ПУГ 69Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов для горючих, токсичных и сжиженных газов

Эксплуатация трубопроводов горючих газов

Приказ Ростехнадзора от 15.12.2020 N 531 Об утверждении федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности сетей газораспределения и газопотребления

ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ЭКОЛОГИЧЕСКОМУ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ

И АТОМНОМУ НАДЗОРУ

от 15 декабря 2020 г. N 531

ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ФЕДЕРАЛЬНЫХ НОРМ И ПРАВИЛ

В ОБЛАСТИ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ «ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ

СЕТЕЙ ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ И ГАЗОПОТРЕБЛЕНИЯ»

В соответствии с подпунктом 5.2.2.16(1) пункта 5 Положения о Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 30 июля 2004 г. N 401 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 32, ст. 3348; 2020, N 27, ст. 4248), приказываю:

1. Утвердить прилагаемые к настоящему приказу федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности сетей газораспределения и газопотребления».

2. Настоящий приказ вступает в силу с 1 января 2021 г. и действует до 1 января 2027 г.

приказом Федеральной службы

по экологическому, технологическому

и атомному надзору

от 15 декабря 2020 г. N 531

ФЕДЕРАЛЬНЫЕ НОРМЫ И ПРАВИЛА

В ОБЛАСТИ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ «ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ

СЕТЕЙ ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ И ГАЗОПОТРЕБЛЕНИЯ»

I. Общие положения

1. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности сетей газораспределения и газопотребления» (далее — Правила) разработаны в соответствии с Федеральным законом от 21 июля 1997 г. N 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» (Собрание законодательства Российской Федерации, 1997, N 30, ст. 3588; 2018, N 31, ст. 4860) (далее — Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов»).

2. Правила устанавливают требования, направленные на обеспечение промышленной безопасности, предупреждение аварий, случаев производственного травматизма на опасных производственных объектах газораспределения и газопотребления.

Действие Правил распространяется на опасные производственные объекты сетей газораспределения и газопотребления (в том числе сети газопотребления тепловых электрических станций (далее — ТЭС), газотурбинных установок (далее — ГТУ) и парогазовых установок (далее — ПГУ). Правила предназначены для применения при эксплуатации (включая техническое обслуживание, техническое диагностирование, текущий и капитальный ремонт, техническое перевооружение), реконструкции, консервации и ликвидации.

Действие Правил не распространяется на оборудование и газопроводы давлением до 1,2 МПа, предназначенные для обеспечения технологического процесса и функционирования площадных сооружений магистральных газопроводов, оборудование площадок автозаправочных станций (автомобильных газонаполнительных компрессорных станций), предназначенное для заправки транспортных средств природным газом, а также на технологические трубопроводы взрывопожароопасных и химически опасных производственных объектов и объектов газового хозяйства металлургических и коксохимических предприятий и производств.

3. Требования Правил распространяются на все организации независимо от их организационно-правовых форм, осуществляющие деятельность по эксплуатации, техническому перевооружению, ремонту, консервации и ликвидации сетей газораспределения и газопотребления.

4. Эксплуатация, включая ремонт и техническое перевооружение, консервация и ликвидация сетей газораспределения и газопотребления должны осуществляться в соответствии с требованиями Федерального закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», Технического регламента о безопасности сетей газораспределения и газопотребления, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 29 октября 2010 г. N 870 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2010, N 45, ст. 5853; 2011, N 26, ст. 3819), и Правил.

5. В организации, осуществляющей эксплуатацию сетей газораспределения или газопотребления, из числа руководителей или инженерно-технических работников, прошедших аттестацию в области промышленной безопасности, назначаются лица, ответственные за безопасную эксплуатацию опасных производственных объектов сетей газораспределения и газопотребления в целом и за каждый участок (объект) в отдельности.

II. Общие требования к деятельности по эксплуатации,

техническому перевооружению, реконструкции, ремонту,

консервации и ликвидации сетей газораспределения

6. Организации, осуществляющие эксплуатацию сетей газораспределения и газопотребления, кроме требований, предусмотренных Федеральным законом «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», должны:

выполнять комплекс мероприятий, включая мониторинг, техническое обслуживание, ремонт и аварийно-диспетчерское обеспечение сетей газораспределения и газопотребления, обеспечивающих содержание сетей газораспределения и газопотребления в исправном и безопасном состоянии;

обеспечивать проведение технического диагностирования газопроводов, зданий и сооружений, технических и технологических устройств сетей газораспределения и газопотребления по достижении предельных сроков эксплуатации, установленных проектной документацией;

хранить проектную и исполнительную документацию в течение всего срока эксплуатации опасного производственного объекта (до ликвидации). Порядок и условия ее хранения определяются приказом руководителя эксплуатирующей организации;

в случае отсутствия газовой службы в составе организации, эксплуатирующей сети газораспределения и газопотребления, предприятие вправе для оказания услуг по техническому обслуживанию и ремонту сети газораспределения и сети газопотребления задействовать подрядную организацию.

III. Специальные требования к эксплуатации

сетей газораспределения и газопотребления тепловых

7. Требования настоящей главы Правил распространяются на газопроводы (трубопроводы и соединительные детали), технические и технологические устройства сетей газораспределения и газопотребления ТЭС с давлением природного газа до 1,2 МПа включительно.

8. Эксплуатация сетей газораспределения и газопотребления ТЭС включает:

управление технологическими процессами;

включение и отключение оборудования, работающего сезонно.

9. Эксплуатация сетей газораспределения и газопотребления ТЭС должна осуществляться оперативным персоналом и газовой службой предприятия.

10. На ТЭС из числа руководителей (инженерно-технических работников), прошедших аттестацию в области промышленной безопасности, должны быть назначены лицо, ответственное за безопасную эксплуатацию сетей газораспределения и газопотребления, и его заместитель.

11. Лицо, ответственное за безопасную эксплуатацию сетей газораспределения и газопотребления ТЭС, должно располагать следующей документацией:

копией распорядительного документа эксплуатирующей организации о возложении обязанностей за безопасную эксплуатацию сетей газораспределения и газопотребления;

должностной инструкцией, определяющей обязанности, права и ответственность;

проектной, рабочей и исполнительной документацией;

актом о приемке сетей газопотребления;

технологическими схемами наружных и внутренних газопроводов с указанием газоопасных колодцев и камер;

эксплуатационной документацией по безопасному пользованию газом;

документами об оценке (подтверждении) соответствия технических устройств обязательным требованиям, установленным законодательством Российской Федерации;

планом мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий (далее — ПМЛА);

копиями документов, подтверждающих проведение аттестации в области промышленной безопасности работников, осуществляющих эксплуатацию сетей газораспределения и газопотребления, в объеме требований промышленной безопасности, необходимых для исполнения ими трудовых обязанностей.

12. На ТЭС с учетом особенностей оборудования, технологии и характера производства до пуска оборудования в эксплуатацию должны быть разработаны производственные (технологические) инструкции, содержащие требования технологической последовательности выполнения различных операций при подготовке к пуску оборудования технологических комплексов, выводе в резерв, ремонте, допуске ремонтного персонала (работников) к выполнению работ на оборудовании.

В производственных (технологических) инструкциях должны быть указаны методы и объемы проверки качества выполненных работ по техническому обслуживанию и ремонту.

Отдельно должны быть разработаны:

инструкции по безопасному проведению огневых и газоопасных работ;

инструкции по охране труда для работников, занятых эксплуатацией сетей газораспределения и газопотребления, разработанные исходя из профессии или вида выполняемой работы с учетом трудового законодательства Российской Федерации;

должностные инструкции для руководителей и инженерно-технических работников.

13. Производственные инструкции должны быть разработаны с учетом требований изготовителей технических устройств, конкретных условий эксплуатации и утверждены техническим руководителем ТЭС.

14. К производственной инструкции должны прилагаться технологические схемы с указанием технических устройств, мест врезки дренажей, продувочных газопроводов (воздушников), сбросных газопроводов, трубопроводов продувочного агента, установки запорной, регулирующей и предохранительной арматуры с нумерацией, соответствующей действительности по месту.

15. В процессе эксплуатации сетей газораспределения и газопотребления ТЭС должны быть обеспечены:

подача газа газоиспользующему оборудованию требуемого давления, очищенного от посторонних примесей и конденсата, в количестве, соответствующем его нагрузке;

безопасная работа оборудования, а также безопасное проведение его технического обслуживания и ремонта;

своевременное техническое обслуживание и ремонт оборудования;

производственный контроль за соблюдением требований промышленной безопасности.

16. На каждый газопровод (наружный и внутренний), технологическое устройство (пункт редуцирования газа (далее — ПРГ), газорегуляторная установка (далее — ГРУ), котел должны быть составлены паспорта, содержащие основные данные, характеризующие газопровод, помещение ПРГ, технические устройства и контрольно-измерительные приборы (далее — КИП), а также сведения о проведенных техническом диагностировании, техническом обслуживании и ремонте.

17. Технологические схемы газопроводов должны быть вывешены в помещениях ПРГ и щитов управления или воспроизведены на экране компьютеров систем автоматического управления.

18. При эксплуатации газопроводов и технических устройств необходимо выполнять:

визуальный контроль технического состояния (обход), в сроки, указанные в эксплуатационной документации;

проверку параметров срабатывания предохранительного запорного клапана (далее — ПЗК) и предохранительного сбросного клапана (далее — ПСК), установленных в ПРГ (ГРУ) после каждого ремонта, но не реже одного раза в 6 месяцев;

проверку срабатывания ПЗК, включенных в схемы защит и блокировок котлов перед каждым включением котла при его простое более 3 суток, после каждого ремонта, но не реже одного раза в шесть месяцев;

проверку герметичности фланцевых, резьбовых и сварных соединений газопроводов, сальниковых набивок арматуры с помощью приборов или пенообразующего раствора при проведении технического обслуживания, но не реже одного раза в 6 месяцев;

контроль загазованности воздуха в помещениях ПРГ и котельном зале (котельной) — постоянно автоматическими сигнализаторами загазованности и не реже 1 раза в смену с применением переносного газоанализатора;

проверку работоспособности автоматических сигнализаторов загазованности в помещениях ПРГ и котельном зале (котельной) не реже 1 раза в смену с применением переносного газоанализатора;

проверку срабатывания устройств технологических защит, блокировок и действия сигнализации перед каждым пуском в работу оборудования и периодически в соответствии с утвержденным графиком;

очистку фильтров в соответствии с требованием организации-изготовителя, но не реже 1 раз в 12 месяцев;

техническое обслуживание газопроводов и технических устройств, в соответствии с требованием организации-изготовителя, но не реже 1 раза в 6 месяцев;

техническое обслуживание средств защиты газопроводов от коррозии в соответствии с требованием организации-изготовителя, но не реже 1 раза в 12 месяцев;

включение и отключение газопроводов и технических устройств в режимы резерва, ремонта и консервации;

техническое диагностирование газопроводов и технических устройств;

отключение недействующих газопроводов и технических устройств с установкой заглушек.

19. При техническом обслуживании газопроводов выполняется проверка состояния уплотнений защитных футляров в местах прокладки газопроводов через наружные строительные конструкции здания и наличия равномерных зазоров между футлярами и газопроводами. Результаты проверки фиксируются в журналах технического обслуживания газопроводов и газоиспользующего оборудования.

20. При эксплуатации зданий сети газопотребления ТЭС эксплуатирующая организация осуществляет мониторинг за осадкой фундаментов.

21. Визуальный контроль технического состояния (обход) сети газопотребления ТЭС проводится в сроки, обеспечивающие безопасность и надежность ее эксплуатации, но не реже сроков, указанных в эксплуатационной документации. В случае их отсутствия не реже:

одного раза в смену для ПРГ, внутренних газопроводов котельной;

одного раза в месяц для надземных газопроводов.

Периодичность обхода трасс подземных газопроводов устанавливается техническим руководителем ТЭС дифференцированно в зависимости от технического состояния газопроводов, продолжительности и условий их эксплуатации (опасности коррозии, давления газа, характера местности и плотности ее застройки, времени года, грунтовых условий).

Осмотр газопроводов должен проводиться после выявления деформации грунта, сейсмических воздействий и других негативных явлений, которые могут вызвать недопустимые напряжения в газопроводе.

При осмотре подземных газопроводов проверяются на загазованность колодцы, расположенные на расстоянии до пятнадцати метров в обе стороны от газопровода, коллекторы, подвалы зданий и другие помещения, в которых возможно скопление газа.

При визуальном контроле не допускается подтягивание сальников на арматуре и откачка конденсата из дренажных устройств газопроводов с давлением более 0,3 МПа.

Проверка плотности соединений газопровода и арматуры, установленной на нем, проводится один раз в сутки по внешним признакам утечки газа (по запаху, звуку) с использованием высокочувствительных газоанализаторов (течеискателей) или пенообразующего раствора (мыльной эмульсии).

Применение открытого огня для обнаружения утечки газа не допускается.

22. Проверка параметров срабатывания ПЗК и ПСК в ПРГ должна проводиться не реже одного раза в шесть месяцев, а также после ремонта оборудования ПРГ.

23. Проверка срабатывания ПЗК котлов и горелок должна проводиться перед растопкой котла на газе после простоя более трех суток, перед плановым переводом котла на сжигание газа, а также после ремонта газопроводов котла.

Прекращение подачи электроэнергии от внешнего источника должно вызывать закрытие ПЗК горелок без дополнительного подвода энергии от других внешних источников.

24. Проверка настройки и действия предохранительных устройств газоиспользующего оборудования проводится перед пуском газа, после длительного (более двух месяцев) остановки оборудования, а также при эксплуатации в сроки, установленные в эксплуатационной документации, но не реже одного раза в два месяца.

25. Проверка срабатывания устройств технологических защит и действия сигнализации по максимальному и минимальному давлению газа в газопроводах проводится в сроки, установленные изготовителями, но не реже одного раза в шесть месяцев.

Сброс избыточного давления газа должен быть за пределы помещения и безопасен для персонала и исключающий его воспламенение от источника огня. Системы сброса газа должны обеспечивать безопасные условия рассеивания газа с учетом местных климатических условий, включая розу ветров.

При проверке не должно изменяться рабочее давление газа в газопроводах.

Проверка блокировок производится перед пуском котла или переводом его на газообразное топливо.

26. Контроль загазованности в помещениях ПРГ и котельной должен проводиться стационарными сигнализаторами загазованности или переносным прибором из верхней зоны помещений не реже одного раза в смену.

При обнаружении концентрации газа необходимо организовать дополнительную вентиляцию и незамедлительные работы по обнаружению и устранению утечки газа.

Перед входом в помещение должна быть проведена проверка загазованности помещения переносным сигнализатором.

27. Газопроводы должны регулярно (по графику) дренироваться через штуцера, устанавливаемые в нижних точках газопровода.

Конденсат собирается в передвижные емкости и утилизируется.

Сброс удаленной из газопровода жидкости в канализацию не допускается.

28. Очистку фильтра ПРГ необходимо проводить при достижении допустимого значения перепада давления, указанного в паспорте технического устройства.

29. До начала и в процессе выполнения работ по техническому обслуживанию должен быть проведен контроль воздуха рабочих зон помещений (ПРГ, машинного зала, котельной) на загазованность с отметкой результатов анализа в наряде-допуске на проведение газоопасных работ.

При концентрации газа в помещении, превышающей десять процентов нижний концентрационный предел распространения пламени (далее — НКПРП), работы должны быть приостановлены.

После окончания работ, сопровождающихся нарушением целостности и разгерметизацией, газопроводы должны быть испытаны на герметичность, а после сварочных работ — на прочность и герметичность в соответствии с проектной документацией. При отсутствии в проектной документации требований к проведению испытаний испытания должны проводиться с учетом действующих документов по стандартизации и актов в сфере технического регулирования.

Испытания должны проводиться работниками, выполнившими ремонтные работы, в присутствии оперативного персонала ТЭС. Результаты испытаний оформляются актом.

30. Техническое обслуживание технических устройств проводится по графику. Для составных частей сети газораспределения и сети газопотребления техническое обслуживание проводится совместно с газопроводом, если иное не установлено эксплуатационной документацией организации-изготовителя.

31. Техническое обслуживание газопроводов должно проводиться не реже одного раза в шесть месяцев.

32. При техническом обслуживании ПРГ необходимо выполнять:

проверку хода и герметичности отключающих устройств (задвижек, кранов), а также герметичности ПЗК и ПСК прибором или пенообразующим раствором (мыльной эмульсией);

визуальный контроль (осмотр) строительных конструкций, отделяющих помещения категории А по взрывопожароопасности (согласно требованиям Федерального закона от 22 июля 2008 г. N 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2008, N 30, ст. 3579, 2018, N 53, ст. 8464) от других помещений;

проверку герметичности мест прохода сочленений приводов механизмов с РК;

проверку герметичности фланцевых и сварных соединений газопроводов прибором или пенообразующим раствором;

осмотр, очистку фильтра;

проверку сочленений приводов механизмов с регулирующим клапаном (далее — РК), устранение люфта и других неисправностей в кинематической передаче;

продувку импульсных линий приборов средств измерений, ПЗК и РК;

проверку параметров настройки ПЗК и ПСК;

смазку трущихся частей, подтяжку сальников арматуры, их очистку;

проверку состояния и работы электрооборудования, систем вентиляции, отопления, сигнализации.

33. При техническом обслуживании внутренних газопроводов необходимо выполнять:

проверку герметичности фланцевых и сварных соединений газопроводов, сальниковых набивок арматуры приборами или пенообразующим раствором (мыльной эмульсией);

подтяжку сальников арматуры, очистку;

продувку импульсных линий приборов средств измерений.

34. При отключении газоиспользующего оборудования сезонного действия должны быть установлены заглушки на газопроводах-отводах к ним.

