Эксплуатация сетей газораспределения и газопотребления

Устранение утечек газа из газопроводов должно проводиться в аварийном порядке.

4. Сроки проведения работ по ремонту мест повреждений изоляционного покрытия стальных подземных газопроводов?

Ремонт мест повреждений изоляционного покрытия стальных подземных газопроводов должен проводиться в следующие сроки:

- в зонах опасного влияния блуждающих токов - в течение одного месяца;

- при обеспечении средствами электрохимической защиты нормируемой величины защитного потенциала (вне зависимости от коррозионной агрессивности грунта) - в течение года;

- в других случаях - не позднее чем через 3 месяца с после их обнаружения.

5. Способы устранения закупорок на газопроводах?

Устранение закупорок газопровода должно проводиться при давлении газа в газопроводе не более 0,005 МПа с использованием следующих способов их ликвидации:

- заливка в газопровод органических спиртов-растворителей;

- шуровка газопровода.

При устранении закупорок полиэтиленовых газопроводов следует применять растворители, к которым полиэтилен химически стоек (этанол, бутанол).

Устранение закупорок газопровода может проводиться также путем отогрева мест закупорки горячим паром, гибкими нагревательными элементами или (через слой песка) инфракрасными горелками. Применение открытого огня для отогрева газопровода запрещается.

БИЛЕТ № 9

1. Что должны обеспечивать средства автоматизации и сигнализации ГРП (ШРП)?

Требования к контрольно-измерительным приборам, автоматизации и сигнализации

Виды измеряемых параметров, методы измерения, места установки датчиков и отборных устройств должны определяться в конструкторской документации, исходя из условия безопасности и надежности при эксплуатации.

Перед контрольно-измерительными приборами должна предусматриваться установка контрольной арматуры для проведения технического обслуживания и метрологической поверки. Порядок и сроки проведения работ должны быть указаны в документации на прибор. Класс точности манометров должен быть не ниже 1,5.

Электрические контрольно-измерительные приборы должны быть во взрывобезопасном исполнении.

Комплекс средств автоматизации и сигнализации пункта редуцирования газа должен обеспечивать:

- возможность безопасного и надежного функционирования технических устройств без постоянного присутствия обслуживающего персонала;

- мониторинг состояния технических устройств и пункта редуцирования газа в целом;

- экологическую безопасность окружающей среды;

- возможность включения в систему АСУ ТП.

Структура комплекса средств автоматизации должна быть принята из условий:

- модульности построения;

- максимального приближения функций сбора и обработки информации к месту ее возникновения.

Конструкция пункта редуцирования газа должна предусматривать возможность установки дополнительных приборов и расширения функциональных возможностей системы автоматизации.

В состав комплекса технических средств для решения задач автоматизации должны входить:

- первичные преобразователи, датчики, сигнализаторы, функционирующие в автоматическом режиме и имеющие стандартные интерфейсы связи (цифровые и аналоговые);

- устройства для сбора и передачи данных;

- каналообразующая аппаратура.

В ГРПБ первичные преобразователи должны устанавливаться в помещении для размещения линии редуцирования, вторичная аппаратура - в отдельном помещении вне взрывоопасной зоны.

Допускается размещать комплекс средств автоматизации для ГРПШ за пределами шкафа в отдельном боксе (шкафу).

Связь между первичными преобразователями, датчиками, сигнализаторами и устройствами сбора и передачи данных должна осуществляться стандартными видами сигнала.

Первичные преобразователи должны быть во взрывобезопасном исполнении.

Комплекс технических средств автоматизации должен быть защищен от несанкционированного вмешательства, перебоев в электропитании, механических воздействий.

В ГРПБ на газопроводе к отопительному газоиспользующему оборудованию следует предусматривать установку термочувствительного запорного клапана и быстродействующего запорного клапана, сблокированного с сигнализатором загазованности по метану и оксиду углерода (CO).

Быстродействующий запорный клапан должен обеспечивать прекращение подачи газа к отопительному газоиспользующему оборудованию при достижении опасной концентрации природного газа в воздухе помещения свыше 10% НКПРП (нижнего концентрационного предела распространения пламени) и при достижении концентрации оксида углерода (CO), равной 5 ПДК р.з. (предельно допустимой концентрации в рабочей зоне), что составляет 95 - 100 мг/м3.

