---
title: "Постановление Госгортехнадзора РФ от 18.03.2003 N 9"
number: "9"
issuer: "Федеральный горный и промышленный надзор России"
issued_on: 2003-03-18
status: утратил силу
canonical: "https://bukva.ai/docs/postanovlenie-9-2003-gosgortehnadzor-rossii"
---

## Постановление Госгортехнадзора РФ от 18.03.2003 N 9

# Постановление Госгортехнадзора РФ от 18.03.2003 N 9

"Об утверждении правил безопасности систем газораспределения и газопотребления"

(Зарегистрировано в Минюсте РФ 04.04.2003 N 4376)

> [!WARNING]
> Документ утратил силу в связи с изданием [Приказа](https://bukva.ai/docs/prikaz-542-2013-rostehnadzor-federalnaya#p100007) Ростехнадзора от 15.11.2013 N 542, утвердившего Федеральные [нормы и правила](https://bukva.ai/docs/prikaz-542-2013-rostehnadzor-federalnaya#p100011) в области промышленной безопасности "Правила безопасности сетей газораспределения и газопотребления".


<a id="p100001"></a>Зарегистрировано в Минюсте РФ 4 апреля 2003 г. N 4376

<a id="p100002"></a>

---


<div align="center">

<a id="p100003"></a>**ФЕДЕРАЛЬНЫЙ ГОРНЫЙ И ПРОМЫШЛЕННЫЙ НАДЗОР РОССИИ**

</div>



## <a id="p100004"></a>ПОСТАНОВЛЕНИЕ

от 18 марта 2003 г. N 9

<a id="p100005"></a>**ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ПРАВИЛ**
**БЕЗОПАСНОСТИ СИСТЕМ ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ И ГАЗОПОТРЕБЛЕНИЯ**

<a id="p100006"></a>Госгортехнадзор России постановляет:
1. <a id="p100007"></a>Утвердить ["Правила](#p100011) безопасности систем газораспределения и газопотребления".
2. <a id="p100008"></a>Направить в соответствии с [Правилами](https://bukva.ai/docs/postanovlenie-1009-1997#p100028) подготовки нормативных актов федеральных органов исполнительной власти и их государственной регистрации, утвержденными Постановлением Правительства Российской Федерации 13.08.1997 N 1009, ["Правила](#p100011) безопасности систем газораспределения и газопотребления" для государственной регистрации в Министерство юстиции Российской Федерации.

<div align="right">

<a id="p100009"></a>Начальник<br>
Госгортехнадзора России<br>
**В.М.КУЛЬЕЧЕВ**

</div>






<div align="right">

<a id="p100010"></a>Утверждены<br>
Постановлением<br>
Госгортехнадзора России

</div>

от 18.03.2003 N 9


## <a id="p100011"></a>ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ СИСТЕМ ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ И ГАЗОПОТРЕБЛЕНИЯ



