов неразъемных соединений "полиэтилен-сталь". Неразъемные соединения изготавливаются по [1] и другим, утвержденным в установленном порядке специализированной организацией. На полиэтиленовых газопроводах низкого и среднего давления применяются соединения "полиэтилен-сталь", изготовленные из полиэтиленовых труб с SDR 17,6 и SDR 11, на газопроводах высокого - с SDR Ремонт газопроводов, реконструированных методом протяжки полиэтиленовых труб, необходимо выполнять отдельными участками. Длина участка определяется с учетом его ограничения установленной на газопроводе арматурой и должна быть, как правило, не более м. Для обнаружения утечки газа следует использовать высокочувствительные газоанализаторы или газоискатели. Для определения места утечки на реконструированных газопроводах возможно использование современной робототехники. Для осмотра внутренней поверхности труб могут применяться телекамеры, перемещающиеся внутри трубы с помощью специальных транспортеров или тросов. Ремонт газопроводов, реконструированных методом протяжки полиэтиленовых труб, включает следующие виды работ:. После проведения ремонта на открытых участках полиэтиленовых труб на расстоянии 0,25 м от верха газопровода должна быть уложена полиэтиленовая сигнальная лента шириной не менее 0,2 м с несмываемой надписью "газ". Вварка нового участка в газопроводы, реконструированные другими методами, производится в соответствии со специально разработанной технологической картой. Место сжатия трубы должно находиться в углублении траншеи. При наличии сухого грунта, для исключения воздействия статического электричества, углубление должно быть залито водой. После проведения ремонта место сжатия должно быть усилено муфтой с закладным электронагревателем или хомутом. При обнаружении выхода газа труба должна быть увлажнена слабым раствором моющего средства, начиная от уровня земли. Ленту следует заземлить с помощью металлического штифта, закрепленного в земле. С целью исключения разряда статического электричества продувка ремонтируемого участка может выполняться только при заземленном полиэтиленовом газопроводе. Необходимость капитального ремонта устанавливается в процессе эксплуатации в случае обнаружения неудовлетворительного состояния газопровода разрушение стыков и соединений "полиэтилен-сталь", механических повреждений, пришедших в негодность сооружений на газопроводе и др. Назначение на капитальный ремонт осуществляется на основании результатов технического обследования. Капитальный ремонт полиэтиленовых газопроводов заключается в замене пришедших в негодность труб и стыков на отдельных участках газопровода, соединительных деталей и узлов соединений "полиэтилен-сталь" или участков газопровода. Капитальный ремонт газопроводов, реконструированных методом протяжки полиэтиленовых труб, заключается в удалении пришедших в негодность полиэтиленовых труб и выполняется как при текущем ремонте. Капитальный ремонт газопроводов, реконструированных методом протяжки профилированных полиэтиленовых труб, заключается в удалении всего реконструированного участка и замене его новым. Капитальный ремонт газопроводов, восстановленных с использованием синтетического тканевого шланга и двухкомпонентного клея заключается в замене участков газопровода. При капитальном ремонте производятся все виды работ, предусмотренные при техническом обслуживании и текущем ремонте. Поиск трассы газопровода, если для обозначения ее был использован изолированный медный или алюминиевый провод, необходимо выполнять прибором типа АНПИ или аналогичным. После проведения работ по капитальному ремонту на 0,25 м от верха газопровода следует произвести укладку сигнальной полиэтиленовой ленты шириной не менее 0,2 м с несмываемой надписью "газ". Сведения о работах, выполняемых при капитальном ремонте полиэтиленовых и реконструированных газопроводов, заносятся в эксплуатационный паспорт газопровода. Аварийно-восстановительные работы на полиэтиленовых газопроводах, в том числе реконструированных, выполняются в соответствии с планами локализации и ликвидации аварий, утверждаемыми в установленном порядке. Уточняют место ее нахождения по длине проталкиваемого стержня до упора. Для ликвидации снежно-ледяных, кристаллогидратных, смоляных закупорок на полиэтиленовом газопроводе применяются:. Аварийно-восстановительные работы на газопроводах, восстановленных с использованием синтетических тканевых шлангов и двухкомпонентного клея, проводятся по специально разработанной инструкции и включают в себя следующие основные виды операций:. Работы по технической эксплуатации полиэтиленовых газопроводов, не регламентируемые настоящим подразделом, выполняются аналогично работам, предусмотренным для стальных газопроводов. Работы по врезке ГРП, пуску газа, пусконаладочные работы выполняются персоналом эксплуатационной организации при наличии акта-приемки в эксплуатацию. Работы по врезке и пуску газа в ГРП, расположенных на территориях предприятий, разрешается выполнять бригадой газовой службы предприятия. Работы по врезке и пуску газа при вводе в эксплуатацию ГРУ выполняются одновременно с вводом в эксплуатацию газоиспользующего оборудования, для которого предназначается ГРУ. Работы по врезке, пуску газа и наладке оборудования ГРП производятся пусковыми бригадами рабочих под руководством специалиста мастера. Состав бригады определяется в зависимости от вида и объема работ, но не менее двух рабочих и мастера. Пусковые бригады должны иметь необходимый набор материалов, приборов, инструмента, средств индивидуальной защиты и наряд-допуск на выполнение газоопасных работ. Врезка и пуск газа при вводе в эксплуатацию стационарных ГРП производятся по плану организации работ. Планом организации работ предусматривается оформление отдельных нарядов на выполнение газоопасных работ по ПБ Для выполнения работ по врезке и пуску газа в шкафные, блочные ГРП и ГРУ составление плана организации работ не требуется. Потребители извещаются о времени производства работ по врезке, связанных с прекращением подачи газа или снижением его давления, не позднее, чем за трое суток до начала работ. Присоединяемый ГРП проверяется на герметичность контрольной опрессовкой давлением 10 кПа. Падение давления не должно превышать 0,6 кПа за 1 час. При опрессовке отключающие устройства до и после ГРП должны быть закрыты, а все запорные устройства ГРП должны быть открыты; отключающие устройства на свечах перед сбросными клапанами и КИП должны быть закрыты. Лица, участвующие в выполнении работ, инструктируются о последовательности технологических операций и задачах каждого члена бригады, мерах безопасности и применении средств индивидуальной защиты. Перед началом работ в колодце, на расстоянии 5 м от него со стороны движения транспорта, должны быть установлены ограждения, а на расстоянии 15 м - предупредительный знак. За проходящим транспортом необходимо вести непрерывное наблюдение. При врезке ГРП следует применять технологии, соответствующие способу присоединения, предусмотренному проектом. Сварные соединения врезки проверяют физическим методом контроля. При пуске газа производится продувка газом газопроводов и оборудования ГРП через продувочные свечи, установленные на присоединяемом ГРП. Продувку следует выполнять последовательно: Продувка ГРП производится давлением газа не выше 1,0 кПа. Продувку газом необходимо осуществлять до вытеснения всего воздуха из обвязки ГРП. Дежурный слесарь должен иметь около свечи ведро с глиной и слесарный инструмент, не допускать посторонних лиц и транспорт к месту продувки, перекрыть кран на свече в случае воспламенения газа на ней. Удаление заглушки в колодце после окончания работ производится слесарями в спасательных поясах, имеющими противогазы. На поверхности земли с наветренной стороны должны находиться не менее двух человек, держащих концы веревок от спасательных поясов рабочих, находящихся в колодце и ведущих непрерывное наблюдение за производством работ. При выполнении работ не допускается применение искродающих инструментов. Подачу газа в газопровод после ГРП следует производить по окончании наладки оборудования ГРП на рабочий режим давления. При пусконаладочных работах составляются режимные карты, в которых указывается выходное давление газа, регулируемое в соответствии с установленными проектом режимом давления в газораспределительной сети и у потребителей. Стационарные, шкафные и блочные ГРП, а также ГРУ, введенные в эксплуатацию, учитываются в эксплуатационном журнале. На каждый ГРП и ГРУ составляется эксплуатационный паспорт, в который заносятся сведения о работах, связанных с заменой оборудования или отдельных узлов и деталей с указанием причин замены. О всех выполненных работах по обслуживанию ГРП и ГРУ должны быть сделаны записи в эксплуатационном журнале. В журнале указываются выявленные нарушения и неисправности, а также меры, принятые для их устранения. Эксплуатационный журнал стационарного или блочного ГРП хранится в помещении ГРП, шкафного - в соответствующей службе эксплуатационной организации, ГРУ - в газовой службе предприятия. Предохранительные клапаны, в том числе встроенные в регуляторы давления, должны обеспечивать пределы настройки и срабатывания в соответствии с требованиями ПБ Утечки газа в ГРП или ГРУ, а также самопроизвольные повышения или понижения выходного давления газа устраняют работники АДС. Включение в работу регулятора давления в случае прекращения подачи газа из ГРП производится после выявления причины срабатывания предохранительно-запорного клапана и принятия мер по устранению неисправностей. Технический осмотр ГРП производится путем обхода или объезда на специально оборудованном автомобиле в сроки, установленные эксплуатационной организацией. Технический осмотр телемеханизированных ГРП и нетелемеханизированных, но работающих в одной системе с телемеханизированными, производится в сроки, определяемые специальной инструкцией по эксплуатации систем телемеханики, но не реже одного раза в месяц. При каждом обходе ГРП в отопительный период необходимо проверять температуру воздуха внутри отапливаемого помещения и при необходимости - изменять режим работы системы отопления ГРП. Техническое обслуживание ГРП производится в сроки, установленные ПБ Состав работ по техническому осмотру и техническому обслуживанию ГРП, а также численность персонала, выполняющего эти работы, устанавливаются ПБ Об утечках газа, обнаруженных при техническом осмотре и техническом обслуживании, необходимо немедленно сообщить в АДС и до прибытия аварийной бригады принять возможные меры по предупреждению аварий. Текущий ремонт оборудования ГРП, ГРУ производит бригада из двух рабочих под руководством мастера. После проверки и настройки оборудования и устранения всех неполадок следует проверить прибором герметичность всех соединений при рабочем давлении газа. В случае обнаружения утечки газа принимаются меры к ее немедленному устранению. Отбор ГРП и ГРУ для капитального ремонта производится на основании дефектных ведомостей, составленных по результатам технического осмотра и текущего ремонта. Перед капитальным ремонтом в ГРП и ГРУ давление газа в газопроводах и оборудовании должно быть снижено до атмосферного, должна быть произведена продувка воздухом через свечу. Отключающие устройства на линии регулирования ГРП и ГРУ при разборке оборудования должны быть в закрытом положении. На границах отключенного участка после отключающих устройств должны устанавливаться инвентарные заглушки, соответствующие максимальному давлению газа. Работы по ремонту электрооборудования ГРП и смене перегоревших электроламп должны производиться при снятом напряжении. При недостаточном естественном освещении допускается применение переносных светильников во взрывозащищенном исполнении. При переводе ГРП на байпас работы выполняются в следующей последовательности:. Если задвижка герметична, проверить ход и работу герметичность закрытия первого по ходу газа отключающего устройства задвижки, крана на байпасе, после чего закрыть эту задвижку кран ;. Операции проводить до полной остановки регулятора давления газа. Если давление по манометру не повышается, то задвижки обеспечивают герметичность перекрытия газа, в этом случае заглушки на границах отключаемой линии могут не устанавливаться;. Переход с байпаса на основную линию редуцирования производится в следующей последовательности:. Операции проводить до полного закрытия отключающего устройства на байпасе;. Настройку параметров низкого давления выполняют при помощи ручного воздушного насоса или баллона со сжатым воздухом. Настройку параметров высокого давления выполняют при помощи импульса газа из газопровода высокого давления до регулятора. Здания ГРП должны соответствовать проекту, выполненному проектной организацией, имеющей лицензию. Территория у зданий ГРП, автодороги должны быть очищены от посторонних предметов, прочих материалов и различного мусора. Запрещается загромождать проходы и проезды. Ремонтно-строительные работы выполняются в соответствии с графиком планово-предупредительного ремонта зданий, а также при обнаружении дефектов, влияющих на безопасность эксплуатации. График определяет объемы и сроки выполнения следующих видов ремонта строительных конструкций зданий:. Техническое обслуживание запорной арматуры проводится в соответствии с графиком, утверждаемым руководством эксплуатационной организации в установленном порядке. При техническом обслуживании запорной арматуры, установленной на надземных и подземных газопроводах, выполняются следующие виды работ:. При подтягивании сальника натяжение нажимной буксы накидными болтами должно производиться равномерно. Односторонняя перетяжка болтов может вызвать надлом фланца буксы. Необходимо следить за тем, чтобы сальник не был сильно затянут, так как это может привести к изгибу