Про затвердження Порядку технічного огляду, обстеження, оцінки та паспортизації технічного стану, здійснення запобіжних заходів для безаварійного експлуатування систем газопостачання

10.5. Форму паспорта технічного стану розподільного сталевого наземного газопроводу наведено в додатку 29 до цього Порядку.

10.6. Форму паспорта технічного стану розподільного сталевого надземного газопроводу наведено в додатку 30 до цього Порядку.

10.7. Форму паспорта технічного стану розподільного поліетиленового підземного газопроводу наведено в додатку 31 до цього Порядку.

10.8. Форму паспорта технічного стану газопроводу-вводу наведено в додатку 32 до цього Порядку.

10.9. Зразок оформлення паспорта технічного стану розподільного сталевого підземного газопроводу наведено у додатку 33 до цього Порядку.

11.1. Системою запобіжних заходів безаварійного експлуатування систем газопостачання передбачається виконання таких робіт:

технічне обслуговування;

планові ремонти.

11.2. Всі роботи з технічного обслуговування і планових ремонтів систем газопостачання потрібно виконувати з дотриманням вимог НПАОП 0.00-1.20-98, Правил обстежень, Правил безпечної експлуатації електроустановок споживачів, затверджених наказом Держнаглядохоронпраці від 09.01.98 N 4, зареєстрованих у Міністерстві юстиції України 10.02.98 за N 93/2533 (далі - НПАОП 40.1-1.21-98), НАПБ А.01.001-94, ДБН В.2.5-20-2001, ДСТУ Б В.2.5-29:2006.

11.3. До складу робіт з технічного обслуговування газопроводів і споруд на них входять:

технічний огляд;

технічне обстеження;

вимірювання тиску газу в газопроводах;

вимірювання електропотенціалів на підземних газопроводах.

11.4. Планові ремонти поділяються на:

поточний ремонт;

капітальний ремонт.

Аварійно-відбудовні ремонти належать до позапланових робіт.

11.5. Планування і організація запобіжних заходів безаварійного експлуатування систем газопостачання:

11.5.1. У разі виявлення порушень за результатами технічного огляду та технічного обстеження ОСГ власник (балансоутримувач) зобов'язаний виконати необхідні роботи для усунення виявлених недоліків. З виконавцями робіт потрібно провести технічний інструктаж та інструктаж з охорони праці і пожежної безпеки на підприємстві.

11.5.2. Поточний ремонт необхідний для постійної підтримки працездатності газопроводів і споруд на них. Роботи з поточного ремонту спрямовані на усунення несправностей і поломок окремих вузлів і деталей, що виникають у процесі експлуатації.

Поточний ремонт поділяють на дві групи:

1 група - поточний профілактичний або планово-попереджувальний ремонт (далі - ППР), що виконується у процесі експлуатації і заздалегідь запланований за обсягом і термінами виконання на рік. План ППР складають на підставі опису ремонтних робіт, необхідність виконання яких виникає під час технічного огляду (обходу) трас і періодичних оглядів газопроводів і споруд на них;

2 група - непередбачений ремонт, що виконується у терміновому порядку з метою виправлення пошкоджень, що не могли бути заздалегідь виявлені й усунуті під час профілактичного ремонту або виникли після його виконання, а затримка з усуненням цих недоліків може призвести до серйозних аварій або значного погіршення умов експлуатації.

11.5.3. План-графік ППР на рік затверджується керівником підприємства. Річним планом ППР визначаються обсяг і вартість ремонтно-профілактичних робіт, необхідні трудовитрати і тривалість ремонту об'єктів.

11.5.4. Непередбачений поточний ремонт заздалегідь не планують, тому що він полягає в терміновому виправленні раніше не виявлених пошкоджень.

11.5.5. Поточний ремонт здійснюють підрозділи ремонтних служб СПГГ.

11.5.6. Вимоги до робітників, що виконують запобіжні заходи безаварійного експлуатування систем газопостачання, в тому числі проводять роботи з поточного або капітального ремонтів, встановлені нормативно-правовими актами та нормативними документами, перелік яких наведено у пункті 11.2 цього розділу.

11.5.7. Типовий перелік робіт, що виконуються під час поточного ремонту ОСГ, наведено у додатку 34 до цього Порядку.

11.5.8. До капітального ремонту відносяться роботи, в процесі яких здійснюється заміна зношених конструкцій, вузлів, деталей на такі само або сучасніші, а також роботи з ремонту базових (основних) конструкцій і споруд.