35. Техническое обслуживание сетей газораспределения и газопотребления ТЭС должно проводиться бригадой в составе не менее трех человек под руководством мастера с оформлением наряда-допуска на производство газоопасных работ, в светлое время суток или при достаточном искусственном освещении.

36. Текущий ремонт с разборкой регуляторов давления, предохранительных клапанов и фильтров проводится в сроки, установленные в эксплуатационной документации, но не реже одного раза в двенадцать месяцев, если иное не установлено эксплуатационной документацией организации-изготовителя.

37. Текущий ремонт газопроводов и технических устройств должен проводиться на отключенном оборудовании и газопроводах с установкой заглушек на границах отключаемого участка со стороны подачи газа.

38. При текущем ремонте надземных газопроводов производят:

устранение прогиба газопровода, выпучивания опор, замену и восстановление креплений;

разборку и ремонт запорной арматуры, не обеспечивающей герметичность закрытия, с притиркой уплотняющих поверхностей;

восстановление противошумового и теплоизоляционного покрытий;

очистку и восстановление окраски газопроводов и запорной арматуры (не реже одного раза в пять лет);

проверку герметичности соединений и устранение дефектов, выявленных при техническом обслуживании.

39. При текущем ремонте запорной арматуры необходимо выполнять:

очистку запорной арматуры, ремонт привода и его смазку, набивку сальника;

разборку запорной арматуры, не обеспечивающей плотность закрытия затворов, с притиркой уплотняющих поверхностей;

проверку затяжки (крепежа) фланцевых соединений, смену износившихся и поврежденных болтов и прокладок;

проверку исправности и ремонт приводного устройства;

при сервисном обслуживании запорной арматуры изготовителем сроки и объемы работ должны быть определены эксплуатационной документацией на арматуру.

40. Перед ремонтом газоиспользующего оборудования, осмотром и ремонтом топок котлов или газоходов газоиспользующее оборудование и запальные трубопроводы должны отключаться от действующих газопроводов с установкой заглушки после запорной арматуры.

41. После окончания ремонта на газопроводах и технических устройствах необходимо провести их испытания в соответствии с требованиями проектной документации, при отсутствии в проектной документации требований к проведению испытаний — испытания проводить в соответствии с требованиями сводов правил для сетей газораспределения и газопотребления.

42. Техническое диагностирование (экспертиза промышленной безопасности) газопроводов, технических и технологических устройств сетей газораспределения и газопотребления ТЭС должно проводиться в целях определения и прогнозирования их технического состояния (определения соответствия объекта экспертизы предъявляемым к нему требованиям промышленной безопасности в соответствии с Федеральным законом «О промышленной безопасности опасных производственных объектов»).

Сроки эксплуатации газопроводов, технических и технологических устройств сетей газораспределения и газопотребления ТЭС устанавливаются на основе расчетов и указываются в проектной документации.

43. Ремонт газопроводов и технических устройств проводится по графикам, утвержденным техническим руководителем ТЭС, составленным на основании эксплуатационной документации изготовителей. Ремонт также назначается и по результатам технического обслуживания, технического диагностирования.

Ремонт внутренних газопроводов, газоиспользующего и котлового оборудования следует совмещать.

Сведения о капитальном ремонте должны быть занесены в паспорт соответствующего газопровода и технического устройства.

В случае если техническое устройство входит в состав газопровода и внесено в раздел паспорта «Оборудование газопровода», то сведения о ремонте данного технического устройства допускается вносить только в паспорт газопровода.

Разрешается ведение паспортов соответствующего газопровода и технического устройства в электронном виде.

При ведении паспортов в электронном виде возможность изменения и/или искажения ранее внесенных записей должна быть исключена.

44. После проведения ремонтных работ необходимо провести наладочные работы.

45. Аварийное отключение газопроводов должно производиться в случаях разрыва сварных стыков, коррозионных и механических повреждений газопровода и арматуры с выходом газа, а также при взрыве, пожаре, непосредственно угрожающих газопроводам и газоиспользующему оборудованию.

46. При обнаружении загазованности все работы должны быть приостановлены, приняты меры по устранению утечки газа и выполнению мероприятий в соответствии с ПМЛА и производственными инструкциями.

Лица, не участвующие в аварийно-восстановительных работах, должны быть удалены из опасной зоны.

47. Газоопасные работы должны выполняться в соответствии с требованиями главы V Правил.

Наряд-допуск на производство газоопасных работ для ТЭС (приложение N 1 к Правилам) оформляется в соответствии с обязательными требованиями, установленными законодательством Российской Федерации о техническом регулировании.

48. До начала работ, связанных с разборкой запорной арматуры, присоединением или ремонтом внутренних газопроводов, работой внутри котлов, а также при выводе котлов в режим консервации и ремонта отключающие устройства, установленные на ответвлениях газопровода к котлу и на газопроводе к защитному запальному устройству (далее — ЗЗУ) горелок, должны быть закрыты с установкой заглушек.

Газопроводы должны быть освобождены от газа продувкой воздухом или инертным газом.

49. Установка заглушек на внутренних газопроводах должна производиться на отключенном участке после его предварительной продувки воздухом или инертным газом и взятия пробы для анализа на содержание горючего газа.

Снятие заглушек на газопроводе должно производиться после проведения испытаний (контрольной опрессовки).

Подземные и надземные (наружные) газопроводы независимо от расчетного давления подлежат контрольной опрессовке под давлением 0,02 МПа.

Скорость падения давления не должна превышать 100 Па/час.

Оборудование и газопроводы ПРГ должны подвергаться контрольной опрессовке под давлением 0,01 МПа. Скорость падения давления не должна превышать 600 Па/час.

При значениях падения давления, превышающих допустимые нормы, пуск газа и снятие заглушек на газопроводах не разрешаются до устранения причин сверхнормативного падения давления и проведения повторной контрольной опрессовки.

Результаты контрольной опрессовки должны записываться в наряде-допуске на проведение газоопасных работ.

Если осмотренные и подвергшиеся контрольной опрессовке участки газопроводов не были заполнены газом, то при возобновлении работ по пуску газа осмотр и опрессовка пускаемого участка должны быть произведены повторно.

50. Заглушки на газопроводах ПРГ при пуске газа после консервации или ремонта должны сниматься после осмотра технического состояния (обхода) газопроводов, проведения технического обслуживания и испытания, а после ремонта на газопроводе (сварочных работ) — после испытания на прочность и герметичность в соответствии с требованиями Правил.

51. До начала и в период проведения работ по установке и снятию заглушек должна проводиться проверка рабочей зоны на загазованность с использованием газоанализаторов. При предльно допустимой концентрации газа в воздухе рабочей зоны, превышающей триста миллиграмм/куб. метр, работы должны выполняться в шланговых противогазах или кислородно-изолирующих противогазах.

При концентрации газа в рабочей зоне, превышающей десять процентов НКПРП, работы должны быть приостановлены, помещение должно быть проветрено.

52. Снятие заглушек на газопроводах котла при его выводе из режима консервации или ремонта должно выполняться после осмотра технического состояния котла, проведения технического обслуживания и испытания, проверки работоспособности технологических защит, блокировок и сигнализации, а также после записи ответственного лица в оперативном журнале о готовности котла к растопке.

53. Технологические защиты, блокировки и сигнализация, введенные в постоянную эксплуатацию, должны быть включены в течение всего времени работы газоиспользующего оборудования.

54. Проведение ремонтных и наладочных работ в цепях защит, блокировок и сигнализации на действующем оборудовании без оформления наряда-допуска (распоряжения) на газоопасные работы не допускается.

55. Запорная арматура на газопроводе перед горелочным устройством должна открываться после окончания вентиляции газовоздушного тракта и включения ЗЗУ.

56. Перед пуском котла после ремонта должны быть проверены исправность и готовность к включению основного и вспомогательного оборудования, КИП, средств дистанционного и автоматического управления, устройств технологической защиты, блокировок, средств информации и оперативной связи. Выявленные при этом неисправности должны быть устранены до пуска.

Перед пуском котла после нахождения его в резерве более трех суток должны быть проверены:

работоспособность оборудования, контрольно-измерительных приборов, средств дистанционного и автоматического управления, устройств технологической защиты, блокировок, средств информации и связи;

прохождение команд технологических защит на все исполнительные устройства;

исправность и готовность к включению тех устройств и оборудования, на которых за время простоя производились ремонтные работы.

Выявленные неисправности до розжига котла должны быть устранены. При обнаружении неисправности средств защиты и блокировок, действующих на блокирующие устройства котла, розжиг котла не допускается.

57. Пуск газа в газопровод котла должен производиться при включенных в работу дымососах, дутьевых вентиляторах, дымососах рециркуляции в последовательности, указанной в производственной инструкции по эксплуатации котла.

58. Продувать газопроводы котла через трубопроводы безопасности или через газогорелочные устройства котла не допускается.

59. Перед растопкой котла из холодного состояния должна быть проведена при включенных в работу тягодутьевых механизмах предпусковая проверка плотности закрытия запорной арматуры перед горелками котла, включая общекотловой ПЗК котла, а также автоматическая проверка плотности закрытия ПЗК, установленных перед каждой горелкой котла.

При обнаружении негерметичности затворов отключающих устройств растопка котла не допускается.

60. Непосредственно перед растопкой котла и после его остановки топка, газоходы отвода продуктов сгорания котла, системы рециркуляции, а также закрытые объемы, в которых размещены коллекторы, должны быть провентилированы с включением всех дымососов, дутьевых вентиляторов и дымососов рециркуляции в течение не менее десяти минут при открытых шиберах (клапанах) газовоздушного тракта и расходе воздуха не менее двадцати пяти процентов от номинального.

61. Вентиляция котлов, работающих под наддувом, а также водогрейных котлов при отсутствии дымососа должна осуществляться при включенных дутьевых вентиляторах и дымососах рециркуляции.

62. Перед растопкой котла, если газопроводы находились не под избыточным давлением, следует определить содержание кислорода в газопроводах котла.

При содержании кислорода более одного процента по объему розжиг горелок не допускается.

63. Растопка котлов, все горелки которых оснащены ЗЗУ и двумя ПЗК, начинается с розжига любой горелки в последовательности, указанной в инструкции по эксплуатации котла.

При невоспламенении (погасании) первой растапливаемой горелки должны быть прекращена подача газа на котел и горелку, отключено ее ЗЗУ и провентилированы горелка, топка и газоходы согласно требованиям Правил, после чего растопка котла возобновляется на другой горелке.

Повторный розжиг первой растапливаемой горелки должен производиться после устранения причин ее невоспламенения (погасания).

В случае невоспламенения (погасания) факела второй или последующих растапливаемых горелок (при устойчивом горении первой) должны быть прекращена подача газа только на эту горелку, отключено ее ЗЗУ и проведена ее вентиляция при полностью открытом запорном устройстве на воздуховоде к этой горелке.

Повторный ее розжиг производится после устранения причин ее невоспламенения (погасания).

64. При погасании во время растопки всех включенных горелок должны быть немедленно прекращена подача газа на котел, отключены их ЗЗУ и проведена вентиляция горелок, топки, газоходов согласно требованиям Правил.

Повторная растопка котла должна быть произведена после выяснения и устранения причин погасания факелов горелок.

65. Подача газа в газопроводы котла должна быть немедленно прекращена оперативным персоналом в случаях:

несрабатывания технологических защит;

взрыва в топке, газоходах, разогрева (визуально) несущих балок каркаса или колонн котла, обрушения обмуровки;

исчезновения напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления или на всех КИП;

неконтролируемого изменения давления газа до значений, выходящих за пределы, установленные проектной документацией;

разрушения газопровода котла.

66. При аварийной остановке котла необходимо прекратить подачу газа на котел и все горелки котла, их ЗЗУ, открыть отключающие устройства на трубопроводах безопасности.

Следует открыть отключающие устройства на продувочных газопроводах и провентилировать топку и газоходы согласно требованиям Правил.

67. При плановой остановке котла для перевода в режим резерва должна быть прекращена подача газа к котлу, горелкам, ЗЗУ с последующим их отключением; открыты отключающие устройства на трубопроводах безопасности, а также на продувочных газопроводах, проведена вентиляция топки и газоходов.

По окончании вентиляции тягодутьевые машины должны быть отключены, закрыты лазы, лючки, шибера (клапаны) газовоздушного тракта и направляющие аппараты тягодутьевых машин.

68. Если котел находится в резерве или работает на другом виде топлива, заглушки после запорной арматуры на газопроводах котла могут не устанавливаться.

Допускается избыточное давление газа в газопроводах котла при работе на другом топливе при условии обеспечения плотности закрытия отключающих устройств перед горелками котла.

69. Порядок перевода котла с пылеугольного или жидкого топлива на природный газ должен определяться производственной инструкцией по эксплуатации котла.

При многоярусной компоновке горелок первыми должны переводиться на газ горелки нижних ярусов.

Перед плановым переводом котла на природный газ должна быть проведена проверка срабатывания ПЗК и работоспособности технологических защит, блокировок и сигнализации сети газопотребления с воздействием на исполнительные механизмы или на сигнал в объеме, не препятствующем работе котла.

70. Наблюдение за техническими устройствами ПРГ, показаниями средств измерений, а также автоматическими сигнализаторами контроля загазованности должно проводиться с помощью приборов со щитов управления, определенных проектной документацией:

центрального щита управления ТЭС;

с местного щита управления ПРГ;

визуально по месту, при обходах.

71. Запорная арматура перед ПСК в ПРГ должна находиться в открытом положении и быть опломбирована.

72. Резервная нитка редуцирования в ПРГ должна быть в постоянной готовности к работе.

73. Технологическое оборудование, средства контроля, управления, сигнализации, связи должны подвергаться внешнему осмотру со следующей периодичностью:

технологическое оборудование, трубопроводная арматура, электрооборудование, средства защиты, технологические трубопроводы — перед началом смены и в течение смены не реже чем через два часа;

средства контроля, управления, исполнительные механизмы, средства сигнализации и связи — не реже одного раза в сутки;

вентиляционные системы — перед началом смены;

средства обеспечения пожарной безопасности и пожаротушения — не реже одного раза в месяц.

Результаты осмотров должны быть по окончании смены занесены в журнал приема и сдачи смен (оперативный журнал).

Допускается ведение указанного журнала в электронном виде. При ведении журнала в электронном виде возможность изменения и/или искажения ранее внесенных записей должна быть исключена.

74. Вывод из работы технологических защит, обеспечивающих взрывобезопасность, на работающем оборудовании запрещается.

К технологическим защитам, обеспечивающим взрывобезопасность, относятся защиты от:

изменения давления газа до значений, выходящих за пределы, установленные проектной документацией;

невоспламенения факела первой растапливаемой горелки;

погасания факелов всех горелок в топке (общего факела в топке);

отключения всех дымососов (для котлов с уравновешенной тягой);

отключения всех дутьевых вентиляторов;

отключения всех регенеративных воздухоподогревателей.

Вывод из работы других технологических защит, а также технологических блокировок и сигнализации на работающем оборудовании разрешается только в дневное время и не более одной защиты, блокировки или сигнализации одновременно в случаях:

выявленной неисправности или отказа;

периодической проверки согласно графику, утвержденному техническим руководителем ТЭС;

при работе оборудования в переходных режимах, когда необходимость отключения защиты определена инструкцией по эксплуатации основного оборудования.

Отключение должно выполняться по письменному распоряжению начальника смены цеха или начальника смены электростанции в пределах их должностных полномочий с записью в оперативном журнале и обязательным уведомлением технического руководителя ТЭС.

Производство ремонтных и наладочных работ в цепях включенных защит запрещается.

Технологические защиты, введенные в постоянную эксплуатацию, должны быть включены в течение всего времени работы оборудования, на котором они установлены.

75. Проведение ремонтных и наладочных работ в цепях защит, блокировок и сигнализации на действующем оборудовании без оформления наряда-допуска запрещается.

76. Работы по регулировке и ремонту систем автоматизации, противоаварийных защит и сигнализации в условиях загазованности запрещаются.

77. Неисправности регуляторов, вызывающие повышение или понижение рабочего давления, неполадки в работе предохранительных клапанов, а также утечки газа должны быть устранены незамедлительно при их выявлении в соответствии с ПМЛА и производственными инструкциями.

78. Проверка срабатывания устройств защиты, блокировок и сигнализации должна производиться в сроки, предусмотренные эксплуатационной документацией изготовителей указанного оборудования, но не реже одного раза в 6 месяцев.

79. Газопроводы при заполнении газом должны быть продуты до вытеснения всего воздуха. Окончание продувки должно определяться анализом отбираемых проб, при этом содержание кислорода не должно превышать одного процента по объему, или путем безопасного сгорания отобранных проб газа, которое должно происходить спокойно, без хлопков.

Выпуск газовоздушной смеси при продувках газопроводов должен осуществляться в места, где исключена возможность попадания ее в здания, а также воспламенения от какого-либо источника огня.

Газопроводы при освобождении от газа должны продуваться воздухом или инертным газом до полного вытеснения газа. Окончание продувки определяется анализом. Остаточная объемная доля газа в продувочном воздухе не должна превышать двадцати процентов НКПРП.

IV. Специальные требования к эксплуатации сетей

газораспределения и газопотребления газотурбинных

и парогазовых установок

80. Требования настоящей главы распространяются на ГТУ ТЭС и энергетические ГТУ, работающие автономно или в составе ПГУ с давлением природного газа свыше 1,2 МПа.

81. Сети газораспределения и газопотребления ТЭС с ГТУ и ПГУ должны обеспечивать бесперебойное, безопасное транспортирование и использование природного газа с параметрами по давлению и расходу, определенными проектной документацией и условиями эксплуатации.

