С целью установления порядка осмотра, обследования, оценки и паспортизации технического состояния, осуществления предупредительных мер для безаварийной эксплуатации систем газоснабжения, в соответствии с пунктом 2 части 3 статьи 4 Закона Донецкой Народной Республики «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», Поручением Главы Донецкой Народной Республики от 22 февраля 2019 года № 01-89/131, на основании подпункта 4.1.2 пункта 4.1 и подпункта 5.3.6 пункта 5.3 Положения о Государственном Комитете горного и технического надзора Донецкой Народной Республики, утвержденного Указом Главы Донецкой Народной Республики от 10 декабря 2014 года № 41 (в редакции Указа Главы Донецкой Народной Республики от 02 июня 2017 года № 133),

ПРИКАЗЫВАЮ:

1. Утвердить Нормы и Правила в области промышленной безопасности «Порядок осмотра, обследования, оценки и паспортизации технического состояния, осуществления предупредительных мер для безаварийной эксплуатации систем газоснабжения» (прилагается).

2. Отделу юридического обеспечения Государственного Комитета горного и технического надзора Донецкой Народной Республики подать настоящий Приказ на государственную регистрацию в Министерство юстиции Донецкой Народной Республики.

3. Отделу охраны труда, организации мероприятий государственного надзора, внешних связей и взаимодействия со СМИ Государственного Комитета горного и технического надзора Донецкой Народной Республики обеспечить официальное опубликование настоящего Приказа, а также его размещение на сайте Государственного Комитета горного и технического надзора Донецкой Народной Республики после его государственной регистрации в Министерстве юстиции Донецкой Народной Республики.

4. Отделу технического и методологического сопровождения мероприятий государственного надзора Государственного Комитета горного и технического надзора Донецкой Народной Республики включить в Реестр нормативных правовых актов по вопросам охраны труда настоящий Приказ после его государственной регистрации в Министерстве юстиции Донецкой Народной Республики.

5. Контроль исполнения настоящего Приказа оставляю за собой.

6. Настоящий Приказ вступает в силу со дня официального опубликования.

НОРМЫ И ПРАВИЛА В ОБЛАСТИ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ «ПОРЯДОК ОСМОТРА, ОБСЛЕДОВАНИЯ, ОЦЕНКИ И ПАСПОРТИЗАЦИИ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ, ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ПРЕДУПРЕДИТЕЛЬНЫХ МЕР ДЛЯ БЕЗАВАРИЙНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СИСТЕМ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ»

I. Общие положения

1.1. Настоящие Нормы и правила в области промышленной безопасности «Порядок осмотра, обследования, оценки и паспортизации технического состояния, осуществления предупредительных мер для безаварийной эксплуатации систем газоснабжения» (далее — Порядок) разработан в соответствии с Нормами и правилами в области промышленной безопасности «Правила безопасности систем газоснабжения Донецкой Народной Республики», утвержденными Приказом Государственного Комитета горного и технического надзора Донецкой Народной Республики от 14 марта 2019 года № 159, зарегистрированным в Министерстве юстиции Донецкой Народной Республики 03 апреля 2019 года под регистрационным № 3081 (в редакции Приказа Государственного Комитета горного и технического надзора Донецкой Народной Республики от 25 июня 2019 года № 374 и зарегистрированного в Министерстве юстиции Донецкой Народной Республики 11 июня 2019 года под регистрационным № 3278) и устанавливает требования к техническому осмотру и обследованию, оценке и паспортизации технического состояния объектов систем газоснабжения (далее — ОСГ), определению возможности дальнейшей эксплуатации газопроводов, осуществлению мер для безаварийной эксплуатации ОСГ, а также обеспечению промышленной, пожарной и техногенной безопасности и охраны окружающей среды на этих объектах.

1.2. Настоящий Порядок распространяется на системы газоснабжения населенных пунктов с избыточным давлением не более 1,2 МПа, в состав которых входят:

1) распределительные газопроводы, подводящие газопроводы к теплоэлектроцентралям (далее — ТЭЦ) и котельным промышленных предприятий, общественным и административным зданиям;

2) газорегуляторные пункты, шкафные газорегуляторные пункты, газорегуляторные установки, комбинированные домовые регуляторы давления (далее — КДРД), сооружения и устройства на газопроводах;

3) средства защиты объектов этой системы газоснабжения от электрохимической коррозии, а также газопроводы-вводы.

1.3. Порядок не распространяется на:

1) технологические газопроводы и газовое оборудование химических, нефтехимических, нефтегазодобывающих и нефтеперерабатывающих производств;

2) газовое хозяйство металлургических и коксохимических предприятий; газонаполнительные станции (далее — ГНС) и газонаполнительные пункты (далее — ГНП), резервуарные, испарительные и баллонные установки сжиженных углеводородных газов;

3) исследовательские и экспериментальные агрегаты и установки, а также установки, использующие энергию взрыва газовоздушных смесей, установки для получения защитных газов;

4) передвижные (переносные) приборы и установки, использующие газ, а также газовое оборудование автомобильного и железнодорожного транспорта, речных, морских и воздушных судов;

5) автомобильные газонаполнительные компрессорные станции;

6) газопроводы и газовое оборудование предприятий и учреждений, которые используют природный газ с избыточным давлением более 1,2 МПа, а также искусственные газы, биогаз, газ дегазации, воздушные смеси на их основе и другие горючие газы;

7) специальное газовое оборудование военного назначения;

8) экспериментальные газопроводы и опытные образцы газового оборудования.

Планирование действий на случай возникновения на этих объектах аварийных ситуаций, аварий и чрезвычайных ситуаций осуществляется согласно законодательству, которое регулирует деятельность в соответствующих отраслях.

1.4. Порядок является обязательным для юридических и физических лиц, которые имеют в своей собственности или на балансе систему газоснабжения, указанную в пункте 1.2 настоящего раздела, или занимаются эксплуатацией, выполняют технический осмотр и техническое обследование указанных систем газоснабжения.

1.5. В настоящих Правилах используются следующие термины, определения, обозначения и сокращения:

1) вывод о возможности дальнейшей эксплуатации ОСГ — вывод, который составляется на основании результатов технического обследования ОСГ, а также с учетом информации, приведенной в предыдущих актах проверки технического состояния и техническом паспорте конкретного объекта системы газоснабжения;

2) газорегуляторная установка (далее — ГРУ) — комплекс оборудования для снижения давления газа и поддержания его на заданном уровне, смонтированный непосредственно на месте и расположенный в помещении, в котором размещены газоиспользующие установки, или в смежном помещении, соединенном с ним открытым проемом;

3) капитальный ремонт — работы по замене участков газопроводов, которые стали непригодными, изношенных узлов, деталей, конструкций, а также работы по восстановлению защитного покрытия, ремонта основных конструкций зданий и сооружений систем газоснабжения;

4) комплексное приборное обследование (далее – КПО) стальных подземных/наземных с обвалованием газопроводов — комплекс работ по надтрассовому обследованию газопровода без его раскрытия с помощью приборов, в состав которых входят работы по определению местонахождения газопровода, глубины его заложения (в случае необходимости), проверки герметичности и обнаружения мест повреждений изоляции;

5) КПО полиэтиленовых подземных газопроводов — комплекс работ по надтрассовому обследованию газопровода без его раскрытия с помощью приборов, в состав которых входят работы по определению местонахождения газопровода и проверки его герметичности;

6) КПО стальных надземных/наземных без обвалований газопроводов — комплекс работ по проверке герметичности газопроводов;

7) меры безаварийной эксплуатации – комплекс работ, выполняемых на основании результатов технического осмотра или технического обследования ОСГ, с целью обеспечения их дальнейшей безаварийной эксплуатации путем проведения технического обслуживания, текущего или капитального ремонтов;

8) организационно-методические документы — методики, инструкции, другие документы по проведению мер безаварийной эксплуатации, утвержденные в установленном порядке;

9) реконструкция газопровода — комплекс работ на газопроводе с целью полного восстановления работоспособности систем газоснабжения в прежнем режиме или изменения их отдельных параметров, обеспечивающих надежную и безопасную работу;

10) сложные инженерно-геологические условия — наличие грунтов с особыми свойствами (просадочные, вздымающиеся и т.п.) или возможность развития опасных геологических процессов (карсты, оползни и т.п.), а также подрабатываемые территории, сейсмические районы, районы с водонасыщенными почвами;

11) техническое диагностирование — комплекс работ по определению технического состояния, условий и сроков дальнейшей безопасной эксплуатации технологического оборудования систем газоснабжения, определению остаточного ресурса, необходимости в проведении его ремонта, модернизации, реконструкции или выведение из эксплуатации;

12) техническое обследование — комплекс плановых работ по определению технического состояния систем газоснабжения. Работы по техническому обследованию газопроводов состоят из КПО газопроводов, проверки качества защитного покрытия и металла трубы, шурфового обследования приборными методами, проверки состояния электрохимзащиты и качества сварных стыков в случае необходимости;

13) технические полосы — полосы на поверхности земли, вдоль трассы газопровода, шириной 2 м с обеих сторон от оси газопровода в плане, в пределах которых не допускается юридическими и физическими лицами складирования материалов, оборудования, посадки деревьев, устройство временных сооружений и зданий.

II. Требования к проведению технического осмотра

2.1. Организация и проведение работ по техническому осмотру объектов систем газоснабжения осуществляются с учетом требований РДИ 204 УССР 066-88 Определение технического состояния и возможности в дальнейшем эксплуатации подземных газопроводов с истекшими сроком службы на основании критериев оценки (далее — РДИ 204 УССР 066-88), требований пожарной безопасности, технических регламентов предприятий.

2.2. Технический осмотр ОСГ, в том числе их обход, обеспечивает балансодержатель.

На предприятиях, учреждениях, организациях, в составе которых отсутствует собственная газовая служба, технический осмотр (обход) ОСГ выполняется на договорных отношениях со специализированными предприятиями газового хозяйства (далее — СПГХ) или другой специализированной организацией.

