5.4.35. Не допускається під час роботи обладнання, трубопроводів, ставати на бар'єри майданчиків, кожуха муфт і підшипників, а також на конструкції, що не призначені для проходу персоналу.
5.4.36. Випробовування на герметичність перекривної, регулюючої та запобіжної арматури після її ремонту повинно виконуватись згідно з затвердженою у встановленому порядку інструкцією та оформлятися актом.
5.4.37. Торцеві заглушки, встановлені на технологічному обладнанні повинні бути сферичними.
5.4.38. Заглушки, що встановлюються між фланцями повинні мати хвостовики, що виступають за межі фланців та прокладки з матеріалів, що відповідають умовам середовища. На хвостовику заглушки повинен бути вибитий її інвентарний номер, діаметр, товщина, робочий тиск, марка сталі.
5.4.39. Витоки газу із зварних і інших з'єднань обладнання, трубопроводів і арматури виявляють за допомогою мильного розчину, спеціальними приладами або іншим методом без застосування відкритого вогню.
5.4.40. У виробничому підрозділі, а також у цехах (установках тощо) повинна бути призначена особа, відповідальна за контроль повітря робочої зони проммайданчиків, будівель, споруд і колодязів. Результати перевірок реєструються в журналі контролю повітряного середовища.
5.4.41. Об'єкт повинен бути забезпечений надійним зв'язком.
5.4.42. Прямий телефонний зв’язок повинен бути між керівником (власником) підприємства (підрозділу) і керівниками цехів і служб.
5.4.43. Відходи, сміття, непридатні деталі, вузли і агрегати повинні своєчасно прибиратись і накопичуватись на спеціально відведених площадках. Видалення відходів повинно проводитись спеціальним транспортом у встановлений термін.
6. Лінійна частина магістральних газопроводів
6.1. Загальні вимоги
6.1.1. Газ, що подається в магістральні газопроводи повинен відповідати вимогам ТУ У 320.00158764.007-95 “Технічні вимоги на гази горючі природні”.
6.1.2. Газотранспортне підприємство здійснює газопостачання споживачів у проектних режимах та згідно із заключеними угодами на газопостачання.
6.1.3. У разі неможливості забезпечення проектних режимів газопостачання споживачів внаслідок виникнення аварійних ситуацій чи інших форс-мажорних обставин, газотранспортне підприємство зобов'язане задіяти резервну схему газопостачання, а коли і це неможливо – тимчасово припинити газопостачання у встановленому порядку на термін, необхідний для усунення аварійної ситуації чи інших форс-мажорних обставин.
6.1.4. Газотранспортні підприємства зобов'язані систематично контролювати стан безпеки ЛЧ МГ та своєчасно усувати виявлені дефекти, які не сумісні з подальшою безпечною експлуатацією. (Додаток №6.).
6.1.5. Лінійні крани на ЛЧ МГ Ду понад 500 мм, окрім системи місцевого пневмогідроуправління, повинні мати ручний дублюючий гідропривід.
6.1.6. Не дозволяється розташування будівель, споруд в межах охоронних зон магістральних газопроводів.
6.1.7. В підрозділах газотранспортних підприємств, які експлуатують технологічні об'єкти і магістральні газопроводи, повинні бути розроблені відповідно до чинного Законодавства плани локалізації та ліквідації аварійних ситуацій і аварій (далі ПЛАС) та організоване щоквартальне проведення навчально-тренувальних занять з обслуговуючим персоналом з ліквідації імовірних аварійних ситуацій, передбачених ПЛАС, згідно з затвердженим графіком.
6.1.8. Для забезпечення надійної і безпечної роботи ЛЧ МГ газотранспортні підприємства та їх підрозділи повинні:
забезпечувати спорудження, реконструкцію (ремонт) магістрального газопроводу спеціалізованими будівельно-монтажними організаціями чи підрозділами згідно з проектом, що отримав позитивну експертну оцінку експертно-технічного центру Держнаглядохоронпраці та здійснювати ефективний технічний нагляд за ходом спорудження (ремонтом) чи реконструкції магістральних газопроводів;
забезпечувати прийняття об'єктів магістральних газопроводів в експлуатацію згідно з вимогами чинних нормативних актів;
здійснювати систематичні візуальні обстеження ЛЧ МГ;
виконувати періодичні обстеження ЛЧ МГ з використанням технічних засобів (внутрішніх діагностичних дефектоскопів, засобів зовнішньої діагностики тощо);
виконувати технічне обслуговування ЛЧ МГ у встановлених "Правилами технічної експлуатації магістральних газопроводів" (далі ПТЕ МГ) обсягах та термінах;
своєчасно виконувати необхідні ремонтно-профілактичні роботи;
своєчасно виводити з експлуатації на реконструкцію чи ремонт фізично зношені дільниці МГ з тривалим терміном експлуатації та дільниці МГ, що не відповідають вимогам безпеки;
періодично інформувати землекористувачів та органи місцевої виконавчої влади про місце знаходження магістральних газопроводів та режиму охоронних зон, систематично здійснювати контроль за станом охоронних зон та безпекою виконання робіт в охоронних зонах;
забезпечувати надійну роботу засобів активного захисту магістральних газопроводів від корозії;
забезпечувати своєчасним попередженням локалізацію та ліквідацію аварій і відмов та їх наслідків на ЛЧ МГ.