### 1. <a id="p100012"></a>ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ



#### <a id="p100013"></a>Основные термины и определения


<a id="p100014"></a>В целях настоящих Правил используются следующие термины и определения.
<a id="p100015"></a>Газораспределительная система - имущественный производственный комплекс, состоящий из организационно и экономически взаимосвязанных объектов, предназначенных для транспортировки и подачи газа непосредственно его потребителям.
<a id="p100016"></a>Газораспределительная сеть - технологический комплекс газораспределительной системы, состоящий из наружных газопроводов поселений (городских, сельских и других поселений), включая межпоселковые, от выходного отключающего устройства газораспределительной станции (ГРС), или иного источника газа, до вводного газопровода к объекту газопотребления. В газораспределительную сеть входят сооружения на газопроводах, средства электрохимической защиты, газорегуляторные пункты (ГРП, ГРПБ), шкафные регуляторные пункты (ШРП), система автоматизированного управления технологическим процессом распределения газа (АСУ ТП РГ).
<a id="p100017"></a>Наружный газопровод - подземный, наземный и надземный газопровод, проложенный вне зданий до отключающего устройства перед вводным газопроводом или до футляра при вводе в здание в подземном исполнении.
<a id="p100018"></a>Распределительный газопровод - газопровод газораспределительной сети, обеспечивающий подачу газа от источника газоснабжения до газопроводов-вводов к потребителям газа.
<a id="p100019"></a>Межпоселковый газопровод - газопровод газораспределительной сети, проложенный вне территории поселений.
<a id="p100020"></a>Газопровод-ввод - газопровод от места присоединения к распределительному газопроводу до отключающего устройства перед вводным газопроводом или футляром при вводе в здание в подземном исполнении.
<a id="p100021"></a>Вводной газопровод - участок газопровода от установленного снаружи отключающего устройства на вводе в здание, при его установке снаружи, до внутреннего газопровода, включая газопровод, проложенный в футляре через стену здания.
<a id="p100022"></a>Внеплощадочный газопровод - распределительный газопровод, обеспечивающий подачу газа от источника газоснабжения к промышленному потребителю, находящийся вне производственной территории предприятия.
<a id="p100023"></a>Внутриплощадочный газопровод - участок распределительного газопровода (ввод), обеспечивающий подачу газа к промышленному потребителю, находящийся внутри производственной территории предприятия.
<a id="p100024"></a>Изделие (техническое устройство) - единица промышленной продукции, на которую документация должна соответствовать требованиям государственных стандартов ЕСКД, ЕСТД и ЕСПД, устанавливающим комплектность и правила оформления сопроводительной документации. Требования строительных норм и правил на конструкцию изделия и сопроводительную документацию не распространяются.
<a id="p100025"></a>Расчетное давление - максимальное избыточное давление в газопроводе, на которое производится расчет на прочность при обосновании основных размеров, обеспечивающих надежную эксплуатацию в течение расчетного ресурса.
<a id="p100026"></a>Расчетный ресурс эксплуатации - суммарная наработка объекта от начала его эксплуатации или возобновления после ремонта до перехода в предельное состояние.
<a id="p100027"></a>Расчетный срок службы - календарная продолжительность от начала эксплуатации или возобновления после ремонта до перехода в предельное состояние.
<a id="p100028"></a>Соединительные детали (фитинги) - элементы газопровода, предназначенные для изменения его направления, присоединения, ответвлений, соединения участков.
<a id="p100029"></a>Диагностика - область знаний, охватывающая теорию, методы и средства определения технического состояния объектов (газопроводов и сооружений).
<a id="p100030"></a>Техническое обслуживание - комплекс операций или операция по поддержанию работоспособности или исправности изделия (технического устройства) при использовании по назначению, ожидании, хранении и транспортировании.
<a id="p100031"></a>Ремонт - комплекс операций по восстановлению исправности или работоспособности изделий (газопроводов и сооружений) и восстановлению ресурсов изделий или их составных частей.
<a id="p100032"></a>Газорегуляторный пункт (ГРП), установка (ГРУ) - технологическое устройство, предназначенное для снижения давления газа и поддержания его на заданных уровнях в газораспределительных сетях.
<a id="p100033"></a>Шкафной газорегуляторный пункт (ШРП) - технологическое устройство в шкафном исполнении, предназначенное для снижения давления газа и поддержания его на заданных уровнях в газораспределительных сетях.
<a id="p100034"></a>Газорегуляторный пункт блочный - технологическое устройство полной заводской готовности в транспортабельном блочном исполнении, предназначенное для снижения давления газа и поддержания его на заданных уровнях в газораспределительных сетях.
<a id="p100035"></a>Газоопасные работы - работы, выполняемые в загазованной среде, или при которых возможен выход газа.
<a id="p100036"></a>Огневые работы - работы, связанные с применением открытого огня.
<a id="p100037"></a>Опасная концентрация газа - концентрация (объемная доля газа) в воздухе, превышающая 20% от нижнего концентрационного предела распространения пламени.
<a id="p100038"></a>Неразрушающий контроль - определение характеристик материалов без разрушения изделий или изъятия образцов.
<a id="p100039"></a>Аттестация технологии сварки (пайки) - процедура определения показателей и характеристик сварных (паяных) соединений труб и соединительных деталей, проводимая с целью подтверждения технических и организационных возможностей организации выполнять по аттестуемой технологии сварные (паяные) соединения, отвечающие требованиям нормативно-технической документации.
<a id="p100040"></a>Область распространения аттестации технологии сварки - пределы признания основных величин и параметров испытаний технологии.
<a id="p100041"></a>Системы газопотребления - имущественный производственный и технологический комплекс, состоящий из организационно и экономически взаимосвязанных объектов, предназначенных для транспортировки и использования газа в качестве топлива в газоиспользующем оборудовании.
<a id="p100042"></a>Сеть газопотребления - производственный и технологический комплекс системы газопотребления, включающий в себя сеть внутренних газопроводов, газовое оборудование, систему автоматики безопасности и регулирования процесса сгорания газа, газоиспользующее оборудование, здания и сооружения, размещенные на одной производственной территории (площадке).
<a id="p100043"></a>Газифицированная производственная котельная - помещения, где размещены один и более котлов при суммарной тепловой мощности установленного оборудования 360 кВт и более.
<a id="p100044"></a>Газифицированное производственное помещение, цех - производственное помещение, где размещено газовое и газопотребляющее оборудование, предназначенное для использования природного газа в качестве топлива с целью применения указанного оборудования в технологическом (производственном) процессе.
<a id="p100045"></a>Газоиспользующее оборудование (установка) - оборудование, где в технологическом процессе используется газ в качестве топлива. В качестве газоиспользующего оборудования могут использоваться котлы, турбины, печи, газопоршневые двигатели, технологические линии и другое оборудование.
<a id="p100046"></a>Заключение экспертизы промышленной безопасности - документ, содержащий обоснованные выводы о соответствии или несоответствии объекта экспертизы требованиям промышленной безопасности.
<a id="p100047"></a>Охранная зона газораспределительной сети - 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.
<a id="p100048"></a>Эксплуатационная (газораспределительная) организация газораспределительной сети (ГРО) - специализированная организация, осуществляющая эксплуатацию газораспределительной сети и оказывающая услуги, связанные с подачей газа потребителям. Эксплуатационной организацией может быть организация - собственник этой сети либо организация, заключившая с организацией - собственником сети договор на ее эксплуатацию.
<a id="p100049"></a>Противоаварийная защита - устройство аварийного отключения газа.
<a id="p100050"></a>Блокировка - устройство, обеспечивающее невозможность пуска газа или включение агрегата при нарушении персоналом требований безопасности.
<a id="p100051"></a>Сигнализация - устройство, обеспечивающее подачу звукового или светового сигнала при достижении предупредительного значения контролируемого параметра.
<a id="p100052"></a>Режим резерва - состояние газоиспользующей установки, при котором газ не сжигается и избыточное давление в газопроводах отсутствует. Запорная арматура на отводе газопровода к установке должна быть в положении "закрыто".
<a id="p100053"></a>Режим консервации, режим ремонта - режим, при котором газопроводы установки освобождены от газа и отключены с установкой заглушки.
<a id="p100054"></a>Газовые котлы - котлы, предназначенные для сжигания углеводородных газов.
<a id="p100055"></a>Предохранительный запорный клапан (ПЗК) - устройство, обеспечивающее прекращение подачи газа, у которого скорость приведения рабочего органа в закрытое положение составляет не более 1 сек.
<a id="p100056"></a>Предохранительный сбросной клапан (ПСК) - устройство, обеспечивающее защиту газового оборудования от недопустимого повышения давления газа в сети.
<a id="p100057"></a>"Теплый ящик" - замкнутое пространство, примыкающее к котлу, в котором расположены вспомогательные элементы (коллекторы, камеры, входные и выходные участки экранов и др.).
<a id="p100058"></a>Газотурбинная установка - конструктивно объединенная совокупность газовой турбины, газовоздушного тракта, системы управления и вспомогательных устройств. В зависимости от вида газотурбинной установки в нее могут входить компрессоры, газовая турбина, пусковое устройство, генератор, теплообменный аппарат или котел-утилизатор для подогрева сетевой воды для промышленного снабжения.
<a id="p100059"></a>Котел-утилизатор - паровой или водогрейный котел без топки или с топкой для дожигания газов, в котором в качестве источника тепла используют горячие газы технологических производств или другие технологические продуктовые потоки.
<a id="p100060"></a>Газовая турбина - устройство для выработки электроэнергии, использующее в качестве рабочего тела продукты сгорания органического топлива.
<a id="p100061"></a>Парогазовая установка - устройство, включающее радиационные и конвективные поверхности нагрева, генерирующие и перегревающие пар для работы паровой турбины за счет сжигания органического топлива и утилизации теплоты продуктов сгорания, используемых в газовой турбине в качестве рабочего тела, в которую могут входить: газовая(ые) турбина(ы), генератор(ы), котел-утилизатор с дожиганием или без дожигания, энергетический котел, паровая турбина(ы) типов Р, К, Т.
<a id="p100062"></a>Газовоздушный тракт - система воздухопроводов и дымо(газо)проводов, включая внутритопочное пространство газоиспользующей установки.
<a id="p100063"></a>Сварочные аппараты для сварки полиэтиленовых труб и деталей:
<a id="p100064"></a>с ручным управлением, на которых сварка производится вручную при визуальном или частично автоматическом контроле за ее режимом, с регистрацией результатов контроля в журнале производства работ и (или) с распечаткой соответствующего программе протокола;
<a id="p100065"></a>со средней степенью автоматизации, на которых сварка производится с использованием компьютерной программы параметров сварки и полный контроль за режимом сварки с распечаткой результатов контроля в виде протокола;
<a id="p100066"></a>с высокой степенью автоматизации, на которых сварка производится с использованием компьютерной программы, имеющей параметры сварки и контроля за технологией процесса сварки (в том числе автоматическое удаление нагревательного элемента), а также полную распечатку протокола с регистрацией результатов сварки на каждый стык.


#### <a id="p100067"></a>1.1. Сфера действия и порядок применения


<a id="p100068"></a>1.1.1. "Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления" (далее - Правила) разработаны в соответствии с [Положением](https://bukva.ai/docs/postanovlenie-841-2001#p100014) о Федеральном горном и промышленном надзоре России, утвержденном Постановлением Правительства Российской Федерации от 03.12.2001 N 841 <*>, и учитывают требования Федерального [закона](https://bukva.ai/docs/zakon-116-fz-1997/statya-3#p100019) от 21.07.97 N 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" <**>, а также других действующих нормативных правовых актов и нормативно-технических документов.