11.5.9. Перелік усіх робіт з капітального ремонту ОСГ з докладним описом обсягів робіт та технології їх виконання включають до плану капітального ремонту ОСГ на рік, який є частиною організаційно-технічних заходів СПГГ для забезпечення безаварійного експлуатування систем газопостачання.

11.5.10. Відбір об'єктів для капітального ремонту здійснюють на підставі актів технічного обстеження, складених під час паспортизації ОСГ, а також дефектних відомостей, складених у результаті оглядів і записів в експлуатаційних паспортах. Черговість виконання капітального ремонту залежить від суми балів за результатами оцінки технічного стану під час паспортизації. Першочерговими є газопроводи, що набрали менше балів у категорії "капітальний ремонт за чергою".

11.5.11. Виконання робіт з капітального ремонту здійснюють з максимальним застосуванням механізмів і пристроїв, з максимальною централізацією виготовлення заготовок труб, вузлів і деталей. Для об'єктів зі складною технологією ремонтних робіт складають проекти проведення робіт, в яких визначені: методи і терміни їх виконання, потреба в робочій силі, матеріалах, арматурі, будівельних матеріалах, а також розміщення матеріалів, тимчасових споруд, механізмів на території, що прилягає до об'єкта, який ремонтується.

11.5.12. Капітальний ремонт ОСГ дозволено починати за наявності виконання вимог пункту 14.3 глави 14 Правил обстежень.

11.5.13. Контроль за виконанням робіт з капітального ремонту ОСГ здійснюють відповідно до вимог пункту 14.5 глави 14 Правил обстежень.

11.5.14. Приймання ОСГ для подальшого експлуатування після закінчення капітального ремонту виконують згідно з вимогами пункту 14.6 глави 14 Правил обстежень.

11.5.15. Типовий перелік робіт, що виконуються під час капітального ремонту ОСГ, наведено у додатку 35 до цього Порядку.

12.1. Під час проведення робіт із технічного огляду, технічного обстеження, неруйнівного контролю ОСГ потрібно враховувати вимоги Правил обстежень, НПАОП 0.00-1.07-94, НПАОП 40.1-1.21-98, Правил безпечної експлуатації електроустановок, затверджених наказом Державного комітету України по нагляду за охороною праці від 06.10.97 N 257, зареєстрованих в Міністерстві юстиції України 13.01.98 за N 11/2451 (далі - НПАОП 40.1-1.01-97), НПАОП 0.00-1.20-98, НАПБ А.01.001-04, умов безпеки, викладених в експлуатаційних документах на засоби контролю, що використовуються при технічному обстеженні.

12.2. Фахівці повинні пройти навчання та інструктаж з охорони праці та інструктаж з пожежної безпеки на підприємстві-власнику (балансоутримувачу) ОСГ і одержати допуск на проведення робіт відповідно до встановленого законодавством порядку.

12.3. Фахівці, які виконують роботи з неруйнівного контролю під час технічного обстеження, повинні пройти навчання та отримати відповідні документи згідно із законодавством.

12.4. Час проведення технічного огляду, технічного обстеження повинен бути погодженим з посадовою особою власника (балансоутримувача), відповідальною за справний стан та експлуатування обладнання.

12.5. У зоні виконання робіт з технічного огляду або технічного обстеження потрібно забезпечувати виконавцям робіт відповідність умов праці вимогам нормативно-правових документів з охорони праці.

Місця проведення робіт із технічного огляду, обстеження тощо необхідно забезпечити первинними засобами пожежогасіння з визначенням їх у наряді-допуску.

Представник організації, яка відповідає за безпечне ведення робіт, повинен забезпечити контроль загазованості повітря у зоні виконання робіт, вжити заходів до виведення людей із загазованої зони у випадку перевищення допустимих норм концентрації газів.

12.6. Підготовлення ОСГ до проведення технічного огляду або технічного обстеження, в тому числі операції з їх випорожнення, від'єднання, розбирання, установлення заглушок, дегазації, зачищення поверхонь під час проведення неруйнівного контролю, товщинометрії тощо, здійснює власник (балансоутримувач) ОСГ згідно з вимогами Правил обстежень, НПАОП 0.00-1.20-98, НПАОП 40.1-1.21-98, НПАОП 40.1-1.01-97, НАПБ А.01.001-04, ПУЕ-2009, Правил експлуатації електрозахисних засобів (далі - НПАОП 40.1-1.07-01), Правил будови електроустановок. Електрообладнання спеціальних установок, затверджених наказом Мінпраці України від 21.06.2001 N 272 (далі - НПАОП 40.1-1.32-01), Правил технічної експлуатації електроустановок споживачів, затверджених наказом Мінпаливенерго України від 25.07.2006 N 258, зареєстрованих в Мін'юсті України 25.10.2006 за N 1143/13017, та інструкцій, чинних на підприємстві.

