Зарегистрировано в Минюсте РФ 19 июня 2003 г. Регистрационный №4777 Постановление Госгортехнадзора РФ от 27 мая 2003 г. №40
Скачать 1.04 Mb.
|
2.2. Наружные газопроводы 2.2.1. Выбор условий прокладки газопроводов и установки резервуаров СУГ до сопутствующих инженерных коммуникаций, а также зданий, сооружений следует выполнять по строительным нормам и правилам, а также другим нормативно-техническим документам, утвержденным и (или) согласованным Госгортехнадзором России. 2.2.2. В проектах следует предусматривать, как правило, подземную прокладку газопроводов. Наземная и надземная прокладка газопроводов допускается при соответствующем обосновании, а также на территории ГНС, ГНП, АГЗС. 2.2.3. В проектах на строительство наружных газопроводов паровой фазы СУГ следует соблюдать требования для систем газораспределения и газопотребления. 2.2.4. Заглубление подземных газопроводов паровой фазы СУГ низкого давления от резервуарных (с искусственным испарением) и групповых баллонных установок следует предусматривать не менее уровня промерзания грунта, с целью исключения конденсации паров газа. 2.2.5. При выборе стальных труб и соединительных деталей для наружных газопроводов следует руководствоваться номенклатурой, утвержденной в установленном порядке. Толщина стенки трубы должна быть не менее 3 мм для подземных и наземных в обваловании газопроводов и 2 мм для надземных и наземных без обвалования. Стальные трубы должны содержать углерода не более 0,25%, серы - 0,056%, фосфора - 0,046%. Величина эквивалента углерода для углеродистых и низколегированных сталей не должна превышать 0,46%. Требования к материалу труб из полиэтилена, маркировке и методам испытаний должны соответствовать государственному стандарту. Полиэтиленовые трубы возможно использовать при строительстве газопроводов паровой фазы СУГ низкого давления от резервуарных установок из полиэтилена с минимальной длительной прочностью (MRS) не менее 8,0 МПа. 2.2.6. При проектировании резервуарных установок следует предусматривать: резервуары, трубопроводы жидкой и паровой фаз, запорную арматуру, предохранительные запорные клапаны (ПЗК), регуляторы давления газа, предохранительные сбросные клапаны (ПСК), контрольно-измерительные приборы (КИП). При необходимости в составе резервуарной установки следует предусматривать испарительные установки. 2.2.7. В составе групповой баллонной установки следует предусматривать баллоны для СУГ, запорную арматуру, регулятор давления газа, ПЗК, ПСК, манометр. 2.2.8. Для надземной установки могут предусматриваться как стационарные, так и транспортабельные (съемные) резервуары СУГ. Рабочее давление СУГ после регуляторов не должно превышать проектного. 2.2.9. Установку ПСК следует предусматривать на каждом резервуаре, а при объединении резервуаров в группы (по жидкой и паровой фазам) - на одном из резервуаров каждой группы. Пропускная способность ПСК определяется расчетом. 2.2.10. Прокладку надземных газопроводов от групповых баллонных установок, размещаемых в отапливаемых помещениях, и от подземных резервуарных установок возможно (при необходимости) предусматривать с тепловой изоляцией из негорючих материалов и обогревом газопровода по проекту. 2.3. Защита наружных газопроводов и резервуаров от электрохимической коррозии 2.3.1. В техническом задании на проектирование резервуаров СУГ в подземном исполнении и подземных стальных газопроводов должен быть включен раздел по их защите от электрохимической коррозии (ЭХЗ). 2.3.2. Объем и содержание проектно-сметной документации по защите газопроводов и резервуаров от коррозии определяются на стадии проектирования. 2.3.3. Защита от электрохимической коррозии подземных стальных газопроводов и резервуаров СУГ, стальных вставок на полиэтиленовых газопроводах, футлярах, должна осуществляться защитными изоляционными покрытиями весьма усиленного типа, а в грунтах высокой коррозионной агрессивности или при опасном действии блуждающих токов - дополнительно средствами электрохимической защиты. 2.3.4. Для стальных вставок длиной не более 10 м на линейной части полиэтиленовых газопроводов и участков соединения полиэтилен-сталь со стальными вводами в здания (при наличии электроизолирующих фланцев на вводах) допускается ЭХЗ не предусматривать. Засыпка траншеи в этом случае по всей протяженности и глубине должна быть песчаной. 2.3.5. Разработка проекта защиты от электрохимической коррозии должна производиться на основании технического задания заказчика, согласованного с эксплуатирующей (газораспределительной) организацией. 