<a id="p100069"></a>

---

<a id="p100070"></a><*> Собрание законодательства Российской Федерации, 2001, N 50, ст. 4742.
<a id="p100071"></a><**> Собрание законодательства Российской Федерации, 1997, N 30, ст. 3588.

<a id="p100072"></a>1.1.2. Деятельность по проектированию, строительству, расширению, реконструкции, техническому перевооружению, консервации и ликвидации, а также изготовлению, монтажу, наладке, обслуживанию и ремонту применяемых в системах газораспределения и газопотребления технических устройств регулируется также "Общими [правилами промышленной безопасности](https://bukva.ai/docs/postanovlenie-61-a-2002#p100011) для организаций, осуществляющих деятельность в области промышленной безопасности", утвержденными Постановлением Госгортехнадзора России от 18.10.2002 N 61-А, зарегистрированным Минюстом России 28.11.2002, рег. N 3968 <*>.

<a id="p100073"></a>

---

<a id="p100074"></a><*> Российская газета, N 231, 05.12.2002.

<a id="p100075"></a>1.1.3. Настоящие Правила устанавливают специальные требования промышленной безопасности к проектированию, строительству, монтажу, реконструкции и эксплуатации систем газораспределения и газопотребления природными газами, используемыми в качестве топлива, а также к применяемому в этих системах оборудованию (техническим устройствам).

##### <a id="p100076"></a>1.1.4 Правила распространяются на:

<a id="p100077"></a>наружные газопроводы поселений, включая межпоселковые;
<a id="p100078"></a>наружные (внутриплощадочные), внутренние газопроводы и газовое оборудование (технические устройства) промышленных, сельскохозяйственных и других производств;
<a id="p100079"></a>наружные и внутренние газопроводы и газовое оборудование (технические устройства) тепловых электрических станций (ТЭС), в том числе внутриплощадочные газопроводы с давлением газа свыше 1,2 МПа к газотурбинным и парогазовым установкам, пункты подготовки газа, включая блоки редуцирования и компремирования, очистки, осушки, подогрева и дожимающие компрессорные станции;
<a id="p100080"></a>наружные и внутренние газопроводы и газовое оборудование (технические устройства) районных тепловых станций (РТС), производственных, отопительно-производственных и отопительных котельных, в том числе отдельностоящих, встроенных, пристроенных и крышных;
<a id="p100081"></a>газорегуляторные пункты (ГРП), газорегуляторные пункты блочные (ГРПБ), газорегуляторные установки (ГРУ) и шкафные регуляторные пункты (ШРП);
<a id="p100082"></a>средства защиты стальных газопроводов от электрохимической коррозии;
<a id="p100083"></a>системы и средства автоматизированного управления технологическими процессами распределения и потребления газа;
<a id="p100084"></a>здания и сооружения на газопроводах.

##### <a id="p100085"></a>1.1.5 Правила не распространяются:

<a id="p100086"></a>на автомобильные газонаполнительные компрессорные станции (АГНКС);
<a id="p100087"></a>на технологические (внутриплощадочные) газопроводы и газовое оборудование металлургических производств <*>;

<a id="p100088"></a>

---

<a id="p100089"></a><*> Производства цветной металлургии, использующие только природный углеводородный газ в качестве топлива, вправе руководствоваться настоящими Правилами.

<a id="p100090"></a>на магистральные газопроводы и газопроводы-отводы с давлением газа свыше 1,2 МПа;
<a id="p100091"></a>на технологические (внутриплощадочные) газопроводы и газовое оборудование химических, нефтехимических, нефтедобывающих и нефтеперерабатывающих производств, использующих природный газ в качестве сырья;
<a id="p100092"></a>на технологические (внутриплощадочные) газопроводы и газовое оборудование газодобывающих производств;
<a id="p100093"></a>объекты хранения, транспортирования и использования сжиженных углеводородных газов (пропан - бутан);
<a id="p100094"></a>передвижные газоиспользующие установки, а также газовое оборудование автомобильного, железнодорожного транспорта, летательных аппаратов, речных и морских судов;
<a id="p100095"></a>специальное газовое и газоиспользующее оборудование военного назначения;
<a id="p100096"></a>экспериментальные газопроводы и опытные образцы газового оборудования;
<a id="p100097"></a>установки, использующие энергию взрыва газовоздушных смесей или предназначенные для получения защитных газов;
<a id="p100098"></a>внутренние газопроводы и газовое оборудование производственных, административных, общественных и бытовых зданий, где газ используется для пищеприготовления или лабораторных целей;
<a id="p100099"></a>системы автономного отопления и горячего водоснабжения административных, общественных и бытовых зданий с котлами и теплогенераторами, без выработки тепловой энергии для производственных целей и (или) предоставления услуг при суммарной тепловой мощности установленного оборудования менее 100 кВт.
<a id="p100100"></a>1.1.6. Деятельность по эксплуатации опасных производственных объектов систем газораспределения (эксплуатация газовых сетей) и газопотребления (эксплуатация взрывоопасных объектов), а также экспертизе промышленной безопасности этих объектов подлежит лицензированию в соответствии с действующим [законодательством](https://bukva.ai/docs/zakon-99-fz-2011/statya-1#p14) Российской Федерации.
<a id="p100101"></a>1.1.7. Внедрение производственных процессов и технологий, образцов газового оборудования (технических устройств) и средств автоматизации должно осуществляться по техническим условиям, разработанным и утвержденным в установленном порядке заказчиком и согласованным с Госгортехнадзором России.
<a id="p100102"></a>1.1.8. В соответствии со [статьей 12](https://bukva.ai/docs/zakon-116-fz-1997/statya-12#p100087) Федерального закона от 21.07.97 N 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" <*> по каждому факту возникновения аварии должно проводиться техническое расследование ее причин.

<a id="p100103"></a>

---

<a id="p100104"></a><*> Собрание законодательства Российской Федерации, 1997, N 30, ст. 3588.

<a id="p100105"></a>Расследование аварий должно проводиться в соответствии с ["Положением](https://bukva.ai/docs/postanovlenie-40-1999-gosgortehnadzor-rossii#p100010) о порядке технического расследования причин аварий на опасных производственных объектах" РД 03-293-99, утвержденным Постановлением Госгортехнадзора России от 08.06.99 N 40 и зарегистрированным в Минюсте России 02.07.99, рег. N 1819 <*>.

<a id="p100106"></a>

---

<a id="p100107"></a><*> Бюллетень нормативных актов федеральных органов исполнительной власти, 26.07.1999, N 30.

<a id="p100108"></a>Организации обязаны анализировать причины возникновения инцидентов на указанных объектах, принимать меры по устранению их причин и профилактике.
<a id="p100109"></a>Расследование несчастных случаев на объектах, подконтрольных органам Госгортехнадзора России, должно проводиться в соответствии со [статьями 227](https://bukva.ai/docs/kodeks-197-fz/statya-1#p101395) - [231](https://bukva.ai/docs/kodeks-197-fz/statya-1#p101512) "Трудового кодекса Российской Федерации" <*> с учетом [Постановления](https://bukva.ai/docs/postanovlenie-73-2002-mintrud-rossii-ministerstvo-2) Министерства труда и социального развития Российской Федерации от 24.10.2002 N 73 "Об утверждении форм документов, необходимых для расследования и учета несчастных случаев на производстве и Положения об особенностях расследования несчастных случаев на производстве в отдельных отраслях и организациях" <**>, зарегистрированного в Минюсте России 05.12.2002, рег. N 3999.

