14. Підземні (з металевих і поліетиленових труб), надземні та наземні газопроводи підлягають технічному обстеженню систем газопостачання, у тому числі КПО, враховуючи вимоги Порядку технічного огляду.
15. Виконання робіт з технічного обстеження систем газопостачання, у тому числі КПО, підземних сталевих, поліетиленових, наземних та надземних газопроводів необхідно проводити відповідно до розділу V Порядку технічного огляду.
16. Періодичність технічного обстеження систем газопостачання, у тому числі КПО сталевих (надземних, підземних, наземних) та поліетиленових газопроводів встановлюється суб'єктом господарювання, але не рідше:
вперше - наступного року після введення в експлуатацію;
не рідше ніж один раз на п'ять років при тривалості експлуатації до двадцяти п'яти років для таких, що знаходяться в задовільному технічному стані та нормальних геологічно-корозійних умовах;
не рідше ніж один раз на три роки при експлуатації понад двадцять п'ять років для таких, що знаходяться в задовільному технічному стані та нормальних геологічно-корозійних умовах;
не рідше ніж один раз на рік при тривалості експлуатації понад двадцять п'ять років для таких, що знаходяться у складних геологічно-корозійних умовах (сейсмічність понад шість балів, підроблювані території), мають захисне покриття з характеристиками нижче захисного ізоляційного покриття дуже посиленого типу відповідно до вимог ДСТУ Б В.2.5-29:2006, включені до плану капітального ремонту або заміни.
На газопроводах, що мають захисне покриття з характеристиками нижче захисного ізоляційного покриття дуже посиленого типу відповідно до вимог ДСТУ Б В.2.5-29:2006, в доповнення до КПО проводиться контрольне шурфування для виявлення стану труб і якості зварних стиків візуально-оптичним методом контролю.
17. Позачергові КПО газопроводів необхідно проводити:
при виявленні нещільності чи розривів зварних стиків, наскрізних корозійних пошкоджень;
при зниженні величини потенціалу "газопровід-земля" до значень, нижчих мінімально припустимих, за умови перерви у роботі електрозахисних установок понад один місяць - у зонах впливу блукаючих струмів і понад шість місяців - в інших випадках, передбачених ДСТУ Б В.2.5-29:2006.
18. Технічне обстеження підземних сталевих газопроводів систем газопостачання (крім об'єктів побутових споживачів) з метою визначення стану захисного ізоляційного покриття і металу трубопроводу, де використання приладів через індустріальні перешкоди неможливо, виконується шляхом розкриття на газопроводах контрольних шурфів розміром не менше ніж 1 х 1,5 м через кожні 500 м, але не менше одного шурфу на кожну балансову ділянку газопроводу, що обстежується.
Технічне обстеження газопроводу систем газопостачання здійснюють по всій його довжині, особливо на корозійно небезпечних ділянках, у місцях перетинів газопроводів з теплотрасами, водопроводами, каналізаційними колекторами, електричними кабелями, кабелями зв'язку та іншими підземними комунікаціями та біля конденсатозбірників.
Місце відкриття контрольних шурфів, їх кількість у зонах індивідуальних перешкод визначає Оператор ГРМ або газова служба власника системи газопостачання.
19. Перевірку герметичності й виявлення місць витоків природного газу з підземних газопроводів у період промерзання ґрунту, а також на ділянках, розташованих під удосконаленим покриттям доріг, необхідно проводити шляхом буріння свердловин (або шпилькуванням) із подальшим відбиранням проб повітря високочутливими приладами.
На розподільних газопроводах і газових мережах зовнішнього та внутрішнього газопостачання свердловини бурять біля стиків. За відсутності схеми розташування стиків свердловини повинні буритися через кожні 2 м.
Глибина буріння свердловин в зимовий період повинна бути не менше ніж глибина промерзання ґрунту, а в теплу пору року - відповідати глибині прокладання труби. Свердловини закладають на відстані не менше ніж 0,5 м від стінки газопроводу.
При використанні високочутливих течошукачів допускається зменшення глибини свердловин і розміщення їх по осі газопроводу за умови, що відстань між верхом труби та дном свердловини буде не менше ніж 0,4 м.
Для газопроводів, розташованих під удосконаленим покриттям доріг (тротуарна плитка, асфальтове або бетонне покриття), глибина буріння свердловин повинна перевищувати товщину дорожнього покриття на 0,1 - 0,15 м.
За наявності даних шурфового огляду за попередні періоди (історичних даних) допускається не виконувати розкриття шурфу при технічному обстеженні підземних газопроводів систем газопостачання. Шурфовий огляд виконується тільки за наявності виявлених при КПО пошкоджень ізоляційного покриття. Для оцінки технічного стану використовуються історичні дані.
20. Визначення наявності природного газу у свердловинах проводиться виключно приладовим методом з використанням ЗВТ.
21. Технічний стан поліетиленових газопроводів (труб та з'єднань) і стан захисного ізоляційного покриття сталевих ділянок поліетиленового газопроводу визначають шляхом розкриття на газопроводах контрольних шурфів.
Шурфовий огляд поліетиленового газопроводу виконують тільки у разі наявності витоків природного газу. Якщо під час останньої перевірки газопроводів на герметичність витоків природного газу на даному поліетиленовому газопроводі зафіксовано не було, то стан поліетиленового газопроводу визначають задовільним (пошкодження та дефекти відсутні) і шурфовий огляд не проводять.
При механізованому відкритті шурфів шар ґрунту над газопроводом товщиною до 0,3 м необхідно вилучати вручну з дотриманням заходів для запобігання пошкодженню газопроводу.
22. Перевірка герметичності підземних сталевих і поліетиленових газопроводів здійснюється приладами при робочому тиску природного газу. При відключенні газопроводу від мережі перед повторним заповненням природним газом герметичність перевіряють повітрям з тиском згідно з нормами випробувань, визначеними нормативно-правовими актами.