2.3. Последовательность и периодичность проведения работ по техническому осмотру (обходу) и их исполнители определяются графиками технического осмотра (обхода), которые утверждаются руководителем или главным инженером предприятия.

Графики технического осмотра (обхода) ОСГ предприятия, где объекты обслуживаются согласно заключенным соответствующим договорам, должны быть согласованы с предприятиями, учреждениями, организациями, у которых выполняются указанные работы.

2.4. Исполнители работ, которые осуществляют технический осмотр ОСГ, должны знать и выполнять требования плана мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий на опасных производственных объектах (далее — ПЛА), который разрабатывается в соответствии с Порядком разработки планов мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий на опасных производственных объектах, утвержденным Постановлением Совета Министров Донецкой Народной Республики от 25.06.2016 г. № 8-28.

III. Перечень работ по техническому осмотру (обходу) ОСГ и требования к их выполнению

3.1. Перечень ОСГ, которые подлежат техническому осмотру (обходу), приведены в пункте 1.2. раздела I настоящего Порядка.

3.2. При проверке эффективности работы установок электрохимической защиты (далее – ЭХЗ) учитываются обязательные диаграммы эффективности работы установок катодной защиты, оформленные в соответствии с приложением 35 к настоящему Порядку.

Глава 3.3. Подземные газопроводы

3.3.1. Во время эксплуатации подземных газопроводов (как стальных, так и из полиэтиленовых труб) выполняется периодический технический осмотр (обход) этих трасс газопроводов с целью выявления утечек газа по внешним признакам и с помощью приборов (газоанализаторов или газоискателей).

На наличие утечек газа подлежат проверке все газовые колодцы и контрольные трубки, а также колодцы, камеры и другие смежные инженерные подземные коммуникации и сооружения на них, подвалы домов, шахты, коллекторы, подземные переходы, расположенные на расстоянии до 15 м по обе стороны от оси газопровода; проверяется состояние настенных указателей и ориентиров систем газоснабжения; очищаются крышки газовых колодцев и коверов от снега, льда и загрязнений; осматривается состояние местности вдоль трассы газопровода с целью выявления возможных обвалов грунта или его размывов.

Контролируется выполнение земляных и строительных работ, которые проводятся в полосе 15 м по обе стороны от оси газопровода с целью предупреждения и предотвращения его повреждения, отсутствие складирования материалов и оборудования, посадки деревьев, устройство стоянок автотранспорта, строительство гаражей и других сооружений (в том числе и временных) в пределах технических полос шириной 2 метра каждая в плане от оси газопровода. Определяется возведение зданий и сооружений, в том числе временных, с нарушением нормативного сближения с газопроводами. В то же время должно проверяться внешним осмотром состояние установок ЭХЗ.

3.3.2. Технический осмотр трасс подземных газопроводов в населенных пунктах должен производиться звеном в составе не менее двух работников.

В незастроенной части населенного пункта, а также вне проезжей части дорог, в случае отсутствия в 15-метровой зоне по обе стороны от оси газопровода колодцев, других подземных сооружений (коммуникаций) выполнение обхода допускается одним рабочим.

3.3.3. Во время обхода трасс подземных газопроводов запрещается:

спускаться в шахты, коллекторы, колодцы и другие подземные сооружения;

пользоваться открытым огнем, курить у подвалов, колодцев, шахт, коллекторов и других подземных сооружений.

3.3.4. Слесарям по эксплуатации и ремонту подземных газопроводов (обходчикам) предоставляются под расписку маршрутные карты трасс газопроводов, на которых должны быть указаны схемы трасс с привязками размещения газопроводов и сооружений на них (колодцев, контрольно-измерительных пунктов, контрольных трубок и т.п.), а также расположенные на расстоянии до 50 м от них здания и другие надземные сооружения с указанием подвалов и полуподвалов, подземных коммуникаций и их колодцев, камеры и шахты, которые подлежат проверке на загазованность. Маршрутные карты должны уточняться и корректироваться в процессе эксплуатации.

Перед допуском к первому обходу рабочие должны быть ознакомлены с трассой газопровода на местности.

3.3.5. При обходе газопроводов, проложенных транзитом по территории любого предприятия, балансодержатель должен обеспечить в течение суток постоянный доступ к этому газопроводу персонала эксплуатирующей организации для проведения технического осмотра и выполнения ремонтных работ.

3.3.6. В случае выявления в 15-метровой полосе по трассе газопровода загазованности подземных сооружений обходчик обязан срочно сообщить в аварийно-диспетчерскую службу (далее — АДС), принять меры по проветриванию загазованных подвалов, первых этажей зданий, колодцев, камер и других подземных сооружений в радиусе 50 м от газопровода.

До приезда аварийной бригады необходимо также предупредить жителей окрестных домов, прохожих о загазованности, о недопустимости курения и пользования открытым огнем.

В случае обнаружения газа на границе 50-метровой зоны проверку на загазованность нужно продолжать за границей этой зоны.

3.3.7. Владельцы смежных подземных коммуникаций, проложенных на расстоянии до 50 м по обе стороны от оси газопровода, обязаны обеспечить своевременную очистку крышек колодцев и камер от загрязнения, снега и льда для проверки их на загазованность. Крышки колодцев и камер должны иметь отверстие диаметром не менее 15 мм.

Владельцы зданий несут ответственность за исправность уплотнения вводов и выпусков подземных коммуникаций, содержание подвалов и технического подвала в состоянии, обеспечивающем возможность их постоянной вентиляции и проверки на загазованность. Исправность уплотнения вводов и выпусков инженерных коммуникаций должна проверяться собственником ежегодно в осенний период и оформляться актом, в котором должно быть указано техническое состояние уплотнений вводов и выпусков.

3.3.8. Периодичность технического осмотра трасс подземных газопроводов, в том числе проходящих в сложных инженерно-геологических условиях и на подрабатываемых территориях, должна устанавливаться собственником в зависимости от технического состояния газопроводов, коррозионной активности грунтов и эффективности работы средств ЭХЗ, давления газа, наличия сигнализаторов загазованности в подвалах, характера местности и плотности ее застройки, времени года, но не реже, чем в сроки, указанные в таблицах 1 и 2 периодичности технических осмотров (приложение 1).

3.3.9. Результаты обхода газопроводов должны отражаться в журнале регистрации результатов технического осмотра (обхода) трасс распределительных газопроводов и вводов согласно приложению 16 настоящего Порядка.

Результаты обхода ГРП заносятся в журнал регистрации результатов технического осмотра (обхода) ГРП, ориентировочная форма которого приведена в приложении 17 настоящего Порядка.

В случае обнаружения неисправности, нарушения, фактов самовольного ведения работ в технической полосе газопровода работник немедленно информирует непосредственное руководство СПГХ средствами связи.

Глава 3.4. Наземные и надземные газопроводы

3.4.1. Во время технического осмотра наземных и надземных газопроводов и сооружений на них необходимо выявлять возможные утечки газа, проверять состояние опор, компенсаторов, контуров заземления, выявлять нарушения крепления, провисание труб, состояние запорных устройств, электроизолирующих соединений (фланцевых – ЭИФ, вставок), наличие диэлектрических подложек, состояние защитной окраски, состояние изоляционного покрытия в местах выхода газопроводов из земли (при переходах с подземного участка на надземный).

3.4.2. Периодичность обходов трасс наземных (без обвалования) и надземных газопроводов – не реже 1 раза в 3 месяца.

Глава 3.5. Переходы газопроводов через водные преграды, заболоченные участки и овраги

3.5.1. Требования к проведению и состав работ по техническому осмотру береговой части подводных переходов, а также через заболоченные участки определены главой 3.3 настоящего Порядка.

3.5.2. Периодичность технического осмотра береговых частей переходов через водные преграды, заболоченные участки и овраги производится в соответствии с пунктом 8 таблицы 1 приложения 1 к настоящему Порядку.

3.5.3. Технический осмотр подводной части переходов газопроводов через водные преграды и заболоченные участки, учитывая сложность выполнения указанных работ, выполняется визуально.

Специалистами специализированной организации не реже 1 раза в 5 лет проводится техническое обследование подводной части переходов газопроводов через водные преграды.

Глава 3.6. Установки защиты стальных сооружений систем газоснабжения от электрохимической коррозии

3.6.1. Балансодержатели установок ЭХЗ являются ответственными за техническое состояние установок ЭХЗ и должны обеспечить их периодический технический осмотр, контрольные измерения значений защитных потенциалов стальных подземных газопроводов, а также ремонтные работы на установках ЭХЗ и периодическую проверку эффективности их действия.

3.6.2. Наладку и эксплуатацию установок ЭХЗ сооружений систем газоснабжения населенных пунктов необходимо осуществлять специализированными службами СПГХ (служба ЭХЗ). Указанные службы обеспечивают своевременное выявление опасных коррозионных зон и принятие мер по их ликвидации. Эти службы должны иметь в своем составе персонал, обученный и допущенный к этим видам работ, и быть оснащены необходимым оборудованием и приборами.

3.6.3. Технический осмотр установок ЭХЗ выполняется в сроки, которые обеспечивают их бесперебойную работу, но не реже, чем:

1) установки дренажной защиты — один раз в неделю;

2) установки катодной защиты – один раз в две недели;

3) установки протекторной защиты — один раз в шесть месяцев;

4) преобразователи малой мощности — один раз в шесть месяцев.