<a id="p100110"></a>

---

<a id="p100111"></a><*> Российская газета, N 256, 31.12.2001.
<a id="p100112"></a><**> Бюллетень нормативных актов федеральных органов исполнительной власти, 13.01.2003, N 2, стр. 88 - 123.

<a id="p100113"></a>1.1.9. Организации, эксплуатирующие опасные производственные объекты систем распределения и потребления газа, обязаны зарегистрировать их в государственном реестре в соответствии с ["Правилами](https://bukva.ai/docs/postanovlenie-1371-1998#p100015) регистрации объектов в государственном реестре опасных производственных объектов", утвержденными Постановлением Правительства Российской Федерации от 24.11.98 N 1371 <*>.

<a id="p100114"></a>

---

<a id="p100115"></a><*> Российская газета, 01.12.1998, N 228.


#### <a id="p100116"></a>1.2. Требования к должностным лицам и обслуживающему персоналу


<a id="p100117"></a>1.2.1. Руководители и специалисты, осуществляющие деятельность по проектированию, строительству, монтажу и эксплуатации опасных производственных объектов систем газораспределения и газопотребления, перечисленных в [п. 1.1.4,](#p100076) ведению технического надзора за строительством, монтажом, наладкой и испытаниями оборудования (технических устройств), изготовлению газового оборудования (технических устройств), экспертизе промышленной безопасности, подготовке кадров для опасных производственных объектов, должны пройти аттестацию (проверку знаний требований промышленной безопасности, настоящих Правил и других нормативных правовых актов и нормативно-технических документов, отнесенных к компетенции аттестуемых) в объеме, соответствующем должностным обязанностям и установленной компетенции.
<a id="p100118"></a>Порядок проведения аттестации должен соответствовать ["Положению](https://bukva.ai/docs/postanovlenie-21-2002-gosgortehnadzor-rossii#p100014) о порядке подготовки и аттестации работников организаций, осуществляющих деятельность в области промышленной безопасности опасных производственных объектов, подконтрольных Госгортехнадзору России", утвержденному Постановлением Госгортехнадзора России от 30.04.2002 N 21, зарегистрированным в Минюсте России 31.05.2002, рег. N 3489 <*>.

<a id="p100119"></a>

---

<a id="p100120"></a><*> Российская газета, 18.06.2002, N 107.

<a id="p100121"></a>Рабочие должны пройти обучение и проверку знаний по безопасным методам и приемам выполнения работ в объеме требований инструкций, отнесенных к их трудовым обязанностям.
<a id="p100122"></a>1.2.2. Сварщики перед допуском к сварке газопроводов и специалисты сварочного производства, осуществляющие руководство и технический контроль за проведением сварочных работ, должны быть аттестованы в соответствии с требованиями ["Правил](https://bukva.ai/docs/postanovlenie-63-1998-gosgortehnadzor-rossii-2#p100012) аттестации сварщиков и специалистов сварочного производства" ПБ 03-273-99, утвержденных Постановлением Госгортехнадзора России от 30.10.98 N 63, зарегистрированным в Минюсте России 04.03.99, рег. N 1721 <*>.

<a id="p100123"></a>

---

<a id="p100124"></a><*> Бюллетень нормативных актов федеральных органов исполнительной власти, 22.03.1999, N 11 - 12.

<a id="p100125"></a>Операторы сварочных машин и специалисты сварочного производства по монтажу полиэтиленовых газопроводов должны быть аттестованы в порядке, установленном Госгортехнадзором России.
<a id="p100126"></a>1.2.3. Технический контроль за качеством сварочных работ (сварных соединений), неразрушающими методами контроля при строительстве и монтаже газопроводов, техническом диагностировании газопроводов и технических устройств должен осуществляться лабораториями, аттестованными в установленном порядке.
<a id="p100127"></a>Специалисты неразрушающего контроля должны быть аттестованы в соответствии с требованиями ["Правил](https://bukva.ai/docs/postanovlenie-3-2002-gosgortehnadzor-rossii#p100011) аттестации специалистов неразрушающего контроля" ПБ 03-440-02, утвержденных Постановлением Госгортехнадзора России от 23.01.2002 N 3, зарегистрированным в Минюсте России 17.04.2002, рег. N 3378 <*>.

<a id="p100128"></a>

---

<a id="p100129"></a><*> Российская газета, 29.05.2002, N 94.

<a id="p100130"></a>Специалисты, осуществляющие контроль сварочных работ (сварных соединений) разрушающими методами и контроль за изоляционными работами на газопроводах, должны быть обучены и аттестованы в установленном порядке по программам, согласованным с территориальными органами Госгортехнадзора России.
<a id="p100131"></a>1.2.4. Учебные программы подготовки руководителей и специалистов, а также экзаменационные билеты в соответствии с требованиями ["Положения](https://bukva.ai/docs/postanovlenie-21-2002-gosgortehnadzor-rossii#p100014) о порядке подготовки и аттестации работников организаций, осуществляющих деятельность в области промышленной безопасности опасных производственных объектов, подконтрольных Госгортехнадзору России", утвержденного Постановлением Госгортехнадзора России от 30.04.2002 N 21, зарегистрированным в Минюсте России 31.05.2002, рег. N 3489 <*>, подлежат согласованию с органами Госгортехнадзора России.

<a id="p100132"></a>

---

<a id="p100133"></a><*> Российская газета, 18.06.2002, N 107.

<a id="p100134"></a>1.2.5. К выполнению газоопасных работ допускаются руководители, специалисты и рабочие, обученные технологии проведения газоопасных работ, правилам пользования средствами индивидуальной защиты (противогазами и спасательными поясами), способам оказания первой (доврачебной) помощи, аттестованные и прошедшие проверку знаний в области промышленной безопасности в объеме настоящих Правил.
<a id="p100135"></a>Проверка теоретических знаний может проводиться одновременно с аттестацией и оформлением общего протокола, в котором указывается о наличии допуска к выполнению газоопасных работ.
<a id="p100136"></a>Практические навыки должны отрабатываться на учебных полигонах с действующими газопроводами и газовым оборудованием или на рабочих местах с соблюдением мер безопасности, по программам, согласованным с территориальными органами Госгортехнадзора России.
<a id="p100137"></a>Перед допуском к самостоятельному выполнению газоопасных работ (после проверки знаний) каждый должен пройти стажировку под наблюдением опытного работника в течение первых десяти рабочих смен.
<a id="p100138"></a>Стажировка и допуск к самостоятельному выполнению газоопасных работ оформляются решением по организации.
<a id="p100139"></a>1.2.6. Предаттестационная подготовка может проводиться в аккредитованных организациях, занимающихся подготовкой руководителей и специалистов в области промышленной безопасности, а также в области деятельности, на которую распространяются требования настоящих Правил.
<a id="p100140"></a>Руководители и специалисты со средним (по профилю работы) или высшим техническим образованием могут проходить первичную проверку знаний без дополнительного обучения.
<a id="p100141"></a>Первичное обучение рабочих безопасным методам и приемам труда, в том числе допускаемых к выполнению газоопасных работ, должно проводиться в аккредитованных организациях (подразделениях организаций), занимающихся подготовкой кадров в области деятельности, на которую распространяются требования настоящих Правил.
<a id="p100142"></a>Организации (подразделения организаций), занимающиеся подготовкой кадров в области промышленной безопасности, а также в области деятельности, на которую распространяются требования настоящих Правил, должны располагать в необходимом количестве штатными аттестованными специалистами (преподавателями), учебной и методической базой.
<a id="p100143"></a>1.2.7. Аттестация (проверка знаний в области промышленной безопасности, настоящих Правил и других нормативных правовых актов и нормативно-технических документов, отнесенных к компетенции аттестуемых в соответствии с их должностными обязанностями и установленной компетенцией) должна проводиться аттестационной комиссией организаций с участием представителя органов Госгортехнадзора России.
<a id="p100144"></a>1.2.8. Члены аттестационных комиссий должны проходить аттестацию в центральных или территориальных аттестационных комиссиях Госгортехнадзора России.