12.7. Неруйнівний контроль, випробування на працездатність (функціонування) обладнання слід проводити тільки з використанням справних інструментів, пристосувань, апаратури та атестованих засобів вимірювань.

12.8. Перед включенням всіх видів електрообладнання (електроприводів обладнання, вентиляторів, арматури, приладів неруйнівного контролю тощо) необхідно впевнитися у наявності надійного заземлення обладнання (приладів) згідно з ПУЕ.

Місця для проведення робіт із технічного огляду, технічного обстеження повинні бути оснащені пристроями і засобами для безпечного проведення робіт згідно з вимогами законодавства.

12.9. Під час технічного огляду та (або) технічного обстеження роботи, які проводять у траншеях, відносять до газонебезпечних і проводять після оформлення відповідного наряду-допуску під контролем представника власника (балансоутримувача).

12.10. Якщо в процесі роботи у стінках траншеї з'явилися тріщини, що загрожують обвалом, то робітники повинні негайно покинути траншею, стінку з тріщинами слід обрушити, ґрунт вийняти і прийняти міри проти обрушення ґрунту надалі (укріпити стінки траншеї, зрізати ґрунт для збільшення відкосів тощо).

Для забезпечення можливості швидкого виходу робітників із траншеї слід установлювати драбини із нахилом 2:3 зі сходинками (планками) через 0,15-0,25 м з кожної сторони газопроводу.

1.1. Під час технічного огляду підземних газопроводів (як сталевих, так і з поліетиленових труб) виконується періодичний технічний огляд (обхід) цих трас газопроводів з метою виявлення витоків газу за зовнішніми ознаками та за допомогою приладів (газоаналізаторів або газошукачів).

На наявність витоків газу підлягають перевірці всі газові колодязі і контрольні трубки, а також колодязі, камери інших підземних комунікацій, підвали будинків, шахти, колектори, підземні переходи, розташовані на відстані до 15 м з обох сторін від осі газопроводу; перевіряється стан настінних вказівників і орієнтирів систем газопостачання; очищаються кришки газових колодязів і коверів від снігу, льоду і забруднень; оглядається стан довкілля вздовж траси газопроводу з метою виявлення можливих обвалів ґрунту чи його розмивів.

Контролюється виконання земляних і будівельних робіт, які проводяться в смузі 15 м по обидві сторони від осі газопроводу, з метою попередження та запобігання його пошкодженню, відсутність складання матеріалів і обладнання, садження дерев, влаштування стоянок автотранспорту, будування гаражів та інших споруд (в тому числі і тимчасових) в межах технічних смуг завширшки 2 метри кожна в плані від зовнішньої стінки газопроводу. Виявляється зведення будівель та споруд, в тому числі тимчасових, з порушенням нормативного зближення з газопроводами згідно з вимогами будівельних норм Містобудування. Планування і забудова міських і сільських поселень (далі - ДБН 360-92**). Водночас повинен перевірятися зовнішнім оглядом стан установок електрохімічного захисту (далі - ЕХЗ).

1.2. Технічний огляд трас підземних газопроводів в населених пунктах повинен проводитися ланкою в складі не менше двох працівників.

В незабудованій частині населеного пункту, а також поза проїжджою частиною доріг, у разі відсутності в 15-метровій зоні по обидва боки від вісі газопроводу колодязів, інших підземних споруд (комунікацій) виконання обходу дозволяється одним робітником.

1.3. Під час обходу трас підземних газопроводів забороняється: спускатися в шахти, колектори, колодязі та інші підземні споруди; користуватися відкритим вогнем, курити біля підвалів, колодязів, шахт, колекторів та інших підземних споруд.

1.4. Слюсарям з експлуатації та ремонту підземних газопроводів (обхідникам) надаються під розписку маршрутні карти трас газопроводу, на яких мають бути зазначені схеми трас з прив'язками розміщення газопроводів і споруд на них (колодязів, контрольно-вимірювальних пунктів, контрольних трубок тощо), а також розташовані на відстані до 15 м від них будівлі та інші надземні споруди з зазначенням підвалів і напівпідвалів, підземних комунікацій і їх колодязів, камери і шахти, які підлягають перевірці на загазованість. Маршрутні карти потрібно постійно уточнювати, коригувати і передавати обхідникам.

Перед допуском до першого обходу робітники повинні ознайомитися з трасою газопроводу на місцевості.

1.5. При обході газопроводів, прокладених транзитом по території будь-якого підприємства, власник (балансоутримувач) повинен забезпечити протягом доби постійний доступ до цього газопроводу персоналу експлуатуючої організації для проведення технічного огляду і виконання ремонтних робіт.

1.6. У разі виявлення в 15-метровій смузі по трасі газопроводу загазованості підземних споруд обхідник зобов'язаний терміново повідомити аварійно-диспетчерську службу (далі - АДС), вжити заходів щодо провітрювання загазованих підвалів, перших поверхів будівель, колодязів, камер, інших підземних споруд в радіусі 50 м від газопроводу.

До приїзду аварійної бригади необхідно також попередити мешканців навколишніх будинків, перехожих про загазованість, про неприпустимість куріння та користування відкритим вогнем.

У разі виявлення газу на границі 50-метрової зони перевірку на загазованість потрібно продовжувати за границею цієї зони.

1.7. Власники суміжних підземних комунікацій, прокладених на відстані до 50 м по обидві сторони від осі газопроводу, зобов'язані забезпечити своєчасну очистку кришок колодязів і камер від забруднення, снігу і льоду для перевірки їх на загазованість. Кришки колодязів і камер повинні мати отвір діаметром не менше 15 мм.

1.8. Періодичність технічного огляду трас підземних газопроводів, в тому числі тих, що проходять в складних інженерно-геологічних умовах і на підроблюваних територіях, повинна встановлюватися власником залежно від технічного стану газопроводів, корозійної активності ґрунтів і ефективності роботи засобів ЕХЗ, тиску газу, наявності сигналізаторів загазованості в підвалах, характеру місцевості і щільності її забудови, пори року, але не рідше, ніж у терміни, зазначені в таблицях 1 і 2 цього додатка.

1.9. Результати обходу газопроводів повинні відображатися в журналі реєстрації результатів технічного огляду (обходу) трас розподільних газопроводів і вводів згідно з додатком 17 до цього Порядку.

Результати обходу ГРП заносяться до журналу реєстрації результатів технічного огляду (обходу) ГРП, зразок форми якого наведено у додатку 18 до цього Порядку.

У разі виявлення несправності, порушення, фактів самовільного ведення робіт в технічній смузі газопроводу обхідник негайно інформує безпосереднє керівництво СПГГ засобами зв'язку та видає попередження.

2.1. Під час технічного огляду наземних і надземних газопроводів і споруд на них потрібно виявляти можливі витоки газу, перевіряти стан опор, компенсаторів, контурів заземлення, виявляти порушення кріплення, провисання труб, стан запірних пристроїв, ізолюючих фланцевих з'єднань, наявність діелектричних підкладок, стан захисного пофарбування, стан ізоляційного покриття в місцях виходу газопроводів із землі (при переходах з підземної ділянки на надземну).

2.2. Періодичність обходів трас наземних (без обвалування) і надземних газопроводів - не рідше ніж 1 раз на 3 місяці.

3.1. Вимоги до проведення та склад робіт з технічного огляду берегової частини підводних переходів, а також через заболочені ділянки визначені розділом I цього додатка.

3.2. Періодичність технічного огляду берегових частин переходів через водні перешкоди, заболочені ділянки та яруги - відповідно до пункту 9 таблиці 1 цього додатка.

3.3. Технічний огляд підводної частини переходів газопроводів через водні перешкоди і заболочені ділянки, враховуючи складність виконання зазначених робіт, виконується візуально.

Відповідно до пункту 4.3 глави 4 Правил безпеки систем газопостачання України, затверджених наказом Державного комітету України по нагляду за охороною праці від 01.10.97 N 254, зареєстрованих в Мін'юсті України від 15.05.98 за N 318/2758 (далі - НПАОП 0.00-1.20-98), і пунктів 8, 9 розділу II додатка 5 до Правил обстежень, оцінки технічного стану, паспортизації та проведення планово-запобіжних ремонтів газопроводів і споруд на них, затверджених наказом Державного комітету будівництва, архітектури та житлової політики України від 09.06.98 N 124, зареєстрованих в Міністерстві юстиції України 13.11.98 за N 723/3163 (далі - Правила обстежень), фахівцями спеціалізованої організації не рідше 1 разу на 5 років проводиться технічне обстеження підводної частини переходів газопроводів через водні перешкоди. Стислий перелік робіт такого технічного обстеження наведено у розділі III цього Порядку.

4.1. Власники (балансоутримувачі) установок ЕХЗ є відповідальними за технічний стан установок ЕХЗ і повинні забезпечити їх періодичний технічний огляд, контрольні вимірювання значень захисних потенціалів сталевих підземних газопроводів, а також ремонтні роботи на установках ЕХЗ та періодичну перевірку ефективності їх дії.