3.6.4. Во время технического осмотра установок ЭХЗ выполняют:

1) внешний осмотр всех элементов установок;

2) очистку шкафов от пыли, воды, грязи и т.д.;

3) проверку целостности монтажа и отсутствие механических повреждений отдельных элементов;

4) отсутствие раскопок на трассе дренажных кабелей и анодных заземлений;

5) исправности предохранителя или автоматического выключателя, состояния контактов, исправности защитного заземления и зануления;

6) проверку рабочих параметров установок, включая измерения:

на установках катодной защиты – выпрямленный ток и напряжение преобразователя, разность потенциалов «труба-земля» в точке присоединения при выключенной и при включенной установке;

на усиленных дренажных установках – выпрямленный ток и напряжение преобразователя, разность потенциалов «труба-земля» в точке присоединения при выключенной и при включенной установке, разность потенциалов «рельс-земля»;

на установках дренажной защиты – ток в цепи дренажа и разность потенциалов «труба-земля» в точке дренирования, разность потенциалов «рельс-земля»;

на установках протекторной защиты – разность потенциалов «труба-земля» при отключенном протекторе, разность потенциалов «протектор-земля» и разность потенциалов «труба-земля» и ток в протекторной установке при включенном протекторе;

запись в эксплуатационном паспорте установки о результатах выполненной работы.

3.6.5. Проверка эффективности работы установок ЭХЗ проводится 1 раз в квартал с обязательным построением диаграмм эффективности работы установок катодной защиты (приложение 35), а также после выполнения текущего ремонта, после каждого изменения коррозионных условий, а именно: в связи с изменением режима работы установок электроснабжения электрифицированного транспорта, развития сети источников блуждающих токов, газопроводов и других подземных металлических инженерных сетей, после каждого капитального ремонта установок ЭХЗ. Проверка проводится путем измерений разности потенциалов «труба-земля» и определения смещений потенциалов в контрольных точках на газопроводе в пределах зоны защиты каждой установки ЭХЗ, при этом должны быть отключены установки ЭХЗ, граничащие с проверяемой. Для подключения к трубопроводу могут быть использованы КИП, вводы в здания и другие элементы трубопровода, доступные для производства измерений.

3.6.6. Эксплуатационная организация, которая выполняет работы по защите стальных подземных сооружений, должна иметь карты-схемы газопроводов с обозначением мест размещения установок ЭХЗ и контрольно-измерительных пунктов, данные об источниках блуждающих токов.

3.6.7. По результатам технического обследования газопроводов эксплуатационная организация должна выполнять ежегодный анализ коррозионного состояния стальных подземных сооружений и эффективности работы ЭХЗ.

3.6.8. При выявлении коррозионно-опасных зон балансодержателем газопроводов должны приниматься меры по их ликвидации. Сроки выполнения работ определяются организацией, выполняющей работы по защите газопроводов, но не более трех месяцев. До устранения анодных и знакопеременных зон балансодержателем газопроводов должны быть разработаны и приняты меры, гарантирующие безопасную эксплуатацию газопроводов.

3.6.9. Работы и измерения в контрольно-измерительных пунктах в пределах проезжей части улиц и дорог, на рельсовых путях трамвая и железных дорогах, источниках электропитания установок электрозащиты должны выполняться бригадой в составе не менее двух работников, один из которых должен следить за безопасностью работ.

Проведение работ и измерений в колодцах, туннелях и траншеях глубиной более 1 м должно выполняться бригадой в составе не менее трех работников.

3.6.10. Регулировка установок ЭХЗ проводится сезонно 1 раз в квартал, а также при обнаружении неэффективной работы установок катодной защиты после выполнения планового текущего, внепланового текущего и капитального ремонта.

3.6.11. Нарушения в работе установок ЭХЗ должны устраняться в срок не более 1 месяца.

3.6.12. Плановый текущий ремонт проводится 1 раз в год; текущий ремонт – на основании заключений технического осмотра или технического обслуживания; капитальный ремонт – не чаще чем 1 раз в 5 лет на основании заключений оформленных дефектных актов с последующим оформлением исполнительной текущей документации (приложение 36).

3.6.13. Измерение разности потенциалов «труба-земля» на ПСГ проводится не реже чем 2 раза в год; в зонах действия блуждающих токов – 1 раз в квартал; в местах пересечений, сближений газопроводов с электрифицированным транспортом при наличии опасного действия блуждающих токов – 1 раз в месяц; при отсутствии опасного действия блуждающих токов – 1 раз в квартал.

3.6.14. По результатам измерений 2 раза в год (по окончании полугодия) производится заполнение картограмм потенциалов и проводится анализ защищенности, с определением процента защиты по отношению к общему количеству ПСГ.

В зонах опасного действия блуждающих токов измерения разности потенциалов «труба-земля» рекомендуется проводить регистрирующим самописцем в разное время суток.

3.6.15. Проверка исправности электроизолирующих соединений (фланцевых – ЭИФ, вставок) проводится 1 раз в год. В случае обнаружения неисправности, такие электроизолирующие соединения (фланцевые – ЭИФ, вставки), выделяют в отдельный перечень для передачи в соответствующие службы для выполнения ремонта. После проведения ремонта производится их повторная проверка.

Глава 3.7. Газорегуляторные пункты, газорегуляторные установки и комбинированные домовые регуляторы давления

3.7.1. При осмотре состояния ГРП (ГРПБ), ГРУ и ШРП выполняют:

1) проверку приборами величин:

давления газа до и после регулятора;

перепада давления на фильтре и состояния герметичности системы – с помощью, как приборов, так и мыльной эмульсии;

2) контроль за правильностью положения молоточка сцепления рычагов предохранительно-запорного клапана (ПЗК) при их наличии;

3) внешний осмотр наличия и состояния средств измерительной техники и автоматизации (СИТиА);

4) проверку состояния и работы электроосвещения и электрооборудования, вентиляции, системы отопления;

5) визуальное обнаружение трещин и неплотностей стен, которые отделяют основное и вспомогательное помещения;

6) визуальный осмотр системы молниезащиты и уравнивания потенциалов участков технологических трубопроводов, изолирующих соединений и отключающих устройств до и после выхода газа из ГРП (ГРУ), наличие средств пожаротушения.

3.7.2. Осмотр ГРП, ГРПБ, ГРУ и ШРП проводят:

1) в ГРП с регулирующими клапанами нормально открыто «ВО» и нормально закрыто «ВЗ» — круглосуточным наблюдением;

2) в других ГРП, ГРПБ, ГРУ и ШРП – не реже 1 раза в 7 календарных дней;

3) в ГРП со средствами телеметрии (диспетчеризации) – не реже 2 раз в месяц.

Регулировка оборудования ГРП (ГРПБ, ГРУ, ШРП) и проверка параметров срабатывания ПСК и ПЗК проводятся не реже 1 раза в 3 месяца, а также после ремонта оборудования.

Техническое обслуживание осуществляется не реже 1 раза в 6 месяцев, если завод-изготовитель регуляторов давления, предохранительных клапанов, телемеханических устройств не требует проведения технического обслуживания в другие сроки.

Техническое обслуживание комбинированных домовых регуляторов давления должно производиться по заявке балансодержателя или согласно данных завода-изготовителя, но не реже 1 раза в 3 года.

Текущий ремонт проводится на основании заключений технического осмотра или технического обслуживания.

3.7.3. При выявлении нарушений режимов газоснабжения или наличия аварийных ситуаций следует немедленно сообщить АДС и принять меры в соответствии с планом ликвидации аварийных ситуаций.

3.7.4. При проверке засорения фильтров максимальный перепад давления газа в кассете фильтра не должен превышать установленный заводом-изготовителем, но не более, даПа:

1) сетчатого – 500;

2) висцинового – 500;

3) волосяного – 1000.

Разборка и очистка кассеты фильтра должна проводиться вне помещения ГРП (ГРУ), в местах, удаленных от легковоспламеняющихся жидкостей, горючих материалов на расстоянии не менее 5 м.

3.7.5. При снятии для ремонта предохранительных устройств вместо них необходимо устанавливать испытанные предохранительные устройства.

Работа ГРП (ГРУ), ШРП и КДРД без предохранительных устройств запрещается.

3.7.6. При техническом обслуживании ГРП, ШГРП (ГРУ), ШРП должны выполняться:

1) проверка работы задвижек и предохранительных клапанов;

2) смазка трущихся частей и перенабивка сальников;

3) определение плотности и чувствительности мембран регуляторов давления и регулятора управления;

4) продувка импульсных трубопроводов к регуляторам давления, контрольно-измерительных приборов и ПЗК;

5) проверка параметров настройки ПСК и ПЗК;

6) разборка регуляторов давления, предохранительных клапанов с очисткой их от коррозии и загрязнений;

7) проверка плотности прилегания клапанов к седлу, состояния мембран;

8) смазка деталей трения;

9) ремонт или замена изношенных деталей;

10) проверка надежности креплений конструкционных узлов, неподлежащих разборке;

11) ремонт запорной арматуры, не обеспечивающей герметичности закрытия;

12) чистка кассеты фильтра при необходимости в соответствии с требованиями пункта 3.7.4 настоящего Порядка;

13) работы, перечисленные в пункте 3.7.1 настоящего Порядка.

3.7.7. При наличии в ГРП местного отопления с расположением индивидуальной отопительной установки во вспомогательном помещении необходимо контролировать газонепроницаемость стен (отсутствие видимых трещин, сквозных отверстий и т.п.), которые отделяют основное помещение ГРП от помещения, где установлена отопительная установка.

При обнаружении в разделительных стенах неплотностей пользоваться отопительными установками запрещается.

Проверка и прочистка дымоходов должны проводиться перед каждым отопительным сезоном и оформляться актом.

3.7.8. При каждом обходе газопроводов-вводов нужно проверять внешнее состояние и герметичность соединений комбинированных домовых регуляторов (далее – КДРД) с помощью приборов или мыльной эмульсии.

3.7.9. В каждом ГРП (ГРУ) на видном месте должны быть вывешены схемы оборудования, предупредительные надписи и инструкции по эксплуатации, противопожарной безопасности и охраны труда.

3.7.10. Режим работы ГРП, ГРПБ, ГРУ и ШРП должен устанавливаться в соответствии с проектом и фиксироваться в утвержденных режимных картах.