##### <a id="p100145"></a>1.2.9 Аттестация проводится периодически в сроки:

<a id="p100146"></a>у руководителей и специалистов - 1 раз в 3 года;
<a id="p100147"></a>у рабочих (проверка знаний безопасных методов труда и приемов выполнения работ) - 1 раз в 12 мес.
<a id="p100148"></a>Проверке знаний рабочих должна предшествовать их дополнительная теоретическая подготовка по программам, разработанным с учетом профиля работ и утвержденным техническим руководителем организации.
<a id="p100149"></a>Лица, ответственные за подготовку кадров, предварительно уведомляют территориальные органы Госгортехнадзора России о времени и месте проведения аттестации в целях обеспечения участия в работе аттестационной комиссии представителя территориальных органов Госгортехнадзора России. Такое уведомление целесообразно подавать не менее чем за 5 дней.
<a id="p100150"></a>Необходимость участия инспектора в комиссии при повторной проверке знаний (аттестации) устанавливает территориальный орган Госгортехнадзора России.
<a id="p100151"></a>1.2.10. Первичная, очередная и внеочередная аттестация (проверка знаний требований промышленной безопасности, настоящих Правил и других нормативных правовых актов и нормативно-технических документов) проводится в соответствии с ["Положением](https://bukva.ai/docs/postanovlenie-21-2002-gosgortehnadzor-rossii#p100014) о порядке подготовки и аттестации работников организаций, осуществляющих деятельность в области промышленной безопасности опасных производственных объектов, подконтрольных Госгортехнадзору России", утвержденным Постановлением Госгортехнадзора России от 30.04.2002 N 21, зарегистрированным в Минюсте России 31.05.2002, рег. N 3489 <*>.

<a id="p100152"></a>

---

<a id="p100153"></a><*> Российская газета, 18.06.2002, N 107.

<a id="p100154"></a>1.2.11. Результаты экзаменов оформляются протоколом с указанием видов работ, которые может выполнять лицо, прошедшее аттестацию (проверку знаний), в том числе в качестве членов аттестационных комиссий.
<a id="p100155"></a>На основании протокола успешной первичной проверки знаний выдается удостоверение за подписью председателя комиссии и представителя органов Госгортехнадзора России.
<a id="p100156"></a>1.2.12. Лица, не сдавшие экзамены, должны в месячный срок пройти повторную проверку знаний.
<a id="p100157"></a>Вопрос о соответствии занимаемой должности лиц, не сдавших экзамены, решается в порядке, установленном трудовым [законодательством](https://bukva.ai/docs/kodeks-197-fz/statya-1#p507).
<a id="p100158"></a>1.2.13. Рабочие при переводе на другую работу, отличающуюся по условиям и характеру требований инструкций, должны пройти обучение в объеме, соответствующем новому рабочему месту, и сдать экзамены.
<a id="p100159"></a>1.2.14. Лицам, допустившим нарушения требований промышленной безопасности, настоящих Правил и других нормативных правовых актов и нормативно-технических документов и инструкций по безопасному ведению работ, может быть назначена внеочередная проверка знаний.
<a id="p100160"></a>1.2.15. Контроль за соблюдением требований промышленной безопасности, настоящих Правил и других нормативных правовых актов и нормативно-технических документов должен осуществляться в соответствии с Положением о производственном контроле, согласованным с территориальным органом Госгортехнадзора России, разработанным с учетом профиля производственного объекта, на основании ["Правил](https://bukva.ai/docs/postanovlenie-263-1999#p100009) организации и осуществления производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на опасном производственном объекте", утвержденных Постановлением Правительства Российской Федерации от 10.03.99 N 263 <*>.

<a id="p100161"></a>

---

<a id="p100162"></a><*> Собрание законодательства Российской Федерации, 15.03.1999, N 11, ст. 1305.

<a id="p100163"></a>1.2.16. Производственный контроль за проектированием и выполнением строительно-монтажных работ должен проводиться в соответствии с требованиями действующих нормативных документов в области проектирования и строительства, согласованных с Госгортехнадзором России.
<a id="p100164"></a>1.2.17. Ответственность за организацию и осуществление производственного контроля несут руководитель организации и лица, на которых решением руководителя организации возложены такие обязанности.
<a id="p100165"></a>1.2.18. В соответствии со [статьей 17](https://bukva.ai/docs/zakon-116-fz-1997/statya-17#p100147) Федерального закона от 21.07.1997 N 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" <*> лица, виновные в нарушении указанного Федерального [закона,](https://bukva.ai/docs/zakon-116-fz-1997/statya-1) несут ответственность в соответствии с законодательством Российской Федерации.

<a id="p100166"></a>

---

<a id="p100167"></a><*> Собрание законодательства Российской Федерации, 1997, N 30, ст. 3588.


### 2. <a id="p100168"></a>ПРОЕКТИРОВАНИЕ



#### <a id="p100169"></a>2.1. Проектирование систем газораспределения и газопотребления


<a id="p100170"></a>2.1.1. Проекты на строительство (реконструкцию) систем газораспределения и газопотребления, их элементов, включая защиту газопроводов от электрохимической коррозии и производство работ, вправе выполнять организации, имеющие специалистов с опытом работы в этой области и нормативно-техническую базу.
<a id="p100171"></a>2.1.2. Проектная документация подлежит экспертизе промышленной безопасности в установленном [порядке](https://bukva.ai/docs/prikaz-538-2013-rostehnadzor-federalnaya#p100026).
<a id="p100172"></a>2.1.3. Проекты систем газораспределения поселений и газопотребления производств должны быть разработаны с учетом требований настоящих Правил, строительных норм и правил и других нормативных документов, согласованных с Госгортехнадзором России.
<a id="p100173"></a>2.1.4. Принятые проектные решения должны позволять обеспечить бесперебойное и безопасное газоснабжение и возможность оперативного отключения потребителей газа.
<a id="p100174"></a>2.1.5. Разработка проектной документации на строительство газопроводов, как правило, должна осуществляться на основании утвержденных в установленном порядке схем газоснабжения поселений.
<a id="p100175"></a>Проектная схема газораспределительной сети и конструкция газопровода должны обеспечивать безопасную и надежную эксплуатацию газопровода в пределах нормативного срока эксплуатации, транспортировку газа с заданными параметрами по давлению и расходу, а также не допускать образование конденсатных закупорок.