2.3.6. Наземные и надземные газопроводы, за исключением газопроводов с тепловой защитой, а также резервуары в наземном исполнении, защитные кожухи и шкафы групповых установок СУГ окрашиваются в светлый цвет двумя слоями краски, лака или эмали, предназначенных для наружных работ, при расчетной температуре наружного воздуха в районе строительства. 2.4. Запорная, регулирующая, предохранительная арматура 2.4.1. Газопроводы и резервуары СУГ для обеспечения безопасной эксплуатации должны оснащаться запорной и регулирующей арматурой, предохранительными устройствами, средствами защиты, автоматизации, блокировок и измерения. 2.4.2. Количество и места размещения запорной и регулирующей арматуры, предохранительных устройств, средств защиты, автоматизации, блокировок и измерения должны быть предусмотрены проектной организацией с учетом требований настоящих Правил и обеспечения безопасного обслуживания и ремонта газопроводов и газового оборудования (технических устройств). 2.4.3. Газоиспользующие установки СУГ должны оснащаться системой технологических защит, блокировок и сигнализации, предусмотренных при использовании в качестве топлива природного газа. 2.4.4. Запорная арматура, как правило, должна применяться стальная с учетом климатических условий и рабочего давления газа. 2.4.5. Конструкция предохранительных запорных клапанов должна соответствовать требованиям государственных стандартов, обеспечивать прочность, стойкость к СУГ и быть не ниже класса "А" по герметичности; конструкция запорной арматуры должна соответствовать требованиям государственных стандартов, обеспечивать прочность, стойкость к СУГ и быть не ниже класса "В" по герметичности. 3. Строительство 3.1 Строительство объектов, использующих СУГ, организация и контроль проведения строительно-монтажных работ 3.1.1. Строительство, реконструкция, техническое перевооружение ГНС, ГНП, АГЗС, резервуарных и групповых баллонных установок должны производиться по проекту, разработанному с учетом требований строительных норм и правил, настоящих Правил, требований к устройству и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением, технических условий, выданных и согласованных в установленном порядке. 3.1.2. Утвержденная и согласованная проектная документация до начала строительства, реконструкции, технического перевооружения объектов СУГ, в том числе в установленных случаях декларация промышленной безопасности и заключение экспертизы промышленной безопасности представляется в территориальный орган Госгортехнадзора России. 3.1.3. Заключение экспертизы промышленной безопасности рассматривается и утверждается органами Госгортехнадзора России в установленном порядке. 3.1.4. На стадии строительства должны обеспечиваться соблюдение технологии производства строительно-монтажных работ, выполнение технических решений, предусмотренных проектной документацией на строительство. 3.1.5. В процессе строительства, расширения, реконструкции, технического перевооружения, консервации и ликвидации объектов СУГ организации, разработавшие проектную документацию, в установленном порядке осуществляют авторский надзор. 3.1.6. Изменения, возникающие при строительстве газопровода, должны быть внесены в проект, согласованы с газораспределительной организацией и территориальным органом Госгортехнадзора России, утвердившим заключение экспертизы промышленной безопасности. 3.1.7. Перед началом строительства объекта СУГ следует организовать технический надзор за строительством. 3.1.8. О начале строительства строительно-монтажная организация уведомляет территориальный орган Госгортехнадзора России не менее чем за 10 дней. 3.1.9. При представлении плана объемов строительно-монтажных работ на квартал срок уведомления о начале строительства может быть сокращен до 5 дней. 3.1.10. Перед началом строительства производится разбивка трассы газопровода, размещения резервуаров СУГ в соответствии с проектом, оформлением акта в установленном порядке и записью в журнале производства работ. 3.1.11. При производстве земляных работ следует обеспечить установленную проектом глубину траншеи и места размещения резервуаров СУГ, подготовку основания под газопровод и резервуары. Выполнение указанных работ должно быть оформлено актом. 3.1.12. Засыпка траншеи и обвалование резервуаров должны производиться с предварительной присыпкой песком и уплотнением грунта с коэффициентом уплотнения в соответствии с проектом производства работ. 3.1.13. Вдоль трассы наружных газопроводов устанавливаются опознавательные знаки, предусмотренные Правилами охраны газораспределительных сетей, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 20.11.2000 № 878, а также требованиями по безопасности систем газораспределения и газопотребления. 