23. За результатами технічного обстеження систем газопостачання, у тому числі КПО сталевих і поліетиленових газопроводів, залежно від місця розташування відносно поверхні землі, їх призначення в системі газопостачання, матеріалу труб відповідно до додатка А до ДБН В.2.5-20:2018 складаються документи згідно з додатками 19 - 33 до Порядку технічного огляду та вноситься відповідний запис в експлуатаційний паспорт газопроводу, форма якого наведена у додатку 2 до цих Правил.
24. Технічне обслуговування переходів газопроводів систем газопостачання через водні перешкоди, заболочені ділянки і яруги необхідно проводити відповідно до переліку робіт з технічного огляду (обходу) об'єктів систем газопостачання та методів і методики технічного обстеження підводних переходів систем газопостачання передбачених додатками 1 та 8 до Порядку технічного огляду. Технічне обстеження підводної частини переходів газопроводів систем газопостачання через водні перешкоди необхідно проводити не рідше ніж один раз на п'ять років.
При технічному обстеженні систем газопостачання уточнюються: їх місце розташування, глибина залягання, герметичність, баластування, стан покриття (ізоляції, футерування).
Технічне обстеження систем газопостачання проводиться, відповідно до методів і методики технічного обстеження підводних переходів зазначених у додатку 8 до Порядку технічного огляду.
Інформація про виконані роботи та результати технічного обстеження систем газопостачання заноситься до експлуатаційного паспорта газопроводу, форма якого наведена у додатку 2 до цих Правил.
25. У разі необхідності переведення газопроводу на вищу категорію щодо рівня тиску в газопроводі, а також при досягненні ним граничного (призначеного/розрахункового) терміну експлуатації, що перевищує для сталевих газопроводів - сорок років, а для поліетиленових - п'ятдесят років; необхідно провести технічне діагностування цього газопроводу з метою встановлення технічного стану, умов та термінів подальшої безпечної експлуатації систем газопостачання, остаточного ресурсу, та потреби у проведенні його ремонту, реконструкції або виведення з експлуатації.
Роботи з технічного діагностування проводяться відповідно до вимог розділу VIII Порядку технічного огляду.
26. При виявленні загазованості в підвалах, підпіллях будівель, колекторах, підземних переходах, галереях газопроводи відключаються та до усунення витоків природного газу експлуатація їх забороняється.
27. Для тимчасового припинення витоку природного газу на зовнішніх газопроводах допускається накладати муфту (бандаж) або хомут, які забезпечують герметичність місця витоку, за умови їх щоденного огляду.
Засипка підземних газопроводів з накладеними на них бандажами або хомутами забороняється.
28. У разі механічних пошкоджень сталевих підземних газопроводів та їх зміщень одночасно з проведенням робіт із ліквідації витоків природного газу необхідно відкривати й перевіряти зварні стики фізичним методом контролю найближчі з обох боків від місця пошкодження.
При виявленні дефектів у суміжних стиках відкривається і перевіряється фізичними (неруйнівними) методами контролю наступний стик газопроводу.
29. Ремонт пошкоджених (дефектних) зварних стиків, наскрізні корозійні та механічні пошкодження сталевих і поліетиленових газопроводів, каверн проводиться відповідно до типових переліків робіт, що виконуються під час поточного або капітального ремонту об'єктів систем газопостачання визначених у додатках 34 та 35 до Порядку технічного огляду.
Ремонт пошкоджених сталевих газопроводів може бути виконаний за допомогою наварювання накладок або шляхом вирізання дефектних ділянок і вварювання котушок довжиною, що відповідає діаметру труби, але не менше ніж 200 мм.
Зварні стики та зварні шви, що виконані при ремонті сталевих газопроводів, необхідно перевіряти фізичними (неруйнівними) методами контролю.
30. До виконання робіт зі зварювання сталевих та поліетиленових газопроводів допускають осіб, які мають відповідні посвідчення на право виконання зварювальних робіт, відповідно до розділу 9 Кодексу 2:2021.
31. При пошкодженні поліетиленових газопроводів аварійно-відновлювальні роботи необхідно виконувати шляхом вирізання дефектних ділянок і вварювання поліетиленових котушок довжиною не менше ніж 500 мм із застосуванням терморезисторного зварювання або зварюванням встик.
При виявленні нещільностей в нероз'ємних з'єднаннях поліетиленових труб зі сталевими ці з'єднання (перехід поліетилен-сталь) вирізають і замінюють новими.
Якість виконаних аварійно-відновлювальних робіт визначають зовнішнім оглядом і перевіркою герметичності приладовими методами, мильною емульсією або пневматичним випробуванням.
32. Перед початком ремонтних робіт на сталевих підземних газопроводах, пов'язаних із роз'єднанням газопроводу (заміна запірної арматури, знімання і встановлення заглушок і прокладок, вирізання стиків), необхідно вимкнути засоби ЕХЗ і встановити на роз'єднувальних ділянках газопроводу шунтувальні перемички з кабелю перерізом не менше ніж 25 мм квадратних (за умови відсутності стаціонарно встановлених шунтувальних перемичок) з метою запобігання іскроутворенню від дії блукаючих струмів.
За неможливості встановлення шунтувальної перемички роботи необхідно проводити після продування газопроводу повітрям (залишкова концентрація природного газу в трубопроводі не повинна перевищувати 20 відсотків НКМЗ).
33. Дефекти захисних покриттів на газопроводах, що розташовані в зоні дії блукаючих струмів, поблизу будівель із можливим скупченням людей, необхідно ліквідовувати у першу чергу.
Терміновість ремонту дефектів захисних покриттів встановлюється власником залежно від рівня електрохімічного захисту, корозійної агресивності ґрунтів, планування повної заміни газопроводу (ділянки газопроводу) тощо.
34. Перед початком робіт ударних механізмів і землерийної техніки поблизу підземного газопроводу працівники суб'єкта господарювання, що виконують земляні роботи, зобов'язані виявити фактичне місце розташування газопроводу шляхом шурфування ручним способом без використання механізованих знарядь виробництва в присутності представника Оператора ГРМ.