##### <a id="p100176"></a>2.1.6 Требования настоящих Правил распространяются на газопроводы и сооружения на них:

<a id="p100177"></a>высокого давления I-а категории свыше 1,2 МПа на территории тепловых электрических станций к газотурбинным и парогазовым установкам;
<a id="p100178"></a>высокого давления I категории свыше 0,6 МПа до 1,2 МПа включительно;
<a id="p100179"></a>высокого давления II категории свыше 0,3 МПа до 0,6 МПа включительно;
<a id="p100180"></a>среднего давления III категории свыше 0,005 МПа до 0,3 МПа включительно;
<a id="p100181"></a>низкого давления IV категории до 0,005 МПа включительно.
<a id="p100182"></a>2.1.7. Предусматриваемые в проектах материалы, газовое оборудование (технические устройства), в том числе импортные, должны быть сертифицированы и иметь разрешение Госгортехнадзора России на их применение в соответствии с требованиями ["Положения](https://bukva.ai/docs/postanovlenie-25-2002-gosgortehnadzor-rossii#p100011) о порядке выдачи разрешений на применение технических устройств на опасных производственных объектах", утвержденного Постановлением Госгортехнадзора России от 14.06.2002 N 25, зарегистрированным в Минюсте России 08.08.2002, рег. N 3673 <*>.

<a id="p100183"></a>

---

<a id="p100184"></a><*> Российская газета, 14.08.2002, N 151.

<a id="p100185"></a>2.1.8. Перечень технических устройств и материалов, подлежащих сертификации и требующих наличия разрешения Госгортехнадзора России на применение, устанавливается в соответствии с законодательством Российской Федерации.
<a id="p100186"></a>2.1.9. Проекты газораспределительных сетей следует выполнять на топографических планах, разработанных в единой государственной или местной системах координат, оформленных и зарегистрированных в установленном порядке.
<a id="p100187"></a>Проекты должны содержать данные геолого-гидрологических изысканий.
<a id="p100188"></a>2.1.10. Проектная документация систем газораспределения и газопотребления до утверждения должна быть согласована заказчиком с газораспределительной организацией на соответствие ее выданным техническим условиям и подлежит повторному согласованию, если в течение 24 мес. не было начато строительство.
<a id="p100189"></a>2.1.11. Технические условия на присоединение к газораспределительной сети выдаются, как правило, газораспределительными организациями.
<a id="p100190"></a>2.1.12. Технические условия должны включать сведения о точке подключения на газораспределительной сети с указанием месторасположения ее в плане, давлении газа в точке подключения, диаметре и материале труб, средствах электрохимической защиты (для стального газопровода), а также данные о коррозионной агрессивности грунтов и наличии источников блуждающих токов.
<a id="p100191"></a>2.1.13. Проектная документация на строительство, реконструкцию и техническое перевооружение объектов газоснабжения подлежит экспертизе промышленной безопасности.

##### <a id="p100192"></a>2.1.14 Экспертизе промышленной безопасности подлежат проекты:

<a id="p100193"></a>схем газоснабжения республик, краев, областей, районов, городских и сельских поселений;
<a id="p100194"></a>газораспределительных газопроводов, в том числе защиты газопроводов от электрохимической коррозии;
<a id="p100195"></a>автоматизации технологических процессов распределения газа в поселениях;
<a id="p100196"></a>систем газопотребления промышленных, сельскохозяйственных и других производств, тепловых электрических станций (ТЭС), районных тепловых станций (РТС), производственных, отопительно-производственных и отопительных котельных, включая системы автоматики безопасности и регулирования процессами горения газа.
<a id="p100197"></a>2.1.15. Экспертизе промышленной безопасности подлежат здания и сооружения на системах газораспределения и газопотребления.
<a id="p100198"></a>2.1.16. Для выполнения работ по экспертизе промышленной безопасности проектов газификации, техническому диагностированию должны привлекаться эксперты, аттестованные в порядке, утвержденном Госгортехнадзором России.
<a id="p100199"></a>Экспертиза промышленной безопасности проектной документации осуществляется в установленном порядке.
<a id="p100200"></a>2.1.17. В соответствии со [статьей 13](https://bukva.ai/docs/zakon-116-fz-1997/statya-13#p100101) Федерального закона от 21.07.97 N 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" <*> заключение экспертизы промышленной безопасности рассматривается и утверждается органами Госгортехнадзора России.

<a id="p100201"></a>

---

<a id="p100202"></a><*> Собрание законодательства Российской Федерации, 28.07.1997, N 30, ст. 3588.