3.1.14. Промышленные групповые баллонные установки следует размещать в запирающихся шкафах из негорючих материалов с естественной вентиляцией установленные на опоры высотой не менее 15 см. 3.1.15. Резервуарные установки должны иметь проветриваемое ограждение из негорючих материалов высотой не менее 1,6 м. При установке резервуаров следует предусматривать уклон не менее 2‰ в сторону сборника конденсата, воды и неиспарившихся остатков. Сборник конденсата не должен иметь выступов над нижней образующей резервуара, препятствующих сбору и его удалению, а также неиспарившихся остатков. 3.1.16. Уклон газопроводов следует предусматривать для наружных газопроводов не менее 5‰ в сторону конденсатосборников. Вместимость конденсатосборников принимается не менее 4 л на 1 м3 расчетного часового расхода газа. 3.1.17. Арматуру и КИП резервуарных установок следует защищать от повреждений и атмосферных воздействий запирающимися кожухами. 3.1.18. Испарительные установки, для которых в качестве теплоносителя предусматривается горячая вода или водяной пар, должны быть оборудованы сигнализацией о недопустимом снижении температуры теплоносителя. 3.1.19. Организации, осуществляющие строительство, монтаж и ремонт газопроводов и резервуаров, групповых баллонных установок, обязаны обеспечить контроль производства работ, в том числе лабораториями в установленном порядке. 3.1.20. Контроль включает проверку: наличия аттестации персонала; наличия аттестации технологии сварки; наличия аттестации сварочного и контрольного оборудования, аппаратуры, приборов и инструментов; качества материалов (стальных и полиэтиленовых труб, изоляционных покрытий, сварочных, в том числе материалов для дефектоскопии); состояния оснований под газопровод и резервуары СУГ; своевременность освидетельствования резервуаров СУГ; организации и осуществления операционного контроля (визуального и измерительного) сварных соединений; контроля качества сварных соединений разрушающим и неразрушающим (радиографическим, ультразвуковым) методом, а также контроля качества изоляционных покрытий; организации контроля исправления дефектов. 3.1.21. Входной контроль качества труб, деталей газопроводов, резервуаров, арматуры, изоляционных материалов должен производиться специалистами лаборатории, аттестованными в установленном порядке. 3.1.22. Радиографическому и (или) ультразвуковому методу контроля подлежат стыки законченных сваркой участков наружных и внутренних стальных и полиэтиленовых газопроводов СУГ всех давлений в объеме 100%. Контроль радиографических снимков сварных стальных соединений, сваренных каждым сварщиком, следует осуществлять на аппаратно-программном комплексе автоматизированной расшифровки радиографических снимков в объеме 20%. Не подлежат контролю наружные и внутренние газопроводы СУГ диаметром менее 50 мм всех давлений, а также диаметром 50 мм давлением до 0,005 МПа. 3.1.23. Наружные газопроводы всех категорий и резервуары должны быть испытаны давлением воздуха на герметичность. Испытания газопроводов, резервуарных и групповых установок после их монтажа, должна проводить строительно-монтажная организация в присутствии представителей технадзора заказчика и газораспределительной организации. Результаты испытаний оформляются протоколом и записью в строительном паспорте. Элементы газопроводов и газовая арматура, при их изготовлении на заводе-изготовителе, испытываются технической службой контроля. 3.1.24. Испытания газопроводов следует производить после окончания сварочных и изоляционных работ, установки арматуры и устройства ЭХЗ. Монтаж арматуры, оборудования и приборов, не рассчитанных на испытательное давление, следует производить после окончания испытаний. На период испытаний вместо них следует устанавливать катушки или заглушки. Газопроводы-вводы при их раздельном строительстве с распределительным газопроводом следует испытывать на участках до отключающих устройств, установленных перед зданиями и сооружениями. 3.1.25. Газопроводы, транспортирующие сжиженные углеводородные газы, испытываются на герметичность пневматическим (гидравлическим) давлением по требованиям к испытанию систем газораспределения и газопотребления. Наружные газопроводы с давлением свыше 0,6 до 1,6 МПа независимо от вида изоляционного покрытия давлением 2,0 МПа в течение 24 часов. Внутренние газопроводы промышленных производств, котельных и др. свыше 1,2 МПа до 1,6 МПа на 1,25 рабочего в течение 1 часа. Результаты испытания на герметичность считаются положительными при отсутствии видимого падения давления в газопроводе по манометру класса точности 0,6, а по манометрам класса точности 0,15 и 0,4, а также по жидкостному манометру - если падение давления не превышает одного деления шкалы. 