шпинделя и выходу задвижки из строя;. При техническом обслуживании арматуры, установленной в колодцах, дополнительно выполняются следующие виды работ:. Работы по техническому обслуживанию арматуры в колодце производятся в следующей последовательности:. Члены бригады, находящиеся на поверхности земли, должны держать концы веревок от спасательного пояса рабочего, находящегося в колодце, и вести непрерывное наблюдение за ним. В случае обнаружения газа в колодце рабочий, с разрешения руководителя работ, должен спускаться в колодец в противогазе. Устранение утечки газа и неисправностей производится по другому наряду, предусматривающему меры безопасности в зависимости от характера повреждения исключение составляют утечки газа из сальника задвижки низкого давления и в самосмазывающем кране, которые можно устранить перенабивкой сальника и добавлением смазки под винт крана. При техническом обслуживании шарового крана, установленного в грунте без колодца, под ковер следует выполнять следующие виды работ:. При техническом обслуживании запорной арматуры внутренних газопроводов выполняются следующие виды работ:. Смазка крана, установленного перед бытовым газоиспользующим оборудованием, выполняется в следующем порядке:. Перекрываются краны перед каждым бытовым прибором, аппаратом. Обеспечивается вентиляция помещения за счет открытия фрамуг, форточек, окон. Посторонние лица из помещения удаляются;. Смазку кранов на внутренних газопроводах диаметром до 50 мм разрешается производить под газом с применением специальных приспособлений, исключающих выход газа в помещение. Работы по текущему ремонту следует выполнять бригадой в составе не менее двух рабочих. Графики выполнения работ по текущему ремонту утверждаются техническим руководством эксплуатационной организации в установленном порядке. При текущем ремонте арматуры наружных и внутренних газопроводов следует производить все работы, выполняемые при техническом обслуживании, а также:. При текущем ремонте арматуры в колодце следует дополнительно выполнять следующие виды работ:. При текущем ремонте крана шарового подземного, установленного без колодца под ковер, выполняются следующие виды работ:. Запорная арматура, устанавливаемая на место заменяемой, должна быть предназначена для транспортирования природного или сжиженного газа и иметь соответствующую запись в паспорте. Допускается использовать запорную арматуру общего назначения, предназначенную для жидких и газообразных нефтепродуктов, попутного нефтяного газа, а также для аммиака, пара и воды. До установки арматуры на газопровод, в условиях мастерских, должны выполняться ее реконсервация, смазка, проверка сальников и прокладок. При установке на газопроводах арматуры общего назначения рекомендуется испытывать ее на прочность и герметичность по нормам, приведенным в приложении В. Выявленные дефекты арматуры заедание или неплотность затвора, неплавный ход шпинделя, неисправность сальниковой камеры, негерметичность прокладки крышки задвижки должны устраняться в условиях мастерских. Утечки из арматуры не допускаются;. Отключение и продувка газопровода перед началом работ по замене задвижки и последующий пуск газа производятся по отдельному наряду-допуску на газоопасные работы. Работы по замене крана на вводе газопроводов в здание внутри подъездов выполняются в следующей последовательности:. Кран должен быть в положении "закрыто";. Во время производства работ и после его окончания необходимо контролировать загазованность лестничных клеток, в подвалах, погребах, квартирах первого этажа с помощью прибора. Замена крана, установленного на внутреннем газопроводе перед бытовым газоиспользующим оборудованием выполняется в следующем порядке:. При эксплуатации арматуры с сальниковой набивкой особое внимание следует уделять набивочному материалу - размерам, правильности укладки в сальниковую коробку. В качестве набивочного материала для сальников запорной арматуры наиболее эффективно применение фторопластового уплотнительного материала марки ФУМ-В. Для уплотнения фланцевых соединений арматуры с газопроводом и крышки с корпусом следует применять плоские прокладки из паронита, резины, металла, картона, фторопласта марки "Фторопласт - 4" и композиционных материалов на их основе. Для уплотнения резьбовых соединений рекомендуется применять льняную чесаную прядь, пропитанную специальной газовой смазкой, ленты из фторопласта марки "Фторопласт-4" и другие уплотнительные материалы, обеспечивающие герметичность соединения. Паронитовые прокладки перед установкой должны быть размочены в горячей воде, проолифлены и прографичены. Перенабивку сальников арматуры разрешается проводить при давлении в газопроводе не более 0,01 МПа. Замена прокладок фланцевых соединений арматуры и газопровода разрешается при давлении на газопроводе не ниже 40 и не выше даПа. Ввод в эксплуатацию внутренних газопроводов и газоиспользующего оборудования производится после проведения пусконаладочных работ. Пуск газа для проведения пусконаладочных работ и ввода в эксплуатацию производится на основании акта приемки газопроводов и газоиспользующего оборудования. Пусконаладочные работы на газоиспользующем оборудовании должны выполняться на газовом и на резервном аварийном топливе. В случае, если топливным режимом предусмотрено применение резервного топлива, разрешение на пуск газа на газоиспользующее оборудование выдается только после окончания строительства резервного топливного хозяйства. Окончание продувки определять по 6. По окончании продувки кран на продувочной свече следует закрыть;. Пользоваться открытым огнем при выполнении этой работы категорически запрещается;. Непосредственно перед розжигом газоиспользующей установки должна быть произведена вентиляция топки и газоходов в течение минут, путем открытия дверок топки, поддувала, шиберов для регулирования подачи воздуха, заслонок естественной тяги, а при наличии дымососов и вентиляторов - путем их включения. До включения дымососа для вентиляции топки и газоходов необходимо убедиться, что ротор не задевает корпуса дымососа, для чего ротор поворачивается вручную. Включение дымососов во взрывоопасном исполнении допускается только после проветривания топок естественной тягой и после проверки исправности дымососа. Порядок включения горелок газоиспользующих установок зависит от конструкции горелок, расположения их на газоиспользующем оборудовании, типа запального устройства, наличия и типа автоматики безопасности и регулирования. Последовательность действий при розжиге горелок определяется в соответствии с требованиями производственной инструкции, ГОСТ и настоящего ОСТ. Розжиг горелок запально-защитным устройством ЗЗУ осуществляется в следующей последовательности:. При этом срабатывает ЗЗУ: При наличии у газоиспользующей установки нескольких горелок, розжиг их производится последовательно. Если при розжиге происходит отрыв, проскок или погасание пламени всех или части зажженных горелок, следует немедленно прекратить подачу газа, убрать из топки запальник и провентилировать топку и газоходы в течение времени, указываемого пусконаладочной организацией. Только после этого можно приступить к повторному розжигу горелок. Если котлы, печи или другие установки работают на различных видах топлива и имеют общий боров, пуск котлов, печей и установок, работающих на газовом топливе, должен производиться при неработающих агрегатах на других видах топлива. Если котлы, печи и другие установки, использующие различные виды топлива, находятся в работе и не могут быть остановлены по технологическим причинам, мероприятия по безопасности, необходимые при пуске агрегатов на газовом топливе, устанавливаются в каждом конкретном случае инструкцией, утвержденной техническим руководством предприятия в установленном порядке. Эксплуатация газопроводов и газоиспользующего оборудования осуществляется в соответствии с требованиями производственных инструкций, разработанных с учетом настоящего ОСТ и утверждаемых техническим руководством предприятия в установленном порядке. Режим работы газоиспользующего оборудования должен соответствовать картам, утверждаемым техническим руководством предприятия в установленном порядке. Режимные карты и технологические схемы газопроводов и газоиспользующего оборудования должны быть вывешены у агрегатов и доведены до сведения обслуживающего персонала. Режимные карты должны корректироваться один раз в 3 года, а также после ремонта газоиспользующего оборудования. Техническое обслуживание и ремонт газопроводов и газоиспользующего оборудования в процессе эксплуатации должны производить газовые службы предприятия. Работы по техническому обслуживанию и ремонту должны производиться по графикам, утверждаемым техническим руководством предприятия в установленном порядке. Графики работ, выполняемых сторонними эксплуатационными организациями, должны быть согласованы техническим руководителем организации, выполняющей работы. Перечисленные работы могут производиться на действующем оборудовании. Применение открытого огня для выявления утечек газа не допускается. Работы по ремонту должны производиться после установки на газопроводе за отключающим устройством заглушки и вентиляции топок и дымоходов. Капитальный ремонт выполняют специализированные ремонтные организации. Основанием для проведения этого вида работ является дефектная ведомость, составленная в процессе межремонтного обслуживания и по результатам проведенных текущих ремонтов. Документация по капитальному ремонту оборудования утверждается техническим руководством предприятия и согласовывается с руководителем работ организации, выполняющей работы по капитальному ремонту, в установленном порядке. До остановки газоиспользующей установки для ремонта производят ее наружный осмотр в доступных местах для проверки технического состояния и уточнения объема работ. Все операции по отключению газоиспользующей установки выполняет дежурный эксплуатационный персонал. Приводы отключающих устройств обесточивают удаляют плавкие вставки и запирают на замки, ключи от которых передают по смене, а на запорные устройства и шиберы вешают плакаты с предупреждающими надписями. Останов газоиспользующего оборудования во всех случаях, за исключением аварийного, производится только после получения письменного разрешения технического руководителя предприятия. При останове газоиспользующего оборудования с газогорелочными устройствами, работающими с принудительной подачей воздуха на горение, следует уменьшить, затем совсем прекратить подачу в горелки газа, после чего прекратить подачу воздуха; с инжекционными горелками - сначала прекратить подачу воздуха, затем - подачу газа. После отключения всех горелок необходимо отключить газопровод, открыть продувочную свечу на отводе, провентилировать топку, газоходы и воздухопроводы. Отключение и включение газоиспользующего оборудования оформляется актом, подготовленным с участием представителя эксплуатационной организации. При отключении системы газоснабжения или отдельного газоиспользующего оборудования на длительный период или для ремонта потребителю рекомендуется известить поставщика не менее чем за трое суток. При ремонте или остановке газоиспользующего оборудования на летнее время газопроводы должны быть отключены и продуты воздухом. Отключение внутреннего газопровода производят с установкой заглушки на газопроводе за запорным устройством. Заглушки, устанавливаемые на газопроводе, должны соответствовать диаметру газопровода и максимальному давлению газа в газопроводе. На хвостовике заглушки, выступающем за пределы фланцев, должно быть выбито клеймо с указанием диаметра газопровода, на который ее можно устанавливать, и давления газа, на который она рассчитана. Заглушку разрешается устанавливать персоналу, имеющему право на выполнение данного вида газоопасных работ. Запорные устройства на продувочных свечах после отключения газопровода должны оставаться в открытом положении. Работы по локализации или ликвидации аварий могут выполняться персоналом газовой службы предприятия, эксплуатирующего объект. Демонтаж газового оборудования и газопроводов от действующих сетей должен производиться с учетом требований, предъявляемых к проведению газоопасных работ в предусмотренном порядке. Непосредственно перед проведением работ газовой резкой при демонтаже газопроводов необходимо выполнить анализ среды газопровода. По достижении срока эксплуатации, установленного в нормативной, конструкторской и эксплуатационной документации, стандартах, правилах безопасности, дальнейшая эксплуатация газоиспользующего оборудования без проведения работ по продлению срока безопасной эксплуатации не допускается. Продление сроков безопасной эксплуатации газоиспользующего оборудования осуществляется в порядке, установленном [11] с учетом конкретных особенностей его конструкции и условий эксплуатации. Ввод в эксплуатацию газового оборудования зданий следует производить после присоединения газового ввода в здание к действующему газопроводу. Пуск газа в газопроводы и газоиспользующее оборудование одноквартирных и блокированных жилых зданий разрешается производить одновременно с присоединением к действующему газопроводу. Пуск газа производится персоналом эксплуатационной организации по заявкам и с участием собственников арендаторов, нанимателей зданий помещений общественного назначения или их уполномоченных представителей в жилые здания - при условии готовности к заселению. Работы по пуску газа в многоквартирные жилые здания выполняются бригадой в составе не менее двух рабочих под руководством мастера. Пуск газа в одноквартирные и сблокированные жилые здания, общественные здания помещения общественного назначения может производиться бригадой в составе двух человек. Пуск газа следует производить в дневное время суток. О начале работ эксплуатационная организация уведомляет потребителей газа не позднее чем за три дня. Пуск газа в новые или капитально отремонтированные жилые здания рекомендуется производить до заселения жильцов. При пуске газа в заселенные жилые здания жильцы должны быть предупреждены не позднее чем за три дня до начала работ о необходимости присутствия в квартирах. Пуск газа в многоквартирные жилые здания при отсутствии возможности доступа хотя бы в одну из квартир не разрешается. Отключающие устройства перед газоиспользующим оборудованием, которые не присоединены к газопроводам, должны быть закрыты и опломбированы с составлением акта;. Отключающие устройства на вводах должны быть закрыты. Газопроводы после отключающих устройств по ходу газа и внутренние газопроводы должны быть заглушены глухими металлическими пробками;. При падении давления по манометру свыше 20 даПа производится выявление утечек с помощью мыльной эмульсии, устранение дефектов и повторная опрессовка. Если пуск газа в новые газопроводы производится одновременно с присоединением к действующим газопроводам, контрольная опрессовка производится перед присоединением;. Отключающие устройства на вводе, стояках и перед газовыми приборами и оборудованием должны быть в закрытом положении;. Допускается использование других технологий пуска газа, разрешенных к применению в установленном порядке. Выпуск газовоздушной смеси при продувке газом производится через окно в атмосферу резиновым шлангом, присоединенным к горелке газового оборудования, при постоянном наблюдении рабочего пусковой бригады. Продувка газом с выпуском газовоздушной смеси в дымовые и вентиляционные каналы, лестничные клетки и помещения здания запрещается. При продувке газом запрещается пользоваться открытым огнем, электроприборами и курить, о чем должны быть предупреждены все лица, участвующие в пуске газа. В помещениях, в которых производится пуск газа, присутствие посторонних, в том числе жильцов квартир, не допускается. Помещения должны постоянно проветриваться. Продувка газом через стояки производится последовательно, начиная с присоединения наиболее удаленного от ввода в здание стояка и газового оборудования на верхнем этаже здания. При наличии в паспортах изготовителей указаний по вводу газоиспользующего оборудования в эксплуатацию первый розжиг газовых горелок и пусконаладочные работы должны проводиться в соответствии с этими указаниями. Окончание работ по пуску газа отмечается в акте-наряде, который должен быть приложен к исполнительно-технической документации данного объекта и храниться вместе с ней. Перевод потребителей, использующих СУГ от резервуарных и баллонных установок, на природный газ производится после приемки в эксплуатацию вновь смонтированных наружных и внутренних газопроводов природного газа. Работы должны производиться по плану, в котором предусматриваются сроки и порядок выполнения работ, потребность в персонале, механизмах и приспособлениях, меры обеспечения безопасности, а также определяются лица, осуществляющие общее руководство работами. Потребителей газа абонентов не позднее, чем за три дня следует предупредить о необходимости доступа персонала эксплуатационной организации к газоиспользующему оборудованию в назначенное время. Пуск природного газа следует производить одновременно с присоединением вновь построенных газопроводов к действующим газопроводам газораспределительной сети. Пуск газа при переводе на природный газ потребителей, ранее использовавших СУГ от резервуарных или групповых баллонных установок, рекомендуется выполнять в следующем порядке:. Продувка газопроводов воздухом и газом, контрольная опрессовка воздухом и присоединение вновь построенных газопроводов к существующим производится в соответствии с требованиями ПБ и настоящего ОСТ. Отключенные резервуарные установки и участки подземных газопроводов перед демонтажем должны быть дегазированы. Демонтаж резервуаров должен быть произведен в срок не позднее 10 дней после дегазации. При передаче резервуаров СУГ другим организациям, работы по их демонтажу могут производиться персоналом этих организаций в присутствии представителя эксплуатационной организации при наличии акта о дегазации резервуаров, выполненной персоналом эксплуатационной организации. При переводе на природный газ потребителей, использующих СУГ от индивидуальных баллонных установок, производится демонтаж индивидуальных баллонных установок и присоединение газовых приборов и оборудования к внутренним газопроводам. По окончании работ акты-наряды, акты дегазации и сведения о проведенном инструктаже абонентов передаются в эксплуатационную организацию, осуществляющую техническое обслуживание и ремонт газового оборудования зданий. Техническое обслуживание газового оборудования жилых зданий должно производиться не реже одного раза в три года, общественных зданий помещений общественного назначения - не реже одного раза в год. По истечении установленного изготовителем срока службы бытового газоиспользующего оборудования техническое обслуживание этого оборудования в период до его замены должно производиться не реже одного раза в год в жилых зданиях и не реже одного раза в шесть месяцев в общественных зданиях помещениях. При выполнении сервисного обслуживания бытового газоиспользующего оборудования изготовителем его техническое обслуживания персоналом эксплуатационной организации не производится. Ремонт газового оборудования производится для устранений неисправностей, выявленных при его техническом обслуживании, а также на основании письменных или устных заявок абонентов заявочный ремонт. Эксплуатационная организация, осуществляющая техническое обслуживание и или заявочный ремонт, должна начать работу по ремонту не позднее, чем через три календарных дня после выявления неисправностей поступления и регистрации заявки. Утечки газа устраняются в аварийном порядке. Техническое обслуживание и ремонт газопроводов и газоиспользующего оборудования зданий производятся эксплуатационной организацией. В организациях, где установлено бытовое газоиспользующее оборудование, в установленном порядке назначаются лица, осуществляющие наблюдение за его безопасной эксплуатацией. Собственники арендаторы, наниматели газифицированных зданий и жилищно-эксплуатационные организации ЖЭО , жилищно-строительные кооперативы ЖСК , товарищества и др. Контроль загазованности газифицированных помещений производится сигнализаторами, устанавливаемыми:. Обслуживание и поверка сигнализаторов загазованности проводится персоналом специализированной организации. При ее отсутствии газогорелочное устройство подлежит замене. При техническом обслуживании индивидуальных баллонных установок дополнительно следует проверять давление газа перед бытовым газоиспользующим оборудованием при всех работающих горелках и после прекращения подачи газа ко всем горелкам. Давление газа должно быть в пределах от 2,0 до 3,6 кПа. В состав работ по техническому обслуживанию газоиспользующего оборудования должны обязательно включаться работы, предусмотренные документацией изготовителя. При выявлении утечек газа и неисправной автоматики безопасности, отсутствии или нарушении тяги в дымовых и вентиляционных каналах, самовольной установки газоиспользующего оборудования, газовые приборы, аппараты и другое оборудование, подлежит отключению с установкой заглушки и оформлением акта. При выявлении необходимости проведения ремонта газоиспользующего оборудования, связанного с заменой узлов и деталей, замены арматуры на газопроводах, футляров и креплений, абонентом оформляется ремонтная заявка. Смазку кранов на внутренних газопроводах диаметром до 50 мм разрешается производить без отключения газа с применением инвентарных пробок, исключающих выход газа в помещение. Смазка кранов, установленных перед бытовыми газовыми аппаратами и приборами производится в следующем порядке:. Опрессовка бытового газоиспользующего оборудования газом производится с помощью специальных приспособлений устройств. При отсутствии приспособлений работа по опрессовке бытовых газовых плит осуществляется в следующей последовательности:. Падение давления за 5 мин. Проверка работоспособности автоматики безопасности бытового газоиспользующего оборудования по тяге рекомендуется производить с применением специальных приспособлений. При отсутствии приспособлений проверку работоспособности автоматики безопасности по тяге проверяют путем искусственного нарушения разряжения тяги в дымоходе. Работоспособность автоматики газогорелочных устройств отопительных бытовых печей проверяется в следующей последовательности:. Автоматика должна обеспечивать прекращение подачи газа в устройство за время не менее чем через 10 с и не более чем через 60 с. Автоматика должна обеспечивать прекращение подачи газа за время не менее чем через 10 с и не более чем через 60 с. Опрессовку газопроводов и оборудования следует производить воздухом или газом давлением 5 кПа. Допустимое падение давления в течение 5 мин. Сезонно работающее газоиспользующее оборудование общественных зданий следует отключить с установкой заглушки на газопроводе или пломбы на закрытом кране с оформлением акта. Проверка технического состояния вентиляционных и дымоотводящих каналов производится специализированной организацией с участием собственника арендатора, нанимателя здания или его представителя, или представителя ЖЭО, ЖСК, ТСЖ. В случае обнаружения непригодности вентиляционных и дымоотводящих систем к дальнейшей эксплуатации проверяющий предупреждает потребителя газа о запрещении пользования газовыми приборами и оборудованием, оформляет акт проверки и направляет его собственнику арендатору, нанимателю здания и в эксплуатационную организацию, выполняющую работы по техническому обслуживанию газового оборудования зданий, для принятия мер по отключению газоиспользующего оборудования. В зимнее время не реже 1 раза в месяц, а в районах северной строительно-климатической зоны не реже 2 раз в месяц собственникам арендаторам, нанимателям зданий рекомендуется обеспечивать осмотр оголовков дымоходов с целью предотвращения их обмерзания и закупорки. До начала работ по ремонту вентиляционных и дымовых каналов владелец здания жилищно-эксплуатационная организация письменно уведомляет эксплуатационную организацию о необходимости отключения газовых приборов и оборудования. После окончания ремонта вентиляционные и дымовые каналы подлежат внеочередной проверке с оформлением акта. Собственники наниматели, арендаторы квартир и зданий частного жилого фонда, лица, осуществляющие наблюдение за безопасной эксплуатацией бытового газоиспользующего оборудования общественных зданий помещений общественного назначения и персонал организаций - собственников арендаторов этих зданий помещений до первичного пуска газа природного и СУГ, в том числе от индивидуальных баллонных установок , а также перед заселением квартир с действующим бытовым газоиспользующим оборудованием, проходят первичный инструктаж в техническом кабинете или специально оборудованном помещении эксплуатационной организации газораспределительной сети ГРО по правилам безопасного пользования газом в быту. В сельских населенных пунктах при пуске газа в заселяемые после капитального ремонта жилые здания, при переводе действующих газовых приборов и аппаратов с СУГ на природный газ инструктаж абонентов может проводиться в квартирах по окончании работ по пуску газа. Инструктаж собственников индивидуальных баллонных установок СУГ может проводиться организациями, реализующими СУГ в баллонах. Проживающие в квартире члены семьи обучаются правилам безопасного пользования газом в быту лицом, прошедшим инструктаж. Первичный инструктаж проводится с использованием технических средств, наглядных пособий плакатов, макетов, видеофильмов, диапозитивов и т. Содержание первичного инструктажа формируется, в зависимости от назначения и типов установленных газовых приборов и оборудования, подбором тем из Приложения Г настоящего ОСТ. Регистрация лиц, прошедших первичный инструктаж, производится в пронумерованном и прошнурованном журнале, хранящемся в техническом кабинете. Результаты проведения первичного инструктажа абонентов на местах оформляются записью в акте-наряде на производство работ по пуску газа в произвольной форме. Лицам, прошедшим первичный инструктаж, выдаются напечатанные инструкции памятки по безопасному пользованию газом в быту, таблички с предупредительными надписями и удостоверения справки, разрешения о прохождении инструктажа. Лицу, прошедшему инструктаж по правилам безопасного пользования газом при эксплуатации индивидуальных баллонных установок СУГ, оформляется запись, разрешающая самостоятельную установку и замену баллона. Лица, осуществляющие наблюдение за безопасной эксплуатацией бытового газоиспользующего оборудования общественных зданий помещений общественного назначения в организациях, и персонал этих организаций должны проходить повторные, не реже 1 раза в год, инструктажи в эксплуатационной организации или учебных центрах. Повторные инструктажи персонала организаций разрешается проводить на рабочем месте лицами, осуществляющими наблюдение за безопасной эксплуатацией бытового газоиспользующего оборудования зданий помещений. В этом случае проведение повторного инструктажа персонала оформляется записью в специальном журнале организации с указанием даты инструктажа, специальности, Ф. Повторные инструктажи абонентов проводятся персоналом эксплуатационной организации, выполняющей работы по техническому обслуживанию и ремонту газоиспользующего оборудования после окончания этих работ. Первичное заполнение СУГ резервуарных установок после окончания строительства и сдачи в эксплуатацию, технического освидетельствования и ремонта выполняется по наряду-допуску на производство газоопасных работ по форме, установленной ПБ Если резервуары для хранения СУГ объединены в несколько групп, первичное заполнение этих резервуаров должно производиться последовательно в каждую из групп. Слив сжиженного газа в резервуарные установки производится в светлое время суток. В городах северной климатической зоны слив СУГ в резервуарные установки может производиться в темное время суток по специальному плану. Слив СУГ в резервуарные установки должна выполнять бригада в составе не менее двух человек. Перед выполнением операций по сливу СУГ из автоцистерны в резервуарную установку двигатель автомашины должен быть остановлен. Автоцистерна и резинотканевые рукава, с помощью которых производится слив, должны быть заземлены. Включать двигатель и отсоединять автоцистерну от заземляющего устройства разрешается только после отсоединения резинотканевых рукавов и установки заглушек на штуцерах отключающих устройств паровой и жидкой фазы автоцистерны и редукционной головки резервуарной установки. Результаты контрольной опрессовки считаются положительными при отсутствии видимого падения давления по образцовому манометру и утечек, определяемых с помощью мыльной эмульсии;. Продувку резервуаров следует производить парами сжиженного газа в следующей последовательности:. Окончание продувки определяется по содержанию кислорода в газовоздушной смеси, выходящей из продувочного резинотканевого рукава. По окончании продувки резервуаров приступают к сливу жидкой фазы СУГ, для чего переключают рукава таким образом, чтобы вентиль жидкой фазы автоцистерны был соединен с вентилем жидкой фазы резервуара, а вентиль паровой фазы автоцистерны - с вентилем паровой фазы резервуара. Для слива СУГ открывают отключающие устройства на автоцистерне, проверяют обмыливанием герметичность соединения рукавов со штуцерами и при отсутствии утечек газа открывают вентиль паровой фазы резервуара, а затем медленно открывают вентиль жидкой фазы. При заполнении резервуаров, не имеющих остатка сжиженных газов новых, после технического освидетельствования или ремонта , газ в них должен подаваться медленно во избежание образования статического электричества в свободнопадающей струе газа. При заполнении резервуара открывать отключающие устройства на трубопроводах следует по ходу газа, плавно, во избежание гидравлических ударов. При появлении жидкой фазы из вентиля контрольной трубки определяется по изменению цвета газа заполнение резервуара немедленно прекращают, перекрывая вентили на автоцистерне. Приподнимая рукав, сливают из него остатки сжиженного газа в резервуар, после чего закрывают вентили жидкой и паровой фазы на резервуарной установке. Удаляют остатки газа из рукавов в атмосферу через продувочные вентили автоцистерны и отсоединяют рукава от резервуарной установки и автоцистерны. Устанавливают заглушки на штуцера отключающих устройств резервуарной установки и автоцистерны и проверяют обмыливанием герметичность их соединений. Запрещается слив СУГ в резервуары за счет снижения в них давления путем сброса паровой фазы в атмосферу. Запрещается подтягивать резьбовые соединения автоцистерны и редукционных головок резервуарных установок СУГ, находящихся под избыточным давлением газа, отсоединять рукава от штуцеров отключающих устройств при наличии в рукавах давления, а также применять ударный инструмент при завинчивании и отвинчивании гаек. Удаление избытков СУГ из резервуаров стравливанием в атмосферу запрещается. Слив избытков СУГ из резервуаров должен производиться в автоцистерну сжиженного газа. После наполнения резервуаров СУГ проверяют газоиндикатором или мыльной эмульсией герметичность запорной арматуры и резьбовых соединений редукционных головок. Обнаруженные утечки СУГ должны устраняться в аварийном порядке. Теплоноситель в "рубашки" емкостных испарителей должен подаваться только после заполнения их сжиженными газами. Рабочее давление СУГ после регулятора давления не должно превышать максимальное, предусмотренное проектом. Защитные кожухи редукционных головок резервуарной установки и ворота ограждения должны быть закрыты на замок. Ограждения площадок резервуарных и испарительных установок должны обеспечиваться предупредительными надписями "Огнеопасно - газ". Групповые баллонные установки до ввода в эксплуатацию должны быть зарегистрированы в эксплуатационной организации. При вводе в эксплуатацию групповой баллонной установки необходимо проверить соответствие монтажа проекту. Шкафы групповых баллонных установок должны быть прикреплены к стене или к фундаменту. Шкафы, помещения и ограждения групповых баллонных установок должны иметь предупредительные надписи "Огнеопасно - газ". Перед пуском СУГ газопроводы обвязки групповых баллонных установок должны быть испытаны воздухом давлением 0,3 МПа в течение 1 часа. Результаты контрольной опрессовки считаются положительными при отсутствии видимого падения давления по манометру и утечек, определяемых с помощью мыльной эмульсии. Стояки и квартирные газопроводы продувают газом после настройки регулятора давления и продувки участка газопровода от отключающего устройства на коллекторе групповой баллонной установки до отключающего устройства на вводе в здание. В состав индивидуальной баллонной установки, размещенной снаружи здания, может входить не более двух баллонов один из них запасной вместимостью до 50 л, размещенной внутри здания - не более одного баллона СУГ. Индивидуальная баллонная установка вводится в эксплуатацию подключением к газоиспользующему оборудованию. Слив СУГ в резервуарные установки в процессе их эксплуатации следует производить в соответствии с ПБ и настоящим ОСТ. Слив СУГ в резервуары запрещается при выявлении неисправностей, истечении срока очередного технического освидетельствования резервуаров, остаточном давлении в резервуарах менее 0,05 МПа. В летний период, когда давление газа в автоцистерне выше, чем в резервуаре, СУГ допускается сливать в резервуары только через шланг жидкой фазы. Перед заполнением резервуаров, оборудованных испарителями, необходимо;. Для ускорения слива СУГ из автоцистерн в подземные резервуары рекомендуется применять технологию ускоренного слива с использованием испарителей, если они входят в состав резервуарной установки, или энергии сжатого природного газа из баллонов. При выполнении слива СУГ в резервуарные установки должны выполняться требования п. После окончания слива СУГ в резервуарную установку необходимо проверить настройку регулятора давления и выполнить требования п. Техническое обслуживание резервуарных установок проводится по графикам в сроки, соответствующие указанным в паспортах на оборудование, арматуру и приборы, и предусматривает:. Техническое обслуживание проводится в соответствии с инструкциями, утверждаемыми техническим руководством эксплуатационной организации в установленном порядке. Техническое обслуживание газопроводов от резервуарных установок сжиженных газов производится в объеме и в сроки, предусмотренные настоящими правилами для наружных газопроводов природного газа. При текущем ремонте резервуарной установки выполняются работы, входящие в техническое обслуживание, а также:. Текущий ремонт оборудования головок резервуарных установок с разборкой регулирующей, предохранительной и запорной арматуры производится не реже одного раза в год, если согласно паспортам заводов-изготовителей на оборудование не требуется проведение этих работ в более короткие сроки. Проверка и настройка регуляторов давления, сбросных и запорных предохранительных клапанов должны выполняться в соответствии с требованиями заводских инструкций. Проверка исправности, настройка и регулировка пружинного предохранительного клапана, установленного на резервуаре, должна производиться в соответствии с ПБ Резервуары подлежат техническому освидетельствованию в сроки, указанные в ПБ Техническое обслуживание и ремонт испарительных и смесительных установок производятся по инструкциям, составленным с учетом требований заводов-изготовителей. Требования по эксплуатации редукционной арматуры испарительных установок аналогичны требованиям по эксплуатации редукционных головок резервуарных установок. Откачка неиспарившихся остатков из резервуаров производится в автоцистерны сжиженных газов и выполняется по заявкам владельцев резервуарных установок. Слив неиспарившихся остатков в открытую тару или в производственную канализацию запрещается. Не допускается пребывание на территории резервуарной установки лиц, не имеющих отношения к обслуживанию и ремонту резервуаров и редукционных головок. Запрещается курить и пользоваться открытым огнем на территории резервуарной установки, о чем должны быть сделаны предупредительные надписи. Запрещается производить разборку и замену арматуры и оборудования редукционных головок под давлением газа Прочистку угловых вентилей, уровнемерных трубок, трехходовых кранов, манометров следует производить только медной проволокой. При проверке исправности предохранительных клапанов, установленных на резервуарах, следует пользоваться рычагами из цветного металла. Результаты технического освидетельствования и ремонта резервуаров, редукционных головок и испарителей должны заноситься в паспорт резервуарной установки. О всех работах по техническому обслуживанию и текущему ремонту должны делаться записи в журнале эксплуатации резервуарной установки. Для предупреждения гидратообразования в газопроводах и запорно-регулирующей арматуре рекомендуется в резервуары сжиженною газа добавлять метанол в количестве:. Для предупреждения гидратообразования в газопроводах, транспортирующих газ от резервуарной установки к потребителю, рекомендуется применение подземной прокладки газопроводов, использование теплового спутника при надземной прокладке, устройство утепленных цокольных вводов. При снижении давления газа у потребителя или полном прекращении его подачи необходимо проверить:. Наличие давления в резервуаре с одновременным отсутствием давления после регулятора свидетельствует о закупорке его проходного сечения углеводородными кристаллогидратами. Ликвидация гидратной пробки в регуляторе производится отогревом с помощью технических средств, исключающих применение открытого огня. В случае полного прекращения подачи газа потребителям перед ликвидацией гидратной пробки в регуляторе отключается общий кран на вводе, запорная арматура на лестничных клетках и в квартирах,. При отсутствии давления на вводе закрывается общий кран и удаляется конденсат из конденсатосборника с помощью ручного насоса или вакуумной установки. При фасадных разводках газопровода допускается удаление конденсата через приваренный к газопроводу штуцер с краном и пробкой. Конденсат сливается через шланг в специальную герметичную емкость. В случае отсутствия давления газа перед общим краном на вводе в здание после удаления конденсата из конденсатосборника производится устранение гидратной пробки отогревом на участке выхода газопровода из-под земли. Ликвидация пробок на газопроводах, проложенных по фасадам зданий, производится с помощью обогрева водяным паром или электронагревателем. После ликвидации пробок на фасадных газопроводах производится повторное удаление конденсата из конденсатосборников. Баллоны должны транспортироваться на специально оборудованных автомобилях например, типа "клетка" или на грузовых автомашинах с установленным на выхлопной трубе искрогасителем, оборудованных деревянными ложементами или имеющих достаточное количество резиновых веревочных колец и приспособление для крепления баллонов. Автомашины должны быть оснащены опознавательными знаками об опасности груза. Разрешается самостоятельная перевозка потребителем в индивидуальном транспорте только одиночных баллонов при использовании устройств, предохраняющих баллон от ударов и перемещения. Баллоны емкостью 50 литров при транспортировке должны иметь на штуцере вентиля металлическую заглушку и навинченный на горловину металлический колпак. При погрузочно-разгрузочных работах и установке баллонов должны приниматься меры, исключающие их падение, повреждение, загрязнение. Снимать баллоны с автомобиля колпаками вниз не разрешается. Если при транспортировании или установке баллонов появится утечка газа или выявится неисправность баллона, установка такого баллона у потребителей запрещается. Эксплуатация групповых баллонных установок сжиженного газа включает в себя замену баллонов, техническое обслуживание и ремонт. При техническом обслуживании групповых баллонных установок выполняются следующие работы:. Техническое обслуживание и ремонт групповых баллонных установок. Техническое обслуживание должно производиться в соответствии с инструкциями, утверждаемыми техническим руководством эксплуатационной организации в установленном порядке. Сведения о проведенных ремонтных работах должны заноситься в паспорт групповой баллонной установки. О всех работах по техническому обслуживанию и текущему ремонту должны делаться записи в журнале эксплуатации групповой баллонной установки. Эксплуатация групповых баллонных установок, размещенных в специальном строении или пристройке к зданию, и замена баллонов в них производится не менее, чем двумя рабочими. Запрещается производить любой ремонт баллонов, наполненных сжиженными газами, в том числе ремонт вентилей. Техническое освидетельствование баллонов проводится на предприятиях газового хозяйства по методике, утвержденной разработчиком конструкции баллонов, в которой указываются периодичность освидетельствования и нормы браковки. Баллоны со сжиженными газами должны быть защищены от солнечного и иного теплового воздействия. Не разрешается оставлять баллоны со сжиженными газами на открытых площадках и во дворах на территории жилых домов, дачных и садовых поселков, общественных зданий непроизводственного назначения. Хранение баллонов со сжиженными газами в подвальных помещениях