82. Подача газа на ТЭС при эксплуатации ГТУ и ПГУ должна предусматриваться по двум газопроводам. В случае отсутствия резервного топлива в сети ГТУ и ПГУ подачу газа на ТЭС следует предусматривать по двум газопроводам от одной газораспределительной станции, подключенной к двум независимым магистральным газопроводам, или от двух магистральных газопроводов.

83. Сеть газопотребления ГТУ и ПГУ должна обеспечивать ГТ проектным давлением газа перед горелочными устройствами.

Схемы сетей газопотребления ГТУ и ПГУ предусматриваются как совместные (с энергетическими котлами), так и раздельные в зависимости от места расположения ТЭС и давления газа в месте подключения.

84. Применяемые в сети газопотребления ГТУ и ПГУ технические устройства должны иметь документацию об оценке (подтверждении) соответствия технических устройств обязательным требованиям, установленными законодательством Российской Федерации о техническом регулировании.

85. Объем оснащения горелочных устройств и камеры сгорания газовой турбины (далее — ГТ) средствами контроля должен определяться с учетом эксплуатационной документации на ГТУ и Правилами.

86. Аппараты в каждой ступени очистки газа предусматриваются с пятидесятипроцентным резервом по производительности. На газопроводе к блоку очистки газа следует предусматривать отключающее устройство с электроприводом, управляемым с местного щита управления пункта подготовки газа (далее — ППГ).

87. Газопроводы от фильтров, установленных на газопроводе до газогорелочных устройств ГТ, следует предусматривать из коррозионностойкой стали.

88. Стали для газопроводов и запорной арматуры следует выбирать в зависимости от рабочих параметров транспортируемого газа и расчетной температуры наружного воздуха в районе строительства, которую следует принимать по температуре наиболее холодной пятидневки в году обеспеченностью 0,92.

89. На ТЭС с ГТУ и ПГУ должна быть предусмотрена защита от шума (шумоглушители, противошумовая изоляция) в целях обеспечения уровня шумового воздействия на окружающую среду.

90. Для сети газопотребления ТЭС с ГТУ и ПГУ, кроме работ, указанных в разделе III Правил, дополнительно в соответствии с графиками, утвержденными техническим руководителем ТЭС, должна выполняться проверка работоспособности ПЗК, включенных в схемы защит и блокировок ГТУ и ПГУ.

91. При эксплуатации ППГ необходимо выполнять:

визуальный контроль технического состояния (обход) в сроки, устанавливаемые производственной инструкцией, обеспечивающие безопасность и надежность эксплуатации;

проверку параметров срабатывания ПЗК и ПСК — не реже одного раза в три месяца, а также по окончании ремонта оборудования;

техническое обслуживание — не реже одного раза в 6 месяцев;

текущий ремонт — не реже одного раза в 12 месяцев, если изготовителями газового оборудования не установлены иные сроки ремонта;

капитальный ремонт — при замене оборудования, средств измерений, ремонте здания, систем отопления, вентиляции, освещения на основании дефектных ведомостей, составленных по результатам осмотров и текущих ремонтов.

92. Контроль загазованности в помещениях ППГ должен проводиться стационарными сигнализаторами загазованности или переносным прибором из верхней зоны помещений не реже одного раза в сутки.

При обнаружении концентрации газа десять процентов и более НКПРП необходимо организовать дополнительную вентиляцию помещения, выявить причину и незамедлительно устранить утечку газа.

93. Техническое обслуживание газопроводов и технических устройств ППГ должно проводиться не реже одного раза в шесть месяцев.

94. Работающие дожимающие компрессоры должны находиться под постоянным надзором персонала. Эксплуатация компрессоров с отключенными или вышедшими из строя автоматикой, аварийной вентиляцией, блокировкой и вентиляторами вытяжных систем запрещается.

95. Техническое обслуживание и текущий ремонт дожимающих компрессоров, предохранительной запорной и регулирующей арматуры производятся в соответствии с эксплуатационной документацией изготовителей указанного оборудования.

По истечении гарантийного срока они должны пройти поверку и сервисное обслуживание.

96. Дожимающие компрессоры подлежат аварийной остановке в случаях:

аварийных утечек газа;

неисправности отключающих устройств;

вибрации, посторонних шумов и стуков;

выхода из строя подшипников и уплотнения;

изменения допустимых параметров масла и воды;

выхода из строя электропривода пусковой аппаратуры;

неисправности механических передач и приводов;

повышения или понижения нормируемого давления газа во входном и выходном патрубках.

97. Масло для смазки компрессора должно иметь сертификат и соответствовать марке, указанной в эксплуатационной документации изготовителей на компрессор (по вязкости, температурам вспышки, самовоспламенения, термической стойкости), и специфическим особенностям, характерным для работы компрессора данного типа в конкретных условиях.

98. Вентиляция газовоздушного тракта котла-утилизатора (далее — КУ), входящих в состав ГТУ и ПГУ, должна осуществляться тягодутьевыми механизмами.

99. Для проведения вентиляции газовоздушного тракта ГТУ и ПГУ после остановки ГТ необходимо использовать режим холодной прокрутки ГТ, осуществляемый с помощью пусковых устройств.

100. В производственной зоне ППГ должны ежесменно осматриваться технологическое оборудование, газопроводы, арматура, электрооборудование, вентиляционные системы, средства измерений, противоаварийные защиты, блокировки и сигнализации, выявленные неисправности должны устраняться в порядке и в сроки, установленные производственными (технологическими) инструкциями.

Включение в работу технологического оборудования без предварительного внешнего осмотра (обхода) не допускается.

101. На внутренних газопроводах ГТУ и ПГУ должны проводиться техническое обслуживание не реже одного раза в месяц и текущий ремонт не реже одного раза в двенадцать месяцев.

102. Периодичность ремонтов устанавливается в соответствии с графиками, утвержденными техническим руководителем ТЭС, с учетом фактического состояния оборудования и по результатам технического обслуживания и текущего ремонта.

103. Параметры настройки регуляторов в ППГ должны соответствовать значениям рабочего давления газа, указанным в эксплуатационной документации изготовителей на поставку ГТУ.

Колебания давления газа на выходе допускаются в пределах десяти процентов от рабочего давления.

104. Режим настройки и проверки параметров срабатывания предохранительных клапанов не должен приводить к изменению рабочего давления газа после регулятора.

105. Газопроводы, подводящие газ к агрегатам, при пуске газа должны продуваться.

Продувка должна проводиться через продувочные газопроводы в места, предусмотренные проектом.

106. Пуск ГТ осуществляется:

из холодного состояния, при температуре металла корпуса турбины менее ста пятидесяти градусов Цельсия, после монтажа или ремонта;

из неостывшего состояния, при температуре металла корпуса турбины сто пятьдесят — двести пятьдесят градусов Цельсия;

из горячего состояния, при температуре металла корпуса турбины выше двухсот пятидесяти градусов Цельсия.

Скорость повышения температуры газов в проточной части, частоты вращения и набора нагрузки при пуске из каждого теплового состояния не должны превышать значений, заданных изготовителями.

107. Пуск ГТУ и ПГУ должен производиться с полностью открытыми к дымовой трубе шиберами. Переключение шиберов, розжиг горелок КУ допускаются только после выхода ГТ на холостой ход.

108. Камеры сгорания и газовоздушные тракты ГТУ или ПГУ, включая газоходы, КУ, перед розжигом горелочных устройств ГТ должны быть провентилированы (проветрены) с использованием пускового устройства ГТ с обеспечением шестикратного воздухообмена вентилируемых объемов до дымовой трубы.

После каждой неудачной попытки пуска ГТ зажигание топлива без предварительной вентиляции газовоздушных трактов ГТУ или ПГУ запрещается.

Продолжительность вентиляции должна соответствовать проектной документации и указываться в инструкции по эксплуатации и программе запуска (розжига).

Запорная арматура на газопроводе перед горелочным устройством должна открываться после окончания вентиляции газовоздушного тракта и включения ЗЗУ.

109. Если при розжиге пламенных труб (газовых горелок) камеры сгорания ГТ или в процессе регулирования произошли отрыв, проскок или погасание пламени, подача газа на газовую горелку и ее запальное устройство должна быть немедленно прекращена.

К повторному розжигу разрешается приступить после вентиляции камер сгорания и газовоздушных трактов ГТУ или ПГУ в течение времени, указанного в производственной инструкции, а также после устранения причин неполадок.

110. Стопорные и регулирующие топливные клапаны ГТ должны обеспечивать плотность. Клапаны должны расхаживаться на полный ход перед каждым пуском, а также ежедневно на часть хода при работе ГТ в базовом режиме.

111. Проверка герметичности затвора стопорного клапана, ПЗК ГТ должна проводиться после ремонта с визуальным контролем, перед каждым пуском ГТУ, а также периодически не реже одного раза в месяц.

112. Пуском ГТУ должен руководить начальник смены, а после ремонта, проведения регламентных работ — начальник цеха или его заместитель.

113. Перед пуском ГТУ после ремонта или простоя в резерве свыше трех суток должны быть проверены исправность и готовность к включению средств технологической защиты и автоматики, блокировок вспомогательного оборудования, масляной системы, резервных и аварийных маслонасосов, КИП и средств оперативной связи. Выявленные при этом неисправности должны быть устранены.

114. Пуск ГТУ не допускается в случаях:

неисправности или отключения хотя бы одной из систем аварийной защиты;

наличия дефектов системы регулирования, которые могут привести к превышению допустимой температуры газов или разгону турбины;

неисправности одного из масляных насосов или системы их автоматического включения;

отклонения от норм качества масла, а также при температуре масла ниже установленного предела;

отклонения от норм качества топлива, а также при температуре или давлении топлива ниже или выше установленных пределов;

отклонения контрольных показателей теплового или механического состояния ГТУ от допустимых значений.

115. Пуск ГТУ после аварийной остановки или сбоя при предыдущем пуске, если причины этих отказов не устранены, не допускается.

116. Пуск ГТУ должен быть немедленно прекращен действием защит или персоналом в случаях:

нарушения установленной последовательности пусковых операций;

превышения температуры газов выше допустимой по графику пуска;

повышения нагрузки пускового устройства выше допустимой;

не предусмотренного инструкцией снижения частоты вращения разворачиваемого вала после отключения пускового устройства;

помпажных явлений в компрессорах ГТУ.

117. ГТУ должна быть немедленно отключена действием защит или персоналом в случаях:

недопустимого повышения температуры газов перед ГТ;

повышения частоты вращения ротора сверх допустимого предела;

обнаружения трещин или разрыва масло- или газопроводов;

недопустимого осевого сдвига, недопустимых относительных перемещений роторов компрессоров и турбин;

недопустимого понижения давления масла в системе смазки или уровня в масляном баке, а также недопустимого повышения температуры масла на сливе из любого подшипника или температуры любой из колодок упорного подшипника;

прослушивания металлических звуков (скрежета, стуков), необычных шумов внутри турбомашин и аппаратов ГТ;

возрастания вибрации подшипников опор выше допустимых значений;

появления искр или дыма из подшипников или концевых уплотнений турбомашин или генератора;

воспламенения масла или топлива и невозможности немедленно ликвидировать пожар имеющимися средствами;

взрыва (хлопка) в камерах сгорания ГТ, в КУ или газоходах;

погасания факела в камерах сгорания;

недопустимого понижения давления жидкого или газообразного топлива перед стопорным клапаном ГТ;

закрытого положения заслонки на дымовой трубе КУ или повышения давления газов на входе в КУ;

исчезновения напряжения на устройствах регулирования и автоматизации или на всех КИП;

отключения турбогенератора вследствие внутреннего повреждения;

возникновения помпажа компрессоров или недопустимого приближения к границе помпажа;

недопустимого изменения давления воздуха за компрессорами;

загорания отложений на поверхностях нагрева КУ.

Одновременно с отключением ГТ действием защиты или персоналом должен быть отключен генератор.

118. ГТУ должна быть разгружена и остановлена по решению технического руководителя ТЭС в случаях:

нарушения нормального режима эксплуатации ГТ или нормальной работы вспомогательного оборудования, при появлении сигналов предупредительной сигнализации, если устранение причин нарушения невозможно без остановки;

заедания стопорных, РК и противопомпажных клапанов;

обледенения воздухозаборного устройства, если не удается устранить обледенение при работе ГТУ под нагрузкой;

недопустимого повышения температуры наружных поверхностей корпусов турбин, камер сгорания, переходных трубопроводов, если понизить эту температуру изменением режима работы ГТУ не удается;

недопустимого увеличения неравномерности измеряемых температур газов;

недопустимого повышения температуры воздуха перед компрессорами высокого давления, а также в случаях нарушения нормального водоснабжения;

неисправности защит, влияющих на обеспечение взрывобезопасности;

неисправности оперативных КИП.

119. При аварийном остановке ГТУ или ПГУ с КУ необходимо:

прекратить подачу топлива в камеру сгорания ГТ закрытием стопорного клапана, ПЗК и других запорных устройств на газопроводах ГТ и КУ;

открыть продувочные газопроводы и трубопроводы безопасности на отключенных газопроводах ГТ и КУ;

отключить паровую турбину и генератор, предусмотренные в составе ПГУ.

120. Запрещается приступать к вскрытию турбин, камеры сгорания, стопорного и РК, не убедившись в том, что запорные устройства на подводе газа к ГТ закрыты, на газопроводах установлены заглушки, газопроводы освобождены от газа, арматура на продувочных газопроводах открыта.

121. После отключения ГТУ и ПГУ должна быть обеспечена эффективная вентиляция трактов и других мест, предусмотренных проектной документацией, произведена продувка горелок воздухом или инертным газом.

По окончании вентиляции должны быть перекрыты всасывающий и (или) выхлопной тракты. Продолжительность и периодичность вентиляции и прокруток роторов при остывании ГТУ должны быть указаны в инструкции по эксплуатации.

122. Запорная арматура на продувочных газопроводах и газопроводах безопасности после отключения ГТУ должна постоянно находиться в открытом положении.

123. После окончания ремонта на газопроводах и технических устройствах необходимо провести испытания их на прочность и герметичность в соответствии с требованиями проектной и эксплуатационной документации.

124. Перед ремонтом технических устройств на газопроводе, визуальным контролем и ремонтом камер сгорания или газоходов технические устройства и запальные трубопроводы должны отключаться от действующих газопроводов с установкой заглушки после запорной арматуры.

125. Технологические защиты, блокировки и сигнализация, введенные в постоянную эксплуатацию, должны быть включены в течение всего времени работы оборудования, на которых они установлены. Ввод технологических защит должен производиться автоматически.

126. Вывод из работы технологических защит, обеспечивающих взрывобезопасность, на работающем оборудовании запрещается.

Вывод из работы других технологических защит, а также технологических блокировок и сигнализации на работающем оборудовании разрешается только в светлое время суток и не более одной защиты, блокировки или сигнализации одновременно в случаях:

обнаружения неисправности или отказа;

периодической проверки согласно графику, утвержденному техническим руководителем ТЭС.

Отключение должно выполняться по письменному распоряжению начальника смены в оперативном журнале с обязательным уведомлением технического руководителя ТЭС.

127. Проведение ремонтных и наладочных работ защит, блокировок и сигнализации на действующем оборудовании без оформления наряда-допуска запрещается.

128. Работы по регулировке и ремонту систем автоматизации, противоаварийных защит и сигнализации в условиях загазованности запрещаются.

V. Газоопасные работы

129. К газоопасным работам относятся:

технологическое присоединение (врезка) вновь построенных наружных и внутренних газопроводов к действующим, отключение (обрезка) газопроводов;

пуск газа в газопроводы при вводе в эксплуатацию, расконсервации, после ремонта (реконструкции), ввод в эксплуатацию ПРГ и ГРУ;

техническое обслуживание и ремонт действующих наружных и внутренних газопроводов, газоиспользующего оборудования, ПРГ и ГРУ;

удаление закупорок, установка и снятие заглушек на действующих газопроводах, а также отключение или подключение к газопроводам газоиспользующего оборудования, проведение его наладки;

продувка газопроводов при отключении или включении газоиспользующего оборудования в работу;

технический осмотр (осмотр технического состояния) газопроводов, ПРГ и ГРУ, ремонт, осмотр и проветривание колодцев, проверка и откачка конденсата из конденсатосборников;

проверка состояния охранных зон газопроводов;

разрытия в местах утечек газа до их устранения;

ликвидация и консервация газопроводов, ПРГ, ГРУ и газоиспользующего оборудования (демонтаж газового оборудования) при постоянном или временном выводе их из эксплуатации;

работы с применением всех видов сварки и газовой резки на действующих газопроводах, технологических и технических устройствах сетей газораспределения или газопотребления;

снижение и восстановление давления газа в газопроводе;

выполнение работ на действующих газопроводах в шурфах, траншеях и котлованах или технических устройствах в газовых колодцах;

мониторинг технического состояния газопроводов (за исключением проверки состояния охранных зон);

контроль интенсивности запаха газа в конечных точках сетей газораспределения;

контроль давления газа в сети газораспределения.

130. Газоопасные работы должны выполняться бригадой в составе не менее двух работников под руководством инженерно-технического работника (в составе не менее трех работников).

Газоопасные работы, не требующие оформления наряда-допуска на их производство, могут выполняться двумя работниками, один из которых назначается руководителем работ.

Газоопасные работы в колодцах, туннелях, коллекторах, а также в траншеях и котлованах глубиной более одного метра должны выполняться бригадой в составе не менее трех работников под руководством инженерно-технического работника (в составе не менее четырех работников).