Все сигнализаторы, в том числе охранные, а также быстродействующий запорный клапан, устанавливаемые в помещении линии редуцирования, должны быть во взрывобезопасном исполнении.

2. При каких условиях газоиспользующее оборудование должно быть отключено с установкой заглушки на подводящем газопроводе и составлен акт?

Газоиспользующее оборудование должно быть отключено с установкой заглушки на подводящем газ газопроводе (с опломбированием розетки при подключении газоиспользующего оборудования через газовую розетку) и составлением акта отключения по форме, приведенной в Приложении П, при выявлении в результате его технического обслуживания:

- самовольной газификации или переустройства сетей газопотребления;

- необходимости замены газоиспользующего оборудования (при наличии неустранимых в процессе ремонта неисправностей и утечек газа);

- утечек газа, неисправностей автоматики безопасности и других неисправностей, которые могут повлечь за собой аварию, при отсутствии технической возможности их незамедлительного устранения;

- отсутствия или нарушения тяги в дымоходах;

- нарушения герметичности дымоотвода газоиспользующего оборудования;

- отсутствия условий обеспечения притока воздуха для сжигания газа.

Подключение газоиспользующего оборудования к сети газопотребления должно производиться эксплуатационной организацией после устранения выявленных нарушений и неисправностей.

3. Виды работ при капитальном ремонте газопроводов?

Виды работ, выполняемых при капитальном ремонте газопроводов:

- замена участков стальных и полиэтиленовых газопроводов, в т.ч. с изменением местоположения надземных газопроводов относительно поверхности земли;

- наращивание по высоте газовых колодцев;

- замена перекрытий и горловин газовых колодцев, полное восстановление их гидроизоляции;

- замена (восстановление) изоляционных покрытий газопроводов;

- замена арматуры и компенсаторов с изменением их характеристик;

- замена опор надземных газопроводов с изменением их конструкции;

- замена, установка дополнительных и ликвидация компенсаторов, конденсатосборников, гидрозатворов и контрольно-измерительных пунктов;

- замена соединений "полиэтилен-сталь" и других соединительных деталей полиэтиленовых газопроводов;

- восстановление антикоррозионного защитного покрытия стальных надземных газопроводов;

- ремонт уплотнительной конструкции футляров переходов газопроводов под автомобильными и железными дорогами;

- устранение нарушений условий прокладки газопроводов на участках подводных переходов (восстановление пригрузов и футеровки труб, засыпка размытых участков и др.);

- устранение нарушений условий прокладки газопроводов на участках переходов под автомобильными и железными дорогами (устранение контактов "труба-футляр").

Работы по устранению нарушений условий прокладки и замене газопроводов на участках подводных переходов через судоходные реки должны проводиться специализированными организациями, имеющими соответствующее оборудование и снаряжение.

Документация на капитальный ремонт опасных производственных объектов должна разрабатываться в соответствии с Федеральным законом от 21.07.1997 г. N 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов", принят Государственной Думой 20.06.1997.

При замене стальных подземных газопроводов и футляров, как правило, следует предусматривать применение полиэтиленовых труб.

4. Сроки проведения обследования подводных переходов и их оформление?

Плановое техническое обследование стальных газопроводов на участках подводных переходов через судоходные водные преграды должно производиться не реже одного раза в три года, через несудоходные водные преграды - не реже одного раза в пять лет.

5. Какую информацию содержит привязка на газопроводах и сооружениях?

Для обнаружения трасс газопроводов должна осуществляться маркировка:

а) для подземных газопроводов - с помощью опознавательных знаков, содержащих информацию о диаметре газопровода, давлении газа в нем, глубине залегания газопровода, материале труб, расстоянии до газопровода, телефонных номерах аварийно-спасательной службы организации, эксплуатирующей этот участок газопровода, и другие сведения. Для полиэтиленовых газопроводов, проложенных открытым способом, дополнительно должна предусматриваться укладка сигнальной ленты. Вместо опознавательных знаков возможна прокладка совместно с полиэтиленовым газопроводом изолированного алюминиевого или медного провода;

б) для подводных газопроводов, прокладываемых через судоходные и (или) сплавные реки, - с помощью опознавательных знаков, содержащих информацию о запрещении опускать якоря, цепи, лоты и иные подобные технические устройства в указанной зоне.