Ударні механізми для розпушування ґрунту можливо застосовувати на відстані не ближче ніж 3 м від підземного газопроводу, а механізми, що здатні значно відхилятися від вертикальної осі (куля, клин-баба тощо), - на відстані не ближче ніж 5 м.
Забивання паль (шпунтів) допускається проводити на відстані не ближче ніж 30 м від газопроводу.
За необхідності забивання паль (шпунтів) на відстані, меншій ніж 30 м від газопроводу (але не ближче ніж 10 м), стики газопроводу повинні бути відкриті на всій довжині забивання паль (шпунтів) з урахуванням їх наявності, але не менше 20 м від крайніх паль.
Після закінчення робіт із забивання паль (шпунтів) усі відкриті зварні стики сталевого газопроводу необхідно перевіряти фізичними методами контролю.
2. Вимоги до технічної експлуатації ПРГ та КБРТ
1. У кожному ПРГ на видному місці необхідно розміщувати схеми обладнання відповідно до схеми обладнання ПРГ, наведеної у додатку 12 до цих Правил та режимні карти відповідно до форми режимної карти ПРГ, наведеної у додатку 13 до цих Правил.
2. Режими роботи ПРГ встановлюються відповідно до проєктної документації на їх будівництво і фіксуються у режимних картах, що затверджуються посадовою особою суб'єкта господарювання.
3. Вихідний робочий тиск природного газу з ПРГ необхідно регулювати відповідно до проєктних розрахункових величин тиску в системах газопостачання споживачів та паспортів виробників газоспоживаючого устаткування та обладнання.
Параметри настроювання обладнання ПРГ промислових та сільськогосподарських підприємств, котелень та інших об'єктів, що споживають природний газ, регламентуються проєктною документацією й уточнюються під час проведення пусконалагоджувальних робіт.
Максимальний робочий тиск природного газу після регулятора тиску, що подає природний газ побутовим споживачам, встановлюється 300 даПа.
4. Не допускається коливання тиску природного газу після регуляторів, що перевищує 10 відсотків максимального робочого тиску.
5. В системах газопостачання ЗСК ПРГ повинні спрацьовувати раніше, ніж спрацюють ЗЗК.
6. ЗСК настроюються на нижню межу спрацювання, що не перевищує 15 відсотків максимального робочого тиску, а ЗЗК повинні забезпечувати припинення подачі природного газу при перевищенні максимального робочого тиску на 25 відсотків.
Для систем газопостачання низького тиску до 300 даПа нижня межа спрацювання ЗЗК установлюється Оператором ГРМ, але не менше ніж 70 даПа тиску природного газу в системі газопостачання у найбільш віддаленого споживача.
Перевірка і настроювання запобіжних пристроїв і регуляторів тиску природного газу і повинні виконуватись із забезпеченням безпечного газопостачання.
7. Включення в роботу регуляторів тиску природного газу здійснюється після встановлення причин спрацювання ЗСК і ЗЗК та їх усунення.
8. Запірні пристрої на обвідній лінії (байпасі) повинні бути у закритому положенні (перед ЗСК - у відкритому) і опломбовані.
Природний газ по обвідній лінії допускається подавати протягом періоду часу, потрібного для ремонту обладнання та арматури, а також у період зниження тиску природного газу перед ПРГ до величини, яка не забезпечує надійної роботи регулятора тиску природного газу.
Протягом усього періоду подавання природного газу по байпасу повинен бути забезпечений постійний контроль за вихідним тиском природного газу.
Робота ПРГ на байпасі проводиться відповідно до розробленої суб'єктом господарювання виробничої інструкції, затвердженої уповноваженою посадовою особою суб'єкта господарювання.
9. Температура повітря в приміщеннях ПРГ, де розміщено обладнання і контрольно-вимірювальні прилади, повинна бути в межах, передбачених у паспортах виробників обладнання.
10. Зовні ПРГ або на огорожі ГРУ на видному місці необхідно встановлювати попереджувальний напис - "Вогненебезпечно. Газ".
11. Під час експлуатації ПРГ необхідно здійснювати періодичний огляд, регулювання обладнання, технічне обслуговування та, за потреби, поточний ремонт.
Зазначені роботи виконуються за затвердженими посадовою особою власника системи газопостачання графіками проведення обслуговування ПРГ, а також графіками проведення обслуговування та ремонтів систем телеметричного контролю.
Періодичний огляд ПРГ здійснюється відповідно до маршрутної карти:
у головних ГРП із регулюючими клапанами НВ і НЗ - цілодобовим наглядом (без оформлення маршрутної карти);
в інших ПРГ - не рідше ніж один раз на місяць;
у ПРГ із засобами телеметричного контролю або диспетчеризації - не рідше ніж один раз на три місяці.
Регулювання обладнання ПРГ і перевірку параметрів спрацьовування ЗСК і ЗЗК проводять не рідше ніж один раз на шість місяців (зокрема перед початком опалювального сезону), а також після ремонту обладнання.
Технічне обслуговування здійснюється у строки, встановлені згідно з вимогами виробника обладнання (регуляторів тиску природного газу, ЗСК, ЗЗК тощо). За відсутності вимог виробника до періодичності технічного обслуговування - не рідше ніж один раз на дванадцять місяців.
Поточний ремонт обладнання систем газопостачання здійснюється за потреби, коли за результатами технічного обслуговування були виявлені деталі, частини обладнання, що потребують заміни.
Поточний ремонт обладнання, конструкція якого не підлягає ремонту (не підлягає розбиранню), не здійснюється. У таких випадках здійснюється заміна обладнання в цілому.