4.2. Налагодження та експлуатацію установок ЕХЗ споруд систем газопостачання населених пунктів потрібно здійснювати спеціалізованими службами СПГГ або іншими організаціями, що мають дозвіл на виконання робіт підвищеної небезпеки та на експлуатацію (застосування) машин, механізмів, устаткування підвищеної небезпеки (далі - дозвіл). Вказані служби забезпечують своєчасне виявлення небезпечних корозійних зон і вжиття заходів щодо їх ліквідації. Ці служби повинні мати у своєму складі персонал, навчений та допущений до цих видів робіт згідно з підпунктом 4.10.5 пункту 4.10 глави 4 НПАОП 0.00-1.20-98, і бути оснащеними необхідним обладнанням та приладами.

4.3. Технічний огляд установок ЕХЗ виконується в терміни, які забезпечують їх безперебійну роботу та визначені пунктом 12 додатка 5 до Правил обстежень і підпунктом 4.10.8 пункту 4.10 глави 4 НПАОП 0.00-1.20-98, але не рідше, ніж:

установки дренажного захисту - один раз на тиждень;

установки катодного захисту - два рази на місяць;

установки протекторного захисту - один раз на шість місяців;

перетворювачі малої потужності - один раз на шість місяців.

4.4. Під час технічного огляду установок ЕХЗ виконують:

зовнішній огляд всіх елементів установок;

очищення шаф від пилу, води, бруду тощо;

перевірку правильності монтажу і відсутності механічних пошкоджень окремих елементів, стану контактів;

перевірку робочих параметрів установок, включаючи вимірювання:

на установках катодного захисту - випрямленого струму і напруги перетворювача, потенціалу відносно землі в точці приєднання та в контрольних (опорних) точках, а також на межі зони захисту електрозахисних установок;

на поляризованих електродренажних установках - струму дренажу, потенціалу відносно землі в точці дренування та в контрольних (опорних) точках та на межі зони дії ЕЗУ;

на установках посиленого дренажного захисту - випрямленої напруги, струму в ланцюзі дренажу і потенціалу газопроводу в точці дренування та на межі зони дії ЕЗУ;

на протекторних установках - потенціалу споруди відносно землі при відключеному протекторі, потенціалу протектора при розімкнутому ланцюзі "споруда-протектор", потенціалу споруди відносно землі в контрольних (опорних) точках на межі зони дії протекторної установки і струм в ланцюзі "споруда-протектор" при включеному протекторі.

4.5. Вимірювання потенціалів на підземних сталевих спорудах системи газопостачання потрібно проводити під час перевірки ефективності роботи установки ЕХЗ не рідше 1 разу на 3 місяці, а також після кожної зміни корозійних умов, а саме: у зв'язку із зміною режиму роботи установок електропостачання електрифікованого транспорту, розвитку мережі джерел блукаючих струмів, газопроводів і інших підземних металевих інженерних мереж, а також після кожного капітального ремонту установок ЕХЗ.

В інших випадках (за межами зон впливу діючих установок ЕХЗ) - не рідше 2 разів на рік. Двічі на рік повинен провадитись аналіз корозійного стану підземних сталевих газопроводів з побудовою діаграми зміщення потенціалів.

В зонах дії блукаючих струмів щорічно необхідно виконувати вимірювання стаціонарних потенціалів газопроводів в нічний час.

4.6. Експлуатаційна організація, яка виконує роботи з захисту сталевих підземних споруд, повинна мати карти-схеми газопроводів з позначенням місць розміщення установок ЕХЗ і контрольно-вимірювальних пунктів, дані про джерела блукаючих струмів.

За результатами технічного огляду газопроводів експлуатаційна організація повинна виконувати щорічний аналіз корозійного стану сталевих підземних споруд і ефективності роботи електрохімзахисту, захищеності газопроводів протягом часу експлуатації.

4.7. При виявленні корозійно-небезпечних та знакозмінних зон газопроводів власником (балансоутримувачем) повинні вживатися заходи щодо їх ліквідації. Терміни виконання робіт визначаються експлуатаційною організацією, яка виконує роботи з захисту газопроводів, але не більше 1 місяця. До усунення анодних і знакозмінних зон власником (балансоутримувачем) газопроводів мають бути розроблені і вжиті заходи, які б гарантували безпечну експлуатацію газопроводів.

4.8. Роботи і вимірювання в контрольно-вимірювальних пунктах в межах проїзної частини вулиць і доріг, на рейкових коліях трамваю і залізничних шляхах, джерелах електроживлення установок електрозахисту повинні виконуватися бригадою в складі не менше двох працівників, один з яких має стежити за безпекою робіт.