131. Проведение ремонтных работ без применения сварки и газовой резки на газопроводах низкого давления диаметром не более пятидесяти миллиметров, осмотр технического состояния наружных газопроводов, ремонт, осмотр и проветривание колодцев (без спуска в них), проверка и откачка конденсата из конденсатосборников и гидрозатворов, а также внешний осмотр и очистка внутренних газопроводов, технических устройств и газоиспользующих установок, осмотр технического состояния ПРГ и ГРУ осуществляются двумя работниками. Руководство поручается наиболее квалифицированному работнику.

132. На производство газоопасных работ в организациях, осуществляющих эксплуатацию сетей газораспределения или газопотребления, выдается наряд-допуск, оформленный по рекомендуемому образцу (приложение N 1 к Правилам), предусматривающий разработку и последующее осуществление комплекса мероприятий по подготовке и безопасному проведению этих работ.

133. В организации, осуществляющей эксплуатацию сетей газораспределения или газопотребления, должен быть разработан и утвержден руководителем такой организации или его уполномоченным заместителем, либо руководителем самостоятельного структурного подразделения (дочернего общества) указанной организации перечень газоопасных работ и инструкция, определяющая порядок подготовки и безопасность их проведения применительно к конкретным производственным условиям. Также утверждается перечень газоопасных работ, выполняемых без оформления наряда-допуска по производственным инструкциям, обеспечивающим их безопасное проведение.

Перечень газоопасных работ должен не реже одного раза в год пересматриваться и переутверждаться.

134. Работники, имеющие право выдачи нарядов-допусков к выполнению газоопасных работ, назначаются распорядительным документом из числа руководящих работников и инженерно-технических работников, осуществляющих эксплуатацию сетей газораспределения или газопотребления, аттестованных в установленном порядке и имеющих опыт работы на объектах сетей газораспределения и газопотребления не менее одного года.

135. Периодически повторяющиеся газоопасные работы, выполняемые постоянным составом работников, производятся по утвержденным производственным инструкциям без оформления наряда-допуска.

К периодически повторяющимся газоопасным работам, выполняемым без наряда-допуска, относятся:

технический осмотр газопроводов и ПРГ;

техническое обслуживание ПРГ (шкафного исполнения), осуществляемое без снижения давления газа у потребителей;

проверка состояния охранных зон газопроводов;

ремонт, осмотр и проветривание колодцев (без спуска в них);

проверка и откачка конденсата из конденсатосборников;

техническое обслуживание газопроводов без отключения газа;

контроль интенсивности запаха газа;

контроль давления газа в сети газораспределения и газопотребления;

техническое обслуживание запорной арматуры и компенсаторов, расположенных вне колодцев (без нарушения герметичности корпуса и фланцевых соединений).

Указанные работы должны выполняться бригадой работников в составе не менее двух человек под руководством инженерно-технического работника и регистрироваться в журнале учета периодически повторяющихся газоопасных работ с указанием времени начала и окончания работ.

Допускается ведение указанного журнала в электронном виде. При ведении журнала в электронном виде возможность изменения и/или искажения ранее внесенных записей должна быть исключена.

136. По специальному плану, утвержденному техническим руководителем газораспределительной организации, осуществляются следующие газоопасные работы:

пуск газа в сети газораспределения и газопотребления поселений при первичной газификации, в газопроводы высокого давления;

работы по присоединению газопроводов высокого и среднего давления;

ремонтные работы в ПРГ и ГРУ с применением сварки и газовой резки;

ремонтные работы на газопроводах среднего и высокого давлений (под газом) с применением сварки и газовой резки;

снижение и восстановление давления газа в газопроводах среднего и высокого давлений, связанные с отключением потребителей;

ремонтные работы на газопроводах низкого давления, связанные с отключением и последующим пуском газа в группы жилых домов, если для выполнения работ требуется привлечение более одной бригады; отключение и последующее включение подачи газа на промышленные производства.

В плане указываются:

последовательность проведения операций;

мероприятия, обеспечивающие безопасность;

лица, ответственные за проведение газоопасных работ (отдельно на каждом участке работы) и за общее руководство и координацию действий.

137. Каждому лицу, ответственному за проведение газоопасных работ, в соответствии с планом выдается отдельный наряд-допуск.

138. К плану и нарядам-допускам должны прилагаться исполнительная документация (чертеж или ксерокопия исполнительной документации) с указанием места и характера производимой работы.

Перед началом газоопасных работ лицом, ответственным за их проведение, проверяется соответствие документации фактическому расположению газопровода.

139. Работы по локализации и ликвидации аварий на газопроводах проводятся без наряда-допуска до устранения прямой угрозы причинения вреда жизни, здоровью или имуществу других лиц и окружающей природной среде.

Восстановительные работы по приведению газопроводов и газового оборудования в технически исправное состояние проводятся по наряду-допуску.

В случае, когда аварийно-восстановительные работы от начала до конца проводятся аварийно-диспетчерской службой в срок не более суток, наряд-допуск не оформляется.

140. Наряды-допуски на газоопасные работы должны выдаваться заблаговременно для необходимой подготовки к работе.

В наряде-допуске указываются срок его действия, время начала и окончания работы.

При невозможности окончить работу в установленный срок наряд-допуск на газоопасные работы подлежит продлению лицом, выдавшим его.

Записи в наряде-допуске на проведение газоопасной работы должны быть хорошо читаемыми, не вызывающие сомнений или неоднозначности смысла написанного для недопущения нечеткого их выполнения.

Допускается заполнение наряда-допуска на проведение газоопасных работ с использованием персонального компьютера. Не допускается заполнение наряда-допуска на проведение газоопасных работ карандашом. Исправления в тексте, подписи ответственных лиц с использованием факсимиле и их ксерокопии не допускаются.

Возможность использования электронной подписи при согласовании нарядов-допусков на проведение газоопасных работ устанавливается внутренними документами эксплуатирующей организации в соответствии с требованиями Федерального закона от 6 апреля 2011 г. N 63-ФЗ «Об электронной подписи» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2011, N 15, ст. 2036, 2020, N 24, ст. 3755).

Допускается оформление и регистрация наряда-допуска на проведение газоопасных работ в электронном виде. При этом должна быть исключена возможность изменения и/или искажения ранее внесенных записей в наряде-допуске, а также обеспечены условия хранения наряда-допуска в течение одного года со дня его закрытия.

141. Наряды-допуски должны регистрироваться в специальном журнале (рекомендуемый образец в приложении N 2 к Правилам). Допускается ведение указанного журнала в электронном виде. При ведении журнала в электронном виде возможность изменения и/или искажения ранее внесенных записей должна быть исключена.

142. Лицо, ответственное за проведение газоопасных работ, получая наряд-допуск, расписывается в журнале регистрации нарядов-допусков.

143. Наряды-допуски должны храниться не менее одного года с даты их закрытия. Порядок и условия хранения определяются приказом руководителя эксплуатирующей организации.

Наряды-допуски, выдаваемые на первичный пуск газа, врезку в действующий газопровод, отключения газопроводов с заваркой наглухо в местах ответвления, хранятся постоянно в исполнительно-технической документации на данный газопровод.

144. Если газоопасные работы, выполняемые по наряду-допуску, проводятся в течение более одного дня, ответственный за их выполнение обязан ежедневно докладывать в письменном виде о ходе выполнения газоопасных работ лицу, выдавшему наряд-допуск.

При невозможности окончить работу в установленный срок наряд-допуск на газоопасные работы подлежит продлению лицом, выдавшим наряд-допуск.

145. Командированным работникам наряды-допуски выдаются на срок, не превышающий период командировки лицами, указанными в пункте 136 Правил. Проведение газоопасных работ контролируется лицом, назначенным организацией, проводящей работы, с обязательным периодическим контролем работником эксплуатирующей организации.

Периодичность контроля работниками эксплуатирующей организации должна быть установлена распорядительным документом организации.

146. До начала газоопасных работ ответственный за их проведение обязан проинструктировать всех рабочих о технологической последовательности операций и необходимых мерах безопасности и путем опроса убедиться в самочувствии каждого рабочего, не препятствующем выполнению работы. После этого каждый работник, получивший инструктаж, должен расписаться в наряде-допуске.

До начала выполнения газоопасных работ в помещениях ПРГ, колодцах, туннелях, коллекторах проводят анализ газовоздушной смеси с помощью газоанализатора. Пробы должны отбираться в наиболее плохо вентилируемых местах. Выполнение газоопасных работ в помещениях ПРГ, колодцах, туннелях, коллекторах при объемной доле газа в воздухе более 20% от НКПРП и/или содержании кислорода менее 20% не допускается.

147. При проведении газоопасной работы все распоряжения должны выдаваться лицом (работником), ответственным за работу.

Другие должностные лица и руководители, присутствующие при проведении работы, дают указания только через лицо, ответственное за проведение работ.

148. Газоопасные работы должны выполняться в дневное время (дневную рабочую смену). В районах северной климатической зоны газоопасные работы проводятся независимо от времени суток.

Работы по локализации и ликвидации аварий выполняются независимо от времени суток под непосредственным руководством инженерно-технического работника.

149. Газопроводы, не введенные в эксплуатацию в течение 6 месяцев со дня испытания, должны быть повторно испытаны на герметичность.

Дополнительно проверяются работа установок электрохимической защиты, состояние дымовых и вентиляционных каналов (систем), комплектность и исправность газового оборудования, арматуры, средств измерений и автоматизации.

150. Присоединение вновь построенных газопроводов к действующим производится только перед пуском газа.

Все газопроводы и газовое оборудование перед их присоединением к действующим газопроводам, а также после ремонта необходимо подвергать внешнему осмотру и контрольной опрессовке (воздухом или инертными газами) бригадой, производящей пуск газа.

151. Наружные газопроводы всех давлений подлежат контрольной опрессовке давлением 0,02 МПа. Падение давления не должно превышать 0,0001 МПа за один час.

Наружные газопроводы с давлением природного газа до 0,005 МПа включительно с гидрозатворами подлежат контрольной опрессовке давлением 0,004 МПа. Падение давления не должно превышать 0,00005 МПа за десять минут.

Внутренние газопроводы промышленных, сельскохозяйственных и других производств, котельных, а также оборудование и газопроводы ГРП (ГРПБ), ШРП и ГРУ подлежат контрольной опрессовке давлением 0,01 МПа. Падение давления не должно превышать 0,0006 МПа за один час. Результаты контрольной опрессовки должны записываться в нарядах-допусках на выполнение газоопасных работ.

152. Избыточное давление воздуха в присоединяемых газопроводах должно сохраняться до начала работ по их присоединению (врезке).

153. Если пуск газа в газопровод не состоялся, то при возобновлении работ по пуску газа он подлежит повторному осмотру и контрольной опрессовке.

154. При ремонтных работах в загазованной среде следует применять инструмент из цветного металла, исключающий искрообразование.

Рабочая часть инструмента из черного металла должна обильно смазываться солидолом или другой аналогичной смазкой.

Использование электрических инструментов, дающих искрение, не допускается.

Обувь у лиц, выполняющих газоопасные работы в колодцах, помещениях ПРГ ГРУ, не должна иметь стальных подковок и гвоздей.

При выполнении газоопасных работ следует использовать переносные светильники во взрывозащищенном исполнении напряжением до двенадцати вольт.

155. Выполнение сварочных работ и газовой резки на газопроводах в колодцах, туннелях, коллекторах, технических подпольях, помещениях ПРГ и ГРУ без их отключения, продувки воздухом или инертным газом и установки заглушек не допускается.

До начала работ по сварке (резке) газопровода, а также замене запорной арматуры, компенсаторов и изолирующих фланцев в колодцах, туннелях, коллекторах следует снять (демонтировать) перекрытия.

156. Газовая резка и сварка на действующих газопроводах допускаются при давлении газа 0,0004 — 0,002 МПа.

Во время выполнения работы следует осуществлять постоянный контроль за давлением газа в газопроводе.

При снижении давления газа в газопроводе ниже 0,0004 МПа или его превышении свыше 0,002 МПа работы следует прекратить.

157. Присоединение газопроводов без снижения давления следует производить с использованием специального оборудования, обеспечивающего безопасность работ.

Производственная инструкция на проведение работ по присоединению газопроводов без снижения давления должна учитывать рекомендации изготовителей оборудования и содержать технологическую последовательность операций.

158. Давление газа в газопроводе при проведении работ следует контролировать по специально установленному манометру.

Допускается использовать манометр, установленный не далее ста метров от места проведения работ.

159. Работы по присоединению газоиспользующего оборудования к действующим внутренним газопроводам с использованием сварки (резки) следует проводить с отключением газопроводов и их продувкой воздухом или инертным газом.

160. Снижение давления газа в действующем газопроводе следует производить с помощью отключающих устройств или настройки редукционной арматуры в ПРГ.

Во избежание превышения давления газа в газопроводе избыточное давление следует сбрасывать на продувочный газопровод.

161. Способы присоединения вновь построенных газопроводов к действующим определяются проектной документацией.

162. Проверка герметичности газопроводов, арматуры и приборов открытым огнем не допускается.

Присутствие посторонних лиц, применение источников открытого огня, а также курение в местах проведения газоопасных работ не допускаются.

Места проведения работ следует ограждать.

Котлованы должны иметь размеры, удобные для проведения работ и эвакуации рабочих.

Вблизи мест проведения газоопасных работ вывешиваются или выставляются предупредительные знаки «Огнеопасно — газ».

163. При газовой резке (сварке) на действующих газопроводах во избежание большого пламени места выхода газа затираются шамотной глиной с асбестовой крошкой.

164. Снятие заглушек, установленных на ответвлениях к потребителям (вводах), производится по указанию лица, руководящего работами по пуску газа, после визуального осмотра и опрессовки газопровода.

165. Газопроводы при пуске газа должны продуваться газом до вытеснения всего воздуха.

Окончание продувки должно быть установлено путем анализа и сжиганием отобранных проб.

Объемная доля кислорода не должна превышать одного процента по объему, а сгорание газа должно происходить спокойно, без хлопков.

166. Газопроводы при освобождении от газа должны продуваться воздухом или инертным газом.

После проверки газоанализатором объемная доля газа в пробе воздуха (инертного газа) не должна превышать двадцати процентов от НКПРП.

При продувке газопроводов запрещается выпускать газовоздушную смесь в помещения, вентиляционные и дымоотводящие системы, а также в места, где существует возможность попадания ее в здания или воспламенения от источника огня.

167. Отключаемые участки наружных газопроводов, а также внутренних при демонтаже газового оборудования должны обрезаться, освобождаться от газа и завариваться наглухо в месте ответвления.

168. В загазованных колодцах, коллекторах, помещениях и вне помещений в загазованной атмосфере ремонтные работы с применением открытого огня (сварка, резка) недопустимы.

169. При техническом обслуживании и ремонте газоиспользующее оборудование должно быть отключено от газопровода с помощью заглушек.

170. Спуск в колодцы (без скоб), котлованы должен осуществляться по металлическим лестницам с закреплением их у края колодца (котлована).

Для предотвращения скольжения и искрения при опирании на твердое основание лестницы должны иметь резиновые упоры.

171. Перед началом проведения газоопасной работы следует провести лабораторный или экспресс-анализ воздушной среды на содержание кислорода и опасных веществ, указанных в перечне газоопасных работ, согласно месту и характеру работы, с записью результатов в наряде-допуске на проведение газоопасных работ и в сменном (оперативном) журнале.

Работы внутри колодцев, коллекторов, в тоннелях и других аналогичных устройствах и сооружениях (с наличием замкнутого пространства) без изолирующих средств защиты органов дыхания не допускаются.

Снаружи с наветренной стороны должны находиться по два человека для страховки на каждого работающего в колодцах и котлованах и недопущения к месту работы посторонних лиц.

172. Разборка (замена) установленного на наружных и внутренних газопроводах оборудования должна производиться на отключенном участке газопровода с установкой заглушек.

Заглушки должны соответствовать максимальному давлению газа в газопроводе, иметь хвостовики, выступающие за пределы фланцев, и клеймо с указанием давления газа и диаметра газопровода.

173. Подтягивание или замена сальниковой набивки запорной арматуры, разборка резьбовых соединений конденсатосборников на наружных газопроводах среднего и высокого давлений допускаются при давлении газа не более 0,1 МПа.

174. Замена прокладок фланцевых соединений на наружных газопроводах допускается при давлении газа в газопроводе 0,0004 — 0,002 МПа.

175. Разборка фланцевых, резьбовых соединений и арматуры на внутренних газопроводах любого давления должна производиться на отключенном и заглушенном участке газопровода.

176. При ремонтных работах на газопроводах и оборудовании в помещениях, где возможна загазованность, должны быть обеспечены наблюдение за ведением работ и предотвращение внесения источников огня, искрообразования.

177. Перед началом ремонтных работ на подземных газопроводах, связанных с разъединением газопровода (замена задвижек, снятие и установка заглушек, прокладок), необходимо отключить имеющуюся защиту от электрохимической коррозии и установить на разъединяемых участках газопровода перемычку (если нет стационарно установленных перемычек) в целях предотвращения искрообразования.

178. Устранение в газопроводах ледяных, смоляных, нафталиновых и других закупорок путем шуровки (металлическими шомполами), заливки растворителей или подачи пара разрешается при давлении газа в газопроводе не более 0,005 МПа.

179. Применение открытого огня для отогрева наружных полиэтиленовых, стальных санированных и внутренних газопроводов запрещается.

180. При устранении закупорок в газопроводах должны приниматься меры, максимально уменьшающие выход газа из газопровода. Работы должны проводиться в шланговых или кислородно-изолирующих противогазах. Выпуск газа в помещение запрещается.

При прочистке газопроводов потребители должны быть предупреждены о необходимости отключения газоиспользующего оборудования до окончания работ.

181. Резьбовые и фланцевые соединения, которые разбирались для устранения закупорок в газопроводе, после сборки должны быть проверены на герметичность мыльной эмульсией или с помощью высокочувствительных газоанализаторов (течеискателей).