12. Під час періодичного огляду стану ПРГ необхідно здійснювати:
перевірку величин тиску природного газу перед і після регулятора, перепаду тиску на фільтрі, температури повітря та загазованість в приміщенні за допомогою ЗВТ (газоаналізаторами, газосигналізаторами тощо);
перевірку стану герметичності системи - за допомогою приладів або мильної емульсії;
контроль за правильністю положення молоточка зчеплення важелів ЗЗК (за наявності);
зовнішній огляд наявності та стану ЗВТ і засобів автоматизації, перевірку працездатності манометрів;
перевірку стану і роботи електроосвітлення, електрообладнання, вентиляції та системи опалення;
візуальний огляд цілісності блискавкоприймачів і струмовідводів, надійності їх з'єднання і кріплення до щогл;
візуальне виявлення тріщин і нещільностей стін, які відділяють основне і допоміжне приміщення;
зовнішній і внутрішній огляд будівлі, за необхідності - очищення приміщення та обладнання від забруднення.
Реєстрація результатів періодичного огляду (обходу) ПРГ здійснюється у журналі реєстрації результатів періодичного огляду (обходу) ПРГ, форма якого наведена у додатку 14 до цих Правил.
Оператор ГРМ або інший суб'єкт господарювання, що здійснює технічне обслуговування системи газопостачання, здійснює облік виконаних робіт на системах телеметричного контролю у журналі виконаних робіт на системах телеметричного контролю.
13. При виявленні порушень режимів газопостачання або наявності аварійних ситуацій необхідно негайно повідомити АДС.
14. При перевірянні засмічення фільтрів максимальний перепад тиску природного газу в касеті фільтра не повинен перевищувати значень, встановлених виробником, та становити не більше для:
сітчастого та вісцинового - 500 даПа;
волосяного - 1000 даПа.
Для інших типів фільтруючого матеріалу максимальний перепад тиску природного газу визначається виробником, але не більше 1000 даПа.
Розбирання та очищення касет фільтра необхідно проводити у місцях, віддалених від ПРГ, легкозаймистих рідин, горючих матеріалів на відстані не менше ніж 5 м.
15. При зніманні для ремонту запобіжних пристроїв необхідно встановлювати запобіжні пристрої, що випробувані та налаштовані на відповідний тиск їх спрацювання.
Робота ПРГ без запобіжних пристроїв забороняється.
16. Під час технічного обслуговування ПРГ необхідно здійснювати:
перевірку роботи запірної арматури та запобіжних клапанів;
змащення тертьових частин і набивання сальників;
визначення щільності та чутливості мембран регуляторів тиску природного газу та регулятора управління до нього (за наявності);
продування імпульсних трубопроводів до регуляторів тиску природного газу, контрольно-вимірювальних приладів;
перевірку регуляторів тиску природного газу, ЗСК, ЗЗК з очищенням їх від корозії та забруднень;
перевірку щільності прилягання поверхні клапанів до сідла, стану мембран.
Розбирання регуляторів тиску, ЗСК та ЗСК допускається не виконувати за наступних умов:
конструкцією обладнання не передбачена можливість розбирання;
наявні обмеження виробника щодо розбирання;
застосовуються пристосування для визначення внутрішньої герметичності, еластичності та цілісності мембран без розбирання корпусу обладнання.
17. Запірна арматура на лінії редукування під час розбирання обладнання повинна бути в закритому положенні.
Для недопущення загазованості природним газом повітря робочої зони в/поруч ПРГ при виконанні даних робіт, внаслідок можливої негерметичності запірної арматури, на межі відключених ділянок необхідно встановлювати інвентарні заглушки, що відповідають вхідному максимальному тиску природного газу.
18. За наявності в ПРГ місцевого опалення з розташуванням індивідуальної опалювальної установки (теплогенератора) в допоміжному приміщенні необхідно контролювати газонепроникність стін (відсутність видимих тріщин, наскрізних отворів тощо), які відділяють технологічне приміщення ПРГ (за наявності) від приміщення, де встановлено опалювальну установку.
При виявленні в стінах, що відокремлюють технологічне приміщення ПРГ (за наявності) від приміщення, де встановлено опалювальну установку нещільностей використовувати опалювальні установки забороняється.
19. Перевірка та прочищення димових і вентиляційних каналів здійснюється відповідно до вимог глави 6 цього розділу з оформленням акта первинної, періодичної перевірки та прочищення димових і вентиляційних каналів комунально-побутових об'єктів, житлових та громадських будинків, форма якого наведена у додатку 15 до цих Правил (далі - акт ДВК).
20. Результати ремонту обладнання ПРГ, що пов'язані із заміною деталей і вузлів, необхідно заносити в експлуатаційні паспорти ПРГ.
Результати періодичного технічного обслуговування та/або поточного ремонту обладнання заносяться в журнал технічного обслуговування і ремонту ПРГ, під час виконання даних робіт, із зазначенням всіх виконаних робіт.
21. Перевірку зовнішнього стану, герметичності з'єднань КБРТ необхідно проводити при кожному періодичному огляді (обході) мереж газопостачання за допомогою ЗВТ (газоаналізаторів, течошукачів тощо) або мильної емульсії.
22. Здійснення технічного обслуговування КБРТ з дотриманням періодичності, згідно з вимогами виробника забезпечує власник (орендар (наймач) та/або управитель).
3. Вимоги до технічної експлуатації систем газопостачання промислових і сільськогосподарських підприємств, котелень (у тому числі дахових), підприємств комунально-побутового обслуговування виробничого призначення
1. На підприємстві, де експлуатується система газопостачання власними силами, повинно бути:
створена газова служба;
затверджено відповідне положення про газову службу та визначено особу, відповідальну за газове господарство.
2. До технічного обслуговування і ремонту споруд та об'єктів системи газопостачання промислових і сільськогосподарських підприємств, підприємств комунально-побутового обслуговування населення допускається залучення суб'єктів господарювання, які мають право виконувати дані роботи, та підготовлений персонал.
Графіки періодичного огляду, технічного обслуговування, технічного діагностування і ремонту об'єктів систем газопостачання затверджуються уповноваженою посадовою особою підприємства - власника (орендаря (наймача та/або управителя) споруд та об'єктів систем газопостачання.
3. Технічне обслуговування засобів ЕХЗ підземних газопроводів, виявлення і ліквідація корозійно-небезпечних зон на них, ремонт установок ЕХЗ забезпечуються власником (орендарем (наймачем) та/або управителем).