3.1.26. Резервуары с обвязкой жидкой и паровой фаз СУГ испытываются в соответствии с требованиями к устройству и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением. 3.1.27. В комиссию по приемке в эксплуатацию объектов строительства, реконструкции или капитального ремонта систем газоснабжения территориальные органы Госгортехнадзора России назначают своих представителей, в соответствии с п. 27 Положения о Федеральном горном и промышленном надзоре России, утвержденном постановлением Правительства Российской Федерации от 03.12.01 № 841. 3.1.28. Заказчик не менее чем за 5 дней уведомляет территориальные органы Госгортехнадзора России о дате, времени и месте работы приемочной комиссии. 3.1.29. Приемочная комиссия проверяет проектную, исполнительную документацию, наземную и надземную сеть газораспределения, внутреннюю систему газопотребления, технологические и вспомогательные системы объекта СУГ на соответствие их требованиям настоящих Правил и проекту, а также наличие актов на скрытые работы, в том числе на установку резервуаров, и разрешений на промышленное применение технических устройств. 3.1.30. Комиссии предоставляется право потребовать вскрытия любого участка подземного газопровода для проверки качества строительства, а также проведения повторных испытаний. Дополнительно приемочной комиссии представляются: копия приказа о назначении лица, ответственного за безопасную эксплуатацию объекта СУГ; положение о газовой службе или договор с организацией, имеющей опыт проведения работ по техническому обслуживанию и ремонту газопроводов и газового оборудования; протоколы проверки знаний настоящих Правил, нормативных документов руководителями, специалистами и инструкций рабочими; инструкции и технологические схемы, предусмотренные настоящими Правилами; акт проверки эффективности электрохимической защиты (для подземных стальных газопроводов и резервуаров); акт проверки технического состояния промышленных дымоотводящих и вентиляционных систем; акт проверки молниезащиты; акт проверки срабатывания сигнализаторов загазованности, блокировок и автоматики безопасности; акт приемки под комплексное опробование и пусконаладочные работы оборудования, а также график их выполнения; план локализации и ликвидации аварийных ситуаций и взаимодействия служб различного назначения, включая аварийно-диспетчерскую службу (АДС) газораспределительной организации и профессиональное аварийно-спасательное формирование (при необходимости). 3.1.31. Приемка в эксплуатацию газопроводов и резервуаров, не обеспеченных электрохимической защитой, не допускается. 3.1.32. Принятый комиссией объект СУГ, не введенный в эксплуатацию в течение 6 месяцев, должен быть повторно испытан на герметичность. 3.1.33. Испытания насосов, компрессоров и карусельных агрегатов проводятся на холостом ходу и под нагрузкой с проверкой соблюдения требований паспортных данных и инструкций по эксплуатации изготовителей. Результаты испытаний оформляются актом. 3.1.34. Резервуары для сжиженного газа, сепараторы, продувочные емкости и другие сосуды, работающие под давлением, должны пройти техническое освидетельствование. Испарители и газозаправочные колонки испытываются как газопроводы. |
Похожие:
 | Об утверждении Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации | | Российской Федерации 1999, №14, ст. 1650) и "Положения о государственном санитарно-эпидемиологическом нормировании", утвержденного... |
 | Ввести в действие Правила технической эксплуатации тепловых энергоустановок с 1 октября 2003 г | | Ввести в действие Правила технической эксплуатации тепловых энергоустановок с 1 октября 2003 г |
| Ввести в действие Правила технической эксплуатации тепловых энергоустановок с 1 октября 2003 г | | Приказ Минэнерго РФ от 24. 03. 2003 n 115"Об утверждении Правил технической эксплуатации тепловых энергоустановок"(Зарегистрировано... |
| Об утверждении порядка организации охраны объектов ведомственной охраной министерства энергетики российской федерации (Зарегистрировано... | | Постановление Главного государственного санитарного врача Российской Федерации от 15 мая 2013 г. N 26 г. Москва от "Об утверждении... |
| Постановление Главного государственного санитарного врача Российской Федерации от 15 мая 2013 г. N 26 г. Москва от | | Основные принципы перемещения товаров (ст ст. 12 17) и транспортных средств через |