3.7.11. Выходное рабочее давление газа из ГРП (ГРУ), ШРП и комбинированных домовых регуляторов давления должно соответствовать установленным режимам давления в газовой системе потребителя.

Параметры настройки оборудования ГРП населенных пунктов устанавливаются главным инженером предприятия газового хозяйства, в зависимости от номинального давления перед приборами, при этом для бытовых потребителей: максимальное рабочее давление газа после регулятора не должно превышать 300 даПа (300 мм.вод. ст.); предохранительные сбросные клапаны, в том числе встроенные в регуляторы давления, должны обеспечить сброс газа при превышении максимального рабочего давления после регулятора не более чем на 15%; верхний предел срабатывания предохранительных запорных клапанов должен быть не более 25% от максимального рабочего давления газа после регулятора; нижний предел срабатывания предохранительных запорных клапанов устанавливается СПГХ, но не менее 70 даПа (70 мм.вод.ст.) у потребителя.

3.7.12. Не допускается колебание давления газа после регуляторов, превышающее 10% рабочего давления.

3.7.13. Неисправности регуляторов, вызывающие повышение или понижение рабочего давления, неполадки в работе предохранительных клапанов, а также утечки газа, необходимо ликвидировать в аварийном порядке.

3.7.14. Включение в работу регуляторов давления в случае прекращения подачи газа должно производиться после установления причин срабатывания ПЗК и принятия мер к их устранению.

3.7.15. Запорные устройства на обводной линии (байпасе) должны находиться в закрытом положении, а на сбросной свече байпаса и перед ПСК или гидравлическим сбросным устройством – в открытом, и быть опломбированы. Газ по обводной линии допускается подавать только в течение времени, необходимого для ремонта оборудования и арматуры, а также в период снижения давления газа перед ГРП или ГРУ, ШРП до величины, которая не обеспечивает надежной работы регулятора давления. При этом на весь период подачи газа по байпасу должен быть обеспечен постоянный контроль за выходным давлением газа.

3.7.16. Температура воздуха в помещениях ГРП, где размещены оборудование и средства измерения, должна быть не ниже предусмотренной в паспортах заводов-изготовителей.

3.7.17. Отключающие устройства на линии редуцирования при разборке оборудования должны быть в закрытом положении. На границах отключенного участка должны устанавливаться инвентарные заглушки, соответствующие входному максимальному давлению газа. ГРП (ГРУ) должны быть обеспечены комплектом инвентарных заглушек.

3.7.18. При недостаточном естественном освещении допускается применение переносных взрывозащищенных светильников.

3.7.19. Перечень выполненных работ, которые не отражаются в паспорте ГРП, должен отражаться в эксплуатационном журнале, где указываются также параметры эксплуатации оборудования ГРП и ГРУ и выполненные работы.

3.7.20. Помещения ГРП должны быть укомплектованы первичными средствами пожаротушения, которые приведены в таблице 3 приложения 1 к настоящему Порядку.

Хранение обтирочных горючих материалов и других материалов в основном помещении ГРП не разрешается.

Глава 3.8. Электрооборудование

3.8.1. Технический осмотр и обслуживание, а так же ремонт электрооборудования объектов газоснабжения и газопотребления необходимо осуществлять персоналом, имеющим соответствующую квалификацию, прошедшим проверку знаний и имеющим удостоверения на право выполнения работ в электроустановках напряжением до 1000 В.

3.8.2. Технический осмотр электрооборудования ГРП нужно выполнять при техническом обслуживании.

3.8.3. Технический осмотр и обслуживание взрывозащищенного оборудования нужно проводить не реже одного раза в 6 месяцев, при этом открываются крышки оболочек, разбираются вводы (в случае необходимости), проводится осмотр электрических частей электрооборудования, и устраняются выявленные неисправности. Работы должен выполнять персонал, который прошел проверку знаний с соблюдением технических и организационных мероприятий.

3.8.4. Проверка максимальной токовой защиты, пускателей и автоматических выключателей, расположенных в ГРП, ГНС, ГНП, АГЗС и АГЗП должна проводиться не реже одного раза в 6 месяцев.

3.8.5. Приборы, с помощью которых проводятся электрические измерения во взрывоопасных зонах, должны быть взрывозащищенными.

Уровень и вид защиты должен соответствовать категориям и группам взрывоопасных смесей.

Допускается проводить измерения с помощью приборов в нормальном исполнении при условии исключения образования взрывоопасных смесей во время проведения измерений, обеспечения максимального воздухообмена, а также при наличии наряда-допуска на газоопасные работы.

3.8.6. Заземление зданий и оборудования ГРП следует проверять не реже одного раза в год. Замеры рекомендуется проводить в периоды наименьшей проводимости почвы: один год – летом при наибольшем просыхании почвы; другой – зимой при наибольшем ее промерзании.

Глава 3.9. Средства измерительной техники, автоматизации, сигнализации и защиты

3.9.1. Балансодержатель систем газоснабжения должен обеспечить постоянный технический осмотр контрольно-измерительных приборов, средств автоматизации, сигнализации и защиты и соблюдения сроков их поверки.

3.9.2. Во время технического осмотра необходимо проверять герметичность импульсных трубопроводов и запорной арматуры, резьбовых и фланцевых соединений, а также наличие и сохранность пломб на контрольно-измерительных приборах.

3.9.3. Правильность показаний манометров необходимо проверять:

1) не реже 1 раза в неделю по графику технического осмотра путем кратковременного отключения приборов и возвращения указательной стрелки на нулевое деление;

2) не реже 1 раза в 6 месяцев с помощью контрольного прибора или проверенным рабочим прибором, который имеет с прибором который проверяется, одинаковую шкалу и класс точности.

3.9.4. Объем и периодичность работ по техническому осмотру средств измерительной техники, контроля, автоматизации и сигнализации должны соответствовать требованиям стандартов, инструкций заводов-изготовителей и производственных инструкций.

3.9.5. Периодической поверке подлежат рабочие средства измерений, такие как манометры указывающие, самопишущие, дистанционные, стационарные и переносные газоанализаторы, сигнализаторы до взрывных концентраций газа, системы автоматической пожарной сигнализации и другие средства измерений, применяемые для обеспечения безопасности – в сроки, установленные специально уполномоченным центральным органом исполнительной власти в сфере метрологии.

3.10. В случае выявления во время технического осмотра (обхода) ОСГ дефектов, повреждений, оползней, неисправностей и т.п., которые не угрожают жизни людей и не наносят вреда окружающей среде, эксплуатация ОСГ продолжается с разрешенными параметрами на время подготовки и проведения работ по устранению выявленных недостатков.

3.11. В случае выявления во время технического осмотра (обхода) ОСГ утечек газа на подземных газопроводах или газопроводах-вводах (в местах выхода их из земли), повреждений составных частей, деталей или элементов этих газопроводов проводится внеочередное техническое обследование ОСГ.

Обнаруженные утечки газа на газопроводах устраняются в аварийном порядке.

В случае выявления дефектов на составных частях системы газоснабжения (задвижках, фланцевых соединениях и т.п.), а также в случае установления, что участки системы газоснабжения или их составляющие находятся в механически напряженном состоянии и могут быть разрушены в результате действия такого состояния, необходимо такие участки газопровода или их составляющие отключить от системы газоснабжения с последующим проведением необходимых ремонтных работ.

3.12. После окончания технического осмотра (обхода) ОСГ работники, которые его провели, делают запись в журнале регистрации результатов технического осмотра (обхода) трасс распределительных газопроводов и вводов.

3.13. Должностное лицо, ответственное за состояние и безопасную эксплуатацию ОСГ, при выявлении нарушений эксплуатации и технического состояния ОСГ по результатам проведения технического осмотра (обхода), принимает необходимые меры для дальнейшей безопасной эксплуатации объекта.

IV. Подготовительные работы по проведению технического обследования

4.1. Техническое обследование ОСГ необходимо выполнять в соответствии с требованиями нормативных правовых актов, действующих на территории Донецкой Народной Республики и технических регламентов предприятий.

4.2. Техническое обследование состоит из комплекса работ по определению технического состояния, условий и возможности дальнейшей эксплуатации ОСГ с учетом режима работы, а также определение потребности в проведении ремонта, модернизации, реконструкции или выводе из эксплуатации.

Виды технического обследования ОСГ:

обследования делятся на плановые и внеочередные, а по объему работ, которые выполняются — на полные (сплошные) и выборочные.

При полном обследовании инженерной диагностике подлежат все элементы газопроводов и сооружений на них.

При выборочном обследовании диагностируются отдельные элементы, устройства и сооружения на газопроводах.

Плановые обследования, как правило, назначаются полными. Внеочередные обследования, в зависимости от поставленных задач, назначаются сплошными или выборочными.

4.3. Периодичность проведения технического обследования ОСГ:

1) плановые обследования выполняются в объемах и в сроки, согласно требованиям данного Порядка, выполнение которых должно обеспечить сохранность газопроводов и сооружений на них путем надлежащего наблюдения за ними, своевременного и качественного проведения их ремонта, а также предотвращения возникновения аварийных ситуаций. При этом также учитываются конкретные местные условия их эксплуатации (техническое состояние, сроки эксплуатации, коррозионные условия, наличие и эффективность средств электрозащиты, сейсмичность, подрабатываемые территории и др. обстоятельства).

2) внеочередные обследования всех или отдельных газопроводов осуществляются их балансодержателями в следующих случаях:

при обнаружении признаков аварийного состояния отдельных участков газопроводов и сооружений на них;

после возникновения чрезвычайных ситуаций (стихийные бедствия, аварии и др.);

при соответствующих постановлениях и распоряжениях руководящих или контролирующих органов.

Объем внеочередных обследований зависит от особенностей поставленных задач и в каждом конкретном случае определяется балансодержателем и представителем организации, проводящей обследование.