#### <a id="p100203"></a>2.2. Газораспределительные сети


<a id="p100204"></a>2.2.1. Выбор условий прокладки газопровода и расстояния по горизонтали и вертикали от газопровода до сопутствующих инженерных коммуникаций, а также зданий, сооружений, естественных и искусственных преград следует предусматривать с учетом строительных норм и правил, утвержденных федеральным органом исполнительной власти, специально уполномоченным в области строительства, а также других нормативно-технических документов, утвержденных и (или) согласованных с Госгортехнадзором России.
<a id="p100205"></a>2.2.2. В проектах следует предусматривать, как правило, подземную прокладку газопроводов. Наземная и надземная прокладка газопроводов должна осуществляться при соответствующем обосновании.
<a id="p100206"></a>Заглубление газопроводов следует предусматривать не менее 0,8 м до верха трубы.
<a id="p100207"></a>Для стальных газопроводов в местах, где не предусмотрено движение транспорта и сельскохозяйственных машин (межпоселковые газопроводы), - не менее 0,6 м.
<a id="p100208"></a>2.2.3. Допускается наземная и надземная прокладка газопроводов, в том числе внутриплощадочных, совмещенных с другими инженерными коммуникациями, в случаях, когда нет противоречий с другими нормативными документами, утвержденными в установленном порядке.
<a id="p100209"></a>Расстояния между трубопроводами принимаются из условия технологичности и удобства проведения работ при строительстве и эксплуатации.
<a id="p100210"></a>При прокладке газопроводов по стенам зданий и сооружений расстояние (в свету) до ограждающих конструкций должно приниматься не менее половины диаметра газопровода.
<a id="p100211"></a>Отвод земли под газопровод должен иметь ширину, равную поперечному габариту сооружений на подземном газопроводе и наибольшей длине траверсы (ригеля), включая консоли опор, эстакад, переходов.
<a id="p100212"></a>2.2.4. При надземной прокладке не допускается размещение арматуры, разъемных соединений в пределах габаритов автомобильных и пешеходных мостов, а также над железнодорожными и автомобильными дорогами.
<a id="p100213"></a>Устройство компенсаторов за счет углов поворота трассы газопроводов в пределах габаритов автомобильных и железнодорожных дорог допускается при обосновании их безопасности.
<a id="p100214"></a>2.2.5. Расчеты конструкций газопроводов на прочность и устойчивость, а также гидравлический расчет газопроводов должны производиться по соответствующим методическим документам, утвержденным в установленном порядке.
<a id="p100215"></a>2.2.6. Расчет газопроводов должен производиться на сочетание нагрузок, действующих на газопровод, по времени действия, направлению, а также на нагрузки, вызванные грунтовыми и природными условиями (пучение, просадки, сейсмические воздействия, подработка территорий и др.).
<a id="p100216"></a>При расчете нагрузок, действующих на газопровод, следует учитывать собственную массу трубы и арматуры, предварительное напряженное состояние газопроводов, температурные перепады, возможное воздействие дополнительных нагрузок при оползневых и паводковых явлениях.
<a id="p100217"></a>2.2.7. Для надземных газопроводов при наличии вибрационных нагрузок или расположенных в сейсмических районах следует предусматривать крепления, обеспечивающие их перемещение и не допускающие сброса газопровода с опор.
<a id="p100218"></a>2.2.8. При надземной прокладке газопроводов следует предусматривать стандартные подвижные и неподвижные опорные части или выполненные по типовым или отдельным проектам.
<a id="p100219"></a>Пролет между опорами следует определять с учетом деформаций опор, вызываемых природными воздействиями. При прогнозируемых деформациях грунта конструкция опоры, как правило, должна предусматривать возможность восстановления проектного положения газопровода.
<a id="p100220"></a>2.2.9. Надземные газопроводы должны прокладываться на опорах, эстакадах, переходах, выполненных из негорючих материалов.
<a id="p100221"></a>Шаг опор газопровода следует определять с учетом нагрузок от газопроводов, воздействия грунтов на опоры, а также природных воздействий. Высота прокладки должна приниматься в соответствии со строительными нормами и правилами.
<a id="p100222"></a>2.2.10. Участки надземного газопровода между неподвижными опорами следует рассчитывать с учетом воздействий на них изменений температуры стенки трубы, давления. Для компенсации этих воздействий следует использовать самокомпенсацию газопроводов за счет углов поворотов трассы или компенсаторов заводского изготовления (линзовые, сильфонные).
<a id="p100223"></a>2.2.11. При выборе материалов труб, арматуры, соединительных деталей и изделий для газопроводов и технических устройств для систем газопотребления следует руководствоваться утвержденной номенклатурой с учетом давления, расчетных температур и других условий.
<a id="p100224"></a>2.2.12. 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.
<a id="p100225"></a>Толщину стенок труб для подводных переходов следует принимать на 2 мм больше расчетной, но не менее 5 мм, на переходах через железные дороги общей сети - на 3 мм больше расчетной, но не менее 5 мм.
<a id="p100226"></a>Стальные трубы должны содержать углерода не более 0,25%, серы - 0,056%, фосфора - 0,046%.
<a id="p100227"></a>Величина эквивалента углерода для углеродистых и низколегированных сталей не должна превышать 0,46%.
<a id="p100228"></a>2.2.13. Требования к материалу труб из полиэтилена, маркировке и к методам испытаний полиэтиленовых труб для газопроводов должны соответствовать государственным стандартам.
<a id="p100229"></a>Использование вторичного полиэтилена для изготовления газовых труб не допускается.
<a id="p100230"></a>2.2.14. Полиэтиленовые трубы, используемые при строительстве газопроводов, должны быть изготовлены из полиэтилена с минимальной длительной прочностью (MRS) не менее 8,0 МПа.
<a id="p100231"></a>При строительстве полиэтиленовых газопроводов можно использовать трубы и соединительные детали, имеющие различное значение MRS.

##### <a id="p100232"></a>2.2.15 Прокладка подземных газопроводов из полиэтиленовых труб допускается:

<a id="p100233"></a>на территории поселений давлением до 0,3 МПа;
<a id="p100234"></a>вне территории поселений (межпоселковые) давлением до 0,6 МПа.
<a id="p100235"></a>Коэффициент запаса прочности должен приниматься не менее 2,5.
<a id="p100236"></a>2.2.16. Допускается предусматривать прокладку подземных газопроводов из полиэтиленовых труб давлением свыше 0,3 МПа до 0,6 МПа на территории поселений с одно-двухэтажной и коттеджной застройкой с коэффициентом запаса прочности не менее 2,8.
<a id="p100237"></a>Для поселений численностью до 200 жителей допускается прокладка подземных газопроводов из полиэтиленовых труб давлением до 0,6 МПа с коэффициентом запаса прочности не менее 2,5.

##### <a id="p100238"></a>2.2.17 Не допускается прокладка газопроводов из полиэтиленовых труб:

<a id="p100239"></a>при возможном снижении температуры стенки трубы в процессе эксплуатации ниже минус 15 град. С;
<a id="p100240"></a>для транспортировки газов, содержащих ароматические и хлорированные углеводороды, а также жидкой фазы сжиженных углеводородных газов;
<a id="p100241"></a>в районах с сейсмичностью свыше 7 баллов на территории поселений из труб с коэффициентом запаса прочности ниже 2,8 мерной длины без 100% контроля ультразвуковым методом сварных стыковых соединений;
<a id="p100242"></a>надземно, наземно, внутри зданий, а также в тоннелях, коллекторах и каналах;
<a id="p100243"></a>на переходах через искусственные и естественные преграды (через железные дороги общей сети и автомобильные дороги I - III категории, под скоростными дорогами, магистральными улицами и дорогами общегородского значения, а также через водные преграды шириной более 25 м при меженном горизонте и болота III типа с коэффициентом запаса прочности ниже 2,8 и при значении отношения номинального наружного диаметра трубы к номинальной толщине стенки трубы (SDR) более 11.
<a id="p100244"></a>2.2.18. На пересечении подземных газопроводов с другими коммуникациями должны быть предусмотрены защитные меры, исключающие проникновение и движение газа вдоль коммуникаций.
<a id="p100245"></a>2.2.19. Надземные газопроводы при пересечении высоковольтных линий электропередачи должны иметь защитные устройства, предотвращающие падение на газопровод электропроводов в случае их обрыва.
<a id="p100246"></a>Сопротивление заземления газопровода и его защитного устройства должно быть не более 10 Ом.
<a id="p100247"></a>2.2.20. Расстояния между газопроводом и электропроводами в местах пересечения и при параллельной прокладке должны приниматься в соответствии с правилами устройства электроустановок.
<a id="p100248"></a>2.2.21. Газопроводы при прокладке через стены должны выполняться в стальных футлярах. Внутренний диаметр футляра должен определяться исходя из возможных деформаций зданий и сооружений, но быть не менее чем на 10 мм больше диаметра газопровода. Зазоры между газопроводом и футляром должны уплотняться эластичным материалом.
<a id="p100249"></a>2.2.22. Колодцы для размещения запорной арматуры и компенсаторов должны иметь габариты, обеспечивающие их монтаж и эксплуатацию.
<a id="p100250"></a>Конструкция колодцев должна быть водостойкой по отношению грунтовых вод.