БИЛЕТ № 10

1. Контроль давления газа в сетях газораспределения

Контроль давления газа в сети газораспределения на территории поселений должен осуществляться его измерением не реже одного раза в год (в зимний период) в часы максимального потребления газа. Внеплановые измерения давления газа в распределительных газопроводах могут проводиться для уточнения радиуса действия действующих пунктов редуцирования газа и выявления возможности подключения к сети газораспределения новых потребителей газа, а также для выявления мест закупорок газопроводов гидратными и конденсатными пробками.

Измерение давления газа должно проводиться на выходе из пунктов редуцирования газа у наиболее удаленных от пунктов редуцирования газа потребителей газа и в других неблагоприятных по условиям подачи газа точках сети газораспределения по схеме, утвержденной техническим руководителем эксплуатационной организации (филиала эксплуатационной организации).

Пункты замера давления газа должны определяться эксплуатационной организацией, исходя из опыта эксплуатации сети газораспределения, с учетом заявок о снижении давления газа, подаваемого в сети газопотребления.

Результаты измерений давления газа в газопроводах должны оформляться записями в специальном эксплуатационном журнале и использоваться для оценки фактического режима давления газа в сети газораспределения и принятия, при необходимости, мер по его оптимизации.

2. Требования предъявляемые к устройствам очистки газа?

Устройства очистки газа должны обеспечивать степень очистки, необходимую для функционирования технических устройств в соответствии с требуемыми параметрами (но не более 80 мкм).

Наличие устройства очистки газа в пункте редуцирования газа обязательно.

В конструкции устройства очистки газа должно быть предусмотрено устройство, характеризующее уровень засоренности фильтрующего элемента и фиксирующее значение перепада давления на фильтрующем элементе при максимальном расходе газа. В ГРПШ пропускной способностью до 50 м3/ч перепад давления газа может замеряться переносными приборами.

Допустимый перепад давления газа на устройстве очистки газа (фильтрующем элементе) устанавливается предприятием-изготовителем и указывается в эксплуатационной документации на пункт редуцирования газа.

При установке фильтра-влагоотделителя должны быть дополнительно предусмотрены приспособления для контроля уровня жидкости.

Фильтрующие материалы не должны образовывать с газом химических соединений и разрушаться от его воздействия.

3. Где и какой период должны храниться акты, протоколы, отчеты и другая документация, оформленная при приемке и вводе в эксплуатацию сетей газопотребления?

Эксплуатационные организации должны иметь и хранить в течение всего срока эксплуатации комплект проектной и исполнительной документации на введенные в эксплуатацию объекты сетей газораспределения и объекты газификации, подключенные к сетям газораспределения.

4. Проверка состояния охранных зон газопроводов

Проверка состояния охранных зон газопроводов должна проводиться путем визуального осмотра относящихся к ним земельных участков с целью выявления:

- утечек газа из газопроводов по внешним признакам: пожелтению растительности на трассе, появлению пузырей на поверхности воды, запаху одоранта, шипению газа, появлению бурых пятен на снегу и др.;

- нарушения ограничений, установленных"Правилами охраны газораспределительных сетей", утверждены Постановлением Правительства Российской Федерации от 20.11.2000 г. N 878;

- нарушения условий выполнения сторонними организациями земляных и строительных работ, установленных выданными эксплуатационной организацией разрешениями на производство работ или несанкционированного выполнения этих работ;

- нарушения состояния грунта на трассе подземного газопровода вследствие его просадки, обрушения, эрозии, размыва паводковыми или дождевыми водами.

5. Сроки проведения технического обслуживания станций электрохимзащиты?

Техническое обслуживание установок ЭХЗ, не оборудованных автоматизированными системами управления, должно проводиться не реже:

- двух раз в месяц - для катодных;

- четырех раз в месяц - для дренажных;

- одного раза в шесть месяцев - для протекторных.

При наличии автоматизированных систем управления, отвечающих требованиям 5.5.5, периодичность проведения технического обслуживания установок ЭХЗ может устанавливаться эксплуатационной организацией самостоятельно.

БИЛЕТ № 11

1. Понятие охранная зона газопровода?