запрещается. Разрешается хранить запасные заполненные и порожние баллоны вне зданий в специальных шкафах или подсобных помещениях. Техническое обслуживание индивидуальных баллонных установок может осуществляться персоналом эксплуатационной организации по заявкам потребителей. Замена баллонов в групповых баллонных установках производится персоналом эксплуатационной организации. Замена баллонов в индивидуальных баллонных установках производится потребителем или персоналом эксплуатационной организации по заявке потребителя. Аварийное обслуживание газораспределительных систем производится круглосуточно АДС газораспределительной организации эксплуатационной организации газораспределительной сети. На объектах СУГ и в организациях, имеющих собственную газовую службу, работы по аварийному обслуживанию выполняются персоналом этих организаций с привлечением, при необходимости, АДС в соответствии с планом локализации и ликвидации аварий. Организации, имеющие собственную газовую службу, должны оказывать АДС практическую помощь в соответствии с согласованным с АДС планом взаимодействия. При локализации и ликвидации аварий и аварийных ситуаций инцидентов персонал АДС выполняет работы, связанные с устранением непосредственной угрозы жизни и здоровью людей. Структура, состав выполняемых работ, численность и квалификация персонала, материально-техническая оснащенность, объем эксплуатационной документации АДС определяется Положением, разрабатываемым с учетом технического состояния и условий эксплуатации обслуживаемой газораспределительной системы и утверждаемым техническим руководством эксплуатационной организации в установленном порядке. Примерная численность персонала и рекомендуемый перечень материально-технических средств приведены в Приложениях Д и Ж настоящего ОСТ. Деятельность АДС и производство работ газовых служб предприятий по локализации и ликвидации аварий и аварийных ситуаций должна осуществляться в соответствии с требованиями ПБ , настоящего ОСТ и других действующих нормативно-технических документов, утвержденных в установленном порядке. Организация, осуществляющая аварийное обслуживание, должна иметь необходимый аварийный запас материалов и технических изделий. Все действия персонала АДС по отключению и включению газопроводов, ГРП, потребителей, производству аварийных работ, изменению режимов работы системы в целом или отдельных ее элементов должны фиксироваться в оперативном журнале АДС. Тренировочные занятия АДС с оценкой действия персонала проводятся в сроки, установленные ПБ Проведение тренировочных занятий должно регистрироваться в специальном журнале. АДС должна ежемесячно проводить анализ аварийных заявок, поступивших за истекший месяц, анализировать причины аварий и несчастных случаев, обобщать опыт работы и корректировать план локализации и ликвидации аварий, а также разрабатывать мероприятия по устранению причин возникновения аварийных ситуаций и обеспечению оптимальных режимов работы газораспределительных систем. Работы по локализации и ликвидация аварий и аварийных ситуаций должны производиться в соответствии с "Планом локализации и ликвидации возможных аварий", разрабатываемым для АДС и ее филиалов, дежурных бригад газовых служб предприятий, эксплуатационного персонала, участвующего в выполнении аварийных работ применительно к местным условиям на основании требований Приложения К настоящего ОСТ. При организации дежурства работников филиалов АДС и газовых служб на дому дополнительно должна быть разработана система оповещения и сбора руководителя и членов аварийной бригады к месту аварии аварийной ситуации в течение 40 минут. При аварийных вызовах "Запах газа" в плане следует предусмотреть использование современных приборов для локализации аварий с целью:. Бурка, где накапливается наибольшая концентрация газа за заданное время, находится ближе к месту повреждения газопровода;. Локализация и ликвидация аварий на объектах СУГ производится в соответствии с требованиями ОСТ Работы по локализации и ликвидации аварий аварийных ситуаций выполняются в любое время суток под руководством специалистов. Способы временного устранения утечек из газопроводов при локализации аварий устанавливаются требованиями ПБ и настоящим ОСТ. При выполнении работ бригадами АДС составление наряда-допуска на выполнение газоопасных работ не требуется. Дежурный персонал АДС, принявший аварийную заявку, информирует заявителя о необходимых мерах по обеспечению безопасности до прибытия аварийной бригады и высылает на объект бригаду. При повреждениях подземных газопроводов ввода или распределительного или сооружений на них сопровождающихся выходом газа аварийная бригада должна провести тщательное обследование всех прилегающих к месту утечки подземных сооружений и зданий, расположенных в радиусе 50 м от места утечки с целью проверки на загазованность. При наличии газа должны быть приняты следующие первоначальные меры:. Наличие газа в загазованных помещениях, а также зданиях и подземных сооружениях в радиусе 50 м должно проверяться прибором периодически в течение всего времени ликвидации аварийной ситуации. При обнаружении утечки газа в арматуре газопроводов, установленной в газовых колодцах, должна быть организована вентиляция колодца и контроль на загазованность колодцев смежных коммуникаций и подвалов зданий, расположенных в метровой зоне от колодца с утечкой газа. При аварийных вызовах "Запах газа" в квартире или другом помещении, на лестничной клетке аварийная бригада должна проверить наличие газа в помещениях, указанных заявителем, а также в соседних помещениях и подвале и устранить обнаружение утечки. После устранения утечки и проветривания помещения следует повторно проверить наличие газа в помещении, в соседних помещениях и подвалах здания. Если при вызове "Запах газа" наличие газа в помещениях, указанных заявителем, не обнаружено, следует проверить наличие газа на лестничной клетке и в подвале здания. Отбор проб воздуха следует производить из верхних зон для природного газа и из нижних зон на высоте 30 см от пола для СУГ. Если при выполнении работ по устранению утечки из газопровода или газоиспользующего оборудования производилось отсоединение участка газопровода от газораспределительной сети или были приняты меры по временному устранению утечки, то последующее присоединение этого участка газопровода к действующей газораспределительной сети и возобновление подачи газа должна производить специализированная ремонтная эксплуатационная служба ГРО. Если газовые приборы и оборудование отключались АДС, то после ликвидации аварии эта служба должна подключить их вновь. При прибытии очередной смены АДС для продолжения работ по устранению аварии руководитель работающей смены должен проинформировать руководителя прибывшей смены о характере аварии и принятых мерах по ее ликвидации. Работы по ликвидации аварии или аварийной ситуации считаются законченными после выявления утечки газа и исключения возможности проникновения его в помещения и сооружения. Аварийно-восстановительные работы при необходимости и подключение отключенных АДС объектов выполняет ремонтная бригада эксплуатационной организации. Диспетчерское управление АДС газораспределительными системами должно обеспечивать регулирование приема газа от газоснабжающих организаций и подачи его потребителям, поддержание режимов работы газовых сетей, обеспечивающих бесперебойное снабжение потребителей газом, локализацию аварий аварийных ситуаций с отключением отдельных участков газовой сети или снижением давления в них. Ремонтные службы согласовывают с АДС план организации и производства работ, связанных с изменением режимов в газораспределительной системе. Один экземпляр указанного плана должен находиться в АДС. Для решения в оперативном режиме задач диспетчерского управления должны использоваться программно-технические средства автоматизации, позволяющие обеспечивать:. Устройства АСУ ТП перед вводом в эксплуатацию должны пройти наладку и приемочные испытания. Наладочные работы должны выполняться персоналом эксплуатационной организации или специализированной организацией, поставляющей средства АСУ ТП. При выполнении наладочных работ специализированной организацией до ввода устройств АСУ ТП в эксплуатацию производитель работ должен представить технический отчет о наладочных работах, содержащий таблицы, графики и другие материалы, отражающие установленные и фактически полученные данные по настройке и регулировке устройств АСУ ТП, описания и чертежи изменений, которые были внесены при наладке, а также следующие документы:. Приемка выполненных наладочных работ и разрешение на ввод в эксплуатацию оформляются в установленном порядке. В случае, когда на предприятии нет специально обученного персонала по обслуживанию устройств АСУ ТП до его подготовки , в приемке наладочных работ должен принимать участие специалист организации, обслуживающей устройства АСУ ТП. После окончания наладочных работ и индивидуального опробования должно быть проведено комплексное опробование АСУ ТП совместно с технологическим оборудованием в течение не менее 72 ч. Организации, монтирующие и производящие наладку устройств АСУ ТП, по требованию представителя предприятия, где установлены средства АСУ ТП, принимают участие в комплексном опробовании АСУ ТП совместно с работой технологического оборудования. Персонал, осуществляющий обслуживание и ремонт устройств АСУ ТП, должен знать устройство технологического оборудования, которое непосредственно взаимодействует с АСУ ТП, и требования [8] в объеме выполняемых работ. Находящиеся в эксплуатации устройства АСУ ТП должны быть постоянно включены в работу, за исключением тех, которые по функциональному назначению могут быть отключены при неработающем технологическом оборудовании. При эксплуатации устройств АСУ ТП должен вестись постоянный контроль электропитания устройств аварийной и предупредительной сигнализации на работающих объектах, а также исправности предохранителей автоматов и цепей управления этих устройств. Включение и отключение устройств АСУ ТП, находящихся в ведении АДС эксплуатационной организации, производится только с его разрешения с обязательной записью в эксплуатационном журнале. Во избежание возможности доступа посторонних к устройствам АСУ ТП они должны быть надежно закрыты и опломбированы, о чем должна быть сделана соответствующая запись в эксплуатационном журнале сохранность пломб проверяет при приемке и сдаче дежурства оперативный персонал. Вскрытие устройства может производить персонал, их обслуживающий, или оперативно-диспетчерский персонал с обязательной записью в эксплуатационном журнале. Щиты, панели и пульты управления АСУ ТП должны иметь со стороны доступа к ним хорошо видимые надписи, указывающие их назначение в соответствии с едиными диспетчерскими наименованиями, а установленная на них аппаратура - надписи или маркировку согласно схемам. Проводники, присоединенные к рядам зажимов, а также к зажимам устройств и приборов, должны иметь маркировку согласно схемам. Контрольные кабели должны иметь маркировку на концах, в местах разветвления и пересечения потока кабелей, при переходе сквозь стены и потолки, а также по трассе через м. Концы свободных жил кабелей должны быть изолированы. На диспетчерском пункте АДС эксплуатационной организации, оборудованном средствами АСУ ТП, должны быть:. Техническое обслуживание устройств АСУ ТП осуществляется путем проведения плановых проверок. Полные плановые проверки должны проводиться не реже одного раза в 3 года если инструкции заводов-изготовителей оборудования и средств АСУ ТП не требуют более частой проверки в объеме:. Частичные проверки проводятся не реже одного раза в 3 месяца по графику, составленному с учетом местных условий и технической возможности эксплуатационной службы и утверждаемому в установленном порядке техническим руководством ГРО в объеме:. Периодичность частичных плановых проверок может быть изменена в сторону увеличения межповерочных интервалов по решению технического руководства организации, исходя из опыта эксплуатации средств АСУ ТП. Внеплановые проверки проводят после всех видов ремонтов, а также в случае неудовлетворительной работы системы или отказов отдельных устройств. Проверки не должны препятствовать нормальному функционированию газораспределительных систем, проведение их рекомендуется совмещать с ремонтными работами на основном технологическом оборудовании. По окончании плановых и внеплановых проверок устройств АСУ ТП должны быть составлены протоколы акты и сделаны соответствующие записи в эксплуатационных журналах. Изменения в схемах, структуре устройств или установок должны быть отражены в технической документации АСУ ТП. При изменении порядка производства работ в производственные инструкции и принципиальные схемы к ним должны быть внесены соответствующие изменения. Государственная поверка измерительных приборов, входящих в комплект устройств АСУ ТП, должна производиться в сроки, установленные Госстандартом России. Во время работы устройств АСУ ТП запрещается производить вблизи или на них ремонтные или строительные работы, вызывающие вибрацию или сотрясения, которые могут привести к искажению показаний аппаратуры или выводу ее из строя. В процессе эксплуатации средств АСУ ТП должны быть обеспечены условия работы аппаратуры в соответствии с инструкциями изготовителей по допустимой температуре, влажности, вибрации и др. При необходимости должны быть приняты соответствующие меры: Организация - собственник средств измерения осуществляет метрологический контроль и надзор, а также эксплуатацию средств измерения в соответствии с Законом Российской Федерации "Об обеспечении единства измерений" от Метрологический контроль и надзор осуществляется метрологической службой организации-собственника средств измерения путем:. Положительные