182. Ответственным за наличие у рабочих средств индивидуальной защиты, их исправность и применение является лицо, ответственное за проведение работ.

Наличие и исправность необходимых средств индивидуальной защиты определяются при выдаче наряда-допуска на газоопасные работы.

При организации работ лицо, ответственное за проведение работ, обязано предусмотреть возможность быстрого вывода работников из опасной зоны.

Каждый участвующий в газоопасных работах должен иметь и при необходимости применять подготовленный к работе шланговый или кислородно-изолирующий противогаз (для работ, выполняемых в котлованах, тоннелях, колодцах, коллекторах и аналогичных устройствах и сооружениях (с замкнутыми пространствами).

Применение фильтрующих противогазов не допускается.

183. Разрешение на включение кислородно-изолирующих противогазов дает руководитель работ.

При работе в кислородно-изолирующем противогазе необходимо следить за остаточным давлением кислорода в баллоне противогаза, обеспечивающем возвращение работающего в незагазованную зону.

Продолжительность работы в противогазе без перерыва не должна превышать тридцати минут.

Время работы в кислородно-изолирующем противогазе следует записывать в его паспорт.

184. Воздухозаборные патрубки шланговых противогазов должны быть расположены с наветренной стороны и закреплены. При отсутствии принудительной подачи воздуха вентилятором длина шланга не должна превышать пятнадцати метров.

Шланг не должен иметь перегибов и защемлений.

Противогазы проверяют на герметичность перед выполнением работ зажатием конца гофрированной дыхательной трубки.

185. В процессе эксплуатации необходимо обеспечить регулярную проверку исправности индивидуальных систем обеспечения безопасности работ в соответствии с эксплуатационной документацией, а также своевременную замену элементов, компонентов или подсистем с понизившимися защитными свойствами в соответствии с требованиями эксплуатационной документации (инструкций по эксплуатации) изготовителей.

ПУГ 69
Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов для горючих, токсичных и сжиженных газов

Распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО «ЦНТИ Нормоконтроль»

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Способы доставки

• Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
• Курьерская доставка (7 дней)
• Самовывоз из московского офиса
• Почта РФ

Правила устанавливают общие положения и основные технические требования, к которым относятся условия выбора и применения труб, деталей трубопроводов, арматуры и основных материалов для их изготовления, а также требования к сварке газопроводов, их размещению и условия нормальной эксплуатации

Оглавление

Глава 1. Область применения

Глава 2. Газопроводы низкого давления

А. Классификация газопроводов

Б. Требования к трубам и деталям трубопроводов

Глава 3. Газопроводы высокого давления

А. Требования к трубам

Б. Требования к деталям газопроводов

Глава 4. Применение трубопроводной арматуры

А. Общие требования

Б. Дополнительные требования к арматуре газопроводов высокого давления

Глава 5. Устройство газопроводов

А. Размещение газопроводов

Б. Компенсация температурных деформаций газопроводов

В. Дренаж и продувка газопроводов

Г. Опоры и подвески газопроводов

Д. Тепловая изоляция, обогрев, защита от коррозии и окраска газопроводов

Глава 6. Монтаж и сварка газопроводов

А. Общие требования

Б. Дополнительные требования к монтажу газопроводов высокого давления

В. Сварка газопроводов

Глава 7. Испытание смонтированных газопроводов

А. Общие требования

Б. Гидравлическое испытание

В. Пневматическое испытание

Г. Промывка и продувка газопроводов

Д. Дополнительное испытание газопроводов на плотность

Глава 8. Приемка смонтированных газопроводов в эксплуатацию

Глава 9. Эксплуатация газопроводов

А. Надзор и обслуживание

Б. Наружный осмотр газопроводов

В. Ревизия газопроводов

Г. Обслуживание, ревизия и ремонт арматуры

Д. Периодические испытания газопроводов

Е. Основные требования по технике безопасности при эксплуатации газопроводов

Глава 10. Борьба с вибрацией газопроводов

Справочные материалы. Рекомендации по электродам для ручной дуговой сварки

Дата введения	01.01.2021
Добавлен в базу	01.09.2013
Актуализация	01.01.2021

Этот документ находится в:

• Раздел Экология
  • Раздел 75 ДОБЫЧА И ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ, ГАЗА И СМЕЖНЫЕ ПРОИЗВОДСТВА
    • Раздел 75.180 Оборудование для нефтяной и газовой промышленности
      • Раздел 75.180.01 Оборудование для нефтяной и газовой промышленности в целом
      • Раздел Строительство
        • Раздел Нормативные документы
          • Раздел Нормативные документы органов надзора
            • Раздел Нормативные документы Госгортехнадзора
            • Раздел Строительство
              • Раздел Нормативные документы
                • Раздел Отраслевые и ведомственные нормативно-методические документы
                  • Раздел Проектирование и строительство объектов нефтяной и газовой промышленности

                  Организации:

                  17.09.1960	Утвержден	Госгортехнадзор СССР
                  09.06.1969	Принят	Главмикробиопром СССР
                  18.06.1969	Принят	Минмедпром СССР
                  23.06.1969	Принят	Минпищепром СССР
                  30.06.1969	Принят	Миннефтехимпром СССР
                  10.07.1969	Принят	Минхимпром
                  18.07.1969	Принят	ЦК профсоюза рабочих нефтяной и газовой промышленности
                  05.08.1969	Принят	ВЦСПС
                  22.08.1969	Принят	Госстрой СССР (Государственный комитет Совета Министров СССР по делам строительства)
                  Издан	Недра	1970 г.

                  Чтобы бесплатно скачать этот документ в формате PDF, поддержите наш сайт и нажмите кнопку:

                  ПРАВИЛА УСТРОЙСТВА И БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТРУБОПРОВОДОВ

                  ДЛЯ ГОРЮЧИХ, токсичных

                  И СЖИЖЕННЫХ ГАЗОВ (ПУГ-69)

                  СОГЛАСОВАНО: с ВЦСПС 5 августа 1969 г.,

                  с Госстроем СССР

                  22 августа 1969 г.,

                  с ЦК профсоюза рабочих нефтяной и химической промышленности 18 июля 1969 г., с Минхимпромом СССР 10 июля 1969 г , Мкннефтехимпромом СССР 30 июня 1969 г., с Минмедпромом СССР 18 июня 1969 г. с Минпнщепромом СССР

                  23 июня I960 т., Главмикробиопромом СССР

                  Госгортехнадзором СССР 17 сентября 1969 г.

                  ПРАВИЛА УСТРОЙСТВА И БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТРУБОПРОВОДОВ

                  ДЛЯ ГОРЮЧИХ, токсичных

                  И СЖИЖЕННЫХ ГАЗОВ (ПУГ -69)

                  Издательство «Недра» Москва 1970

                  испытания в соответствии со стандартами, техническими условиями, нормалями и настоящими Правилами.

                  1.10. За выбор схемы газопровода, правильность и целесообразность его конструкции, правильность расчета на прочность, гидравлического расчета, расчета на компенсацию тепловых деформаций газопровода, за выбор материалов, способов прокладки, дренажа, а также за проект в целом и за соответствие его настоящим Правилам и другим действующим общесоюзным или ведомственным правилам и нормам отвечает организация, разрабатывающая проект.

                  1.11. Монтажная организация несет ответственность за изготовление, монтаж и испытание газопроводов в соответствии с проектом, за применение при сооружении газопроводов труб, деталей газопроводов, арматуры и других изделий, подтвержденных соответствующими паспортами или сертификатами, за соответствие последних требованиям проекта настоящих Правил и СНиП П1.Г9-62, за соблюдение всех требований, предъявляемых к монтажу газопроводов в соответствии с их категориями, указанными в проекте. Самовольное изменение категорий газопроводов, указанных в проекте, без согласования с проектной организацией — не допускается.

                  1.12. Все изменения проекта, которые могут возникнуть в процессе изготовления и монтажа газопровода, в том числе замена марок и материала труб, фасонных деталей, арматуры, фланцев и других элементов трубопроводов, должны быть в обязательном порядке согласованы с ответственными представителями завода-за-казчика и оформлены через проектную организацию завода соответствующей документацией.

                  ГАЗОПРОВОДЫ НИЗКОГО ДАВЛЕНИЯ А. Классификация газопроводов

                  2.01. Все газопроводы низкого давления, работающие при температурах от —150°С до + 700°С, в зависимости от характера транспортируемой среды подразделяются на две основные группы (А и Б), а в зависимости от рабочих параметров среды (давления и температуры) — на четыре категории (I—IV).

                  Категории устанавливаются проектом для каждого газопровода и определяют сабой совокупность технических требований, предъявляемых к монтажу трубопроводов каждой категории в соответствии с указаниями СНиП Ш-Г. 9-62.

                  Классификация газопроводов низкого давления в зависимости от свойств и рабочих параметров среды приведена в табл. 1.

                  Б. Требования к трубам и деталям трубопроводов

                  2.02. Применяемые для газопроводов низкого давления элементы (трубы, фасонные соединительные детали, фланцы, прокладочные материалы и крепежные изделия) по своему качеству и технической характеристике материала должны отвечать требованиям настоящих Правил, соответствующих ГОСТ, действующих нормалей машиностроения или специальных технических условий.

                  Различные элементы газопроводов в зависимости от рабочих параметров среды необходимо выбирать в соответствии с указаниями, приведенными в настоящей главе.

                  Классификация газопроводов низкого давления

                  Таблица 1 (к п. 2.01)

                  Горючие газы с токсическими свойствами: а) сильнодействующие ядо-

                  витые газы и сжиженные газы с токсическими свойствами б) прочие газы с токсичес-

                  Горючие газы, не обладаю-щие токсическими свойствами: а) сжиженные газы с упру-

                  кГ/см 2 и ниже 0,8 кГ/см 2 (абс.)

                  до 0,01 кГ/см 2 (абс.)

                  кГ/см 2 (абс.) До 25

                  гостью паров при +20 °С бо-лее 6 кГ/см 2 (абс.)

                  б) сжиженные газы с уп-

                  ругостью паров при +20 °С менее 6 кГ/см 2 (абс).

                  в) прочие газы, не обладающие токсическими свойствами

                  Ниже 0,8 до Незави-0,01 кГ/см 2 симо

                  Ниже 0,95 Незави-до 0,8 симо

                  От От +120 1бдо25 до+250

                  1. Настоящая таблица составлена на основании табл. 1 СНиП Ш-Г. 9-62 применительно к газопроводам для горючих газов.

                  2. Буквенный индекс группы сред в проекте не указывается, указывается только категория газопровода.

                  3. В случае отсутствия в настоящей таблице необходимого сочетания параметров следует руководствоваться тем пара ‘метром, который требует отнесения газопровода к более высокой категории.

                  4. Категории газопроводов для различных смесей, состоящих из нескольких основных компонентов, устанавливаются по компоненту, требующему отнесения газопровода к более высокой категории.

                  5 Отнесение газопроводов к группе сред должно осуществляться проектными организациями.

                  6. Здесь и далее давление дано в кГ1см 2 избыточных, кроме специально оговоренных случаев.

                  Допустимые предельные параметры среды

                  Условные проходы, мм от—до

                  Горючие газы гр. А/б II

                  категории и гр. Б/в, кро-

                  ме указанных в п. 2 нас-

                  газопроводов низкого давления

                  Таблица 2 (к П. 2.05)

                  ВМСт.Зсп, ВМСт.4еп— по гр. В

                  10704-63 и 10706-63

                  холоднокатаные гр. А

                  Бесшовные холоднотянутые и

                  8733-66 и 8734-58

                  холоднокатан-ные гр. А

                  Бесшовные горячекатаные гр. А

                  8731-66 и 8732-58

                  и холоднокатаные гр. А

                  8731-66 и 8732-58

                  Горючие газы гр. А/б II

                  категории и гр- Б/в, кроме указанных в п. 2 настоящей таблицы

                  Горючие газы гр. А и Б под вакуумом в пределах абсолютного давления 0,95— 0,01 /сГ/сл1 2

                  Сжиженные горючие газы гр. А и Б, сильнодействующие ядовитые тазы гр. А/а,

                  а также газы с токсически-

                  ми свойствами гр. А/б I категории

                  Продолжение табл. 2

                  Бесшовные крекинговые коммуникационные

                  Бесшовные холоднотянутые и холоднокатаные

                  Бесшовй&е холоднотянутые и холоднокатаные

                  лоднотянутые *н ‘ холоднокатаные гр. А

                  Бесшовные горячекатаные гр. А

                  ВМСт, 4сп— по гр. В

                  ! Бесшовные холоднотянутые и холоднокатаные гр. А

                  8733 66 и 8734-58

                  Бесшовные горячекатаные гр. А

                  Допустимые предельные параметры среды

                  Условные проходы, мм от—до

                  Сжиженные горючие газы

                  гр. А и Б, сильно действую-

                  щие ядовитые газы гр. А/а,

                  а также газы с токсически-

                  ми свойствами гр. А/б I ка-

                  Примечания: 1. В графе 3 указаны предельные допустимые условные давле

                  2 Допускается применение других, не включенных в настоящую таблицу, труб при техническом обосновании и соответствии их требованиям настоящих Правил

                  3. Толщина стенки труб определяется в соответствии с указаниями пп. 1.08 и 2 03 настоящих Правил.

                  4 При применении труб, изготовляемых из углеродистой стали по ГОСТ 380-60, обязательно соблюдение пункта 2.5 2 технических требований указанного стандарта.

                  Для условий, при которых в соответствии с настоящей таблицей разрешено применение труб из стали марки ВМСт.Зсп, допускается применение также труб из стали марки ВКСтЗсп (с толщиной стенки не более 10 мм).

                  5. Применение бесшовных труб для газопроводов в тех случаях, когда настоящей таблицей предусмотрено применение сварных труб, должно быть обосновано в проекте

                  6 Электросварные прямошовные трубы больших диаметров (ГОСТ 10704-03) в случае необходимости могут быть заменены по мере освоения их выпуска промышленностью электросварными трубами со спиральным швом (ГОСТ 8696-02), изготовленными из материалов л рассчитанные на условия, указанные в настоящей таблице

                  7. Для строител/.ства подземных или теплоизолированных наземных газопроводов допускается’ применение труб, изготовленных из полуспокойной или кипящей стали с диаметром условного прохода до 500 мм включительно и толщиной стенки не более 8 мм, по ГОСТ и в расчете на давления, указанные в настоящей таблице, при условиях:

                  Продолжение табл. 2

                  Бесшовные крекинговые коммуникационные

                  Бесшовные холоднотянутые и холоднокатаные

                  Бесшовные холоднотянутые и х о лоднока таные

                  ния в кГ/см 2 (не более).

                  а) строительства газопроводов в районах с расчетной зимней температурой воздуха не ниже — 30°С (за расчетную зимнюю температуру воздуха принимается средняя температура наиболее холодной пятидневки по табл. 1 СНнП П-А.6-62 «Строительная климатология и геофизика. Основные положения проектирования»);

                  б) применения труб, изготовленных из полуспокойной стали марок ВМСт.2лс, ВМСт.Зпс, ВКСт.Зпе, кипящей стали марок ВМСт 2кп и ВМСг Зкп но ГОСТ 380-60 группы «В», а также из полуспокойной стали марок 08пс, Юпс и 15пс и кипящей стали марок 08кп, Юкп и 15кп по ГОСТ 1050-60 с обеспечением химического состава по табл. 1 и механических свойств по табл. 3 указанного ГОСТ и нри обосновании проектной организацией целесообразности применения таких труб;

                  в) выполнения предусматриваемых проектом мероприятий по обеспечению при эксплуатации температуры стенки газопровода из полуспокойной стали не ниже — 20°С, а из кипящей стали — не ниже — Ю°С;

                  г) сварки, монтажа и засыпки или теплоизоляции газопровода при температуре наружного воздуха не ниже — 20°С для полуспокойной стали и не ниже — UPC для кипящей стали. При этом сварка при температуре ниже 0°С должна производиться по технологической инструкции, разработанной организацией, выполняющей сварочные работы, и утвержденной вышестоящей организацией;

                  д) изготовления переходов, компенсаторов, тройников, отводов, а также кривых вставок, выполненных методом холодного гнутья, только из спокойной стали.

                  Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов для горючих, токсичных и сжиженных газов

                  (ПУГ-69). М., изд. «Недра», 1970. 168 стр.

                  Правила устанавливают общие положения и основные технические требования, к которым относятся условия выбора и применения труб, деталей трубопроводов, арматуры и основных материалов для их изготовления, а также требования к сварке газопроводов, их размещению и условия нормальной эксплуатации.

                  П. Г. У дыма (председатель), А. П. Соболев (зам. председателя), И. М. Губицын, К. С. Голубева, А. Я. Заворотный, М. А. Комская, Н. В. Мартынов, Б. И. Мартьянов, Д. И. Наумченко, С. П. Петров, С. //. Потапов, К. И. Сильянов, Ю. Г. Сорокин, Е. Г. Сенькин,

                  Б. В. Сосульников, Н. П. Усов

                  ПРАВИЛА. УСТРОЙСТВА II БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ

                  ТРУБОПРОВОДОВ ДЛЯ ГОРЮЧИХ. ТОКСИЧНЫХ и сжиженных

                  Редактор издательства Ершов Л Р. Технический редактор Шмакова Т. М.

                  Корректор Шульц Т. Ю.