4.4. Подготовительные работы по техническому обследованию ОСГ:

1) перед обследованием ответственные лица по проведению обследования должны подробно ознакомиться с действующей технической документацией (рабочие чертежи на строительство газопровода, исполнительная документация на законченный строительством газопровод, акт о приемке законченного строительством объекта, техническая документация на этот газопровод с записями в паспорте о проведенных ремонтах за период его эксплуатации, акты о коррозионном состоянии, акты комплексного приборного обследования и шурфового осмотра, состояния электрохимической защиты и другие документы, характеризующие техническое состояние газопровода);

2) состояние газопровода должно определяться использованием данных, накопленных при проведении технического обслуживания и надзора за состоянием газопровода в процессе эксплуатации, ремонтных и аварийно-восстановительных работ, потребность в которых возникла в результате механических повреждений, низкого первоначального качества строительства, неудовлетворительной эксплуатации, а также — использованием данных, записанных в эксплуатационных паспортах, актах профилактических осмотров, данных служб электрозащиты об эффективности средств электрохимзащиты и др;

3) на основании анализа указанных данных составляется план проведения обследования газопровода. При составлении плана проведения обследования следует обратить внимание на включение в него работ для получения показателей, которые отсутствуют в действующей технической документации, на основании которых следует оценивать техническое состояние газопроводов и сооружений на них.

4.5. Техническое обследование проводится при участии балансодержателя или назначенных им ответственных лиц.

4.6. В случае проведения технического обследования балансодержатель или уполномоченные им лица обязаны:

1) назначить ответственных лиц с предоставлением права подписи актов, заключений и других материалов;

2) подготовить ОСГ к проведению технического обследования в соответствии с требованиями организационно-методических документов;

3) предоставить специалистам СПГХ или других специализированных организаций все технические и эксплуатационные документы согласно подпункту 1) пункта 4.4. настоящего Порядка, содержащие данные о ОСГ за весь период эксплуатации;

4) организовать и вместе со специалистами СПГХ или других специализированных организаций обеспечить безопасное проведение работ по техническому обследованию.

4.7. Балансодержатель согласовывает с СПГХ и других специализированных организаций сроки проведения технического обследования ОСГ в соответствии с порядком, определенным договором.

4.8. Техническое обследование ОСГ проводится в несколько этапов:

1) изучение эксплуатационных, конструкторских (проектных) и ремонтных документов (при наличии);

2) анализ условий и режимов эксплуатации;

3) разработка и согласование программы работ по техническому обследованию (в случае необходимости);

4) проведение обследования;

5) проведение неразрушающего контроля (в случае необходимости);

6) осуществление по результатам технического обследования оценки технического состояния ОСГ;

7) по результатам анализа технического состояния ОСГ предоставление рекомендаций по дальнейшей их эксплуатации, необходимости выполнения текущего и капитального ремонта, реконструкции, замены или вывода из эксплуатации.

4.9. Требования к исполнителям работ по техническому обследованию ОСГ:

1) техническое обследование ОСГ проводят специалисты СПГХ или других специализированных организаций, которые имеют соответствующую квалификацию;

2) для проведения работ по техническому обследованию и оценке технического состояния ОСГ, поиска места отказа (неисправности) и выявления ее причин могут привлекаться специализированные организации (с их согласия и согласия балансодержателя);

3) специалисты СПГХ или других специализированных организаций должны обеспечивать качество выполнения работ по техническому обследованию ОСГ.

4.10. Балансодержатели должны обеспечить надлежащую организацию проведения технического обследования ОСГ, своевременное и полное выполнение мероприятий, предусмотренных выводами СПГХ или специализированной организации.

V. Состав работ по техническому обследованию и требования к их выполнению

5.1. СПГХ или другая специализированная организация, выполняющие техническое обследование ОСГ, после проверки наличия и комплектности исполнительно-технической документации этого объекта должны подготовить рабочую схему газопровода, который подлежит обследованию.

Во время выполнения обследования на схему наносят привязки и глубину заложения газопровода (при необходимости), контрольно-измерительные пункты (далее — КИП), электрозащитные установки, электроизолирующие соединения (фланцевые – ЭИФ, вставки), газопроводы-вводы, контрольные трубки (далее – КТ), обнаруженные повреждения изоляции, факты нарушения эксплуатации, места утечек газа и тому подобное.

5.2. Во время технического обследования газопроводов выполняют:

1) надтрассовое обследование без раскрытия (КПО подземных стальных газопроводов и наземных в обваловании или проверку герметичности подземных полиэтиленовых газопроводов и надземных стальных газопроводов);

2) обследование подземных газопроводов в шурфах приборным методом и обследование надземных газопроводов;

3) коррозионное обследование газопроводов по трассе;

4) проверку качества сварных стыков (в случае необходимости).

Глава 5.3. КПО газопроводов

5.3.1. Согласно соответствующей специально разработанной инструкции надтрассовое обследование (без раскрытия) газопроводов выполняют следующими способами:

газопроводы подземные стальные или наземные с обвалованием — КПО;

газопроводы подземные полиэтиленовые — проверка герметичности с определением местонахождения трассы газопровода;

газопроводы надземные или наземные без обвалования — проверка герметичности.

5.3.2. Перечень работ, выполняемых при КПО газопроводов, приведен в приложении 2 настоящего Порядка, требования к техническому обследованию опор, подвесок, фундаментов надземных газопроводов приведены в приложении 6 настоящего Порядка.

5.3.3. Требования к оформлению результатов КПО газопроводов приведены в разделе IX настоящего Порядка.

Глава 5.4. Обследование газопровода в шурфах

5.4.1. Осмотр подземных стальных газопроводов с целью определения состояния защитного покрытия, где использованию приборов мешают индустриальные помехи, выполняется путем открытия на газопроводах контрольных шурфов длиной не менее 1,5 м.

Места вскрытия контрольных шурфов, их количество в зонах индустриальных помех определяются СПГХ или предприятием, которое эксплуатирует газовое хозяйство собственными силами.

Для визуального обследования выбираются участки, которые подвергаются наибольшей коррозионной опасности:

места пересечений газопроводов с другими подземными коммуникациями;

конденсатосборники;

участки газопроводов, на которых были зафиксированы сквозные коррозионные повреждения, обнаружены неплотности или разрывы сварных стыков;

участки газопроводов, имеющие дефекты защитного покрытия, выявленные при проведении КПО;

распределительные газопроводы со сроком эксплуатации свыше 25 лет, на которых ранее не вскрывались контрольные шурфы, по результатам проведения КПО, согласно ежегодным графикам;

участки газопроводов, расположенные в зонах индустриальных помех;

в случае вскрытия газопровода сторонними организациями и частными лицами при проведении земляных работ;

на газопроводах, имеющих изоляционное покрытие ниже типа «весьма усиленное»;

в зонах подрабатываемых территорий;

после технического обследования газопровода, при невозможности определения фактического местонахождения газопровода и его углов поворота (при необходимости);

в зонах действия блуждающих токов при возникновении анодных и знакопеременных зон и в зонах с высокой коррозионной активностью грунта (до 20 Ом*м).

В пределах протяженности выявленной дефектной зоны, согласно вышеперечисленным критериям, должно вскрываться не менее 1 шурфа на 1 км распределительного газопровода и на 200 м дворового или внутриквартального газопровода.

Кроме того разрешено применять совмещенный метод оценки технического состояния подземных газопроводов, при котором используются все данные о техническом состоянии газопровода, накопленные за время технических обследований с начала эксплуатации, а также данные, полученные во время последнего технического обследования газопроводов.

5.4.2. Перечень работ, выполняемых при техническом обследовании газопровода методом шурфования, и требования к их выполнению приведены в приложении 3 к настоящему Порядку.

5.4.3. Требования к оформлению результатов шурфового обследования газопровода приведены в разделе IX настоящего Порядка.

Глава 5.5. Коррозионное обследование газопровода

5.5.1. Коррозионное обследование газопроводов выполняют с целью определения степени коррозионной опасности. Перечень работ, выполняемых во время коррозионного обследования газопроводов, и требования к их выполнению приведены в приложении 4 настоящего Порядка.

5.5.2. Требования к оформлению результатов технического обследования газопроводов с целью определения степени коррозионной опасности приведены в разделе IX настоящего Порядка.

Глава 5.6. Проверка качества сварных стыков

5.6.1. Необходимость проверки качества сварных стыков газопроводов при проведении технического обследования определяют в соответствии с требованиями приложения 33 настоящего Порядка.

5.6.2. В случае проведения проверки качества сварных стыков, объем, и порядок проведения таких работ должен соответствовать требованиям:

разделу IV, п. 6.2. главы VI и приложению 33 настоящего Порядка;

ДБН В.2.5-20-2001 «Внешние сети и сооружения газоснабжение» – для стальных газопроводов;

раздела III приложения 9 настоящего Порядка — для полиэтиленовых газопроводов.

5.6.3. Требования к оформлению результатов технического обследования газопроводов с целью определения качества их сварных стыков приведены в главе IX настоящего Порядка.

5.7. В случае проведения работ по расширению и капитальному ремонту основания железных и автомобильных дорог и трамвайных путей в местах их пересечения с газопроводами последние, независимо от даты их предварительной проверки и объемов выполненного ремонта, должны проверяться:

1) местоположение и глубина заложения газопровода;

2) герметичность газопровода;

3) сплошность и состояние защитного покрытия.

5.8. В случае возникновения угрозы безопасности работников, которые проводят техническое обследование ОСГ, других лиц из-за неудовлетворительного технического состояния ОСГ техническое обследование и эксплуатация этого объекта прекращаются, организация, проводящая техническое обследование ОСГ, составляет ведомость с перечнем дефектов, повреждений и неисправностей и передает ее балансодержателю ОСГ для выполнения соответствующих восстановительных работ (ремонт, реконструкция, модернизация и т.д.).