Охранная зона газораспределительных сетей - территория с особыми условиями использования, устанавливаемая вдоль трасс газопроводов и вокруг других объектов газораспределительной сети в целях обеспечения нормальных условий ее эксплуатации и исключения возможности ее повреждения. Охранная зона вдоль трасс наружного газопровода- территория ограниченная условными линиями, проходящая на расстоянии 2 метра с каждой сторон газопровода, вдоль трассы подземного газопровода из полиэтиленовых труб при использовании медного провода обозначения трассы газопровода- в виде территории, ограниченной условными линиями проходящими на расстоянии 3 м от газопровода со стороны провода и 2м с противоположной стороны.

2. Требования, предъявляемые к редукционной арматуре ГРП (ШРП)?

Редукционная арматура должна соответствовать требованиям ГОСТ 11881, ГОСТ Р 52760, ГОСТ Р 53672.

Конструкция и изготовление редукционной арматуры (регуляторов давления газа) должны обеспечивать их функционирование в соответствии с требуемыми параметрами.

Регулировочные элементы для изменения параметров настройки должны быть легко доступны для обслуживающего персонала.

Регулировочные элементы должны иметь защиту от несанкционированного изменения регулировки в процессе технической эксплуатации.

Редукционная арматура должна обеспечивать:

- заявленную предприятием-изготовителем точность регулирования на выходе из пункта регулирования газа. Класс точности регулятора давления должен выбираться из ряда: 2,5; 5; 10 (точность регулирования не ниже +/- 100 Па для класса точности регулятора давления 2,5 и 5);

- постоянную времени, не превышающую 30 с;

- давление закрытия, не превышающее 20%. Значение давления закрытия следует выбирать из ряда: 2,5%; 5%; 10%; 20%.

Редукционная арматура может быть со встроенной предохранительной и/или защитной арматурой.

3. Действия эксплуатационной организации по восстановлению утраченной исполнительной документации?

При отсутствии или утрате исполнительной документации ее восстановление должно проводиться визуальным осмотром, замерами, техническими обследованиями и другими методами, позволяющими получить необходимую информацию. В процессе дальнейшей эксплуатации объекта восстановленная документация должна уточняться и дополняться по результатам работ, выполняемых эксплуатационной организацией в целях содержания объекта в исправном и работоспособном состоянии.

В процессе эксплуатации объектов сетей газораспределения по результатам работ, выполняемых эксплуатационными организациями, должна составляться эксплуатационная документация, предусмотренная требованиями настоящего стандарта.

4. Сроки проведения работ по удалению конденсата из конденсатосборников?

Проверка наличия конденсата в конденсатосборниках и гидрозатворах на подземных газопроводах должна проводиться с периодичностью, исключающей возможность образования закупорок газопроводов. Сроки проведения проверки наличия конденсата в конденсатосборниках и гидрозатворах должны устанавливаться эксплуатационной организацией с учетом местных условий эксплуатации сетей газораспределения, но не реже одного раза в год.

Удаление конденсата из конденсатосборников и гидрозатворов должно проводиться по мере необходимости. Откачка конденсата должна проводиться в специальную емкость или автоцистерну. Слив конденсата на поверхность земли, в системы водостока, канализацию и другие инженерные коммуникации и не допускается.

5. Какие работы включаются в график технического обслуживания газопроводов?

1. приборное обследование;

2. техническое обслуживание запорной арматуры;

3. покраска газопровода;

4. ремонт газовых колодцев;

5. покраска коверов, опознавательных столбиков, крышек газ. колодцев, обновление привязок;

6. проверка наличия конденсата в конденсатосборниках и гидрозатворах

БИЛЕТ № 12

1. Сведения, о каких видах работ, проведенных в процессе эксплуатации, должны оформляться записями в эксплуатационных паспортах?

Сведения о проведенных капитальных ремонтах, а также работах по их консервации (расконсервации) и ликвидации в процессе эксплуатации газопроводов, пунктов редуцирования газа и средств ЭХЗ должны быть оформлены записями в эксплуатационных паспортах. Результаты работ по оценке технического состояния и техническому диагностированию пунктов редуцирования газа должны оформляться записями в эксплуатационных паспортах. Результаты работ по техническому обследованию, оценке технического состояния и техническому диагностированию подземных газопроводов должны оформляться записями в эксплуатационных паспортах.