                  Сдано в набор 2/IX—1970 г. Подписано в печать 12/Х—1970 г. Формат 84XI08Vs2-Печ л. 5,25. Уел. печ л. 8,82. Уч.-изд л. 8,4 Бумага № 2. Индекс 1-3-1. Заказ 1727/4087-6 Тираж 200 000 (1-й завод 1-100 000 экз. Цена 42 коп

                  Издательство «Недрам. Москва, К-12, Третьяковский проезд., д. 1/19 Типография № 39 Главполиграфпрома Москва, Цветной бульвар, 26

                  2.03. При определении толщины стенки газопроводов, работающих в условиях низкого давления (до 100 кГ/см 2 ) _у наряду с изложенным в п. 1.08 необходимо руководствоваться МСН 186—68 «Сортамент труб технологических трубопроводов на Р_у до 100 кГ/см 2 из углеродистой стали и стали марки 10Г2», а также нормалью машиностроения МН 4705—63 «Сортамент труб технологических трубопроводов из легированной стали Р_у до 100 кГ/см 2 ».

                  Толщины стенок труб и деталей газопроводов из углеродистой стали необходимо принимать:

                  а) для сред со скоростью коррозии до 0,1 мм в год— как для неагрессивных и малоагрессивных сред;

                  б) для сред со скоростью коррозии 0,1 мм — 0,5 мм в год — как для среднеагрессивных сред.

                  Толщины стенок труб и деталей газопроводов из легированной стали, применяемой в зависимости от температурных условий, необходимо принимать как для неагрессивных сред (см. п. 2.06).

                  2.04. Материал газопроводов, а также материал антикоррозионного покрытия газопроводов для высоко-агрессивных сред выбирают в соответствии с рекомендациями научно-исследовательских и специализированных организаций или по имеющимся опытным данным.

                  2.05. В зависимости от давления и температуры транспортируемой среды для газопроводов низкого давления необходимо применять трубы и марки стали для их изготовления, указанные, в табл. 2. Степень агрессивности среды в таблице не учитывается.

                  Трубопроводы для сжиженных горючих газов должны быть выполнены только из бесшовных труб.

                  2.06. Трубы из легированной стали при скорости коррозии по отношению к углеродистой стали до 0,5 мм в год должны применяться для сред, не допускающих присутствия соединений железа, если .невозможно применение труб из углеродистой стали с защитным антикоррозийным покрытием.

                  2.07. Допускается применение гнутых, сварных, литых и кованых отводов для газопроводов, а также изготовленных из труб методом штамповки и протяжки. При этом сварные отводы в соответствии с нормалями машиностроения разрешается применять до Р_у= = 64 кГ[см 2 включительно.

                  Глава 1. Область применения . .7

                  Общие положения. . . 8

                  Глава 2. Газопроводы низкого давления-—. . 11

                  А. Классификация газопроводов . И

                  Б. Требования к трубам и деталям трубопроводов . . П

                  Глава 3. Газопроводы высокого давления . 30

                  А. Требования к трубам. 30

                  Б. Требования к деталям газопроводов. 44

                  Глава 4. Применение трубопроводной арматуры . 56

                  А. Общие требования. 56

                  Б. Дополнительные требования к арматуре газопроводов высокого давления. 61

                  Глава 5. Устройство газопроводов. 63

                  A. Размещение газопроводов. . 63

                  Б. Компенсация температурных деформаций газопроводов . 70

                  B. Дренаж и продувка газопроводов . . 71

                  Г. Опоры и подвески газопроводов. 72

                  Д. Тепловая изоляция, обогрев, защита or коррозии

                  и окраска газопроводов . . 73

                  Глава 6. Монтаж и сварка газопроводов. 75

                  A. Общие требования. 76

                  Б. Дополнительные требования к монтажу газопроводов высокого давления. . . 81

                  B. Сварка газопроводов. . 88

                  Глава 7. Испытание смонтированных газопроводов . . 100

                  A. Общие требования. 100

                  Б. Гидравлическое испытание. 102

                  B. Пневматическое испытание. 104

                  Г. Промывка и продувка газопроводов. 106

                  Д. Дополнительное испытание газопроводов на плотность . 107

                  Глава 8. Приемка смонтированных газопроводов в эксплуатацию . ПО

                  Г л а в a. 9. Эксплуатация газопроводов. 113

                  A. Надзор и обслуживание . . . *. ИЗ

                  Б. Наружный осмотр газопроводов. 115

                  B. Ревизия газопроводов. 117

                  Г. Обслуживание, ревизия и ремонт арматуры . . .123

                  Д. Периодические испытания газопроводов . . . .127

                  Е. Основные требования по технике безопасности при

                  эксплуатации газопроводов . 128

                  Глава 10. Борьба с вибрацией газопроводов. 132

                  1. Акт проверки внутренней очистки газопроводов (133).

                  2. Акт испытания арматуры (134). 3. Акт на укладку патронов (135). 4. Складская ведомость труб высокого давления (136). 5. Ведомость индивидуальной проверки труб высокого давления перед выдачей их в монтаж (137). 6. Ведомость учета принятых труб высокого давления после механической обработки (138). 7. Ведомость учета гнутых труб высокого давления (139).

                  8. Акт проверки гнутых труб высокого давления магно-флоксом (140). 9. Журнал сварочных работ для газопроводов низкого давления (141). 10. Журнал сварочных работ для газопроводов высокого давления (142).

                  И. Акт испытания газопроводов на прочность и плотность (143). 12. Акт промывки и продувки газопроводов (144). 13. Акт дополнительного пневматического испытания газопроводов на плотность с определением падения давления за время испытания (145). 14. Паспорт газопровода (146). 15. Акт готовности траншей и опорных конструкций к укладке газопроводов (150).

                  16. Заключение о качестве сварных соединений (151).

                  17. Протокол механических испытаний сварных образцов (152). 18. Акт приемки труб, арматуры деталей газопроводов, деталей соединения газопроводов в монтаж (153). 19. Ведомость арматуры высокого давления (154). 20. Ведомость деталей (фасонных частей) газопроводов высокого давления (155). 21- Ведомость деталей соединения газопроводов высокого давления (156). 22. Ведомость учета контрольных стыков (157).

                  23. Журнал проверки качества электродов, сварочной проволоки, флюса и аргона для проведения сварочных работ (158). 24. Акт проверки технологических свойств электродов (159). 25. Журнал режима термообработки сварных швов (160). 26. Акт на предварительную растяжку (сжатие) компенсаторов (161).

                  Справочные материалы. Рекомендации по электродам для

                  ручной дуговой сварки . 162

                  Настоящие правила разработали научно-исследовательские и проектные институты: Гиирокаучук, Гипро-газтоппром, ГИАП, Гипрохлор, Пгпропласт, Гнпроорхим и Гипрохиммонтаж Главхиммонтажа с учетом замечаний и предложений Министерств химической промышленности СССР, нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности СССР, медицинской промышленности СССР, пищевой промышленности СССР, Главного управления микробиологической промышленности при Совете Министров СССР, ГУПО МВД СССР, Гос-гортехнадзоров союзных республик, управлений округов Госгортехнадзора СССР, расположенных на территории РСФСР, Воронежского филиала Гипрокаучука, Северодонецкого филиала ГИАП, Иркутского филиала НИИХИММАШ, Ангарского нефтехимического комбината, Грозненского химического комбината, Днепродзержинского химического комбината, Куйбышевского завода синтетического каучука, Невинномысского, Новомосковского и Северодонецкого химических комбинатов, Салаватского нефтехимического комбината, Уфимского завода синтетического спирта и других предприятий.

                  Правила устанавливают общие положения и основные технические требования к газопроводам: условия выбора и применения труб, деталей трубопроводов, трубопроводной арматуры и основных материалов для их изготовления, а также требования к сварке газопроводов, их размещению и условиям нормальной эксплуатации, соблюдение которых обязательно для всех отраслей промышленности, имеющих подконтрольные Госгортехнадзору СССР химические производства.

                  С момента введения настоящих правил действие «Норм и технических условий *на проектирование, монтаж и эксплуатацию стальных внутризаводских и цехо-

                  вых газопроводов для горючих газов в пожаро- и взрывоопасных производствах химической промышленности (НиТУ ХП-62)», утвержденных б. Госхнмкомитетом, прекращается.

                  Все действующие отраслевые инструктивные указания, касающиеся проектирования, монтажа и эксплуатации стальных внутризаводских и цеховых газопроводов для горючих, токсичных и сжиженных газов на предприятиях химической, нефтеперерабатывающей, нефтехимической, пищевой, целлюлозно-бумажной, медицинской и микробиологической отраслей промышленности, должны быть приведены в соответствие с настоящими правилами.

                  Эксплуатация газопроводов и газоиспользующего оборудования

                  При технической эксплуатации объектов газораспределительных систем выполняются следующие виды работ:

                  • технический надзор за строительством;
                  • ввод в эксплуатацию газопроводов и газового оборудования; пусконаладочные работы;
                  • техническое обслуживание;
                  • текущий и капитальный ремонт;
                  • реконструкция подземных газопроводов;
                  • аварийное обслуживание;
                  • аварийно-восстановительные работы;
                  • включение и отключение газоиспользующего оборудования, работающего сезонно;
                  • техническое диагностирование;
                  • ведение эксплуатационной технической документации.

                  Эксплуатация газопроводов и газоиспользующего оборудования промышленных предприятий осуществляется в соответствии с требованиями производственных инструкций, разработанных с учетом действующего ОСТ и утверждаемых техническим руководством предприятия.

                  Режим работы газоиспользующего оборудования должен соответствовать утверждаемым картам. Режимные карты и технологические схемы газопроводов и газоиспользующего оборудования вывешиваются у агрегатов и доводятся до сведения обслуживающего персонала.

                  1. Ввод в эксплуатацию газопроводов и газового оборудования предприятий

                  Законченные строительством наружные и внутренние газопроводы до ввода в эксплуатацию необходимо испытать на герметичность воздухом. Для испытания газопровод следует разделить на отдельные участки, ограниченные заглушками или запорными устройствами перед газоиспользующим оборудованием, с учетом допускаемого перепада давления для соответствующей арматуры. Если арматура, оборудование и приборы не рассчитаны на испытательное давление, то вместо них на время испытания следует установить заглушки.

                  Газопроводы производственных, общественных, жилых зданий и котельных следует испытать на участке от отключающего устройства на вводе в здание до кранов газоиспользующего оборудования.

                  Испытание производится строительно-монтажной организацией в присутствии представителя эксплуатационной организации. До начала испытаний на герметичность газопроводы следует выдерживать под испытательным давлением в течение времени, необходимого для выравнивания температуры грунта с температурой воздуха в газопроводе.

                  Испытание производится путем нагнетания в газопровод воздуха и создания в нем необходимого испытательного давления. Время выдержки под давлением и значение испытательного давления стальных подземных газопроводов принимают в соответствии с табл. 1.

                  Таблица 1. Продолжительность испытания газопроводов и значение испытательного давления

                  до 0,005 при их раздельном строительстве

                  Для проведения испытаний применяются манометры класса точности 0,15. Допускается также применение манометров класса точности 0,4, а также класса точности 0,6. При испытательном давлении до 0,001 МПа необходимо применять v-образные жидкостные манометры.

                  Результаты испытаний считаются положительными, если за время испытания нет видимого падения давления на газопроводе по манометру класса точности 0,6, а по манометрам класса точности 0,15 и 0,4, а также по жидкостному манометру падение давления не превышает одного деления шкалы.

                  В табл. 2 приведены нормы испытаний полиэтиленовых газопроводов, стальных газопроводов, газопроводов и оборудования ГРП, а также внутренних газопроводов зданий.

                  Таблица 2. Нормы испытания подземных газопроводов, оборудования ГРП и внутренних газопроводов

                  Приемка законченного строительством газопровода производится специально созданной приемочной комиссией, которая должна проверить представленную исполнительную документацию и соответствие сооруженного газопровода этой документации, требованиям СНиП и правил безопасности в газовом хозяйстве. Комиссия имеет право проверить любые участки газопровода, провести разборку, просвечивание или вырезку стыков, повторное испытание газопроводов. Если объект принимается, то оформляется акт, являющийся разрешением на ввод газопровода в эксплуатацию.

                  Присоединение к действующим газопроводам вновь построенных газопроводов и объектов должно производиться только перед пуском газа в эти газопроводы и объекты. До пуска газа в газопроводы необходимо осмотреть газовые сети ГРП, ГРУ и проверить исправность всего оборудования.

                  Все газопроводы и газовое оборудование перед их присоединением к действующим газопроводам, а также после ремонта должны подвергаться внешнему осмотру и контрольной опрессовке бригадой, которая производит пуск газа. Контрольная опрессовка производится воздухом или инертным газом давлением 0,02 МПа, при этом падение давления не должно превышать 10 даПа за 1 ч.

                  Контрольной опрессовке подвергаются также газопроводы и оборудование ГРП. Опрессовка производится давлением 0,01 МПа, при этом падение давления не должно превышать 60 даПа за 1 ч.

                  Наружные газопроводы всех давлений подлежат контрольной опрессовке давлением 0,02 МПа, падение давления не должно превышать 10 даПа за 1 ч.

                  Контрольная опрессовка внутренних газопроводов промышленных и сельскохозяйственных предприятий, котельных, газопроводов к оборудованию производственного характера в общественных зданиях должна производится давлением 0,01 МПа, падение давления не должно превышать 60 даПа за 1 ч.

                  Первоначальный пуск газа в газовые сети промышленных предприятий разрешается только после завершения испытаний и приемки газового хозяйства.

                  На газифицируемых предприятиях кроме акта приемки газового хозяйства должны быть:

                  • приказ о назначении ответственного за газовое хозяйство предприятия;
                  • инструкция по эксплуатации газопроводов и газового оборудования;
                  • инструкция по технике безопасности при эксплуатации и ремонте газопроводов и газового оборудования.

                  При вводе в эксплуатацию газового хозяйства предприятий присоединение их газовой сети к распределительным газопроводам и пуск газа в сеть предприятий должны производиться территориальным трестом газового хозяйства на основании заявки предприятия.

                  Газопроводы до пуска газа должны продуваться газом до вытеснения всего воздуха. Окончание продувки определяют путем анализа или сжигания отбираемых проб, при этом объемная доля кислорода в пробе газа не должно превышать 1 % по объему, а сгорание газа должно происходить спокойно, без хлопков.

                  При необходимости освобождения от газа газопроводы должны продуваться воздухом или инертным газом до полного вытеснения газа. Окончание продувки определяется путем анализа, при этом остаточная объемная доля газа в продуваемом воздухе не должна превышать 20 % от нижнего предела воспламеняемости. Во время продувки газопроводов газовоздушная смесь должна выпускаться в места, где исключена возможность попадания ее в здания, а также воспламенения от огня.

                  Перед пуском газа необходимо проверить состояние отключающих устройств и наличие заглушек. Подача газа в цеха и на агрегаты производится персоналом газовой службы предприятия в присутствии представителя территориального газового треста (конторы). Для пуска и наладки особо сложного газового оборудования можно привлекать специализированные пусконаладочные организации.

                  Объем и последовательность работ при пуске газа в котлы, печи и агрегаты предприятия отражаются в специально разработанных и утвержденных инструкциях.

                  В помещениях, где установлены газопотребляющие агрегаты, необходимо периодически контролировать содержание в воздухе газа и оксида углерода. При этом все обнаруженные неисправности и утечки газа должны немедленно устраняться, после чего производится повторная проверка воздушной среды.

                  Необходимо убедиться, что переводимые на газовое топливо печи и агрегаты надежно отключены от газовой сети. Проверка проводится путем осмотра положения отключающих устройств на подводящих газопроводах агрегатов и на продувочных свечах.

                  Ввод в эксплуатацию внутренних газопроводов и газоиспользующего оборудования производится после проведения пусконаладочных работ.

                  Наладку ГРУ и газоиспользующего оборудования производит специализированная организация. В состав пусконаладочных работ входят:

                  • наладка газоиспользующего оборудования и ГРУ, средств автоматического регулирования и безопасности;
                  • наладка теплоутилизационных устройств и вспомогательного оборудования, систем контроля и управления технологическими процессами;
                  • определение режимов работы газового оборудования с разработкой режимных карт, обеспечивающих эффективное использование газа.

                  При этом пусконаладочные работы на газоиспользующем оборудовании должны выполняться на газовом и на резервном топливе. Если топливным режимом предусмотрено применение резервного топлива, разрешение на пуск газа на газоиспользующее оборудование выдается только после завершения строительства резервного топливного хозяйства.

                  Перед пуском газа необходимо проверить:

                  • исправность топки и газоходов, запорных и регулирующих устройств;
                  • исправность КИП, питательных устройств, арматуры, дымососов и вентиляторов, наличие естественной тяги;
                  • исправность газового оборудования;
                  • исправность отключающих устройств, при этом необходимо убедиться, что вся запорная арматура на газопроводах закрыта, а краны на продувочных газопроводах – открыты;
                  • отсутствие заглушек перед и после предохранительных клапанов, на питательной, спускной и продувочной линиях;
                  • заполнение котла водой до отметки низшего уровня;
                  • отсутствие падения уровня воды в котле и пропуска воды через фланцы и арматуру.

                  При пуске газа необходимо продуть газопроводы газом через продувочные свечи, установленные перед горелками, постепенно открывая задвижку на ответвлении газопровода к газоиспользующей установке, до тех пор, пока газопровод заполнится газом.

                  По окончании продувки необходимо:

                  • закрыть кран на продувочной свече;
                  • убедиться в отсутствии утечек газа из газопроводов, газооборудования и арматуры путем обмыливания или с помощью приборов;
                  • проверить по манометру соответствие давления газа, а при использовании горелок с принудительной подачей воздуха на горение – дополнительно соответствие давления воздуха установленному давлению;
                  • отрегулировать тягу.

                  Перед розжигом газоиспользующей установки необходимо провентилировать топки и газоходы путем открытия дверок топки, поддувала, шиберов для регулирования подачи воздуха, заслонок естественной тяги, а при наличии дымососов и вентиляторов – путем их включения.

                  Включение дымососов во взрывоопасном исполнении производится только после проветривания топок естественной тягой и после проверки исправности дымососа.

                  Порядок включения горелок зависит от их конструкции, расположения на газоиспользующем оборудовании, типа запального устройства, типа автоматики безопасности и регулирования. Последовательность действий при розжиге горелок определяется в соответствии с требованиями производственной инструкции и ОСТ.

                  Розжиг горелок с помощью переносного запальника осуществляется в следующей последовательности:

                  • разжечь запальник и ввести его в топку к устью включаемой основной горелки;
                  • медленно открывая отключающее устройство перед горелкой, произвести пуск газа, следя за тем, чтобы воспламенение его произошло сразу, одновременно начать подачу воздуха;
                  • постепенно увеличивая подачу газа и воздуха, отрегулировать разрежение в топке и факел горелки;
                  • после получения устойчивого факела погасить запальник и удалить его из топки.

                  Розжиг горелок запально-защитным устройством осуществляется в следующей последовательности:

                  • повернуть ключ управления газоиспользующей установкой в положение «Розжиг». При этом срабатывает запально-защитное устройство: включается реле времени, открывается газовый электромагнитный клапан запальника, включается устройство зажигания;
                  • при погасании пламени запальника контрольный электрод запально-защитного устройства дает импульс на отклонение катушки зажигания;
                  • если пламя запальника устойчивое, закрыть кран газопровода безопасности и полностью открыть запорное устройство перед горелкой.

                  Для розжига основной горелки с принудительной подачей воздуха необходимо:

                  • закрыть заслонку на воздухопроводе перед горелкой;
                  • приоткрыть запорное устройство перед горелкой и установить
                  • давление газа, соответствующее устойчивому режиму горения;
                  • при устойчивом пламени основной горелки приоткрыть шибер, регулирующий подачу воздуха на горение;
                  • отрегулировать разрежение в топке;
                  • постепенно увеличивать теплопроизводительность горелки, медленно повышая сначала давление газа, а затем давление воздуха, одновременно контролируя разрежение в топке.

                  Для розжига инжекционных горелок необходимо:

                  • открыть воздушный шибер и отрегулировать разрежение в топке;
                  • постепенно увеличивать теплопроизводительность горелки,
                  • увеличивая давление газа и контролируя разрежение в топке.

                  При наличии у газоиспользующей установки нескольких горелок их розжиг 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, следует производить при неработающих агрегатах на других видах топлива.

                  2. Техническое обслуживание в газовом хозяйстве

                  Система технического обслуживания в газовом хозяйстве – совокупность взаимосвязанных средств, материалов, документации и исполнителей, необходимых для предупреждения неисправностей в системах газоснабжения.

                  Под техническим обслуживанием понимается контроль технического состояния, очистка, смазка, регулировка и другие операции по поддержанию работоспособности и исправности газопроводов, газоиспользующих установок и газовых приборов.

                  Техническое обслуживание и ремонт газопроводов и газоиспользующего оборудования промышленных предприятий должны производить газовые службы предприятия по графикам, утверждаемым руководством предприятия. Графики работ, выполняемых сторонними эксплуатационными организациями, должны согласовываться руководством организации, выполняющей работы.

                  При техническом обслуживании выполняются следующие работы:

                  • проверка герметичности соединений газопроводов, оборудования и приборов с целью выявления утечек газа и их устранения;
                  • осмотр и проверка запорной арматуры;
                  • проверка срабатывания предохранительных и предохранительно-запорных устройств, приборов автоматики регулирования и безопасности (не реже одного раза в 3 месяца);
                  • проверка состояния электроосвещения, вентиляции производственного помещения, систем сигнализации;
                  • очистка от загрязнений;
                  • измерение электрических потенциалов на газопроводах.

                  Все виды работ по техническому обслуживанию газопроводов должны выполняться в соответствии с Правилами безопасности систем газораспределения и газопотребления, действующим ОСТ.

                  При обходе трасс газопроводов выполняют следующие работы:

                  • проверку на загазованность колодцев, подвалов, подземных сооружений, контрольных трубок, выявление утечек газа по внешним признакам, контроль состояния настенных указателей;
                  • удаление из коверов воды, снега, льда и грязи;
                  • проверку конденсатосборников и удаление конденсата из них;
                  • наблюдение за дорожными и строительными работами, производимыми вблизи трассы газопроводов.

                  Производят также внешний осмотр трасс для определения признаков утечек газа. Из газопроводов среднего и высокого давлений утечки газа распространяются на большие расстояния и попадают в различные сооружения и коммуникации. Поэтому кроме газовых колодцев проверяют контрольные трубки, колодцы других подземных сооружений, камеры теплосети и подвалы зданий, расположенные на расстоянии до 15 м по обе стороны от оси газопроводов.

                  В случае обнаружения газа в каком-либо сооружении должны быть осмотрены подвалы домов, первые этажи бесподвальных зданий и другие сооружения в радиусе до 50 м от места обнаружения газа. Наличие газа в подвалах, коллекторах, шахтах, колодцах и других подземных сооружениях должно проверяться газоанализатором.

                  Анализ воздуха в подвальных помещениях производят газоанализатором взрывозащищенного типа. Особую осторожность необходимо проявлять при обнаружении газа в подвалах зданий.

                  При этом проводят следующие мероприятия:

                  • подвалы проветривают и сообщают в аварийную службу о проникновении в них газа;
                  • определяют наличие газа в воздухе квартир расположенных выше этажей и при необходимости проветривают эти квартиры;
                  • устанавливают наблюдение за изменением концентрации газа в подвале;
                  • предупреждают людей, находящихся в квартирах расположенных выше этажей, о недопустимости пользования источниками искрообразования. При обнаружении утечки газа в подвале здания при загазованности 1 % и более необходимо срочно принять меры к эвакуации людей из помещения;
                  • принимают меры к отысканию и устранению утечки газа;
                  • после выполнения этих мероприятий определяют возможность нахождения в помещении людей, а также пользования открытым огнем и электроприборами.

                  Установленная в газовых колодцах арматура не реже одного раза в год должна тщательно осматриваться и проверяться.

                  Скопившуюся в конденсатосборниках жидкость необходимо удалять. Конденсат из конденсатосборников низкого давления можно откачивать насосом с ручным или механическим приводом, а из газопроводов высокого и среднего давлений – давлением газа. Конденсат откачивают в специальную емкость и опорожняют ее в заранее отведенном месте.

                  При откачке конденсата из конденсатосборников среднего и высокого давлений:

                  • проверяют закрытие крана на стояке конденсатосборника;
                  • отворачивают пробку на стояке;
                  • устанавливают емкость для слива конденсата, в муфту стояка заворачивают трубку для отвода конденсата;
                  • отводную трубу соединяют с емкостью для слива конденсата;
                  • открывают кран на стояке конденсатосборника и сливают конденсат в специальную емкость;
                  • по окончании откачки закрывают кран на стояке конденсатосборника;
                  • отворачивают отводную трубу;
                  • вворачивают пробку в муфту стояка;
                  • проверяют плотность кранов и резьбовых соединений.

                  Характерные неисправности конденсатосборников – утечки газа из кранов и резьбовых соединений. На практике могут встретиться случаи, когда конденсатосборники забиваются песком и грязью. Наиболее эффективный способ их очистки – заполнение емкости водой под давлением для разжижения осадка, который затем удаляют насосом.

                  С целью определения состояния изоляции и тела трубы производится периодическое обследование газопроводов. При обследовании с использованием приборов контроля выполняют следующие работы:

                  • составление маршрутных карт для приборного обследования;
                  • изучение на местности особенностей трасс газопроводов, где будет проводиться приборное обследование;
                  • отметку на маршрутных картах мест, где требуется повышенное внимание операторов.

                  Подземные газопроводы защищают от почвенной коррозии и коррозии блуждающими токами двумя способами: пассивным и активным.

                  Пассивный способ заключается в изоляции газопровода от контакта с окружающим грунтом. Активный способ заключается в создании защитного потенциала газопровода по отношению к окружающей среде.

                  В качестве защитных используют битумно-резиновые, битумно-полимерные, битумно-минеральные и эмаль-этиленовые покрытия с использованием армирующих оберток из стекловолокнистых материалов, а также покрытия из полимерных материалов, наносимых в виде лент или в порошкообразном состоянии.

                  В настоящее время все шире стали применяться липкие полимерные ленты ЛИАМ, Полилен, Изопласт, НКАПЭЛ-45 и др.

                  В зависимости от коррозионной активности грунтов применяют три типа изоляции трубопроводов: нормальную, усиленную и весьма усиленную.

                  На металлические газопроводы, прокладываемые в грунте городов и промышленных предприятий, должны наноситься защитные весьма усиленные покрытия. Участки газопроводов, пересекающие свалки мусора, шлака, стоки промышленных предприятий, а также железнодорожные и автомобильные дороги, водные преграды и поймы рек, должны иметь весьма усиленную изоляцию независимо от коррозионной активности грунта.

                  Проверка технического состояния изоляционных покрытий с помощью приборов АНПИ или ВТР-У включает в себя следующие виды работ:

                  • уточнение места подключения генератора к газопроводу, подключение генератора, обеспечение контакта с грунтом;
                  • проверка на соответствие частоты генератора и приемника, чувствительности приемника, согласование напряжения генератора с нагрузкой, проверка напряжения источника питания;
                  • уточнение места расположения газопровода и глубины его залегания;
                  • обследование состояния изоляционного покрытия;
                  • привязка каждого найденного места повреждения изоляции к ближайшим зданиям;
                  • составление акта проверки изоляционного покрытия и герметичности газопровода, заполнение журнала учета;
                  • проверка герметичности газопровода приборами типа «Вариотек», «Универсал», газовых колодцев, контрольных трубок и других коммуникаций, расположенных до 15 м по обе стороны от газопровода.

                  При техническом обслуживании металлических подземных газопроводов нужно проверять герметичность, качество сварных стыков, подверженность коррозионной опасности, состояние защитного покрытия и металла труб. Осмотр подземных газопроводов с целью определения состояния защитного покрытия металла труб (путем вскрытия на газопроводах контрольных шурфов длиной не менее 1,5 м) должен выполняться только в местах выявления повреждений покрытия, а также там, где использование приборов затруднено индустриальными помехами.

                  Проверку герметичности и обнаружение мест утечек газа из подземных газопроводов допускается производить методом бурения скважин с последующим взятием проб прибором. Скважины бурят через каждые 2 м. Глубина бурения в зимнее время должна быть не менее глубины промерзания грунта, а в остальное время – соответствовать глубине укладки труб. Скважины бурят на расстоянии 0,5 м от стенки газопровода. Проверка скважин на загазованность допускается открытым огнем, если скважины находятся не ближе 3 м от зданий и сооружений. Если газ в скважине не воспламеняется, проверяют его наличие прибором. По результатам технического обследования составляют акт, в котором с учетом выявленных дефектов и оценки технического состояния следует дать заключение о возможности дальнейшей эксплуатации газопровода, необходимости и сроках проведения его ремонта или замены.

                  Проверку на герметичность газопроводов при техническом обследовании проводят опрессовкой отдельных участков воздухом аналогично опрессовке вновь построенных газопроводов при вводе в эксплуатацию.

                  Техническое обслуживание полиэтиленовых газопроводов производится в соответствие с ОСТ и другими нормативными документами для стальных 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 500 м распределительных газопроводов и на каждые 200 м газопроводов-вводов, предпочтительно в местах соединения труб, в соответствии со схемой сварных стыков.

                  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.

                  При техническом обслуживании запорной арматуры, установленной на надземных и подземных газопроводах, выполняются следующие виды работ:

                  • очистка от грязи и ржавчины и внешний осмотр для выявления перекосов, раковин, трещин, коррозии и других дефектов;
                  • проверка герметичности сварных, резьбовых, фланцевых соединений и сальниковых уплотнений газоиндикаторами или газоанализаторами;
                  • устранение утечек во фланцевых соединениях подтягиванием болтов или сменой прокладок, очистку фланцев перед установкой новых прокладок;
                  • устранение утечки газа в сальниках подтягиванием сальника или сменой сальниковой набивки. При подтягивании сальника натяжение нажимной буксы накидными болтами должно производиться равномерно: односторонняя перетяжка болтов может вызвать надлом фланца буксы;
                  • разгон червяка у задвижек и, при необходимости, его смазка;
                  • проверка работоспособности приводного устройства задвижек. При техническом обслуживании арматуры, установленной в колодцах, дополнительно выполняются следующие виды работ: проверка состояния крышек газовых колодцев и колодцев на загазованность;
                  • при необходимости откачка воды из колодцев;
                  • проверка исправности шунтирующих электроперемычек, состояния уплотнения футляров, конструкций колодцев, скоб, лестниц.

                  Работы по техническому обслуживанию арматуры в колодце производятся в следующей последовательности:

                  • производится очистка крышки колодца от грязи, снега, льда;
                  • колодец проверяется газоанализатором на загазованность;
                  • полностью открывается крышка колодца и производится его проветривание и повторная проверка на загазованность;
                  • при необходимости осуществляется откачка воды из колодца;
                  • при отсутствии загазованности в колодец спускается один из рабочих в спасательном поясе со спасательной веревкой.

                  В случае обнаружения газа в колодце рабочий, с разрешения руководителя работ, должен спускаться в колодец в противогазе. При опасной концентрации газа (более 20 % от нижнего предела воспламеняемости) спускаться в колодец запрещается;

                  • рабочий в колодце производит визуальный осмотр состояния арматуры, выполняет работы по техническому обслуживанию, проверяет герметичность соединений и арматуры мыльной эмульсией или специальными приборами;
                  • при обнаружении утечки газа в арматуре, трещин, перекосов и других серьезных повреждений работы в колодце прекращаются. Устранение утечки газа и неисправностей производится по другому наряду, предусматривающему меры безопасности в зависимости от характера повреждения.

                  При техническом обслуживании шарового крана, установленного в грунте без колодца, под ковер выполняют следующие виды работ:

                  • проверку состояния крышки и отмостки ковера;
                  • при необходимости откачку воды из ковера;
                  • проверку отсутствия утечки газа под крышку штока крана путем ослабления болта;
                  • снятие крышки штока крана и проверка работы крана в положениях «открыто-закрыто», не допуская при этом полного закрытия крана;
                  • проверку исправности приводного устройства.

                  При техническом обслуживании запорной арматуры внутренних газопроводов выполняют следующие виды работ:

                  • проверку герметичности сварных, резьбовых, фланцевых соединений и сальниковых уплотнений;
                  • проверку герметичности по проходу у запорной арматуры, установленной перед газоиспользующим оборудованием;
                  • добавление при необходимости уплотнительной смазки в краны;
                  • подтяжку натяжения пробки натяжного конусного крана при обнаружении протечки;
                  • подтяжку сальникового уплотнения в случае обнаружения протечки.

                  Поиск утечек газа и их устранение. Утечки газа из газопроводов и сооружений наиболее вероятны:

                  • в стыковых соединениях газопроводов;
                  • в местах установки конденсатосборников, в сальниковых уплотнениях арматуры;
                  • в местах газопроводов, поврежденных коррозией;
                  • в местах, поврежденных случайно при производстве аварийнопоисковых или строительно-монтажных работ;
                  • в местах установки арматуры, не обеспеченной компенсационными устройствами;
                  • в местах соединений и в трещинах неметаллических труб.

                  Как показывает практика, около 3 % утечек газа из конденсатосборников приходится на соединительные муфты и сварные стыки, около 10 % утечек происходит из-за небрежно завернутых глухих пробок в муфты кранов конденсатосборников и более 30 % утечек газа приходится на стояки конденсатосборников. Механические повреждения газопроводов в 20 % случаев вызваны небрежной работой строительных организаций, проводящих раскопку траншей, котлованов и др.

                  Можно выделить три основных этапа поиска утечек газа:

                  • установление факта утечки газа и уточнение ее признаков;
                  • установление возможной причины утечки газа;
                  • выполнение проверочных операций по выявлению места утечки газа.

                  Сначала необходимо выявить признаки, свидетельствующие о наличии утечки газа. Потом установить возможные причины утечки: разрыв стыков, коррозия на теле трубы, механические повреждения, неплотности во фланцевых соединениях. Затем следует проверка исправности отдельных элементов газопровода.

                  Сложность поиска утечек газа из подземного газопровода обусловлена недоступностью газопровода для визуального наблюдения и значительной его протяженностью, что делает невозможной сплошную проверку. Поэтому поиск утечек газа требует хорошего знания устройства газопровода, наиболее вероятных мест утечек газа, признаков, характеризующих отдельные неисправности, и т. д. До последнего времени наиболее распространенным методом качественного определения мест утечек газа из подземных газопроводов был буровой осмотр. После определения участка газопровода, на котором будет проводиться буровой осмотр, и выполнения подготовительных работ приступают к бурению скважин через каждые 2 м.

                  Скважины необходимо располагать в шахматном порядке по обе стороны от оси газопровода на расстоянии 0,5 м от стенки газопровода.

                  Однако в городах и на территориях предприятий с многочисленными подземными коммуникациями (телефонные колодцы, теплосеть, водосток и т. д.) процесс бурового осмотра связан с большими неудобствами и затратами, поэтому все шире применяются методы определения мест утечек газа без производства буровых работ. В соответствии с действующими правилами безопасности вместо бурового осмотра плотность дворовых газопроводов можно проверить опрессовкой воздухом по инструкциям, разработанным соответствующими эксплуатационными организациями.

                  В настоящее время используют приборные методы контроля технического состояния подземных газопроводов. Утечки газа из подземных газопроводов обнаруживают лазерными установками: «Искатель-1» на базе автомобиля типа ГАЗ и детектор метана лазерный ДМП-У2 на базе автомобиля типа УАЗ.