5.9. После выполнения восстановительных работ СПГХ или специализированная организация, которая выполняла техническое обследование, проверяет полноту и качество устранения дефектов, повреждений и неисправностей и при условии положительного результата проверки продолжает техническое обследование ОСГ.

5.10. Приборы и оборудование, с помощью которых необходимо выполнять техническое обследование:

1) перечень работ по техническому обследованию ОСГ, во время выполнения которых применяют измерительную аппаратуру:

подготовительные работы — подготовка плана, программы, сбор исходных данных;

КПО газопроводов – уточнение трассы (выполнение привязок на схеме и на трассе), уточнение глубины заложения (нанесение данных глубины заложения на схеме), проверка на плотность (привязка места утечек газа), поиск повреждения изоляции (привязка мест повреждения на схеме) – оформляется рабочий лист КПО и схема с привязками мест утечек газа, нарушений и повреждений изоляции;

буровой осмотр (шпилькование) – проверка на герметичность (привязка мест утечек газа, привязка мест выявления повреждений на схеме);

шурфовое обследование – обследование состояния изоляции (толщина изоляции, адгезия, сплошность), обследование состояния металла трубы (толщина металла стенки трубы, глубина каверн), коррозионное обследование в шурфе (измерение потенциала при включенных и отключенных установках электрохимической защиты (далее – ЭХЗ), определение коррозионной агрессивности грунта в шурфе) – оформляется акт шурфового обследования со схемой шурфа и результатами приборного обследования;

проверка качества сварных стыков — гамма и рентгенография (рентген аппаратом) – оформляется протокол проверки радиографическим методом для стальных газопроводов;

коррозионное обследование – диагностика коррозионного состояния (определение коррозионной агрессивности грунта на трассе, выявление анодных зон, выявление знакопеременных зон, выявление катодных зон), эффективность ЭХЗ (выявление зон защиты газопровода от установок ЭХЗ) – оформляется ведомость измерения потенциалов, диаграммы эффективности работы установок ЭХЗ.

По результатам КПО газопроводов, бурового осмотра, шурфового обследования, проверки сварных стыков, коррозионного обследования составляется акт и паспорт технического состояния газопровода.

2) типовой перечень измерительной аппаратуры, используемой при техническом обследовании газопроводов, приведен в приложении 5 настоящего Порядка, в частности при КПО газопроводов, шурфовом обследовании, при проверке качества сварных стыков и коррозионном обследовании ОСГ.

5.11. Разрешено использовать во время КПО газопроводов средства измерительной техники, а также технические средства — индикаторы, которые по своим техническим характеристикам не уступают приведенным в приложении 5 настоящего Порядка.

5.12. Периодичность проведения технического обследования ОСГ.

Периодичность проведения технического обследования подземных стальных газопроводов должна соответствовать требованиям — первое плановое обследование – через год после ввода в эксплуатацию;

при продолжительности эксплуатации до 25 лет – не реже 1 раза в 5 лет;

при продолжительности эксплуатации свыше 25 лет и до истечения амортизационного срока эксплуатации (40 лет) – не реже 1 раза в 3 года;

при эксплуатации свыше амортизационного срока (40 лет и более) – ежегодно или решением комиссии по дальнейшей эксплуатации, но не реже чем 1 раз в 3 года;

при включении в план капитального ремонта или замены, а также при защитном покрытии ниже типа «весьма усиленное» — не реже 1 раза в год;

не обеспеченные минимальным защитным потенциалом, при эксплуатации в зонах опасного действия блуждающих токов или в грунтах с высокой коррозионной активностью (0-20Ом*м) – не реже 1 раза в год;

после выполнения капитального ремонта с восстановлением изоляционного покрытия участка ПСГ от точки подключения прибора за пределы восстановленного участка не менее чем на 50 метров – не ранее чем через 2 недели.

Периодичность проведения технического обследования надземных газопроводов должна проводиться не реже чем 1 раз в 5 лет.

5.13. Техническое обследование состояния полиэтиленовых газопроводов и стальных после их реконструкции методом протяжки полиэтиленовых труб производится в сроки, установленные для обследования стальных газопроводов.

5.14. Внеочередные КПО газопроводов должны проводиться в случае: выявления неплотности или разрывов сварных стыков; сквозных коррозионных повреждений; снижение величины потенциала «газопровод-земля» до значений ниже минимально допустимых; перерыва в работе электрозащитных установок свыше 1 месяца — в зонах влияния блуждающих токов и более 6 месяцев — в остальных случаях.

VI. Методы и методики выполнения технического обследования газопроводов и сооружений на них

Глава 6.1. Методы и методики выполнения технического обследования распределительных стальных подземных газопроводов

6.1.1. Техническое обследование распределительных стальных подземных газопроводов выполняют с применением методов:

КПО;

шурфового приборного обследования;

коррозионного обследования;

проверки качества сварных стыков (в случае необходимости).

6.1.2. Во время технического обследования распределительного стального подземного газопровода вышеупомянутыми методами с применением методик выполнения КПО, шурфового приборного обследования, коррозионного обследования и проверки качества сварных стыков, приведенных в пункте 5.6 раздела V настоящего Порядка и в приложениях 2 — 4 настоящего Порядка, необходимо также проводить проверку технического состояния стальных газопроводов и сооружений на них:

конструктивных элементов газовых колодцев;

задвижек, компенсаторов, гидрозатворов и тому подобное.

Глава 6.2. Методы и методики выполнения технического обследования полиэтиленовых подземных газопроводов

6.2.1. Техническое обследование полиэтиленовых подземных газопроводов выполняют с применением методов:

приборного обследования (определение трассы при наличии контрольного проводника, проверка газопровода на герметичность с помощью высокочувствительного газоанализатора или газоиндикатора);

обследования газопровода в шурфах (преимущественно в местах стальных вставок);

коррозионного обследования стальных вставок;

проверку качества сварных стыков или разъемных соединений (в случае обнаружения утечки газа).

6.2.2. Техническое обследование состояния полиэтиленовых газопроводов проводится в сроки, установленные для стальных газопроводов.

6.2.3. Техническое обследование состояния полиэтиленовых труб, их соединений и изоляции стальных вставок проводят методом шурфования, которое выполняют только в местах расположения стальных вставок.

Необходимо проверять не менее одной стальной вставки на 1 км распределительного полиэтиленового газопровода.

Для возможности обследования мест соединений полиэтиленового газопровода со стальной вставкой длина шурфа должна составлять не менее 1,5 м.

6.2.4. Коррозионное обследование распределительного подземного полиэтиленового газопровода выполняют при наличии в составе такого газопровода стальной вставки.

Объем работ по коррозионному обследованию стальной вставки состоит из проверки:

состояния коррозионной активности грунтов;

состояния изоляционного покрытия вставки.

Методики выполнения этих работ приведены в приложениях 3, 4 настоящего Порядка.

6.2.5. После окончания технического обследования распределительного полиэтиленового подземного газопровода методом шурфования нужно подсыпать и засыпать газопровод песком или мягким грунтом в соответствии с существующим проектным решением.

Глава 6.3. Методы и методики выполнения технического обследования надземных газопроводов

6.3.1. Газопроводы, опоры, фундаменты, подвески подлежат техническому обследованию (визуальному контролю) по всей длине надземного газопровода.

6.3.2. Визуальный контроль газопроводов осуществляют с целью выявления недопустимых видимых дефектов (задиров, забоин, деформаций, трещин, вмятин, прогибов, коррозионных язв и коррозионного износа, изменения исходной формы) или косвенных признаков дефектов и аварийных ситуаций (шума и запаха газа).

6.3.3. Осуществляют измерения остатка толщины стенок во всех дефектных местах. В случае обнаружения повреждений стенки трубы глубиной 0,8t и более, где t — толщина стенки трубы, дефект считается сквозным, и участок газопровода подлежит ремонту или замене.

6.3.4. Газопроводы, опоры, подвески, фундаменты сооружений и другие внешние конструкции газопроводов нужно подвергать внешнему осмотру и визуальному контролю после воздействия на них факторов техногенного и природного характера.

6.3.5. Опоры, подвески, фундаменты сооружений и другие внешние конструкции газопроводов нужно подвергать техническому обследованию в объеме соответствующем требованиям к техническому обследованию опор, подвесок, фундаментов надземных газопроводов согласно приложению 6 настоящего Порядка.

Глава 6.4. Методы и методики технического обследования подводных переходов

6.4.1. Техническое обследование состояния подводных переходов газопроводов (далее — ППГ) предусматривает регулярный визуальный осмотр (обходы) и плановые обследования (водолазные, приборные и приборно-водолазные). Обследование подводных переходов нужно проводить не реже 1 раза в 5 лет. Водолазные и приборно-водолазные обследования в случае их необходимости и по решению балансодержателя выполняют специализированные организации, имеющие соответствующее разрешение.

6.4.2. Методы и методики технического обследования подводных переходов приведены в приложении 7 настоящего Порядка.

Глава 6.5. Методы и методики технического обследования состояния арматуры ОСГ

6.5.1. Техническое обследование состояния арматуры ОСГ, что находится в эксплуатации, производится путем осуществления технического осмотра (визуальный и измерительный контроль) и испытанием на работоспособность.

6.5.2. Требования к методам технического обследования арматуры ОСГ и порядок испытания арматуры на работоспособность приведены в приложении 8 настоящего Порядка.

VII. Методы и критерии оценки технического состояния газопроводов и сооружений на них

7.1. Оценку технического состояния газопроводов следует определять такими методами:

1) статистическим;

2) непосредственным обследованием газопроводов с использованием современных приборов;

3) совмещенным.

7.1.1. При статистическом методе оценки используются и анализируются все данные о техническом состоянии газопроводов, накопленные с начала их эксплуатации. Этот метод можно применять только при достаточном количестве имеющихся данных для оценки технического состояния газопроводов и образцового ведения технической документации.