4. Розмежування ділянок обслуговування (відповідальності) мереж газопостачання, а також газопроводів і установок всередині підприємства повинно бути оформлене з додаванням схеми граничних ділянок із зазначенням меж балансової належності з урахуванням вимог глави 5 розділу III Кодексу ГРМ.
5. Технічне обслуговування систем газопостачання (періодичний огляд (обхід), технічне обстеження систем газопостачання, технічне діагностування), їх поточний та капітальний ремонт забезпечуються власником (орендарем (наймачем) та/або управителем) системи газопостачання.
6. Перед пуском природного газу на газифікований об'єкт власником (орендарем (наймачем) та/або управителем) газових мереж складається паспорт на газове господарство (цех, ділянку, котельню, установку, що використовує природний газ), оформлений відповідно до вимог законодавства України.
У паспорті необхідно зазначати всі зміни, які вносяться до системи газового господарства, з додаванням відповідних схем.
7. Всі однотипні установки, що використовують природний газ, а також обладнання, запобіжна і запірна арматура, КВП на установці повинні бути пронумеровані.
8. Біля кожної установки, що використовує природний газ, повинні бути вивішені схеми газового обладнання із зазначенням номерів обладнання, запобіжної та запірної арматури, контрольно-вимірювальних приладів.
9. Всі газопроводи та установки, що використовують природний газ, підлягають технічному обслуговуванню і ремонту у терміни, що зазначені в паспортах або інструкціях виробників обладнання, приладів, апаратів з урахуванням місцевих умов експлуатації.
Технічне обслуговування необхідно здійснювати не рідше ніж один раз на місяць, а поточний ремонт - не рідше ніж один раз на дванадцять місяців.
Перевірку та прочищення димоходів, газоходів, димових і вентиляційних каналів та систем необхідно здійснювати одночасно з поточним ремонтом печей, котлів та іншого обладнання, а також після кожного випадку порушення тяги, але не рідше ніж один раз на рік (до початку опалювального сезону). Результати таких робіт оформляються актом ДВК.
10. Перевірку герметичності з'єднання імпульсних труб і гумотканинних рукавів зі штуцерами приладів або газопроводів необхідно здійснювати за допомогою відповідних приладів, або мильної емульсії не рідше ніж один раз на тиждень.
11. Контрольний огляд газового господарства необхідно здійснювати не рідше ніж два рази на рік, з оформленням у довільній формі акта контрольного огляду газового господарства.
12. Зовнішні поверхні газопроводів, обладнання, арматуру необхідно фарбувати не рідше ніж один раз на п'ять років відповідно до вимог встановлених законодавством України, з проставленням відмітки у паспорті газопроводу, ПРГ, установки ЕХЗ.
13. Перед пуском у роботу установок, що використовують природний газ, їхні топки й газоходи повинні бути провентильовані (провітрені).
Закінчення вентиляції визначають за допомогою газоаналізатора (вміст природного газу не повинен перевищувати 20 відсотків НКМЗ).
14. До розпалювання установки, що використовує природний газ, повинні бути послідовно продуті природним газом:
газопровід перед колектором установки;
колектор установки;
відводи до пальників.
Продування газопроводу і колектору необхідно здійснювати при закритій запірній арматурі перед пальниками. Закінчення продування визначають газоаналізатором або спалюванням проб (полум'я має бути рівномірним і блакитного кольору).
15. Запірну арматуру безпосередньо перед пальником допускається відкривати тільки після включення запального пристрою або піднесення до нього запальника, який горить.
Подавання природного газу в топки, які обладнані автоматизованими газопальниковими блоками, що працюють за програмою, визначається інструкцією виробника такого блоку.
16. Якщо установки працюють на різних видах палива і мають спільні газоходи, то пуск установок на газовому паливі необхідно здійснювати за умови вимкнення установок, які використовують інші види палива, зокрема, мазут, вугілля, дрова та паливні брикети.
17. Перед ремонтом і при тривалій зупинці (понад три доби) установки (за винятком котлоагрегатів, що знаходяться в резерві) газопровід до неї та газопровід до пальника (при його живленні від колектору до відключення на установку) необхідно відключати від діючих газопроводів першим по ходу природного газу до неї запірним пристроєм із встановленням інвентарної заглушки.
Газопроводи безпеки у цей час повинні залишатися у відкритому стані.
18. Газоходи установок, що виведені в ремонт або зупинку на строк понад один місяць, необхідно відключати від діючих за допомогою глухих шиберів. Газоходи установок, що заново монтуються, повинні бути відключені від діючих за допомогою глухих перегородок.
19. Зняття заглушки й пуск природного газу після тривалої зупинки (понад три доби) або ремонту установки допускається після проведення контрольного випробування газопроводів на герметичність та оформлення у довільній формі відповідних актів перевірки топок, газоходів, контрольно-вимірювальних приладів і систем автоматики безпеки та регулювання.
20. Робота установок, що використовують природний газ, забороняється при несправності або при відключенні приладів контролю і захисту.
21. Якщо при розпалюванні або в процесі регулювання пальника сталися відрив, проскакування або погашення полум'я, подавання природного газу на пальник і запальний пристрій необхідно негайно припинити.
Якщо відрив факела стався під час розпалювання першого пальника, до повторного розпалювання допускається приступати після вентиляції топки та газоходів, а також після усунення причини несправності.
22. Робота установок, що використовують природний газ, без постійного перебування працівників, які їх експлуатують та обслуговують, допускається за умови:
розміщення установок, що використовують природний газ, і допоміжного обладнання у відокремлених (які замикаються) приміщеннях, обладнаних системами охоронної та пожежної сигналізації й аварійним вибухозахищеним освітленням із ввімкненням його поза приміщенням;
оснащення установок, що використовують природний газ, системами автоматизації, які забезпечують їх безаварійну роботу, протиаварійний захист, відключення подавання природного газу на установку при загазованості, пожежі в приміщенні та вимкненні електропостачання;
виведення сигналів про загазованість приміщення і спрацювання захистів на диспетчерський пункт або в приміщення з постійною присутністю чергового;
наявності в оперативному підпорядкуванні диспетчера чергових працівників, які експлуатують та обслуговують обладнання, що здатні виконати роботи з аварійної зупинки обладнання.