Проведення робіт і вимірювань у колодязях, тунелях і траншеях глибиною понад 1 м повинно виконуватися бригадою в складі не менше трьох працівників.

4.9. Усі інші вимоги до виконання технічного огляду установок ЕХЗ - згідно з пунктом 4.10 глави 4 НПАОП 0.00-1.20-98.

5.1. Під час огляду стану ГРП (ШГРП) та ГРУ виконують:

перевірку приладами величин: тиску газу перед і після регулятора, перепаду тиску на фільтрі та стану герметичності системи - за допомогою як приладів, так і мильної емульсії;

контроль за правильністю положення молоточка зчеплення важелів запобіжно-запірного клапана (ЗЗК);

зовнішній огляд наявності та стану засобів вимірювальної техніки і автоматизації (ЗВТіА);

перевірку стану і роботи електроосвітлення та електрообладнання, вентиляції, системи опалення;

візуальний огляд системи блискавкозахисту та зрівняння потенціалів ділянок технологічних газопроводів, ізолюючих з'єднань та вимикаючих пристроїв до та після витоку газу з ГРП (ГРУ), наявність засобів пожежогасіння;

візуальне виявлення тріщин і нещільностей стін, які відділяють основне і допоміжне приміщення;

візуальний огляд системи блискавкозахисту та зрівняння потенціалів ділянок технологічних трубопроводів, ізолюючих з'єднань та вимикаючих пристроїв до та після виходу газу з ГРП (ГРУ), наявність засобів пожежогасіння.

5.2. Огляд ГРП (або ШГРП) та ГРУ проводять:

у ГРП з регулюючими клапанами нормально відкрито "НВ" і нормально закрито "НЗ" - цілодобовим наглядом;

у інших ГРП (або ШГРП) та ГРУ - не рідше 1 разу на 7 днів;

у ГРП із засобами телемеханізації або диспетчеризації - не рідше 2 разів на місяць.

Регулювання обладнання ГРП (або ШГРП) та ГРУ і перевірка параметрів спрацювання ЗСК і ЗЗК проводяться не рідше 1 разу на 3 місяці, а також після ремонту обладнання.

Технічне обслуговування здійснюється не рідше 1 разу на 12 місяців, якщо завод-виготовлювач регуляторів тиску, запобіжних клапанів, телемеханічних пристроїв не вимагає проведення технічного обслуговування в інші терміни.

5.3. При виявленні порушень режимів газопостачання або наявності аварійних ситуацій слід негайно повідомити АДС і вжити заходів згідно з планом ліквідації аварійних ситуацій.

5.4. При перевірці засмічення фільтрів максимальний перепад тиску газу в касеті фільтра не повинен перевищувати встановлений заводом-виготовлювачем, але не більше, даПа:

сітчастого - 500;

вісцинового - 500;

волосяного - 1000.

Розбирання та очищення касет фільтра повинно проводитися поза приміщенням ГРП (ГРУ), в місцях, віддалених від легкозаймистих рідин, горючих матеріалів на відстані не менше 5 м.

5.5. При зніманні для ремонту запобіжних пристроїв замість них необхідно встановлювати випробувані запобіжні пристрої.

Робота ГРП (ГРУ) без запобіжних пристроїв забороняється.

5.6. При технічному обслуговуванні ГРП, ШГРП (ГРУ) повинні виконуватися:

перевірка роботи засувок і запобіжних клапанів;

змащення тертьових частин і перенабивання сальників;

визначення щільності і чутливості мембран регуляторів тиску і регулятора управління;

продування імпульсних трубопроводів до регуляторів тиску, контрольно-вимірювальних приладів і ЗЗК;

перевірка параметрів настроювання ЗСК і ЗЗК;

розбирання регуляторів тиску, запобіжних клапанів з очищенням їх від корозії і забруднень;

перевірка щільності прилягання клапанів до сідла, стану мембран;

змащення деталей тертя;

ремонт або заміна зношених деталей;

перевірка надійності кріплень конструкційних вузлів, які не підлягають розбиранню;

ремонт запірної арматури, яка не забезпечує герметичності закриття;

чистка касети фільтра;

роботи, перелічені в пункті 5.1 розділу V цього додатка.

5.7. У разі наявності в ГРП місцевого опалення з розташуванням індивідуальної опалювальної установки в допоміжному приміщенні необхідно контролювати газонепроникність стін (відсутність видимих тріщин, наскрізних отворів тощо), які відділяють основне приміщення ГРП від приміщення, де встановлена опалювальна установка.

При виявлені в розділювальних стінах нещільностей користуватися опалювальними установками забороняється.