6.1.9. Комплекси робіт з візуального огляду та обстеження ЛЧ МГ із застосуванням технічних засобів, технічне обслуговування, поточний та капітальний ремонти повинні виконуватись у відповідності з вимогами ПТЕ МГ та “Системи технічного обслуговування та ремонту магістральних газопроводів”, що розробляється для кожного газотранспортного підприємства на основі типового регламенту.
6.1.10. Періодичність та обсяги візуальних обстежень ЛЧ МГ встановлюються газотранспортним підприємством залежно від особливості місцевих умов експлуатації магістральних газопроводів та регламентуються ПТЕ МГ, а в разі потреби – іншими відомчими нормативними документами, погодженими з Держнаглядохоронпраці України.
6.1.11. Обстеження ЛЧ МГ із застосуванням технічних засобів здійснюються у відповідності з Програмами обстеження та на основі Методик обстеження технічного стану та стану безпеки магістральних газопроводів із застосуванням відповідних технічних засобів (внутрішньотрубних дефектоскопів, засобів зовнішньої діагностики тощо) погоджених Держнаглядохоронпраці України.
6.1.12. Періодичність обстеження ЛЧ МГ із застосуванням технічних засобів визначається газотранспортним підприємством залежно від конкретних умов експлуатації, але:
не рідше 1 разу в 5 років при тривалості експлуатації магістральних газопроводів до 25 років. Перше обстеження виконується через 5 років після введення в експлуатацію.
не рідше 1 разу в 3 роки при експлуатації понад 25 років і до закінчення амортизаційного терміну.
6.1.13. На потенційно небезпечних дільницях магістральних газопроводів в доповнення до обстеження із застосуванням технічних засобів повинно виконуватися щорічне контрольне шурфування для візуальної та інструментальної оцінки стану ізоляційного покриття та металу труб.
До потенційно небезпечних відносяться:
“ гарячі” дільниці магістральних газопроводів на виході компресорних станцій;
дільниці в зонах можливих зсувів грунту;
дільниці із наднормативним напруженим станом металу труб;
понижені дільниці магістральних газопроводів, після точок підключення газових промислів та ПСГ, де можливе утворення рідинних пробок;
дільниці з підвищеною корозійною активністю грунтів (кислі грунти, солончаки тощо);
дільниці з порушенням охоронної зони, що загрожують безпечній життєдіяльності населення;
дільниці, де виявлений прогресуючий ерозійний знос;
переходи через водні перепони, заплави рік, болота.
6.1.14. Позачергові обстеження ЛЧ МГ із застосуванням технічних засобів повинні проводитися:
якщо в процесі експлуатації виявлена розгерметизація зварних стиків чи їх розриви;
у разі виникнення наскрізних корозійних дефектів;
у разі перерв роботи електрохімзахисту або зниження значень захисного потенціалу нижче мінімально припустимих понад 1 місяць в зонах впливу блукаючих струмів і понад 6 місяців – в інших випадках.
6.1.15. Обстеження на герметичність ЛЧ МГ повинно виконуватись із застосуванням приладних методів з періодичністю, яку встановлює газотранспортне підприємство.
6.1.16. Виявлені наскрізні дефекти ЛЧ МГ та дефекти, що несумісні з подальшою безпечною експлуатацією магістральних газопроводів і загрожують виникненням аварійної ситуації (Додаток № 6), повинні ліквідовуватись у максимально короткий термін, погоджений з газотранспортним підприємством та місцевим органом Держнаглядохоронпраці.
6.1.17. Потенційно небезпечні дефекти ЛЧ МГ після їх виявлення повинні фіксуватися в паспорті магістральних газопроводів. На основі даних періодичних обстежень ЛЧ МГ служба ЛЕС повинна контролювати динаміку розвитку виявлених потенційно небезпечних дефектів, а у випадку їх прогресування, розробити план ліквідації дефектів.