2. Требования, предъявляемые к запорной арматуре ГРП (ШРП)?

Требования к запорной арматуре

Запорная арматура должна соответствовать требованиям ГОСТ Р 53672.

Запорная арматура должна сохранять работоспособное состояние без проведения текущего ремонта (замены изношенных узлов и деталей) в течение среднего срока службы.

Недопустимо применение натяжных пробковых кранов, в том числе трехходовых пробковых кранов перед манометрами.

Применение муфтовых соединений на низком давлении не рекомендуется, а на среднем и высоком давлении - не допускается.

Запорная арматура с цапковым присоединением может применяться на трубопроводах номинальным диаметром не более DN 40.

3. Виды газоопасных работ выполняемых с оформлением наряда-допуска?

К газоопасным работам, выполняемым по наряду-допуску, относятся:

- технологическое присоединение (врезка) к действующим газопроводам;

- пуск газа и проведение пусконаладочных работ при вводе в эксплуатацию газопроводов, пунктов редуцирования газа;

- повторный пуск газа в газопроводы, пункты редуцирования газа после их остановки, ремонта или расконсервации;

- текущий и капитальный ремонты технических устройств на газопроводах и пунктах редуцирования газа с отключением подачи или снижением давления газа у потребителей;

- снижение и восстановление давления газа в газопроводах;

- установка и снятие заглушек на газопроводах;

- выполнение работ в газовых колодцах, туннелях, коллекторах, траншеях и котлованах глубиной более одного метра;

- консервация и ликвидация газопроводов, пунктов редуцирования газа;

- огневые работы на действующих объектах сети газораспределения.

Наряды-допуски должны выдаваться руководителями или специалистами производственных подразделений, назначенными приказом руководителя эксплуатационной организации (филиала эксплуатационной организации), имеющими опыт выполнения газоопасных работ не менее одного года. Наряды-допуски должны выдаваться заблаговременно для организации подготовки к проведению работ.

4. Приборы контроля, используемые при техническом обслуживании газопроводов?

Обследование герметичности газопроводов осуществляется с помощью приборов или газоанализаторов СТХ (сигнализатор термохимический), ЭТХ (эксплозиметр термохимический), ИНТЕРФЕРОМЕТР ШАХТНЫЙ, ГИВ, «ВАРИОТЕК».

СТХ и ЭТХ- принцип действия основан нам термохимической реакции окисления контролируемых веществ на рабочем чувствительном элементе, приборы однокамерные или одноблочные. Работает при температуре от -20 до +40 градусов. СТХ выдерживает концентрацию от 2,5%, ЭТХ от 0 до 4%, максимально 5%. При работе с сигнализатором необходимо оберегать его от ударов. Снимать крышку запрещаеться. Приборы проверяются 1 раз в месяц. Госповерка 1 раз в год.

Течеискатель (ТС-92, ТГГ) портативный прибор со встроенным микронасосом, предназначен для отыскания и локализации утечки газа и для оценки уровня загазованности в подвалах, колодцах путем сигнализации на уровне 1% метана. О наличии утечки газа сообщается с помощью звукового и светового сигнала. В основе работы лежит принцип регистрации изменения сопротивления полупроводникового датчика, при воздействии на него газа.

БИЛЕТ № 13

1. Какой средний срок службы трубопроводной арматуры и уплотняющих материалов ГРП (ШРП)?

Средний срок службы трубопроводной арматуры - не менее 30 лет.

Средний срок службы уплотняющих материалов и мембран редукционной, предохранительной и защитной арматуры - не менее 5 лет.

В шкафных пунктах редуцирования газа допускается применение редукционной арматуры, сохраняющей работоспособное состояние без проведения ремонтов. Техническое обслуживание таких устройств должно проводиться в соответствии с рекомендациями изготовителя. Средний срок службы таких устройств (до их замены) должен составлять не менее 12 лет.

2. Какой вид газоопасных работ при эксплуатации сетей газопотребления на предприятиях и в котельных выполняется с оформлением наряда-допуска?