Перевірка і прочищення димоходів повинні проводитися перед кожним опалювальним сезоном і оформлятися актом.

5.8. При кожному обході газопроводів-вводів потрібно перевіряти зовнішній стан та герметичність з'єднань комбінованих будинкових регуляторів (далі - КБРТ) за допомогою приладів або мильної емульсії.

5.9. Інші вимоги до технічного огляду ГРП (ШГРП), ГРУ та КБРТ - відповідно до пункту 4.4 глави 4 НПАОП 0.00-1.20-98.

6.1. Технічний огляд електрообладнання об'єктів газопостачання та газоспоживання потрібно здійснювати персоналом, який пройшов спеціальну підготовку і має посвідчення на право виконання робіт в електроустановках напругою до 1000 В, з додержанням вимог ПУЕ-2009, НПАОП 40.1-1.01-97, НПАОП 40.1-1.21-98, НПАОП 40.1-1.07-01, НПАОП 40.1-1.32-01, Правил улаштування електроустановок, затверджених наказом Мінпаливенерго від 28.08.2006 N 305.

6.2. Технічний огляд електрообладнання ГРП потрібно виконувати при технічному обслуговувані.

6.3. Технічний огляд вибухозахищеного обладнання потрібно провадити не рідше одного разу на 6 місяців, при цьому відкриваються кришки оболонок, розбираються вводи (у разі потреби), проводиться огляд електричних частин електрообладнання і усуваються виявлені несправності. Роботи має виконувати персонал, який пройшов перевірку знань відповідно до вимог НПАОП 40.1-1.21-98 та ПТЕЕС з додержанням технічних і організаційних заходів.

6.4. Перевірка максимального струмового захисту, пускачів і автоматів повинна проводитися не рідше одного разу на 6 місяців.

6.5. Перелік робіт, що виконуються під час технічного огляду заземлення будівель і технологічного обладнання ГРП, ШГРП та вузлів обліку газу, а також періодичність їх виконання мають відповідати вимогам підпунктів 4.11.5 та 4.11.6 пункту 4.11 глави 4 НПАОП 0.00-1.20-98.

7.1. Власник (балансоутримувач) систем газопостачання повинен забезпечити постійний технічний огляд контрольно-вимірювальних приладів, засобів автоматизації, сигналізації і захисту та дотримання термінів їх повірки.

7.2. Під час технічного огляду потрібно перевіряти герметичність імпульсних трубопроводів і запірної арматури, різьбових та фланцевих з'єднань, а також наявність та неушкодженість пломб на контрольно-вимірювальних приладах.

7.3. Правильність показів манометрів потрібно перевіряти:

не рідше 1 разу на тиждень за графіком технічного огляду шляхом короткочасного відключення приладів і повернення вказівної стрілки на нульову поділку;

не рідше 1 разу на 6 місяців за допомогою контрольного приладу або перевіреним робочим приладом, який має з приладом, що перевіряється, однакову шкалу і клас точності.

7.4. Обсяг і періодичність робіт з технічного огляду засобів вимірювальної техніки, контролю, автоматизації і сигналізації мають відповідати вимогам стандартів, інструкцій заводів-виготовлювачів і виробничих інструкцій.

7.5. Періодичній повірці підлягають робочі засоби вимірювань:

манометри вказівні, самописні, дистанційні, стаціонарні і переносні газоаналізатори, сигналізатори довибухових концентрацій газу системи автоматичної пожежної сигналізації та інші засоби вимірювань, які застосовуються для забезпечення безпеки - в терміни, установлені спеціально уповноваженим центральним органом виконавчої влади у сфері метрології.

1. Під час КПО сталевих підземних/наземних з обвалуванням газопроводів визначають:

місцезнаходження газопроводу;

глибину закладання газопроводу (у разі необхідності);

герметичність газопроводу;

наявність пошкоджень ізоляційних покриттів.

2. Під час КПО підземних поліетиленових газопроводів визначають:

місцезнаходження газопроводу (у разі наявності сигнального ізольованого проводу);

герметичність газопроводу.

3. Під час КПО сталевих надземних/наземних (без обвалувань) газопроводів перевіряють герметичність трубопроводу.

4. Перелік вимірювальної апаратури, що використовується під час КПО газопроводів, з призначенням апаратури та конкретного виду обстеження наведено у додатку 6 до цього Порядку.

1. Перед початком виконання технічного обстеження поверхню труби в шурфі очищають від землі і піску по всьому периметру труби (відстань між нижньою кромкою труби та ґрунтом повинна бути достатньою для можливості обстеження).