результаты поверки средств измерений удостоверяются поверительным клеймом или свидетельством о поверке. В зависимости от значений измеряемого давления или разрежения могут применяться мембранные, сильфонные, пружинные и жидкостные манометры. Поверка мембранных, сильфонных и пружинных манометров должна производиться в соответствии с п. Осмотр рабочих манометров и сверка их показаний с показаниями контрольного прибора для определения погрешности показаний должны производиться персоналом организации-собственника средств измерений не реже одного раза в 6 месяцев. При эксплуатации жидкостных манометров следует периодически, но не реже одного раза в 3 месяца, производить заливку затворной жидкости, чистку трубок и поверхностей прибора ватой, пропитанной бензином или спиртом. Для записи давления газа должны применяться самопишущие приборы с дисковой или ленточной диаграммой. Диаграммная бумага должна соответствовать паспорту прибора, и перед ее установкой следует отметить место установки и дату. Если перо наносит линию толщиной более 0,3 мм, его следует заменить. Техническое обслуживание самопишущих манометров следует производить в сроки, указанные в паспорте предприятия-изготовителя. Техническое обслуживание средств учета расхода газа производится персоналом организации-собственника приборов или специализированными организациями. При техническом обслуживании узлов учета расхода газа проверяется наличие пломб на запорном устройстве байпаса счетчиков и их счетных механизмах, на запорном устройстве продувочного трубопровода перед узлом. Проверку герметичности импульсных трубок средств учета расхода газа с расходомерами переменного перепада давления следует осуществлять не реже 1 раза в неделю. Также раз в неделю проверяется возвращение стрелки пера измерительного прибора на нуль при отсутствии расхода. Соответствие перепада давления в сужающем устройстве табличным значениям должно проверяться не реже 1 раза в месяц. Для залива подкрашенной воды в дифманометр, последний должен быть отключен от счетчика, а залив и спуск масла можно производить только при отключенном счетчике. Для промывки внутренней полости роторы проворачивают специальной рукояткой, через верхнюю горловину заливают бензин керосин , стекающий через спускной штуцер в посуду. Вращение роторов должно быть легким. При вращении роторов можно убедиться в работе счетного механизма. Хроматографические газоанализаторы применяются для определения компонентного состава углеводородных и дымовых отходящих газов. Хроматографические газоанализаторы должны подвергаться государственной поверке 1 раз в год поверочными газовыми смесями ПГС заданной концентрации. Состав ПГС должен подтверждаться документами. Техническое обслуживание хроматографических газоанализаторов должно производиться не реже одного раза в год персоналом организации-собственника приборов или специализированными организациями. При техническом обслуживании проверяется состояние электрических устройств, газовой системы, механических частей и устраняются все выявленные неисправности. После ремонта производится государственная поверка прибора. Проверка герметичности газовой системы хроматографа должна производиться перед началом работ анализов. Для определения загазованности помещений зданий, подземных сооружений могут применяться переносные газоанализаторы термохимического действия типа ПГФ и газоанализаторы-интерферометры. Допустимая погрешность газоанализаторов термохимического действия не должна превышать:. Газоанализаторы термохимического действия должны подвергаться государственной поверке с помощью ПГС не реже одного раза в 6 месяцев и после каждого ремонта прибора. При анализе проб воздуха в зданиях и сооружениях с помощью газоанализатора-интерферометра прокачку пробы, в составе которой может находиться углекислота, необходимо производить через поглотительный патрон. Продолжительность работы поглотительного патрона без перезарядки - не более анализов. Перезарядка патронов должна производиться в лабораторных условиях. Проверка газоанализаторов-интерферометров на точность показаний должна производиться эталонными смесями один раз в 6 месяцев. Проверка газоанализаторов термохимического действия и газоанализаторов-интерферометров должна производиться на установке, обеспечивающей дозирование газовоздушной смеси по 5-му классу точности. Порядок подготовки к работе и техническое обслуживание газоискателей и газоиндикаторов, предназначенных для определения мест утечек газа из газопроводов, должны производиться в соответствии с документацией предприятия-изготовителя. Техническое обслуживание, проверка функционирования и настройка порога срабатывания газосигнализаторов для контроля загазованности помещений должны производиться специализированной организацией в присутствии представителя организации-собственника приборов не реже 1 раза в год. Разрешается выполнение этих работ специально обученным персоналом эксплуатационной организацией или организацией - собственника приборов при наличии переносного оборудования для поверки и настройки сигнализаторов. Приборы для определения физико-химических свойств битумов должны подвергаться поверке не реже одного раза в год, а также после ремонта. Техническое обслуживания искателей повреждений изоляции газопроводов должно выполняться в соответствии с документацией организации-изготовителя. В технических паспортах содержатся сведения, подтверждающие технические возможности прибора. Обслуживание систем автоматики производится представителями специализированной организации или работниками предприятия, эксплуатирующего газовое хозяйство, прошедшими специальную подготовку и получившими удостоверение о допуске к обслуживанию. Сроки проведения технического обслуживания систем автоматики - не реже 1 раза в 3 месяца, ремонт - не реже 1 раза в год. Состав работ при техническом обслуживании и ремонте приборов автоматики безопасности и сигнализации устанавливают в соответствии с инструкциями по эксплуатации заводов-изготовителей или проектной документацией на устройство автоматики. График проведения работ утверждается техническим руководством предприятия в установленном порядке. Техническое обслуживание включает в себя следующие виды работ проверку исправности аппаратуры; продувку импульсных трубок; проверку состояния монтажа контактов, клеммных винтов, паек и т. Проверка срабатывания устройств защиты по контролируемым параметрам осуществляется путем имитации аварийных режимов. Техническое обслуживание предусматривает также выполнение ряда операций в процессе эксплуатации автоматики, необходимых для ее нормальной работы: При необходимости длительного отключения системы автоматики например, после окончания отопительного сезона производят ее ревизию разборка и очистка от грязи, промывка, продувка импульсных трубок, зачистка контактов, замена износившихся деталей и т. Для защиты от загрязнения и коррозии производят консервацию автоматики. При этом приборы регуляторы, стабилизаторы, щиты, сигнализаторы, датчики, клапаны, исполнительные механизмы и т. Неокрашенные металлические детали тщательно очищают и покрывают тонким слоем технического вазелина. Операторы, проводящие приборное техническое обследование газопроводов, должны иметь маршрутные карты. Для изучения особенностей каждой трассы операторы должны произвести их предварительное обследование без приборов, уточнить и отметить на маршрутных картах места, где возможны индустриальные помехи линии ЛЭП, радиотрансляции , повышенная загазованность от промышленных предприятий, автобаз, гаражей транспорта. На маршрутных картах операторам следует наметить места подключения к газопроводу генератора приборов для отыскания мест повреждений изоляции газопроводов. Выбор места подключения следует производить из расчета возможности обследования наибольшей протяженности газопровода с одного подключения. Наиболее целесообразные места подключения генератора к газопроводу - газовые вводы, контрольные проводники, конденсатосборники. Подключение генератора к газопроводу в газовых колодцах допускается лишь в крайних случаях с соблюдением всех необходимых мер безопасности. У аппаратуры для определения сквозных повреждений изоляционного покрытия газопроводов проверить:. Проверка работоспособности производится до и после обследования. Для проверки работоспособности прибора, на вход газоиндикатора следует подать контрольную смесь в соответствии с паспортом и проверить чувствительность. Для обследования состояния изоляционных покрытий следует применять приборы и аппаратуру, получившие наибольшее распространение. Аппаратура должна обеспечивать обследование состояния изоляционного покрытия газопроводов под любыми видами дорожных покрытий и грунтов без их вскрытия, а также определять местоположение и глубину заложения газопроводов например, АНТПИ. Перед выполнением присоединения в колодце необходимо провести проверку загазованности колодца ;. При необходимости, для получения лучшего согласования малого сопротивления растекания заземлителя, необходимо место заземления полить пропитать подсоленной водой, по возможности использовать различные металлические сооружения, имеющие надежный контакт с землей и малое сопротивление растеканию тока шины заземлений и др. Для обеспечения надежного электрического контакта поверхность трубы необходимо зачистить напильником. В соответствии с паспортом проверить согласование генератора с нагрузкой;. Обследование участков газопроводов, находящихся на расстоянии менее 50 м от мест подключения к ним электрозащитных установок, следует производить только после отключения электрозащитных установок. При обследовании изоляции аппаратура должна обслуживаться двумя операторами, которые перемещаются вдоль трассы газопровода. Величина сигнала определяется разностью потенциалов на поверхности земли, которые образуются прохождением переменного тока по цепи генератор - труба - изоляция - земля - заземлитель - генератор. В месте повреждения изоляции переходное сопротивление труба-земля уменьшается, и на поверхности земли потенциал будет иметь повышенное значение. Увеличение потенциала будет тем значительнее, чем больше повреждение. Оценка разности потенциалов производится без контакта с грунтом, при этом в качестве электродов используется собственная емкость операторов относительно земли. В процессе обследования изоляции первый оператор должен перемещаться вдоль трассы газопровода со специальной изолированной потенциалосъемной пластиной, соединенной с приемником проводом длиной 4 м, при этом руки оператора должны быть прижаты к туловищу. Второй оператор перемещается вдоль трассы с приемником в руках. Второй оператор должен следить за тем, чтобы проводник, соединяющий его с приемником, был в натянутом состоянии и обеспечивать безопасность перемещения по трассе. Оператор с приемником периодически должен наблюдать за уровнем сигнала по отклонению стрелки индикаторной головки и уровню звука в телефоне и уточнять местоположение оси трассы газопровода. В тех случаях, когда производить обследование изоляции бесконтактным методом невозможно по причине сильного влияния индустриальных помех, оценку разности потенциалов можно производить контактным способом. Для создания контакта с грунтом следует использовать штыревые электроды. Каждый электрод погружается в грунт на глубину не менее 3 см при перемещении по трассе с интервалом измерения не более 1 м. При этом вдоль трассы газопровода перемещаются два оператора: Первый метод - параллельное расположение электродов при движении вдоль газопровода. Операторы должны передвигаться по оси газопровода, впереди оператор с проводником, соединяющим его с входом приемника клемма "Вход" , за ним, на расстоянии 4 м, оператор с приемником и поисковым контуром. Место повреждения изоляции следует определять по изменению уровня звука в телефоне и изменению показаний головки индикаторной приемника. С приближением второго оператора к месту повреждения изоляции сигнал в приемнике увеличивается, затем, достигнув максимального значения, когда первый оператор находится над повреждением, сигнал начинает уменьшаться и достигает минимального значения в тот момент, когда операторы находятся на одинаковом расстоянии от места повреждения. При дальнейшем движении вдоль газопровода сигнал опять увеличивается и достигает максимального значения, когда оператор с приемником будет находиться над повреждением. Место повреждения определяется в тот момент, когда фиксируется в телефоне минимальный уровень звука, а на приемнике наблюдается минимальное отклонение стрелки индикаторной головки. На поверхности земли место повреждения отмечается по средней точке расстояния между операторами. Указанное место повреждения уточняется путем повторного обследования на этом участке при расстоянии между операторами, уменьшенном в два раза. Второй метод - перпендикулярное расположение электродов и операторы при движении вдоль газопровода должны располагаться на линии, перпендикулярной к оси трассы газопровода. Расстояние между операторами должно быть не более 4 м. При движении вдоль газопровода оператор с приемником должен перемещаться над газопроводом. С приближением операторов к месту повреждения изоляции сигнал, фиксируемый приемником, увеличивается и имеет максимальное значение над местом повреждения. Место повреждения изоляции соответствует положению операторов, при котором наблюдается максимальный уровень звука в телефоне и наибольшее отклонение стрелки индикаторной головки. При наличии близко расположенных дефектов, отстоящих друг от друга менее чем на 4 м, параллельным методом обследования изоляции можно установить только факт присутствия и границы поврежденного участка по изменению сигнала. В этом случае расположение электродов нужно изменить на перпендикулярное