К газоопасным работам, выполняемым по наряду-допуску, относятся:

- технологическое присоединение (врезка) к действующим газопроводам;

- пуск газа и проведение пусконаладочных работ при вводе в эксплуатацию газопроводов, пунктов редуцирования газа;- повторный пуск газа в газопроводы, пункты редуцирования газа после их остановки, ремонта или расконсервации;

- текущий и капитальный ремонты технических устройств на газопроводах и пунктах редуцирования газа с отключением подачи или снижением давления газа у потребителей;

- снижение и восстановление давления газа в газопроводах;

- установка и снятие заглушек на газопроводах;

- выполнение работ в газовых колодцах, туннелях, коллекторах, траншеях и котлованах глубиной более одного метра;

- консервация и ликвидация газопроводов, пунктов редуцирования газа;

- огневые работы на действующих объектах сети газораспределения.

Наряды-допуски должны выдаваться руководителями или специалистами производственных подразделений, назначенными приказом руководителя эксплуатационной организации (филиала эксплуатационной организации), имеющими опыт выполнения газоопасных работ не менее одного года. Наряды-допуски должны выдаваться заблаговременно для организации подготовки к проведению работ.

3. Перечень документов прилагаемых к эксплуатационному паспорту пунктов редуцирования газа?

К эксплуатационным паспортам пунктов редуцирования газа должны прилагаться технологические схемы и режимные карты с параметрами настройки редукционной, защитной и предохранительной арматуры. Перечень документов находящихся в пунктах редуцирования газа. Копии технологических схем (за исключением пунктов редуцирования газа с одним комбинированным регулятором) и режимных карт должны находиться в соответствующих пунктах редуцирования газа. В пунктах редуцирования газа, оснащенных средствами АСУ ТП, должны находиться схемы размещения устройств автоматики технологических защит, блокировок и сигнализации.

4. Что включает в себя эксплуатационная документация по обслуживанию газопроводов?

В процессе эксплуатации объектов сетей газораспределения по результатам работ, выполняемых эксплуатационными организациями, должна составляться эксплуатационная документация, предусмотренная требованиями настоящего стандарта. Эксплуатационная документация должна оформляться персоналом производственного подразделения, выполняющего соответствующие работы по эксплуатации сетей газораспределения.

5. Что предусматривается при ремонте газопроводов в случаях коррозионных и механических повреждений?

Ремонт сквозных коррозионных и механических повреждений труб стальных газопроводов, разрывов и трещин сварных соединений, каверн глубиной свыше 30% толщины стенки трубы должен проводиться врезкой катушек длиной не менее 200 мм или установкой усилительных муфт. Сварка усилительных муфт должна проводиться при давлении газа в газопроводе не выше 0,1 МПа.

Применение лепестковых муфт при ремонте газопроводов с давлением газа свыше 0,6 МПа не допускается.

БИЛЕТ № 14

1. Требования, предъявляемые к надежности ГРП (ШРП)?

Требования надежности

Наименование параметра	Блочный газо- регуляторный пункт	Шкафной пункт редуцирования газа
Средний срок службы, лет, не менее	40	30
Наработка до отказа, ч, не менее	44000	44000
Среднее время восстановления работоспособного состояния, ч, не более	8	3

Конструкцией ГРПБ должны предусматриваться устройства для обеспечения надежности электроснабжения в зависимости от категории объекта, на котором пункт редуцирования газа будет установлен.

При оснащении помещений ГРПБ пожарной сигнализацией и/или аварийной вентиляцией электроснабжение должно предусматриваться по категории I надежности.

Средний срок службы трубопроводной арматуры - не менее 30 лет.

Средний срок службы уплотняющих материалов и мембран редукционной, предохранительной и защитной арматуры - не менее 5 лет.

В шкафных пунктах редуцирования газа допускается применение редукционной арматуры, сохраняющей работоспособное состояние без проведения ремонтов. Техническое обслуживание таких устройств должно проводиться в соответствии с рекомендациями изготовителя. Средний срок службы таких устройств (до их замены) должен составлять не менее 12 лет.

В соответствии с требованиями ГОСТ Р 53672 в эксплуатационной документации должны быть установлены порядок проведения, периодичность и объем работ по техническому обслуживанию, текущему, капитальному ремонтам и диагностированию технических устройств пункта редуцирования газа.

2. В каком случае не допускается выполнение работ в загазованном помещении?