6.1.18. Дефектні зварні стики, наскрізні корозійні та механічні пошкодження ЛЧ МГ та інші дефекти, що несумісні з подальшою безпечною експлуатацією магістральних газопроводів (Додаток № 6) ремонтуються, як правило, вирізанням дефектних ділянок і вварюванням котушок згідно із вимогами НАОП 1.1.23-5.06-88.
Допускаються і інші методи і технології ремонту та відновлення несучої здатності труб ЛЧ МГ, що отримали позитивну експертну оцінку та дозвіл Держнаглядохоронпраці на застосування.
6.1.19. Служби ЛЕС експлуатаційних організацій та інші спеціалізовані організації, що виконують ремонтні, діагностичні та будівельно-монтажні роботи на ЛЧ МГ повинні бути атестовані у встановленому порядку на право виконання ремонтних і будівельно-монтажних робіт на об'єктах трубопровідного транспорту згідно з вимогами Закону України “Про трубопровідний транспорт”.
6.1.20. Магістральні газопроводи, що відпрацювали встановлений амортизаційний термін підлягають експертній оцінці стану безпеки з метою визначення залишкового ресурсу їх безпечної експлуатації.
Оцінка залишкового ресурсу безпечної експлуатації магістральних газопроводів з вичерпаним амортизаційним терміном здійснюється за спеціальною Методикою.
6.1.21. Лінійна частина МГ згідно з графіком у процесі експлуатації підлягає огляду шляхом обходу, обльоту і об ¢ їзду. Періодичність огляду траси МГ встановлюється керівництвом газотранспортного підприємства.
6.1.22. Позачерговий огляд дільниць МГ повинен здійснюватися після стихійного лиха чи інших форс-мажорних обставин, які могли привести до пошкодження газопроводу і окремих його споруд.
6.1.23. Результати огляду траси заносяться в спеціальний журнал. Про виявлення розгерметизації чи пошкоджень елементів ЛЧ МГ, порушень чи інше негайно інформується начальник ЛЕС, який у свою чергу інформує диспетчера та керівника виробничого підрозділу. Керівник підрозділу приймає рішення щодо виявлених порушень.
6.1.24. ЛЕС і диспетчерська служба підрозділу повинні мати затверджений керівництвом порядок повідомлення про аварію, порядок збору аварійної бригади та виїзду її до місця аварії. ЛЕС повинна бути укомплектована автотранспортом і спеціальною технікою, інструментами, приладами та розхідними матеріалами згідно із "Табелем оснащення...”.
6.1.25. Якщо під час обходу (об ¢ їзду) ЛЧ МГ виявлено порушення герметичності або інша небезпечна ситуація, небезпечна зона повинна бути відгороджена знаками безпеки. У цьому випадку, необхідно негайно повідомити чергового диспетчера або іншу особу, відповідальну за експлуатацію лінійної частини МГ (начальника або інженера ЛЕС, майстра ЛЕС, керівника виробничого підрозділу).
6.1.26. Після отримання повідомлення диспетчер повинен:
організувати контроль газоповітряного середовища на дільницях доріг, що близькі до місця витоку газу;
організувати об ¢ їзд транспортними засобами дільниці дороги, близької до місця витікання газу, а у разі необхідності - перекрити рух транспорту;
· поблизу найбільш небезпечних місць, особливо у нічний час, виставити пости для попередження небезпеки і недопущення попадання в небезпечну зону людей, транспортних засобів, тварин;
у разі загрози залізничному транспорту - прийняти заходи до тимчасового припинення руху поїздів.
6.1.27. У разі необхідності, диспетчер або відповідальна посадова особа попереджує про небезпеку органи місцевої влади, керівників підприємств, що розташовані або працюють поблизу небезпечних дільниць, а також мешканців найближчих населених пунктів.
6.1.28. Після прибуття на місце аварійної дільниці газопроводу, керівник робіт зобов'язаний перевірити наявність загороджувальних засобів, знаків безпеки і при необхідності - виставити пости, розмістити технічні засоби на безпечній віддалі від місця аварії і встановити зв'язок із диспетчером підрозділу.
6.1.29. Не дозволяється усувати витікання газу із МГ через тріщину, наскрізне корозійне пошкодження і пори шляхом їх підчеканення. Допускається, в окремих випадках, тимчасова установка бандажів, підсилюючих муфт та інших засобів із дозволу керівництва газотранспортної філії або газотранспортного підприємства.