и точно определить места повреждений. Движение операторов вдоль трассы газопровода должно проходить по оси трассы газопровода, смещение с оси допускается на один метр. В месте предполагаемого повреждения изоляции должна определяться глубина заложения газопровода. Привязку предполагаемого места повреждения изоляции производить к ближайшим капитальным сооружениям. В процессе работы необходимо производить контроль напряжения питания генератора и приемника. При его снижении до предельного значения произвести замену батарей питания в приемнике, зарядку аккумуляторной батареи в генераторе. Ось трассы газопровода определяется оператором по максимальному звуку в телефоне или по максимальному отклонению стрелки индикаторной головки 1 способ. Для этого катушку поискового контура следует установить в горизонтальной плоскости и уточнить направление трассы путем вращения поисковой катушки в горизонтальной плоскости по минимальному сигналу. Минимальный сигнал соответствует моменту, когда катушка будет сориентирована параллельно газопроводу. При определении трассы поисковый контур необходимо держать в горизонтальной плоскости перпендикулярно направлению трассы. Максимальный сигнал соответствует моменту, когда катушка будет находиться над осью газопровода. Ось трассы газопровода определяется по минимальному звуку в телефоне или минимальному отклонению стрелки индикаторной головки 2 способ. Для этого катушку поисковую следует установить вертикально и перемещать ее по линии, перпендикулярной направлению трассы минимальный звук в телефоне и минимум отклонения стрелки на индикаторной головке соответствует положению штанги над осью газопровода. Ось ответвления от газопровода или ось газопровода после поворота определяется по максимальному звуку или максимальному отклонению стрелки индикаторной головки. Для этого следует сместиться с оси газопровода в сторону ответвления или поворота на м; сориентировать катушку параллельно газопроводу и перемещаться вдоль газопровода, сохраняя ориентацию катушки, до появления максимума звука в телефоне и максимума отклонения стрелки индикатора. При определение оси трассы металлического газопровода и др. Сместиться от генератора по направлению газопровода на м. При определении оси трассы катушку поисковую, располагая вертикально, следует перемещать по линии, перпендикулярной направлению трассы до минимума звука в телефоне и минимуму отклонения стрелки на индикаторной головке минимум звука и отклонения стрелки соответствует положению катушки над осью газопровода. Для определения оси трассы и направления необходимо определить две, три точки и провести через них линию трассы. Местоположение спутника полиэтиленового газопровода определяется так же как, и ось трассы газопровода. Для определения местоположения силового электрического кабеля под нагрузкой используется только приемник и контур поисковый. Поиск электрического кабеля под нагрузкой производится по методике, аналогичной методике определения оси трассы газопровода. Местоположение электрического кабеля, отключенного от сети, определяется так же, как газопровода. Наблюдая за отклонением стрелки индикатора и звуком в телефоне, катушку поисковую переместить в сторону от проведенной черты, сохраняя ориентацию катушки. При этом сигнал звук и отклонение стрелки будет уменьшаться до некоторой величины, а затем несколько увеличится. В месте минимального сигнала провести черту параллельно оси трассы газопровода. Расстояние между этими двумя чертами будет равно глубине заложения газопровода. Аппаратура для оценки изоляции участков газопроводов индуктивным методом должна иметь генератор со стабилизацией тока в нагрузке, приемник с линейным выходом детектора усилителя низкой частоты, возможность оценки создаваемого генератором тока в относительных единицах с учетом глубины заложения например, АНТПИ У. Для оценки изоляции участка газопровода последовательно произвести оценку тока через каждые 10 м в намеченных точках до "перехода" I1, I2, I Произвести сравнительную оценку тока в относительных единицах в начале Iн и конце Iк проверяемого участка. Определить значение тока в конце участка расчетным путем по формуле:. Утечка газа устанавливается по отклонению стрелки индикаторной головки и включению звуковой индикации. Все обнаруженные места утечек газа на подземных газопроводах должны быть устранены в аварийном порядке. При этом должно быть тщательно проверено состояние изоляционного покрытия и металла трубы, проведены измерения электропотенциалов. При обследовании надземных газопроводов оператор должен перемещать пробозаборник вдоль газопровода. Сварные и резьбовые соединения, запорную арматуру необходимо проверить более тщательно. Наличие утечки газа определяется по отклонению стрелки индикаторной головки. После окончания работ текущего дня необходимо произвести оценку работоспособности газоиндикаторов и в случае необходимости зарядить аккумуляторы. При аварийных вызовах "Запах газа" аварийная бригада должна выполнять следующие работы с применением приборной техники:. Для этой цели применяются: Испытание запорной арматуры общего назначения, устанавливаемой на газопроводах низкого давления, следует производить:. Краны, рассчитанные на рабочее давление не менее 0,04 МПа, должны испытываться давлением воздуха 0,05 МПа;. Испытание запорной арматуры общего назначения, устанавливаемой на газопроводах среднего и высокого давления, следует производить:. Испытания арматуры должны производиться при постоянном давлении в течение времени, необходимого для ее осмотра, но не менее 1 мин. Пропуск среды или потение через металл, а также пропуск среды через сальниковые и прокладочные уплотнения не допускается. При поступлении заявок в ночное время водитель-слесарь организует выезд бригады путем сбора необходимого персонала с квартир, предварительно проведя инструктаж заявителя по мерам безопасности. Адрес или телефон водителя-слесаря указывается при инструктаже абонента. Для филиалов АДС с односменным дежурством сбор бригады осуществляет дежурный диспетчер. Одной бригадой в смену может обслуживаться ориентировочно 30 тыс. На каждые последующие тыс. В зависимости от среднесуточного количества поступлений аварийных заявок руководитель эксплуатационной организации может увеличивать или уменьшать число аварийных бригад в смену при условии полного обеспечения своевременной локализации и ликвидации аварий и аварийных ситуаций. Дополнительная численность персонала АДС для выполнения специальных видов работ на объектах с системами телемеханики, средствами связи, компьютерной техникой и др. Специальный автомобиль, оборудованный радиостанцией, сиреной, проблесковым маячком, оснащенный техническими средствами на каждую дежурную бригаду. Комплект оборудования для локализации аварийных ситуаций на полиэтиленовых газопроводах. Государственная телефонная связь 04, обеспечивающая круглосуточный беспрепятственный прием аварийных заявок со всей зоны обслуживания. Внутренняя связь между центральным пунктом диспетчером и другими служебными помещениями АДС, а также руководством эксплуатационной организации. Двухсторонняя радиосвязь диспетчера с аварийными бригадами, выполняющими аварийные заявки, а при нахождении за пределами радиуса действия радиосвязи - телефонная связь. Средства автоматической записи поступающих заявок с хранением данных не менее одного месяца. Прием заявки и инструктаж заявителя по принятию мер безопасности до прибытия аварийной бригады согласно Памятке по инструктажу. Доведение до сведения состава аварийной бригады содержания заявки. Краткий инструктаж состава по порядку выполнения газоопасных работ на аварийном объекте и подготовке необходимой документации. Расстановка предупредительных знаков на въездах к аварийному объекту и охрана входов в подвал и лестничную клетку с целью недопущения открытого огня в загазованном помещении. Определение концентрации газа в подвале, лестничной клетке и помещениях первого этажа с помощью газоанализатора. При обнаружении загазованности соседних подъездов и подвалов немедленное принятие мер, указанных в пунктах 1. При авариях на газопроводах высокого и среднего давления оповещение руководителей промышленных предприятий, котельных, а также других потребителей об отключении объектов от газораспределительных сетей. Составление акта на локализацию аварии и заявки в службу уличных сетей на производство аварийно-восстановительных работ. Подготавливает совместно с мастером слесарем документацию: Обеспечивает выезд аварийной бригады на объект в течение 5 мин. Докладывает, при необходимости, руководству эксплуатационной организации городских организаций об аварии согласно плану взаимодействия служб. Дает команду на отключение аварийного объекта района от газораспределительной сети с указанием номеров задвижек. Обеспечивает присутствие на месте аварии представителей организаций, эксплуатирующих другие подземные коммуникации. Принимает меры по оказанию аварийной бригаде помощи в выделении дополнительного количества людей и механизмов. Передает телефонограммы руководителям промышленных предприятий и котельных о прекращении подачи газа до ликвидации аварии на газопроводе. Сообщает руководству службы подземных газопроводов о характере аварии и обеспечивает прибытие на место бригады для аварийно-восстановительных работ согласно плану взаимодействия служб. Обеспечивает доставку необходимых механизмов по требованию руководителя аварийных работ. Требует от руководителя аварийных работ исчерпывающей информации о ходе работ по ликвидации аварий. Получает от диспетчера заявку, документацию планшет, схему сварных стыков, исполнительные чертежи и указания о порядке отключения объекта района. Инструктирует состав бригады, знакомит его с планшетом, схемой отключения объекта района и в течение 5 мин. Организует охрану входа в подвал и лестничную клетку с целью недопущения открытого огня. Обеспечивает постоянную проверку степени загазованности подвала, лестничной клетки и помещений первого этажа. Сообщает диспетчеру об изменении концентрации газа в подвале и о результатах проверки на загазованность других помещений и коммуникаций. Обеспечивает интенсивную вентиляцию подвала и инструктаж жильцов по принятию мер безопасности согласно инструкции. Организует проверку плотности сварных и резьбовых соединений на вводе и внутридомовом газопроводе загазованного объекта с помощью мыльной эмульсии и приборами. Если запах газа не ощущается, нет показаний газоанализатора - выясняет у заявителя причины заявки и удостоверяется в ложной заявке. Проверяет на загазованность соседние подвалы, подъезды, расположенные в непосредственной близости от подземных коммуникации тоннелей, колодцев , а затем подземные сооружения в радиусе 50 м от газопровода. Вызывает через диспетчера представителей предприятий и организаций, эксплуатирующих другие подземные коммуникации, и персонал в помощь бригаде. Проводит внешний и буровой осмотр приборное обследование отключенного участка подземного газопровода. Руководит работами по вскрытию газопровода, снижению давления газа при необходимости и устранению его утечек. Составляет технический акт на ликвидацию аварии и заявку в службу подземных газопроводов на производство аварийно-восстановительных работ. Выполняет работы под руководством мастера и докладывает ему об их выполнении. Приводит в порядок и укладывает в аварийную автомашину инструмент, инвентарь и средства индивидуальной защиты. Ставит аварийную автомашину не ближе 15 м от места расположения загазованного объекта с подветренной стороны в положение, обеспечивающее перекрытие проездов в загазованную зону и возможность наблюдения за перемещением посторонних лиц, в ночное время - освещение фарами загазованной зоны и подключение переносного освещения. Доведение до сведения состава аварийной бригады содержания заявки, краткий инструктаж состава по порядку выполнения газоопасных работ на аварийном объекте и подготовка необходимой документации. Расстановка предупредительных знаков на въездах к аварийному объекту и охрана входов в подъезд, подвал и лестничную клетку с целью недопущения открытого огня в загазованном помещении. Определение концентрации газа в подъезде, лестничной клетке, подвале, помещениях и расположенных вблизи колодцах при помощи газоанализатора. Недопущение открытого огня при нарушении герметичности газовой разводки лестничной клетки. Поиск места утечки газа на газовой разводке лестничной клетки и вводе с помощью мыльной эмульсии и прибора. Отключение дефектного участка газопровода, устранение утечки газа и восстановление газоснабжения. Повторная проверка лестничной клетки на загазованность с помощью газоанализатора, проверка подвала и соседних помещений. Отключение газовой разводки лестничной клетки от действующей газовой сети на вводе - при невозможности устранения утечки газа силами АДС и вызова к месту аварии ремонтно-восстановительной бригады. При проникновении газа в лестничную клетку из подвала работы по ликвидации аварии проводятся в такой же последовательности, как и при заявке Запах газа в подвале жилого дома раздел 1. При выявлении загазованности квартиры. При проникновении газа в лестничную клетку из квартиры, работы проводятся в той же последовательности, как при заявке Запах газа в квартире. Дает команду на отключение аварийного объекта района от газораспределительных сетей. Вызывает аварийно - восстановительную бригаду для ликвидации аварии - в случае невозможности выполнения этой работы силами бригады АДС. По требованию мастера или руководителя аварийно - восстановительных работ организует отправку необходимых материалов, инвентаря и механизмов на место аварии. Получает от диспетчера заявку, документацию: Проверяет исправность газоанализатора и средств индивидуальной защиты. Инструктирует