Если данных за период эксплуатации газопроводов недостаточно, то газопроводы следует дополнительно обследовать по необходимым показателям, таким как: герметичность; состояние антикоррозионного изоляционного покрытия; состояние металла трубы; качество сварных стыков; коррозионное состояние газопровода.

7.1.2. Метод непосредственного обследования применяется во всех случаях, когда данные о техническом состоянии газопроводов вызывают сомнение или их недостаточно. Непосредственное обследование газопроводов с использованием современных приборов и раскрытием газопроводов должно проводиться в соответствии с требованиями, изложенными в Приложении 33 настоящего Порядка.

7.1.3. При совмещенном методе оценки технического состояния газопроводов используются как накопленные в процессе эксплуатации данные о техническом состоянии газопроводов, так и данные, полученные при непосредственном обследовании газопроводов.

7.2. Критерии оценки технического состояния газопроводов различных по материалу трубы и способу прокладки, являются:

1) для стальных подземных распределительных газопроводов:

герметичность;

состояние защитного изоляционного покрытия;

состояние металла трубы (наличие коррозионных или механических повреждений);

состояние сварных соединений;

состояние коррозионной опасности;

состояние электрохимической защиты;

2) для стальных наземных с обвалованием распределительных газопроводов:

герметичность;

состояние защитного изоляционного покрытия;

состояние металла трубы (наличие коррозионных или механических повреждений);

состояние сварных соединений;

состояние обвалований;

состояние коррозионной опасности;

состояние электрохимической защиты;

3) для стальных надземных или наземных без обвалований распределительных газопроводов:

герметичность;

качество сварных соединений;

состояние защитного покрытия (покраска);

состояние металла трубы (наличие коррозионных или механических повреждений);

состояние опор, креплений, изолирующих прокладок, компенсаторов, фланцев и тому подобное;

4) для полиэтиленовых распределительных газопроводов:

герметичность;

состояние сварных соединений (нужно проверять в случае, когда в процессе эксплуатации наблюдались утечки газа через сварные соединения);

состояние полиэтиленовой трубы (наличие поперечных и продольных трещин, механических повреждений труб и стыковых соединений, проколов, вмятин);

состояние изолирующего покрытия стальных вставок и соединений полиэтиленовой трубы со стальной;

состояние стальных вставок и соединений полиэтиленовой трубы со стальной;

неплотности в разъемных соединениях между полиэтиленовой трубой и стальной;

5) для газопроводов-вводов:

подземной части — по критериям подземных распределительных газопроводов;

надземной — по критериям надземных распределительных газопроводов;

места выхода газопровода-ввода на границе раздела двух сред (земля-воздух) — с учетом переходных зон (участков);

6) для ППГ:

береговой части переходов — по тем же показателям, что и для подземных газопроводов;

подводной части переходов с положительной и отрицательной плавучестью — по специальным показаниям силами специализированных организаций.

7.3. Оценку технического состояния металла стального газопровода и состояния трубы полиэтиленового газопровода нужно проводить с учетом выявленных дефектов.

7.4. Порядок оценки технического состояния металла стального газопровода должен соответствовать требованиям приложения 33 к настоящему Порядку.

7.5. Классификация дефектов полиэтиленовых распределительных газопроводов, критерии их оценки и схематизация приведены в приложении 9 настоящего Порядка.

7.6. Техническое состояние газопроводов, различных по материалу трубы и способу прокладки, по каждому из критериев должно оцениваться по балльной системе согласно приложению 33 к настоящему Порядку, а также с учетом:

для распределительных стальных наземных газопроводов — требований приложения 10 к настоящему Порядку;

распределительных стальных надземных газопроводов — требований приложения 11 к настоящему Порядку;

для распределительных полиэтиленовых подземных газопроводов — требований приложения 12 к настоящему Порядку;

для газопроводов-вводов — требований приложения 13 к настоящему Порядку.

7.7. Общую оценку технического состояния газопроводов, различных по материалу трубы и способу прокладки, нужно выполнять согласно требованиям раздела 7 и приложения 33 к настоящему Порядку.

7.8. Определение технического состояния газопроводов: стального подземного, наземного с обвалованием, наземного без обвалования, надземного, полиэтиленового подземного газопровода — ввода по результатам технического обследования и определения технического состояния приведены в приложениях 14, 15 к настоящему Порядку, а также учитываются требования приложения 33 к настоящему Порядку.

VIII. Порядок определения остаточного ресурса газопроводов

8.1. Расчет остаточного ресурса газопроводов и сооружений на них выполняют в случае необходимости (определение технической возможности перевода газопровода на высшую категорию, определения остаточной прочности и долговечности участков газопроводов и сооружений на них и т.п.), которая определяется балансодержателем этих газопроводов. Расчет выполняют по стандарту ДСТУ – Н Б В.2.3-21:2008 «Магистральные трубопроводы. Установка. Определение остаточной прочности магистральных трубопроводов с дефектами» и другим методикам.

8.2. Организация, которая выполнила расчет остаточного ресурса газопроводов и сооружений на них, должна обеспечить качество расчетных работ.

IX. Порядок оформления результатов технического осмотра и обследования системы газоснабжения

9.1. Результаты технического осмотра (обхода) ОСГ заносят в журнал регистрации результатов технического осмотра (обхода) трасс распределительных газопроводов и вводов, а также в журнал регистрации результатов технического осмотра (обхода) газорегуляторных пунктов, формы которых приведены в приложениях 16, 17 к настоящему Порядку.

9.2. Определение общего технического состояния газопроводов, а также формулировка выводов и предложений по их дальнейшей эксплуатации выполняются на основании результатов технического обследования газопроводов с учетом требований:

1) для стальных газопроводов– согласно приложению 33 к настоящему Порядку;

2) для наземных, надземных, полиэтиленовых газопроводов и газопроводов-вводов — согласно приложениям 10—13 к настоящему Порядку.

9.3. Техническое состояние газопроводов, оцененное на основании полученных результатов технического обследования газопроводов и с учетом требований приложения 33 необходимо характеризовать как:

1) удовлетворительное состояние;

2) подлежит капитальному ремонту в очередности;

3) неудовлетворительное состояние;

4) аварийное состояние.

9.4. По результатам технического обследования ОСГ составляется акт проверки технического состояния газопровода (далее — Акт).

9.5. Форма акта проверки технического состояния стального подземного газопровода должна соответствовать требованиям приложения 25 к настоящему Порядку.

9.6. Форма акта проверки технического состояния распределительного стального наземного газопровода приведена в приложении 18 к настоящему Порядку.

9.7. Форма акта проверки технического состояния распределительного стального надземного газопровода приведена в приложении 19 к настоящему Порядку.

9.8. Форма акта проверки технического состояния распределительного полиэтиленового подземного газопровода приведена в приложении 20 к настоящему Порядку.

9.9. Форма акта проверки технического состояния газопровода-ввода приведена в приложении 21 к настоящему Порядку.

9.10. Акт составляется на основании следующих документов:

1) рабочего листа маршрута КПО подземных газопроводов, форма которого приведена в приложении 22 к настоящему Порядку;

2) схемы обследуемого газопровода, с нанесенными: привязками и глубиной заложения газопровода (при необходимости), КИП, электрозащитными установками, электроизолирующими соединениями (фланцевыми – ЭИФ, вставками), газопроводами-вводами, КТ, обнаруженными повреждениями изоляции, фактами нарушения эксплуатации, местами утечек газа и тому подобное;

3) ведомости измерения разности потенциалов «труба-земля»;

4) протокола технического обследования сварных стыков радиографическим методом, форма которого приведена в приложении 23 к настоящему Порядку;

5) актов шурфового обследования подземного газопровода, форма которого приведена в приложении 24 к настоящему Порядку.

9.11. В пункте 9 Акта нужно приводить все выявленные нарушения и повреждения сетей: отклонение от требований нормативов, данные о техническом состоянии сооружений (колодцев, задвижек, компенсаторов, конденсатосборников, КИП, ЭХЗ и т.д.).

9.12. Заключение о состоянии газопровода, возможность его дальнейшей эксплуатации или необходимость проведения капитального ремонта, замены газопровода или его отдельных участков фиксируется в пункте 10 Акта. В заключении указывают меры по безопасной эксплуатации газопроводов, которые должен выполнить балансодержательдо проведения ремонта или замены.

9.13. При наличии подписей всех членов комиссии Акт утверждается балансодержателем или уполномоченным лицом.

9.14. Окончательные результаты технического обследования заносятся СПГХ в паспорт технического состояния газопровода (далее — паспорт), требования к которому приведены в разделе X настоящего Порядка.

Замена паспорта производится в случаях, если это указано в выводе акта технического состояния газопровода после очередного проведения обследования. В остальных случаях к паспорту подкладывается каждый последующий акт.

X. Порядок проведения паспортизации технического состояния систем газоснабжения

10.1. Паспортизации технического состояния (далее — паспортизация) подлежат распределительные газопроводы населенных пунктов с давлением газа до 1,2 МПа, предприятий, учреждений и организаций независимо от подчинения и форм собственности и газопроводы-вводы государственной формы собственности.

10.2. Целью паспортизации распределительных газопроводов является создание единой системы учета и мониторингового контроля за состоянием газопроводов для возможности оперативного выявления характерных изменений и повреждений на газовых сетях, отслеживания интенсивности разрушительных процессов, выявления реального состояния газопроводов и сооружений на них.

10.3. Порядок ведения, хранения и использования паспорта должен соответствовать требованиям приложения 34 к настоящему Порядку.

10.4. Форма паспорта распределительного стального подземного газопровода должна соответствовать требованиям приложения 30 к настоящему Порядку.

10.5. Форма паспорта технического состояния распределительного стального наземного газопровода приведена в приложении 26 к настоящему Порядку.

10.6. Форма паспорта технического состояния распределительного стального надземного газопровода приведена в приложении 27 к настоящему Порядку.