За інших умов забороняється робота установок, що використовують природний газ, без постійного перебування працівників, які їх експлуатують та обслуговують.
23. Подавання природного газу на установку негайно припиняється засобами автоматики (пристроями захисту) або працівниками, які експлуатують та обслуговують обладнання, у разі:
згасання полум'я пальників;
неприпустимого підвищення або зниження тиску природного газу;
відключення дуттьових вентиляторів або неприпустимих відхилень у подаванні повітря для згоряння природного газу на пальниках з примусовим подаванням повітря;
відключення димососів або неприпустимого пониження розрідження в топковому просторі;
появи нещільностей в обмуруванні, газоходах і запобіжно-вибухових клапанах;
припинення подавання електроенергії або зникнення напруги на пристроях дистанційного та автоматичного управління і ЗВТ;
несправностей КВП, засобів автоматизації й сигналізації загазованості та системи пожежної сигналізації;
відмови запобіжних і блокувальних пристроїв;
несправності пальників;
появи загазованості, виявлення витоків природного газу на газовому або газовикористовуючому обладнанні та газопроводах;
вибуху в топковому просторі, вибуху або загоряння пальних відкладень у газоходах.
24. При вибуху або пожежі в цеху або котельні необхідно перекрити подавання природного газу запірним пристроєм, що встановлений на вводі газопроводу в приміщення для установок, що використовують природний газ, а для дахових котелень - запірним пристроєм, що встановлений на ПРГ, від якої подається природний газ на дану котельню, або безпосередньо на вводі газопроводу до приміщення дахової котельні.
25. Перед включенням у роботу установок сезонної дії, у тому числі опалювальних котлів, необхідно забезпечити прочищення газоходів, перевірку справності газоходів і систем вентиляції, проведення технічного обслуговування газового та газовикористовуючого обладнання, КВП, засобів автоматизації.
У вбудованих і прибудованих котельних необхідно перевірити газонепроникність огороджувальних конструкцій приміщень.
Готовність до роботи обладнання сезонної дії, що використовує природний газ, необхідно оформляти відповідним актом, який оформлюється власником у довільній формі.
Зняття заглушок і пуск природного газу допускаються при готовності до роботи установок сезонної дії, що використовують природний газ.
26. Плани локалізації та ліквідації можливих аварій в системі газопостачання повинні бути розроблені та затверджені керівником суб'єкта господарювання, відповідно до вимог статті 11 Закону України "Про об'єкти підвищеної небезпеки".
4. Вимоги до технічної експлуатації системи газопостачання ТЕС та їх котелень
1. Подавання природного газу від позаплощадкових газопроводів у розподільну мережу ТЕС і їх котелень необхідно здійснювати:
для енергетичних, парових і водогрійних котлів - через ГРП або ГРУ;
для ТЕС потужністю понад 1000 МВт, які використовують природний газ як основне або резервне паливо, із забезпеченням двох вводів і двох ГРП та організацією взаємного резервування;
для газомазутних енергоблоків потужністю 800 МВт і вище - через блочний ГРП.
2. Конструкція котлоагрегата, в якому спалюється газове паливо, компонування газопальникових пристроїв та організація системи рециркуляції продуктів згоряння в топці повинні забезпечувати стійкий процес горіння і контроль за цим процесом, а також унеможливлювати утворення невентильованих зон.
3. Газоходи для відведення продуктів згоряння котельних установок і газоходи системи рециркуляції, а також закриті простори, в яких розміщуються колектори, не повинні мати невентильованих ділянок.
4. Конструкцію топки та газоходів необхідно розраховувати на внутрішній тиск, який перевищує тиск атмосферного повітря (розмір перевищення визначає виробник котла).
5. Кількість вибухозапобіжних клапанів та місця їх встановлення визначаються проєктною документацією на об'єкт.
6. У топці котла необхідно встановлювати пристрої, що забезпечують можливість нагляду за горінням та унеможливлюють викид полум'я. Дверцята лазів, люків і пристроїв для нагляду за горінням повинні бути щільними та мати запори, що унеможливлюють самовільне відкриття.
7. На газові пальники необхідно мати паспорти виробників.
8. Газові пальники повинні працювати без відриву і проскакування факела в діапазоні регулювання теплового навантаження котла.
9. Котельні установки необхідно обладнувати технологічними захистами, що забезпечують безпеку всіх режимів експлуатації.
10. Блокування, захист від зупинення котла і переведення його на понижене навантаження слід здійснювати відповідно до технологічної документації котельної установки виробника.
11. Введення і виведення захистів і блокувань, які перешкоджають пуску та зупинці котла, необхідно здійснювати для:
захистів із погашенням загального факела і факела розпалювального пальника - автоматично;
інших захистів або автоматично, або існуючими в схемах захистів засобами виведення-введення;
періодичної перевірки згідно з графіком, затвердженим керівником суб'єкта господарювання.
12. Виведення з роботи пристроїв технологічного захисту, блокувань і сигналізації на діючому обладнанні допускається тільки у випадках необхідності їх відключення. При цьому повинен забезпечуватись безперервний контроль експлуатаційним персоналом роботи обладнання і ЗВТ.
13. Зняття заглушок на газопроводах необхідно виконувати після проведення контрольного опресовування газопроводів повітрям при тиску 0,01 МПа із забезпеченням швидкості падіння тиску за одну годину не більше ніж 60 даПа.
14. Пуск природного газу в газопроводи агрегату, який виводять із режиму консервації, необхідно проводити після технічного обслуговування, з зазначенням виконаних робіт в експлуатаційній документації.