6.2. Переходи через природні та штучні перепони
6.2.1. Балочні та вантові переходи МГ через штучні та природні перепони повинні бути обладнані загорожами, що виключають можливість ходіння сторонніх людей по трубопроводу, а також повинні бути захищені від розмивання і пошкодження.
6.2.2. Переходи МГ через залізниці і автомобільні дороги усіх категорій підлягають обстеженню не рідше 1 разу на рік, із проведенням аналізу проб повітря з витяжної свічки.
6.2.3. На зсувонебезпечних, заплавних та болотистих дільницях МГ та на дільницях, де опори переходів МГ розташовані в русловій частині рік з сильною течією (зокрема гірських річок), повинно здійснюватися періодичне спостереження за станом грунтів, опор і положенням газопроводу. Вимірювання положення газопроводу та контроль стану опор повинні виконуватись за графіком не рідше 1 разу на два місяці, напередодні весняної повені та інших випадків різкого підвищення рівня води у ріках .
6.2.4. У разі заміни або ремонту окремої опори газопроводу повинна бути встановлена тимчасова опора на віддалі не більше 2 м від тієї, яка підлягає заміні (ремонту).
6.2.5.Важкодоступні дільниці МГ в болотистій та гірській місцевості повинні обстежуватись за графіком з періодичністю, встановленою керівництвом газотранспортного підприємства із застосуванням гелікоптерів чи інших літальних апаратів, приладних методів контролю герметичності газопроводу та його корозійного стану.
6.2.6. Дільниці МГ, прокладені на опорах, підлягають обстеженню згідно графіку з періодичністю, що встановлюється керівництвом газотранспортного підприємства.
6.2.7. У разі виявлення деформацій опор і підвісок слід проконтролювати приладним методом напружений стан газопроводу і у разі виявлення недопустимих напруг – прийняти міри по приведенню їх до нормативних значень. До здійснення контролю напруженого стану МГ слід залучати спеціалізовані організації, які мають дозвіл Держнаглядохоронпраці на цей вид робіт.
6.2.8. Пошкодження антикорозійного покриття надземної дільниці МГ не допускаються.
6.2.9. У місцях перетину МГ з повітряними ЛЕП повинні бути встановлені пристрої, що захищають газопровід від передачі на нього напруги у разі обриву проводу ЛЕП.
6.2.10. Очищення поверхні і нанесення ізоляційного покриття на газопровід за допомогою обладнання, що опирається на нього, повинні виконуватись після відключення дільниці газопроводу і звільнення її від газу.
6.2.11. Не дозволяється проїзд транспортних засобів і спецтехніки вздовж траси газопроводу на віддалі, ближче 10 м від опор газопроводу.
6.2.12. Переїжджати через наземні МГ дозволяється через спеціально влаштовані переїзди, що конструктивно не зв’язані з газопроводом. Допустиме навантаження на конструкцію переїзду повинно бути вказано на спеціальному дорожньому знаку, що встановлюється на переїзді.
6.2.13. Не дозволяється під час завірюхи або туману і видимості менше 10 м проїзд транспортних засобів і механізмів безпосередньо вздовж траси газопроводів.
6.2.14. Переходи магістральних газопроводів через водні перепони з значною глибиною та шириною водного дзеркала повинні обстежуватися спеціалізованими організаціями, що мають дозвіл (ліцензію) на цей вид робіт. Періодичність обстеження технічного стану таких переходів встановлюється газотранспортним підприємством, але не рідше 1 разу на рік.
6.2.15. Обстеження підводних переходів через водойми глибиною до 1,5 метри здійснюється ЛЕС структурних підрозділів з періодичністю, що встановлюється газотранспортним підприємством, але не рідше 1 разу на рік.
6.2.16. Не допускається експлуатація дюкерних переходів із пошкодженням ізоляції, в розмитій траншеї з провисанням газопроводу, із зруйнованою футеровкою та без проектного баластування.
6.3. Робота в гірських умовах
6.3.1. Земляні роботи на ділянках з поперечним схилом до 8дозволено проводити за допомогою механізмів звичайними методами без утримуючих пристосувань.
На поперечних схилах більше 8необхідно влаштовувати полиці у вигляді напіввиємки – напівнасипу. Ширина і конструкція полиць встановлюється проектом з урахуванням діаметра труб і одностороннього руху механізмів по полиці.
На поперечних схилах до 15включно в нескельних і розрихлених скельних грунтах, полиці слід розробляти поперечними проходами бульдозерів. Доробку і планування основи полиці необхідно виконувати повздовжніми проходами бульдозера. Грунт з напіввиємки переміщується для відсипки напівнасипу.