                  Положительно зарекомендовала себя лазерная газоаналитическая система (ЛГА), работа которой основана на измерении поглощения метаном инфракрасного излучения. Высокую эффективность при определении мест повреждения изоляции газопроводов показывают приборы АНПИ, ВТР-У, ТПК-1, «КАТРИКС».

                  Для обнаружения и локализации утечек применяют приборы, использующие пламенно-ионизационный метод анализа газа. Высокая чувствительность этих приборов позволяет обнаруживать утечку газа из газопроводов, проложенных под твердым покрытием.

                  Методы приборного контроля технического состояния подземных газопроводов очень эффективны. Они способствуют дальнейшему повышению качества и обеспечению безопасной эксплуатации газопроводов.

                  Способ устранения утечек зависит от вида повреждения и величины давления газа в газопроводе.

                  Аппаратура для нахождения мест повреждений изоляции газопроводов (АНПИ) предназначена для нахождения мест сквозных повреждений изоляции строящихся и эксплуатируемых подземных металлических газопроводов, уложенных под различными видами дорожных покрытий, без вскрытия грунта. Аппаратура может быть использована также для определения месторасположения и глубины прокладки газопроводов и силового электрического кабеля под нагрузкой. Максимальный радиус действия аппаратуры при проверке изоляции газопроводов: для эксплуатируемого – 500 м и для строящегося – 2000 м, при этом точность определения места повреждения составляет 0,5 м.

                  Аппаратура состоит из генератора, приемника и аккумуляторных батарей. Генератор вмонтирован в переносный металлический корпус, в котором имеется отсек для приемника. Питание генератора осуществляется от аккумуляторной батареи, находящейся в деревянном ящике.

                  Приемник вместе с источником питания смонтирован в отдельном металлическом корпусе и представляет собой избирательный усилитель с высокоомным входом. В приемнике имеется звуковая и визуальная индикация принимаемого сигнала. Принцип работы аппаратуры при определении мест повреждения изоляции состоит в регистрации характера изменений потенциалов вдоль газопровода. Потенциалы образуются при прохождении переменного тока частотой около 1000 Гц от генератора по цепи генератор – газопровод – земля – генератор. Определение трассы газопровода и глубины его заложения основано на индуктивном методе. Суть этого метода заключается в процессе улавливания магнитного поля над трассой газопровода, по которому протекает ток частотой 1000 Гц.

                  3. Ремонтные работы на газовом оборудовании

                  Ремонтом называется комплекс операций с разборкой, восстановлением или заменой деталей и узлов, выполнение которых гарантирует исправность и безаварийность газопроводов и газового оборудования на последующий срок эксплуатации.

                  Ремонтные работы на газопроводах представляют собой совокупность мер по поддержанию газопроводов и других сооружений в состоянии технической готовности и по сохранению этими сооружениями необходимых эксплуатационных качеств.

                  Основное внимание работников газовых служб должно быть сосредоточено на предупреждении аварий и поддержании газопроводов и оборудования в исправном состоянии. Это достигается с помощью системы планово-предупредительного ремонта, который представляет собой комплекс периодически осуществляемых организационно-технических мероприятий по надзору и уходу за сооружениями, по проверкам оборудования и производству всех видов ремонта. Система планово-предупредительного ремонта предусматривает выполнение профилактических работ, текущего и капитального ремонтов.

                  Текущий ремонт заключается в устранении небольших неисправностей и повреждений газопроводов и сооружений, а также в проведении ревизий отдельного оборудования. Все работы по текущему ремонту подразделяются на две группы:

                  • профилактический ремонт, выполняемый в процессе эксплуатации и планируемый заранее по объему и времени его выполнения;
                  • непредвиденный ремонт, выполняемый в срочном порядке.

                  Непредвиденный текущий ремонт заключается в срочном исправлении повреждений, которые не могут быть заранее обнаружены и устранены при профилактическом ремонте.

                  В соответствии с требованиями ОСТ, при текущем ремонте газопроводов, газового оборудования и внутрицеховых газопроводов выполняются следующие работы:

                  • все работы по техническому обслуживанию;
                  • разборка, смазка, перенабивка сальников, проверка хода и плотности закрытия запорных и предохранительных устройств;
                  • замена изношенных деталей газового оборудования;
                  • контрольная опрессовка газопроводов и газового оборудования.

                  Работы по ремонту должны производиться после установки на газопроводе за отключающим устройством заглушки и вентиляции топок и дымоходов.

                  При текущем ремонте арматуры в колодце следует дополнительно выполнять следующие виды работ:

                  • ремонт стен колодца, закрепление скоб (лестниц);
                  • уплотнение футляров газопроводов;
                  • проверку состояния компенсаторов (при снятых стяжных болтах). При текущем ремонте крана шарового подземного, установленного без колодца под ковер, выполняются следующие виды работ: очистка от грязи крышки коверов, при необходимости – покраска;
                  • устранение перекосов крышки коверов, оседания коверов;
                  • ремонт отмостки коверов (при необходимости);
                  • откачка воды из коверов, удаление грязи;
                  • проверка защитного покрытия штока крана, при необходимости – восстановление;
                  • проверка уплотнительного кольца крышки штока крана, при необходимости – замена.

                  Одним из наиболее распространенных повреждений является разрыв стыков газопроводов, который ликвидируют путем вварки катушки длиной не менее 200 мм или наваркой усилительных муфт. Если работы ведут на газопроводах высокого и среднего давлений, то можно временно установить ремонтные муфты (рис. 1). Для этого на стык монтируют металлический бандаж, надевают разъемную муфту и приваривают. Плотность приваренной муфты проверяют опрессовкой воздухом через пробку, которую затем заваривают. Такие муфты применяют и в тех случаях, когда на стыках имеются сквозные отверстия. Во всех случаях категорически запрещается подварка стыков.

                  На стыки с трещинами должны навариваться лепестковые муфты, а на стыки с такими дефектами, как шлаковые включения, непровар,– усилительные лепестковые муфты или муфты с гофрой. Наварку муфт проводят по специальной инструкции.

                  

                  Рис. 1. Ремонтные муфты: а – с гофрой; б – лепестковая; 1 – муфта; 2 – газопровод

                  Если на газопроводе появились продольные трещины размером более 0,8 м, то необходимо сначала отключить подачу газа, а потом вваривать катушки требуемой длины. После этого сварные соединения испытывают на плотность, а отключенный участок газопровода продувают газом.

                  Текущий ремонт полиэтиленовых газопроводов производится для устранения неисправностей, выявленных при техническом обслуживании.

                  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 500 мм. Вварка производится сваркой нагретым инструментом встык или при помощи муфт с закладными нагревателями.

                  Допускается выполнять ремонт полиэтиленовых газопроводов с помощью вварки двух узлов неразъемных соединений «полиэтилен – сталь».

                  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 давления – с SDR 11.

                  Ремонт газопроводов, реконструированных методом протяжки полиэтиленовых труб, выполняется отдельными участками длиной не более 500 м и включает следующие виды работ:

                  • подготовка котлованов, отключение ремонтируемого участка от действующей сети с применением инвентарных заглушек;
                  • разгерметизация торцов футляра для извлечения полиэтиленового газопровода, вытягивание плети с помощью механизированных приспособлений тросом, закрепленным на трубе через хомут;
                  • вварка отрезка трубы или всего заменяемого участка в действующий газопровод с помощью муфт с закладным нагревателем или сваркой встык при условии 100 %-ного ультразвукового контроля сварных стыковых соединений;
                  • испытания полиэтиленовой плети на герметичность по нормам, предусмотренным для вновь строящихся газопроводов;
                  • протяжка отремонтированного участка или новой плети внутрь стального футляра и присоединение к действующему газопроводу;
                  • проверка герметичности стыков на смонтированных узлах соединений «полиэтилен – сталь» рабочим давлением газа и пуск газа.

                  При обнаружении выхода газа труба должна быть увлажнена слабым раствором моющего средства, начиная от уровня земли. Затем следует намотать влажную ленту, добавляя к воде глицерин для сохранения гибкости ленты при температуре окружающей среды ниже 0 °С.

                  Для ликвидации снежно-ледяных, кристаллогидратных, смоляных закупорок на полиэтиленовом газопроводе применяются:

                  • заливка органических спиртов-растворителей (этанол, бутанол);
                  • обогрев мест закупорки паром, гибкими нагревательными элементами или разогрев через слой песка инфракрасными горелками;
                  • шуровка газопровода мягким ершом.

                  Профилактическое обслуживание газового оборудования предприятия должно производиться не реже одного раза в месяц. При этом выполняются работы, связанные с текущим ремонтом и регулировкой газового оборудования и приборов по заявкам руководителей цехов.

                  Капитальный ремонт выполняют специализированные ремонтные организации на основании дефектной ведомости, составленной в процессе межремонтного обслуживания и по результатам проведенных текущих ремонтов.

                  Документация по капитальному ремонту утверждается руководством предприятия и согласовывается с руководителем работ организации, выполняющей эти работы.

                  При капитальном ремонте газопроводов выполняют следующие работы:

                  • все виды работ, выполняемых при текущем ремонте;
                  • замена изоляции газопроводов, восстановление стенки трубы с заменой изоляции, наложение заплат, вырезка и врезка новой катушки, замена отдельных участков труб;
                  • ремонт кладки колодцев с разборкой и заменой перекрытия, ремонт гидроизоляции и оштукатуривание колодцев, смена лестниц и ходовых скоб, наращивание высоты колодцев;
                  • вынос отдельных участков газопроводов на фасады зданий;
                  • разборка задвижек и смена износившихся деталей, шабровка, расточка или замена уплотнительных колец, смазывание;
                  • замена износившихся задвижек;
                  • замена конденсатосборников, ремонт и замена коверов;
                  • прокладка отдельных участков газопроводов.

                  Необходимость капитального ремонта полиэтиленовых газопроводов устанавливается в процессе эксплуатации в случае обнаружения неудовлетворительного состояния газопровода; назначение на капитальный ремонт осуществляется на основании результатов технического обследования.

                  Капитальный ремонт 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.

                  При капитальном ремонте газопроводов, реконструированных методом протяжки профилированных полиэтиленовых труб, удаляют весь реконструированный участок и заменяют его новым.

                  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 надписью «Газ».

                  При капитальном ремонте газоиспользующей установки до начала работ производят ее наружный осмотр для проверки технического состояния и уточнения объема работ. Все операции по отключению газоиспользующей установки выполняет дежурный эксплуатационный персонал. Приводы отключающих устройств обесточивают и запирают на замки, ключи от которых передают по смене, а на запорные устройства вешают плакаты с предупреждающими надписями.

                  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 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. 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.

                  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 и отключение газового оборудования и газопроводов от действующих сетей производится с учетом требований, предъявляемых к проведению газоопасных работ, в установленном нормативными документами порядке.

                  При производстве ремонтных работ в загазованной среде применяются инструменты из цветного металла, исключающие возможность образования искры. Рабочую часть инструментов из черного металла следует обильно смазать солидолом или другой смазкой.

                  Если требуется установка дополнительного оборудования на действующих внутренних газопроводах, сварку и резку необходимо проводить на отключенных участках, которые следует продуть воздухом или инертным газом.

                  Капитальный ремонт и профилактическое обслуживание газового оборудования предприятий ведется силами персонала газовой службы предприятия или по договорам с территориальным трестом (конторой) газового хозяйства.

                  Ремонт запорных устройств. Наиболее характерные неисправности запорных устройств – утечка газа в сальниках и во фланцевых соединениях. В процессе эксплуатации задвижек и кранов возникают также такие неисправности, как отрыв фланца, поломка нажимной буксы сальника, поломка крышки сальника самосмазывающегося крана, трещины в корпусе задвижек. Утечки газа, вызванные этими неисправностями, чрезвычайно опасны и могут быть причиной серьезных аварий.

                  Утечки во фланцевых соединениях устраняют подтягиванием болтов или сменой прокладок. Перед установкой новых прокладок фланцы очищают от сурика, белил и прокладок. Работы проводят при низком давлении газа с соблюдением мер безопасности.

                  Утечки газа в сальниках устраняют подтягиванием сальника или сменой сальниковой набивки. Большинство утечек связано с тем, что сальник набит не специальной набивкой, а обыкновенной паклей, смазанной тавотом или солидолом. Такая набивка недолговечна. Многое зависит и от равномерного натяжения нажимной буксы с помощью накидных болтов. Односторонняя перетяжка болтов может вызвать надлом фланца буксы и привести к утечке газа.

                  Необходимо следить за тем, чтобы сальник не был сильно затянут, так как это может привести к изгибу шпинделя и выходу задвижки из строя. Набивку сальников запорной арматуры, разборку резьбовых соединений конденсатосборников на наружных газопроводах среднего и высокого давлений можно производить при давлении газа в газопроводе 40–200 даПа.

                  Если задвижка закрыта не полностью и для закрытия или открытия требуется большое усилие, то следует проверить шпиндель задвижки, который может оказаться погнутым. В этом случае заменяют шпиндель или полностью задвижку.

                  Могут быть случаи, когда задвижка легко закрывается, шпиндель исправен, но отключение негерметичное. Это – следствие того, что задвижки эксплуатировались с неполностью открытыми запорными дисками, и под действием различных примесей в газе часть дисков износилась и задвижка потеряла герметичность. Характерные повреждения чугунных задвижек – различного рода трещины во фланцах и корпусе. Такие задвижки не ремонтируют, а заменяют.

                  Для замены задвижки на разъединяемых участках газопровода необходимо отключить электрозащиту, если она имеется, и установить перемычку для предотвращения искрообразования от действия блуждающих токов. Если перемычку установить нельзя, то работы, связанные с разъединением газопровода, следует проводить после продувки газопровода воздухом. Новую чугунную задвижку устанавливают вместе с компенсатором. При этом гайки на стяжных болтах освобождают, чтобы обеспечить работу компенсаторов. Перед установкой компенсатора проводят его предварительную растяжку или сжатие с учетом температуры окружающего воздуха.

                  Характерная неисправность компенсаторов – утечка газа из фланцевых соединений, возникающая вследствие периодически повторяющихся растягивающих и сжимающих усилий, которые приводят к ослаблению болтовых креплений фланцев и могут вызвать срыв резьбы у болтов. Разборку резьбовых соединений конденсатосборников на газопроводах среднего и высокого давлений можно производить при давлении газа в газопроводе 40–200 даПа.

                  Разборку фланцевых и резьбовых соединений и арматуры на внутренних газопроводах любого давления следует производить на отключенных и заглушенных участках газопровода.

                  4. Подготовка систем газоснабжения к работе в зимних условиях

                  Работа производится в тесном взаимодействии с территориальной службой газового хозяйства и включает следующие мероприятия.

                  1. Проверка готовности к зиме газовых служб предприятий. Проведение семинара-совещания с ответственными за газовое хозяйство, представителями ведомств по вопросам обеспечения безопасной эксплуатации систем газоснабжения.
                  2. Очистка газовых колодцев от воды и грязи, проверка состояния запорной арматуры и компенсаторов, их окраска, обновление настенных указателей. Проверка наличия отверстий в крышках колодцев подземных коммуникаций.
                  3. Разработка и согласование с предприятиями, потребляющими газовое топливо, графиков ограничения и очередности подачи газа в осенне-зимний период. Разработка и согласование планов взаимодействия с соответствующими службами (пожарной охраной, «Скорой помощью», милицией и др.) в период аварий в системах газоснабжения.
                  4. Обеспечение противопожарной безопасности.
                  5. Завершение работ по проверке технического состояния газопроводов с помощью приборных методов или опрессовки газопроводов.
                  6. Проверка состояния насосов для откачки конденсата, создание необходимого запаса метанола для устранения закупорок.
                  7. Наладка установок защиты газопроводов от коррозии.
                  8. Проверка состояния систем газоснабжения промышленных, коммунально-бытовых предприятий, отопительных котельных и других предприятий с сезонным потреблением газа. Контроль своевременного представления актов о проверке и прочистке дымоходов и вентиляционных каналов.
                  9. Проведение переосвидетельствования емкостей групповых резервуарных установок. Ревизия подземных газопроводов, обвязки резервуаров по жидкой фазе, всех групповых установок, обвязок жидкой фазы, проверка контрольных трубок на проходимость.
                  10. Проверка качества заделки швов между фундаментами зданий и стеновыми панелями подвалов, наличия герметизации вводов инженерных коммуникаций в подвалы помещений.
                  11. Проведение ремонта ГРП путем ревизии оборудования и арматуры, проверки и клеймения КИП и настройки регулятора.
                  12. Обеспечение выполнения планов технического обслуживания и годового планового ремонта газового оборудования. Завершение работ по капитальному ремонту газопроводов и сооружений.
                  13. Отработка планов и схем систем газоснабжения по каждому предприятию и населенному пункту, определение мест отключения газа на отдельных участках в случае аварии.
                  14. Выбор наиболее оптимальных режимов работы газопотребляющих агрегатов и приборов.

                  Осуществление мероприятий по снижению потерь теплоты и электроэнергии в производственных и служебных зданиях.

                  Источник https://legalacts.ru/doc/prikaz-rostekhnadzora-ot-15122020-n-531-ob-utverzhdenii-federalnykh/

                  Источник https://standartgost.ru/g/%D0%9F%D0%A3%D0%93_69

                  Источник https://extxe.com/22830/jekspluatacija-gazoprovodov-i-gazoispolzujushhego-oborudovanija/

                  Похожие записи:

                  1. Как производится врезка в существующий водопровод под давлением
                  2. Выбор фитингов для шлангов
                  3. Задвижка клиновая с обрезиненным клином МЗВ, МЗВГ, 30ч39р Ру 10 — 16
                  4. Задвижка 30ч39р c обрезиненным клином