состав бригады, знакомит его с планшетом, схемой отключения объекта района и в течение 5 мин выезжает с бригадой к месту аварии. Организует охрану входа в подъезд жилого дома с целью недопущения открытого огня и знакомится с обстановкой. Обеспечивает проверку на загазованность подъезда, лестничной клетки, подвала, помещений и расположенных поблизости колодцев с помощью газоанализатора. Сообщает диспетчеру об изменении концентрации газа на лестничной клетке и о результатах проверки на загазованность подвала, помещений и расположенных поблизости колодцев. Обеспечивает интенсивную вентиляцию подвала, лестничной клетки и предупреждает жильцов о запрещении выхода из жилых помещений и внесения открытого огня. Организует проверку плотности резьбовых и сварных соединений запорной арматуры лестничной газовой разводки и ввода с помощью мыльной эмульсии. Проверяет наличие газоанализатора, средств индивидуальной защиты и др. Последовательность проведения работ по локализации и ликвидации аварии. Прием заявки и инструктаж заявителя по принятию мер безопасности до прибытия аварийной бригады. Подготовка необходимой документации, ознакомление состава бригады с характером заявки и проведение инструктажа по производству газоопасных работ. Расстановка предупредительных знаков на въездах к аварийному объекту и охрана входа в него с целью недопущения открытого огня в загазованном помещении. Определение концентрации газа в квартире, смежных помещениях, лестничной клетке, подвале и погребах с помощью газоанализатора. Поиск утечки газа на внутриквартирной газовой разводке и в газовом оборудовании с помощью мыльной эмульсии и прибора. Отключение дефектного участка внутридомового газопровода, устранение утечки газа и восстановление газоснабжения. Проверка на загазованность газоанализатором квартиры, смежных помещений, лестничной клетки и подвала. Принимает заявку и инструктирует заявителя о принятии мер безопасности до прибытия аварийной бригады. Дает команду на отключение аварийного участка газопровода или дома от действующей газовой сети. Инструктирует состав бригады, знакомит его с планшетом, схемой отключения объекта района от действующих газопроводов и в течение 5 мин. Организует охрану входа в аварийный объект и знакомится с обстановкой. Обеспечивает проверку на загазованность квартиры, смежных и вышерасположенных помещений, лестничной клетки, подвала и погребов. Сообщает диспетчеру о концентрации газа в квартире и результатах проверки других помещений. Обеспечивает интенсивное проветривание загазованной квартиры с одновременным удалением из нее жильцов согласно инструкции по мерам безопасности. Организует поиск места утечки газа на внутриквартирной газовой разводке и в газоиспользующем оборудовании с помощью мыльной эмульсии. Организует отключение дефектного участка внутриквартирной газовой разводки, устранение утечки газа и восстановление газоснабжения квартиры. Организует повторную проверку на загазованность квартиры, смежных и вышерасположенных помещений, лестничной клетки, подвала и погребов с помощью газоанализатора. При проникновении газа в квартиру из подземного газопровода ввода или распределительного газопровода мастер организует работу в такой же последовательности, как при заявке Запах газа в подвале. Проведение инструктажа заявителя по принятию мер безопасности до прибытия аварийной бригады. Подготовка необходимой документации и проведение краткого инструктажа бригады по производству газоопасных работ при ликвидации аварии. Расстановка предупредительных знаков в местах подходов к загазованной зоне и охрана зоны с целью недопущения открытого огня. Проверка на загазованность газоанализатором помещений, колодцев, подвалов и других сооружений, расположенных в радиусе 50 м от загазованной зоны. Поиск места утечки газа с помощью внешнего и бурового осмотра или газоискателя на поврежденном участке газопровода. Принимает заявку и инструктирует заявителя о мерах безопасности до прибытия аварийной бригады. Сообщает при необходимости руководству эксплуатационной организации, городских организаций об аварии согласно плану взаимодействия. Обеспечивает присутствие на месте аварии представителя организаций, эксплуатирующих другие подземные коммуникации. Передает телефонограммы руководителям предприятий и котельных о прекращении подачи газа до ликвидации аварии на газопроводе. Сообщает руководству соответствующей службы о характере аварии и обеспечивает прибытие на место бригады аварийно-восстановительных работ согласно плану взаимодействия служб. Обеспечивает доставку необходимых материалов и механизмов по требованию руководителя аварийных работ. Получает от диспетчера заявку, документацию, планшет, схему сварных стыков, исполнительные чертежи и указания о порядке отключения аварийного участка газопровода объекта от действующих газовых сетей. В течение 5 мин. Дает бригаде инструктаж по производству газоопасных работ, знакомит ее с планшетом и порядком отключения аварийного объекта. Оценивает обстановку, докладывает диспетчеру о предполагаемом месте повреждения участка газопровода. Организует расстановку предупредительных знаков в местах подходов к загазованной зоне и ее охрану. Организует осмотр трасс подземных газопроводов, находящихся в загазованной зоне состояние растительного покрова, снега, воды и т. Организует осмотр с постоянной проверкой на загазованность газоанализатором подвалов, колодцев и других сооружений в радиусе 50 м от места обнаружения утечки газа. При необходимости принимает решение через диспетчера о вызове представителей организаций, эксплуатирующих подземные коммуникации, для уточнения мест их расположения и принятия мер безопасности. При необходимости организует поиск места утечки газа поврежденного участка газопровода. С разрешения диспетчера руководит отключением поврежденного участка газопровода снижением давления газа и устраняет утечку газа. Составляет технический акт на ликвидацию аварии и заявку в соответствующую службу на производство аварийно-восстановительных работ. Подготавливает необходимый инструмент, инвентарь и механизмы к работе. Расставляет предупредительные знаки у загазованной зоны. Выход газа из конденсатосборника низкого давления или гидрозатвора в атмосферу. Краткий инструктаж состава аварийной бригады по порядку выполнения газоопасных работ на аварийном объекте и подготовка необходимой документации для возможного отключения объекта района. Расстановка предупредительных знаков на въездах к аварийному объекту и охрана места выхода газа. Проверка на загазованность с помощью газоанализатора колодцев, коллекторов подземных сооружений, подвалов и подполья зданий, расположенных в радиусе до 50 м от аварийного объекта. При выходе из строя верхнего нарезанного конца стояка нарезка на нем новой резьбы, навертывание муфты и ввертывание в нее заглушки. Проверка целостности поврежденного конденсатосборника гидрозатвора буровым осмотром или прибором. Составление акта на локализацию аварии и передача объекта соответствующей службе для производства аварийно-восстановительных работ. Знакомит состав бригады с содержанием заявки и особенностями объекта. Подготавливает совместно с мастером планшет, на котором нанесен данный объект, и необходимую документацию для возможного отключения объекта района от действующих газопроводов; местах расположения отключающих устройств объектов, снабжающихся от газопровода, на котором повреждено сооружение. Сообщает при необходимости руководству служб городских организаций об аварии согласно плану взаимодействия. Сообщает руководству СУС о характере аварии и обеспечивает прибытие на место аварии бригады аварийно-восстановительных работ согласно плану взаимодействия служб. По требованию руководителя аварийных работ обеспечивает доставку необходимых механизмов и материалов к месту аварии. Требует от руководителя аварийных работ исчерпывающей информации о ходе работ по ликвидации аварии. Получает от диспетчера заявку, планшет, необходимую документацию и указания о порядке отключения объекта района от действующей сети в случае необходимости. Дает бригаде краткий инструктаж по безопасным методам работ, знакомит ее с планшетом и схемой отключения объекта района , в течение 5 мин. Организует расстановку предупредительных знаков на въездах к загазованному объекту и охрану зоны загазованности с целью недопущения открытого огня. Организует проверку на загазованность с помощью газоанализатора колодцев, коллекторов подземных сооружений, подвалов и подполья зданий, расположенных в радиусе 50 м от места аварии. При необходимости нарезки резьбы на стояке конденсатосборника гидрозатвора дает указания слесарю выполнить эту работу и навернуть металлическую заглушку. Организует поиск утечки газа с помощью газоискателя или буровой осмотр конденсатосборника гидрозатвора. Составляет технический акт на локализацию аварии и при необходимости оформляет заявку соответствующей службе на производство аварийно-восстановительных работ. Проверяет на загазованность с помощью газоанализатора колодцы, коллекторы подземных сооружений, подвалы и подполья зданий в радиусе до 50 м от места аварии. Выход газа из конденсатосборника среднего и высокого давления в атмосферу. Краткий инструктаж членов аварийной бригады по порядку выполнения газоопасных работ на аварийном объекте и подготовка необходимой документации. Предупреждение потребителей промышленных предприятий и отопительных котельных о снижении давления или о временном прекращении подачи газа. Проверка целостности поврежденного конденсатосборника с помощью газоискателя или буровым осмотром. Подготавливает совместно с мастером планшет, необходимую исполнительно-техническую документацию. Сообщает руководству эксплуатационной организации, городских организаций об аварии согласно плану взаимодействия. При необходимости принимает меры к снижению давления газа в газопроводе, на котором повреждено сооружение, и оповещает об этом потребителей. Сообщает об аварии руководству эксплуатационной службы и обеспечивает прибытие на место бригады аварийно-восстановительных работ согласно плану взаимодействия служб. По прибытии руководителя работ обеспечивает доставку необходимых материалов, узлов сооружений газопровода и механизмов к месту аварии. Получает от диспетчера заявку, планшет и указания о порядке отключения объекта района от действующей сети в случае необходимости. Дает членам бригады краткий инструктаж по безопасным методам работ, знакомит их с планшетом и в течение 5 мин. Знакомится с обстановкой и организует расстановку предупредительных знаков на въездах к загазованному объекту и охрану зоны загазованности. С разрешения диспетчера в случае необходимости снижает давление в газопроводе, на котором повреждено сооружение, и принимает меры по устранению открытого выхода газа. Организует поиск места утечки газа с помощью газоискателя или буровой осмотр поврежденного конденсатосборника или участка газопровода. Составляет технический акт на ликвидацию аварии и оформляет заявку в соответствующие службы на производство аварийно-восстановительных работ. Проверяет на загазованность с помощью газоанализатора колодцы, коллекторы подземных сооружений, подвалы и подполья зданий, расположенные в радиусе 50 м от места аварии. Ставит аварийную автомашину не ближе 15 м от мест расположения загазованного объекта с подветренной стороны в положение, обеспечивающее перекрытие проездов в загазованную зону и возможность наблюдения за перемещением посторонних лиц; в ночное - освещение фарами загазованной зоны и подключение переносного освещения. Для ликвидации аварии требуется отключение газопровода. Краткий инструктаж состава аварийной бригады по порядку выполнения газоопасных работ в колодце и подготовка необходимой документации для возможного отключения объекта района. Определение концентрации газа в газовом колодце и установление наличия газа в колодцах подземных сооружений, подвалах и первых этажах зданий в радиусе до 50 м с помощью газоанализатора. При наличии загазованности только колодца принимаются меры к уменьшению или полному прекращению выхода газа. Сообщение начальнику АДС, руководству эксплуатационной организации, городских служб об аварии согласно плану взаимодействия. При авариях на газопроводах высокого и среднего давления оповещение потребителей - промышленных предприятий и отопительных котельных - об отключении их от системы газоснабжения. Отключение участка газопровода района путем закрытия соответствующих задвижек на закольцованном газопроводе с обязательной установкой заглушек до и после неисправного участка и проверкой наличия шунтирующей перемычки в аварийном колодце. Продувка отключенного газопровода воздухом и анализ газовоздушной смеси с целью установления отсутствия взрывоопасной концентрации газа в отключенном участке газопровода и в колодце. Снятие заглушек, закрепление фланцевых соединений и продувка отключенного участка газопровода газом под давлением, не превышающим даПа, анализ газовоздушной смеси с целью определения в ней процентного содержания кислорода. Подготавливает совместно с мастером планшет и необходимую документацию на аварийный объект район ; определяет места расположения отключающих устройств и объектов, снабжающихся от газопровода, на котором повреждено сооружение. Сообщает начальнику АДС, руководству эксплуатационной организации, городских служб об аварии согласно плану взаимодействия. Сообщает руководителям промышленных предприятий и отопительных котельных о прекращении подачи газа до ликвидации аварии на газопроводе.

Тест результаты вашего теста могут
Как правильно делать восковую эпиляцию дома бикини
Как меня поимели родители мужа эро рассказ
Сочинение описание храма на нерли
Acer extensa 5610 характеристики
Вязаные топы крючком со схемамидля девушек