15. При пуску природного газу після простою тривалістю понад три доби необхідно перевіряти справність і готовність механізмів дуття і тяги агрегату, допоміжного обладнання, засобів контролю й управління механізмами та арматурою, а також працездатність захистів, блокувань та засобів оперативного зв'язку.
При подаванні на пальники енергетичних котлів природного газу та наявності резервного палива-мазуту і необхідності збереження циркуляції мазуту в мазутопроводах котла необхідно забезпечити можливість виключення дії блокувань природного газу на вхідний запірний орган мазутопроводу і рециркуляції зі збереженням блокувань на всі запірні органи на мазуті перед пальниками.
При пуску природного газу після простою тривалістю не більше трьох діб перевірянню підлягають тільки обладнання, механізми, пристрої захисту, блокування, засоби контролю та управління, на яких здійснювали ремонт під час зазначеного простою.
16. Перед розпалюванням котла, який був у стані резерву, необхідно проводити передпускову перевірку герметичності затвора, запірних пристроїв перед пальниками та перевірку настроювання і спрацьовування ЗЗК із зазначенням результатів виконаних робіт в експлуатаційній документації.
Розпалювання котла при виявленні нещільності затворів забороняється.
17. Заповнення газопроводів котла природним газом здійснюють при ввімкнених тягодуттьових пристроях у послідовності, зазначеній в інструкції з експлуатації котельної установки, затвердженої суб'єктом господарювання.
18. Продування газопроводів котла через трубопроводи безпеки та пальникові пристрої забороняється.
19. Перед розпалюванням агрегату повинна бути виконана вентиляція топки, газоходів (у тому числі й рециркуляційних), теплої скриньки (за її наявності), а також повітропроводів протягом не менше десяти хвилин при відкритих шиберах газоповітряного тракту і при витраті повітря не менше ніж 25 відсотків номінального.
20. Вентиляцію котлів, які працюють під наддувом, а також водогрійних котлів при відсутності димососів необхідно здійснювати дуттьовими вентиляторами та димососами рециркуляції (за наявності).
21. Розпалювання котла з врівноваженою тягою здійснюють при увімкнених димососах і дуттьових вентиляторах, а розпалювання котлів, які працюють під наддувом, - при увімкнених дуттьових вентиляторах.
22. Розпалювання котла, на якому відсутні ЗЗК у всіх пальників і визначена група запальних пальників, повинно розпочинатися з розпалювання цих пальників. При погашенні пальника необхідно негайно припинити подавання природного газу до нього, вимкнути його ЗЗП і провести вентиляцію пальникового пристрою при повному відкритті запірного органу на повітропроводі до нього.
Продовження розпалювання забезпечується розпалюванням наступних пальників, а повторне розпалювання відключеного пальника повинно бути проведене після усунення несправностей.
Розпалювання інших пальників котла повинно проводитися тільки при всіх працюючих запальних пальниках.
У разі не загоряння або згасання при розпалюванні будь-якого з пальників, що не входить у розпалювальну групу, необхідно припинити подачу природного газу на цей пальник і вимкнути його запальний пристрій.
Повторне розпалювання пальника котла можливе тільки після продування його повітрям, усунення причин не загоряння або згасання.
23. Розпалювання котла, всі пальники якого обладнані ЗЗК і ЗЗП, може починатися з розпалювання будь-якого пальника в послідовності, зазначеній в інструкції з експлуатації котельної установки, затвердженої уповноваженою посадовою особою суб'єкта господарювання.
При згасанні пальника необхідно припинити подачу природного газу до нього, вимкнути його ЗЗП і провести вентиляцію пальникового пристрою при повному відкритті запірного пристрою на повітропроводі до нього.
Продовження розпалювання котла забезпечується розпалюванням наступних пальників. Повторне розпалювання відключеного пальника повинно бути проведене після усунення несправностей.
24. Відключати запальний пристрій пальника допускається після встановлення стійкого горіння і стабілізації факела кожного конкретного пальника.
25. При переведенні котла з твердого або рідкого палива на природний газ при багатоярусному компонуванні пальників першими повинні переводитися на природний газ пальники нижніх ярусів.
26. Перед переведенням агрегату на спалювання природного газу необхідно проводити перевірку спрацювання ЗЗК і працездатності технологічних захистів і блокувань із газопостачання на спрацювання виконавчих механізмів або на сигнал в обсязі, який не перешкоджає роботі агрегату.
27. У випадку повного відриву факела в топці (згасання топки) необхідно негайно припинити подавання природного газу до агрегату і відключити всі ЗП.
Повторне розпалювання вентиляції топки котла, газоходів, включаючи рециркуляційні, а також замкнутий простір, який примикає до котла, із допоміжними елементами, а саме колекторами, камерами, вхідними та вихідними частинами екранів та інше ("тепла скринька") проводиться тільки після усунення причин згасання факела.
28. При зупиненні агрегату необхідно:
припинити подавання природного газу у газопроводи котла і до пальників;
відкрити запірні пристрої на продувних трубопроводах і трубопроводах безпеки;
відключити ЗЗП і ЗП пальників;
виконати вентиляцію топки, газоходів і "теплої скриньки" (за її наявності) протягом десяти хвилин;
відключити тягодуттьові механізми котла.
При внутрішньому огляді та ремонті котли та інші газифіковані агрегати повинні відключатися від газопроводу за допомогою заглушок.
29. Подавання природного газу в газопроводи котла негайно припиняється персоналом ТЕС у випадках:
неспрацювання технологічних захистів, які передбачені на котельній установці;
розриву газопроводів котла;
вибуху в топці, вибуху або загоряння горючих відкладень у газоходах, неприпустимого розігрівання несучих балок каркаса котла;
обвалення обмурування, а також інших пошкоджень конструкцій, які загрожують персоналу або небезпечні для обладнання;
зникнення напруги на пристроях дистанційного або автоматичного управління;
виникнення пожежі у приміщеннях ТЕС або на обладнанні чи системах управління агрегату.
30. Аварійна зупинка агрегату здійснюється за допомогою систем захистів і блокувань, а за потреби - діями персоналу ТЕС.