На косогорах з поперечним схилом більше 15полиці слід розробляти одноківшевими екскаваторами з прямою лопатою, з переміщенням грунту в напівнасип. Остаточну доробку і планування виконують бульдозерами.
На косогорах з поперечним схилом більше 45і висотою косогору над основою більше 30 м, а також в місцях крутих поворотів радіусом менше 10 м, допускається місцеве поширення полиць за рахунок насипної частини, передбаченої проектом.
6.3.2. Для надання стійкості насипній частині полиці необхідно:
· осушити основу шляхом відведення поверхневих вод;
· розрихлити основу насипу на схилах до 11% у випадку грунтів, що не дренуються;
· виконати уступи висотою 1–1,5 м по основі настилу, на косогорах із схилами більше 11%;
· пошарово ущільнити насипи.
В окремих випадках для стійкості насипу слід влаштовувати кам'яні банкети вздовж основи насипу.
6.3.3. Траншеї на схилах до 22включно допускається розробляти одноківшевими екскаваторами, без застосування анкерів. На схилах більше 22необхідно утримувати екскаватори рухомими якорями згідно з розрахунком.
6.3.4. У скельних грунтах на повздовжніх схилах більше 10для визначення стійкості екскаваторів, їх необхідно перевіряти на ковзання. Під час роботи екскаваторів на крутих схилах повинні застосовуватись, як якорі трактори, бульдозери, лебідки. Пристосування, призначенні для утримування слід розміщувати переважно на вершині схилу на горизонтальних майданчиках і з'єднувати з екскаватором тросом відповідної довжини.
На повздовжніх схилах до 22включно розробка грунту одноківшевими екскаваторами дозволяється в напрямку, як знизу вверх, так і зверху вниз по схилу.
На схилах більше 22робота одноківшевого екскаватора з прямою лопатою дозволяється в напрямку знизу вверх по схилу вперед ковшем, а екскаватора з оберненою лопатою – зверху вниз ковшем назад за ходом робіт.
6.3.5. Робота роторних екскаваторів без якоря в грунтах IV категорії дозволяється на повздовжніх схилах до 35включно за умови руху зверху вниз.
У разі схилу 36 – 45необхідно застосовувати якорі згідно з проектом виконання робіт.
6.3.6. Риття траншей одноківшевими екскаваторами у випадку повздовжнього схилу 35і вище, а також роторними екскаваторами у випадку схилу вище 45, слід виконувати спеціальними прийомами згідно з проектом виконання робіт.
6.3.7. На схилах великої крутизни, коли розробку траншеї виконати одноківшевим екскаватором важко, траншеї невеликої протяжності необхідно розробляти бульдозерами лотковим способом пошарово зверху вниз із застосуванням якорів згідно з проектом виконання робіт.
6.4. Захист від корозії
6.4.1. Корозійний стан магістральних газопроводів і стан систем комплексного захисту об’єктів МГ від корозії повинні контролюватись із дотриманням встановлених термінів, порядку і в обсязі згідно з вимогами діючих ПТЕ МГ.
6.4.2. Засоби активного захисту від корозії повинні забезпечувати захисний потенціал не нижче проектного. Періодичність контролю за станом ізоляційного покриття в т. ч. на корозійно- небезпечних ділянках повинна встановлюватись за графіком керівництвом газотранспортного підприємства.
6.4.3. УКЗ і УДЗ повинні мати огорожу, попереджувальні плакати, таблиці належності обладнання і зачинятися на замок.
6.4.4. Не дозволяється приварювання за допомогою електро- і газозварювання катодних виводів (провідників) до газопроводу, який знаходиться під тиском.
6.4.5. Термітне приварювання провідників до діючого газопроводу повинен виконувати кваліфікований працівник, який пройшов спеціальне навчання і має відповідне посвідчення.
6.4.6. Допускаються технології приварювання катодних виводів до діючого газопроводу під тиском за умови наявності розробленої та затвердженої інструкції і дозволу Держнаглядохоронпраці на їх застосування.
6.4.7. Приварювання провідників катодного захисту дозволяється за умови відсутності загазованості у шурфі.
6.4.8. Місця приєднання провідників до труби і самі провідники після приварювання повинні бути захищені ізоляційним покриттям із дотриманням вимог безпеки.
6.4.9. Приварювання провідників необхідно виконувати у захисних окулярах, спецодязі та інших відповідних засобах індивідуального захисту (далі ЗІЗ).