10.7. Форма паспорта технического состояния распределительного полиэтиленового подземного газопровода приведена в приложении 28 к настоящему Порядку.

10.8. Форма паспорта технического состояния газопровода-ввода приведена в приложении 29 к настоящему Порядку.

XI. Порядок осуществления мер безаварийной эксплуатации систем газоснабжения.

11.1. Системой мер безаварийной эксплуатации систем газоснабжения предусматривается выполнение следующих работ:

1) техническое обслуживание;

2) плановые ремонты.

11.2. Все работы по техническому обслуживанию и плановым ремонтам систем газоснабжения нужно выполнять с соблюдением требований настоящего Порядка, РДИ 204 УССР 066-88, требований пожарной безопасности, нормативных правовых актов, действующих на территории ДНР, требований, предъявляемых к безопасной эксплуатации электроустановок потребителей, технических регламентов предприятий.

11.3. В состав работ по техническому обслуживанию газопроводов и сооружений на них входят:

1) технический осмотр;

2) техническое обследование;

3) измерения давления газа в газопроводах;

4) измерения электропотенциалов на подземных газопроводах.

11.4. Плановые ремонты подразделяются на:

1) текущий ремонт;

2) капитальный ремонт.

Аварийно-восстановительные работы относятся к внеплановым.

Глава 11.5. Планирование и организация мер безаварийной эксплуатации систем газоснабжения

11.5.1. В случае выявления нарушений по результатам технического осмотра и технического обследования ОСГ балансодержатель обязан выполнить необходимые работы для устранения выявленных недостатков. С исполнителями работ необходимо провести технический инструктаж, инструктаж по охране труда, промышленной и пожарной безопасности на предприятии.

11.5.2. Текущий ремонт необходим для постоянного поддержания работоспособности газопроводов и сооружений на них. Работы по текущему ремонту направлены на устранение неисправностей и поломок отдельных узлов и деталей, возникающих в процессе эксплуатации.

Текущий ремонт разделяют на две группы:

1 группа – плановый текущий ремонт (далее — ПТР), выполняется в процессе эксплуатации и заранее запланирован по объему и срокам исполнения на год. План ПТР составляют на основании описания ремонтных работ, необходимость выполнения которых возникает во время технического осмотра (обхода) трасс и периодических осмотров газопроводов и сооружений на них;

2 группа – внеплановый текущий ремонт, выполняемый в срочном порядке с целью исправления повреждений, которые не могли быть заранее выявлены и устранены во время профилактического ремонта или возникли после его выполнения, а задержка с устранением этих недостатков может привести к серьезным авариям или значительному ухудшению условий эксплуатации.

11.5.3. План-график ПТР на год утверждается руководителем предприятия или уполномоченным лицом. Годовым планом ПТР определяются объем и стоимость ремонтно-профилактических работ, необходимые трудозатраты и продолжительность ремонта объектов.

11.5.4. Внеплановый (непредвиденный) текущий ремонт заранее не планируют, так как он состоит в срочном исправлении ранее не выявленных повреждений.

11.5.5. Текущий ремонт осуществляют газовые службы предприятий, СПГХ или другие специализированные организации по договору.

11.5.6. Требования к рабочим, выполняющим предупредительные меры безаварийной эксплуатации систем газоснабжения, в том числе проводящим работы по текущему или капитальному ремонтам, установлены нормативными правовыми актами и нормативными документами, перечень которых приведен в пункте 11.2 этого раздела.

11.5.7. Типовой перечень работ, выполняемых при текущем ремонте ОСГ, приведен в приложении 31 к настоящему Порядку.

11.5.8. К капитальному ремонту относятся работы, в процессе которых осуществляется замена изношенных конструкций, узлов, деталей на такие же или более современные, а также работы по ремонту базовых (основных) конструкций и сооружений.

11.5.9. Перечень всех работ по капитальному ремонту ОСГ с подробным описанием объемов работ и технологии их выполнения включают в план капитального ремонта ОСГ на год, который является частью организационно-технических мероприятий СПГХ для обеспечения безаварийной эксплуатации систем газоснабжения.

11.5.10. Отбор объектов для капитального ремонта осуществляют на основании актов технического обследования, составленных во время паспортизации ОСГ, а также дефектных ведомостей, составленных в результате осмотров и записей (сведений) в эксплуатационных паспортах. Очередность выполнения капитального ремонта зависит от суммы баллов по результатам оценки технического состояния при паспортизации. Первоочередными являются газопроводы, которые набрали меньше баллов в категории «капитальный ремонт по очереди».

11.5.11. Выполнение работ по капитальному ремонту осуществляют с максимальным применением механизмов и устройств, с максимальной централизацией изготовления заготовок труб, узлов и деталей. Для объектов со сложной технологией ремонтных работ составляют проекты проведения работ, в которых определены: методы и сроки их выполнения, потребность в рабочей силе, материалах, арматуре, строительных материалах, а также размещение материалов, временных сооружений, механизмов на территории, прилегающей к объекту, который ремонтируется.

11.5.12. Капитальный ремонт ОСГ разрешено начинать при наличии следующих условий:

включение в план капитального ремонта;

наличие утвержденной технической документации и финансирования капитального ремонта;

наличие у производителя работ ордера и соответствующего разрешения на производство земляных работ;

устройство ограждений мест работ и наличие других охранных мероприятий согласно требованиям нормативов по охране труда и промышленной безопасности.

Капитальный ремонт проводится на основании, оформленных в соответствии с приложением 36 к настоящему Порядку, дефектных актов и исполнительной текущей документации.

11.5.13. Контроль за выполнением работ по капитальному ремонту ОСГ осуществляют:

при подрядном способе выполнения работ – представители СПГХ или предприятия, эксплуатирующего газопроводы;

при хозяйственном способе выполнения работ – специалисты газовых хозяйств, эксплуатирующих газопроводы.

11.5.14. Приемка ОСГ для дальнейшей эксплуатации после окончания капитального ремонта выполняется комиссией, назначенной руководителем СПГХ или предприятием эксплуатирующим газопроводы.

Составляется акт приемки отремонтированного объекта, в котором указаны объемы выполненных работ (в натуральном и денежном выражении), качество и результаты испытаний по установленной форме с приложением исполнительно-технической документации в полном объеме.

11.5.15. Типовой перечень работ, выполняемых при капитальном ремонте ОСГ, приведен в приложении 32 к настоящему Порядку.

XII. Обеспечение промышленной, пожарной и экологической безопасности, требований охраны труда

12.1. Во время проведения работ по техническому осмотру, техническому обследованию, неразрушающему контролю ОСГ нужно учитывать требования настоящего Порядка, Правил безопасности систем газоснабжения Донецкой Народной Республики, утвержденных Приказом Гортехнадзора ДНР от 25 июня 2019 года № 374 и зарегистрированным в Министерстве юстиции Донецкой Народной Республики 11 июля 2019 года под регистрационным № 3278, РДИ 204 УССР 066-88, требований пожарной безопасности, нормативных правовых актов, действующих на территории ДНР, требований к безопасной эксплуатации электроустановок потребителей, технических регламентов предприятий, условий безопасности, изложенных в эксплуатационных документах на средства контроля, используемые при техническом обследовании.

12.2. Специалисты должны пройти обучение и инструктаж по охране труда, промышленной и пожарной безопасности на предприятии – балансодержателе ОСГ и получить допуск на проведение работ.

12.3. Специалисты, которые выполняют работы по неразрушающему контролю при техническом обследовании, должны пройти обучение и иметь соответствующие документы подтверждающие квалификацию.

12.4. Время проведения технического осмотра, технического обследования должно быть согласовано с должностным лицом (специалистом) балансодержателя, ответственным за исправное состояние и эксплуатацию оборудования.

12.5. В зоне выполнения работ по техническому осмотру или техническому обследованию необходимо обеспечивать исполнителям работ соответствие условий труда требованиям нормативных правовых актов по охране труда, промышленной и пожарной безопасности.

Места проведения работ по техническому осмотру, обследованию и т.п. необходимо обеспечить первичными средствами пожаротушения с определением их в наряде-допуске на производство газоопасных работ.

Представитель организации, которая отвечает за безопасное ведение работ, должен обеспечить контроль загазованности воздуха в зоне выполнения работ, принять меры к выводу людей из загазованной зоны в случае превышения допустимых норм концентрации газов.

12.6. Подготовка ОСГ к проведению технического осмотра или технического обследования, в том числе операции по их опустошению, отключение, разборка, установка заглушек, дегазации, зачистки поверхностей при проведении неразрушающего контроля, толщинометрии и т.д., осуществляет балансодержатель ОСГ.

12.7. Неразрушающий контроль, испытания на работоспособность (функционирование) оборудования следует проводить только с использованием исправных инструментов, приспособлений, аппаратуры и аттестованных средств измерений.

12.8. Перед включением всех видов электрооборудования (электроприводов оборудования, вентиляторов, арматуры, приборов неразрушающего контроля и т.п.) необходимо убедиться в наличии надежного заземления оборудования (приборов).

Места для проведения работ по техническому осмотру, техническому обследованию должны быть оснащены устройствами и средствами для безопасного проведения работ в соответствии с требованиями законодательства.

12.9. Во время технического осмотра и технического обследования работы, которые проводят в траншеях, относят к газоопасным и проводят после оформления соответствующего наряда-допуска на производство газоопасных работ под контролем представителя балансодержателя.

12.10. Если в процессе работы в стенках траншеи появились трещины, угрожающие обвалом, то рабочие должны немедленно покинуть траншею, стенку с трещинами следует обрушить, грунт вынуть и принять меры против обрушения грунта в дальнейшем (укрепить стенки траншеи, срезать грунт для увеличения откосов и т.п.).

Для обеспечения возможности быстрого выхода рабочих из траншеи следует устанавливать лестницы с уклоном 2:3 со ступеньками (планками) через 0,15-0,25 м с каждой стороны газопровода.