При аварійній зупинці агрегату необхідно:
припинити подавання природного газу у газопроводи агрегату та до пальників котла закриттям відповідних запірних пристроїв/арматури;
відкрити запірні пристрої на трубопроводах безпеки;
відключити ЗЗП і ЗП пальників.
31. При виведенні агрегату або системи газопроводів у резерв необхідно перекривати:
ЗЗП (з електроприводом) на газопроводі до агрегату;
ЗЗП на газопроводі перед кожним пальником;
ЗЗП на загальному внутрішньому газопроводі до агрегату і перед кожним пальником. Після перекриття зазначених пристроїв до агрегату і перед кожним пальником необхідно відкрити ЗЗП на продувних газопроводах і трубопроводах безпеки.
Після закінчення даної операції заглушку за запірним пристроєм на відгалуженні газопроводу до котла не встановлюють.
32. При виведенні газопроводів агрегату в режим консервації, а також перед виконанням робіт, пов'язаних із розбиранням газової арматури, ремонтом внутрішніх газопроводів агрегату, роботою всередині котла, перші за ходом природного газу запірні пристрої повинні бути перекриті зі встановленням за ними інвентарних заглушок.
Газопроводи необхідно звільнити від природного газу і продути інертним газом, азотом, вуглекислим газом, парою або повітрям. Продувка вважається задовільною при концентрації природного газу в продувочній суміші не вище 20 відсотків НКМЗ.
Результати проведеної роботи фіксуються в оперативному журналі, згідно з підпунктом 5.4.6 пункту 5.4 розділу 5 Правил технічної експлуатації теплових установок і мереж, затверджених наказом Міністерства палива та енергетики України від 14 лютого 2007 року № 71, зареєстрованих в Міністерстві юстиції України 05 березня 2007 року за № 197/13464.
33. Технічне обслуговування газопроводів, газового обладнання ТЕС і їх котелень повинно забезпечувати:
огляд технічного стану;
перевірку параметрів спрацьовування ЗЗК та ЗСК, встановлених в ГРП;
перевірку працездатності ЗП та ЗЗП, що включено до схеми захисту і блокування котлів;
перевірку щільності фланцевих з'єднань, різьбових і зварних з'єднань газопроводів, сальникових набивок арматури за допомогою приладів або мильної емульсії;
контроль загазованості повітря в ПРГ і котельної зали;
перевірку працездатності автоматичних сигналізаторів загазованості в ПРГ і котельної зали;
перевірку спрацювання обладнання технологічного захисту, блокування і дії сигналізаторів;
включення і відключення газопроводів та газового обладнання в режимі резерву, ремонту та консервації;
проведення режимно-налагоджувальних робіт на газовикористовуючому обладнанні, що використовує природний газ.
34. Періодичний огляд технічного стану необхідно проводити не рідше ніж один раз у зміну для ГРП, внутрішніх газопроводів котельної та котлів і один раз на місяць - для надземних і підземних газопроводів.
35. Підтягування сальників на арматурі, відкачування конденсату із дренажних систем газопроводів з тиском більше ніж 0,1 МПа не допускаються.
36. Експлуатація газопроводів і газового обладнання з виявленими при огляді порушеннями забороняється.
37. Перевірку параметрів спрацювання ЗЗК та ЗСК здійснюють не рідше ніж один раз у шість місяців, за графіком, затвердженим уповноваженою посадовою особою суб'єкта господарювання, а також після ремонту газового обладнання.
Результати проведеної роботи заносяться до журналу реєстрації результатів періодичного огляду (обходу) ПРГ, форма якого наведена у додатку 14 до цих Правил.
38. ЗСК в ПРГ повинні налаштовуватись на параметри, які забезпечують початок їх відкриття при перевищенні максимального робочого тиску на виході із ПРГ не більше ніж на 15 відсотків, а ЗЗК, у тому числі вмонтовані в регулятори тиску, при перевищенні робочого тиску не більше ніж на 25 відсотків.
39. При настроюванні та перевірянні параметрів спрацювання ЗЗК та ЗСК робочий тиск природного газу після регуляторів тиску на виході із ПРГ не повинен змінюватись.
40. Перевірку спрацювання ЗЗК котлів і пальників необхідно проводити перед розпалюванням котла на природному газі після простою понад три доби, перед плановим переведенням котла на використання природного газу, а також після ремонту газопроводів котла.
41. При перевірці засмічення фільтрів максимальний перепад тиску природного газу в касеті фільтра не повинен перевищувати значень, встановлених виробником, та становити не більше для:
сітчастого та вісцинового - 500 даПа;
волосяного - 1000 даПа.
Для інших типів фільтруючого матеріалу максимальний перепад тиску на фільтрі визначається виробником, але не більше 1000 даПа.
Розбирання та очищення касет фільтра необхідно проводити у місцях, віддалених від ПРГ, легкозаймистих рідин, горючих матеріалів на відстані не менше ніж 5 м.
42. Контроль загазованості в приміщенні ГРП та котельні необхідно проводити із верхньої зони приміщення стаціонарними сигналізаторами загазованості або переносним приладом не рідше ніж один раз за зміну.
43. При виявленні підвищеної концентрації природного газу в приміщенні котелень необхідно організувати додаткову вентиляцію приміщення, з'ясувати причину і негайно усунути витоки природного газу.
Перевірку стаціонарних сигналізаторів загазованості на спрацювання необхідно здійснювати відповідно до вимог документації з експлуатації виробника з відміткою в оперативному журналі, згідно з підпунктом 5.4.6 пункту 5.4 розділу 5 Правил технічної експлуатації теплових установок і мереж, затверджених наказом Міністерства палива та енергетики України від 14 лютого 2007 року № 71, зареєстрованих в Міністерстві юстиції України 05 березня 2007 року за № 197/13464.
44. Перевірка спрацювання пристроїв технологічного захисту і дій по максимальному і мінімальному тисках природного газу в газопроводах проводиться у строки відповідно до вимог документації з експлуатації виробника.