До начала выполнения работ в помещении пунктов редуцирования газа, газовых колодцах, туннелях, коллекторах должна быть обеспечена проверка их загазованности газоанализатором. Выполнение работ в помещениях газорегуляторных пунктов и колодцах при концентрации газа свыше 1% не допускается.

3. Какие сведения указываются в эксплуатационных паспортах газопроводов?

Результаты работ по техническому обследованию, оценке технического состояния и техническому диагностированию подземных газопроводов должны оформляться записями в эксплуатационных паспортах.

4. Виды газоопасных работ, выполняемых без оформления наряда-допуска?

К регламентным газоопасным работам, выполняемым без наряда-допуска, относятся:

- работы по мониторингу технического состояния газопроводов (за исключением проверки состояния охранных зон);

- техническое обслуживание газопроводов без отключения подачи газа;

- работы по мониторингу технического состояния и техническому обслуживанию пунктов редуцирования газа;

- ремонт технических устройств на газопроводах и в пунктах редуцирования газа без отключения подачи или снижения давления газа у потребителей;

- удаление закупорок газопроводов;

- контроль давления газа в сети газораспределения;

- удаление конденсата из конденсатосборников и гидрозатворов;

- контроль интенсивности запаха газа в конечных точках сети газораспределения.

Без наряда-допуска проводятся работы по локализации и ликвидации аварий до устранения угрозы причинения вреда жизни и здоровью людей, окружающей среде, имуществу физических и юридических лиц и аварийно-восстановительные работы при их выполнении в срок не более суток. Работы по локализации и ликвидации аварийных ситуаций выполняются независимо от времени суток под непосредственным руководством специалиста.

БИЛЕТ № 15

1. Требования, предъявляемые к запорной арматуре ГРП (ШРП)?

Требования к запорной арматуре

Запорная арматура должна соответствовать требованиям ГОСТ Р 53672.

Запорная арматура должна сохранять работоспособное состояние без проведения текущего ремонта (замены изношенных узлов и деталей) в течение среднего срока службы.

Недопустимо применение натяжных пробковых кранов, в том числе трехходовых пробковых кранов перед манометрами.

Применение муфтовых соединений на низком давлении не рекомендуется, а на среднем и высоком давлении - не допускается.

Запорная арматура с цапковым присоединением может применяться на трубопроводах номинальным диаметром не более DN 40.

2. Какие виды работ при эксплуатации сетей газопотребления на предприятиях и в котельных не относятся к газоопасным?

Работы не связанные с выходом газа.

3. В каких случаях оформляется план организации и производства газоопасных работ и что в него включается?

К технологически сложным работам, выполняемым в соответствии с планом организации и производства газоопасных работ, относятся:

- первичный или повторный пуск газа в сеть газораспределения поселений;

- ремонтные работы на газопроводах среднего и высокого давлений;

- работы по присоединению газопроводов со снижением давления газа, связанные с изменением режимов работы действующей сети газораспределения и/или отключением потребителей.

В плане указывают последовательность проведения операций, расстановку людей, техническое оснащение, мероприятия, обеспечивающие максимальную безопасность, лиц, ответственных за проведение газоопасных работ (отдельно на каждом участке работы) и за общее руководство и координацию действий.

Планы организации и производства газоопасных работ должны утверждаться техническим руководителем эксплуатационной организации (филиала эксплуатационной организации). К планам организации и производства газоопасных работ на подземных газопроводах должны прилагаться ситуационный план и, при необходимости, копии исполнительной документации.

Планы организации и производства газоопасных работ с отключением подачи газа или изменением режимов давления газа в сети газораспределения должны своевременно доводиться до сведения АДС эксплуатационной организации.

4. Что включает в себя исполнительно-техническая документация?

В состав исполнительной документации включаются следующие материалы:

а) исполнительные геодезические схемы;

б) исполнительные схемы и профили участков сетей инженерно-технического обеспечения;

в) акты испытания и опробования технических устройств;

г) результаты экспертиз, обследований, лабораторных и иных испытаний выполненных работ, проведенных в процессе строительного контроля;

д)документы, подтверждающие проведение контроля за качеством применяемых строительных материалов (изделий);

е) иные документы, отражающие фактическое исполнение проектных решений.

Требования к составлению и порядку ведения материалов, предусмотренных настоящим пунктом, определяются в соответствии с законодательством Российской Федерации.

Размещено на Allbest.ru