2. У шурфі перевіряють:

стан ізоляційного покриття газопроводу;

стан поверхні металу труби;

корозійний стан;

якість зварювальних стиків.

3. Послідовність перевірки ізоляційного покриття:

3.1. Перевірку типу та стану ізоляційного покриття здійснюють за такими показниками: тип покриття, товщина покриття, адгезія (прилипання ізоляції до труби), діелектрична суцільність (безперервність ізоляції). В окремих випадках вимірюють перехідний опір ізоляції.

Якщо стан ізоляційного покриття з полімерних стрічок, екструдованого поліетилену та інших полімерів задовільний, а саме: відсутні пошкодження поверхні - подряпини, проколи, забоїни, розшарування, що можуть спричинити корозію металу труби, відсутні пустоти (визначаються під час легкого постукування по поверхні ізоляційного покриття газопроводу твердим предметом, у разі наявності пустот між ізоляційним покриттям та трубою відчувається глухий звук), перевірку адгезії ізоляційного покриття до металу труби не проводять.

3.2. Послідовність перевірки ізоляційного покриття:

Візуально визначають:

матеріал ізоляційного покриття (бітум, поліетилен тощо);

стан зовнішньої поверхні ізоляції (гладка, зморшкувата, горбиста, обпливна, має продавленість зверху, знизу, з боків тощо);

наявність наскрізних пошкоджень ізоляційних покриттів (тріщин, пустот, проколів, порізів, пропусків ізоляції тощо).

3.3. Суцільність ізоляції і наявність сторонніх вкраплень (корені дерев, шматки цеглин, будівельне або побутове сміття тощо) визначають прощупуванням (руками) і прослуховуванням (простукування ізоляційного покриття дерев'яною рукояткою молотка) по периметру і вздовж труби в шурфі.

3.4. Товщину захисного покриття газопроводу визначають методом неруйнівного контролю із застосуванням товщиномірів відповідно до вимог пункту 7.3 глави 7 ДСТУ Б В.2.5-29:2006.

3.5. Приладовим методом за допомогою адгезиметрів перевіряють ступінь адгезії. Для визначення адгезії бітумної ізоляції та плівкових полімерних матеріалів застосовують адгезиметри відповідних типів.

Дозволяється визначення адгезії бітумної ізоляції методом вирізання трикутника (рис. 1) під кутом 45 град. у двох напрямках. У місці надрізу ізоляцію піднімають ножем, щоб відокремити її від труби. Адгезія вважається задовільною, якщо вирізаний трикутник не відділяється, а при відриві на металевій поверхні труби залишаються сліди ізоляції.

Рис. 1. Перевірка ізоляції методом трикутника

3.6. За розшаруванням зразка, який обстежується, та його товщиною визначають тип ізоляції (нормальна, посилена, дуже посилена).

3.7. Перехідний опір ізоляційного покриття на діючих газопроводах у шурфах вимірюється за методом "мокрого контакту" ("мокрого рушника") або комірок з порожнистих циліндрів згідно з вимогами ДСТУ Б В.2.5-29:2006 (пункт 7.3 розділу 7 та додаток Н).

3.8. Після закінчення робіт з перевірки корозійного стану, стану ізоляції і металу труби в шурфі пошкоджена під час обстеження ділянка ізоляції повинна бути відновлена за відповідною технологією ремонту ізоляції.

4. Послідовність перевірки стану поверхні металу газопроводу:

4.1. Стан поверхні металу газопроводу перевіряють в шурфі на зачищеній ділянці газопроводу довжиною не менше ніж 0,5 м візуально по колу, нижню частину труби оглядають за допомогою дзеркала.

4.2. У разі наявності корозійних пошкоджень встановлюють ступінь корозії металу залежно від кількості каверн на одиницю поверхні та їх глибини. Глибину каверн вимірюють штангенциркулем або мікрометричним глибиноміром. Товщину стінки труби визначають з однієї сторони за допомогою ультразвукового товщиноміру.

5. Послідовність перевірки корозійного стану газопроводу:

5.1. Корозійний стан газопроводу потрібно визначати за корозійною агресивністю ґрунту, в якому прокладений газопровід, і за результатами небезпечної дії блукаючих струмів.

5.2. Корозійну агресивність ґрунту по відношенню до сталевих підземних газопроводів визначають за двома показниками:

питомим електричним опором ґрунту;

середньою щільністю катодного струму при зсуві потенціалу на 100 мВ в негативний бік відносно потенціалу корозії. Показники корозійної агресивності ґрунту відповідно до сталі наведено в таблиці 1 цього додатка.

Таблиця 1. Корозійна агресивність ґрунту щодо сталі