#### <a id="p100251"></a>2.3. Защита наружных газопроводов от электрохимической коррозии


<a id="p100252"></a>2.3.1. В техническом задании на проектирование подземного стального газопровода должен быть включен раздел по его защите от электрохимической коррозии.
<a id="p100253"></a>2.3.2. Объем и содержание проектно-сметной документации по защите газопроводов от электрохимической коррозии определяются на стадии проектирования газопроводов.
<a id="p100254"></a>2.3.3. Защита от электрохимической коррозии подземных стальных газопроводов, стальных вставок на полиэтиленовых газопроводах, футляров, проложенных открытым способом, должна осуществляться защитными изоляционными покрытиями весьма усиленного типа, а в грунтах высокой коррозионной агрессивности или при опасном действии блуждающих токов дополнительно средствами электрохимической защиты (ЭХЗ).
<a id="p100255"></a>2.3.4. Для стальных вставок длиной не более 10 м на линейной части полиэтиленовых газопроводов и участков соединения полиэтиленовых газопроводов со стальными вводами в здания (непосредственно перед зданием и при наличии электроизолирующих вставок на вводах) допускается ЭХЗ не предусматривать.
<a id="p100256"></a>Засыпка траншеи в этом случае по всей протяженности и глубине должна быть песчаной.
<a id="p100257"></a>2.3.5. Разработка проекта защиты от электрохимической коррозии (ЭХЗ) должна производиться на основании технического задания заказчика, согласованного с эксплуатирующей (газораспределительной) организацией.
<a id="p100258"></a>2.3.6. Проект защиты от электрохимической коррозии должен быть выполнен с учетом наиболее рациональных технико-экономических решений.
<a id="p100259"></a>2.3.7. Проектная организация обязана установить авторский надзор за реализацией проекта защиты в процессе строительства и по результатам надзора выполнять корректировку проектных решений (при необходимости) до ввода газопровода в эксплуатацию.
<a id="p100260"></a>2.3.8. Установка контрольно-измерительных пунктов на газопроводах в городских и сельских поселениях должна предусматриваться с интервалом не более 200 м, вне территории городских и сельских поселений - не более 500 м.
<a id="p100261"></a>2.3.9. Надземные газопроводы должны быть окрашены в желтый цвет двумя слоями краски, лака или эмали, предназначенных для наружных работ, при расчетной температуре наружного воздуха в районе строительства.
<a id="p100262"></a>Наружные газопроводы, проложенные по фасадам зданий, могут окрашиваться под цвет ограждающих конструкций здания.


#### <a id="p100263"></a>2.4. Запорная, регулирующая арматура, предохранительные устройства


<a id="p100264"></a>2.4.1. Газопроводы для обеспечения безопасной эксплуатации оснащаются запорной и регулирующей арматурой, предохранительными устройствами, средствами защиты, автоматизации, блокировок и измерения.
<a id="p100265"></a>Перед горелками газоиспользующих установок должна предусматриваться установка автоматических быстродействующих запорных клапанов (ПЗК) с герметичностью затвора класса А в соответствии с государственным стандартом и временем закрытия до 1 сек.
<a id="p100266"></a>Прекращение подачи электроэнергии от внешнего источника должно вызывать закрытие клапана без дополнительного подвода энергии от других внешних источников.
<a id="p100267"></a>2.4.2. На трубопроводах безопасности должна предусматриваться установка автоматических быстродействующих запорных клапанов типа "НО" с временем открытия до 1 сек.
<a id="p100268"></a>Прекращение подачи электроэнергии от внешнего источника должно вызывать открытие клапана без дополнительного подвода энергии от других внешних источников.
<a id="p100269"></a>2.4.3. Количество и места размещения запорной и регулирующей арматуры, предохранительных устройств, средств защиты, автоматизации, блокировок и измерения должны быть предусмотрены проектной организацией с учетом обеспечения безопасной эксплуатации газоиспользующего оборудования в период его работы без вмешательства обслуживающего персонала, а также удобного обслуживания и ремонта газопроводов и газового оборудования (технических устройств) в соответствии с настоящими Правилами.
<a id="p100270"></a>2.4.4. Запорная арматура на наружных газопроводах может устанавливаться в колодцах или без них (в киосках).
<a id="p100271"></a>Допускается размещать запорную арматуру в грунте, если это предусмотрено конструкцией изделия.
<a id="p100272"></a>2.4.5. Конструкция запорной, регулирующей арматуры, предохранительных устройств, приборов защиты электрических цепей, автоматики безопасности, блокировок и измерений должна соответствовать требованиям нормативно-технической документации, согласованной с Госгортехнадзором России.
<a id="p100273"></a>2.4.6. Конструкция запорной, регулирующей арматуры и предохранительных устройств должна обеспечивать герметичность затвора не менее класса В, стойкость к транспортируемой среде в течение срока службы, установленного изготовителем.
<a id="p100274"></a>2.4.7. Запорная и регулирующая арматура должна быть предназначена для газовой среды. Разрешается применение запорной арматуры, предназначенной для другой среды, при условии герметичности ее затвора не ниже арматуры, предназначенной для газовой среды.
<a id="p100275"></a>2.4.8. Материал арматуры следует принимать исходя из климатических условий и рабочего давления газа.
<a id="p100276"></a>2.4.9. В качестве отключающих устройств на полиэтиленовых газопроводах используется полиэтиленовая или металлическая арматура.

##### <a id="p100277"></a>2.4.10 Арматура должна иметь маркировку на корпусе, в которой указывается:

<a id="p100278"></a>наименование или товарный знак предприятия-изготовителя;
<a id="p100279"></a>условный проход;
<a id="p100280"></a>условное или рабочее давление и температура среды;
<a id="p100281"></a>направление потока среды.
<a id="p100282"></a>Арматура должна поставляться с инструкцией по эксплуатации.
<a id="p100283"></a>2.4.11. Арматура диаметром 100 мм и выше должна поставляться с паспортом установленной формы, где указываются изготовитель, номер изделия, сведения о герметичности, результаты контроля.
<a id="p100284"></a>На арматуру диаметром до 100 мм допускается оформление паспорта на партию в количестве не более 50 единиц.
<a id="p100285"></a>2.4.12. Сильфонные (цельнометаллические) компенсаторы допускается предусматривать на газопроводах для компенсации воздействий от изменений температурных и других перемещений, а также для снижения вибрационных нагрузок на газопроводах при условии их равнопрочности.
<a id="p100286"></a>2.4.13. Линзовые компенсаторы допускается предусматривать на газопроводах давлением до 0,6 МПа включительно для компенсации продольных деформаций, вызванных изменением температуры.
<a id="p100287"></a>Применение П-образных компенсаторов не нормируется, сальниковых компенсаторов - не допускается.
<a id="p100288"></a>2.4.14. На маховиках арматуры должно быть обозначено направление вращения при открытии и закрытии арматуры.
<a id="p100289"></a>Запорная арматура с приводом должна поставляться с инструкцией по эксплуатации.
<a id="p100290"></a>2.4.15. Запорная арматура, устанавливаемая вне помещений, должна иметь электропривод в исполнении, соответствующем интервалу температур наружного воздуха, указанному в технических паспортах на электроприводы, а также должна быть защищена от атмосферных осадков.
<a id="p100291"></a>2.4.16. Устанавливаемая на газопроводах арматура должна быть легкодоступна для управления, обслуживания и ремонта.
<a id="p100292"></a>2.4.17. Арматуру следует располагать на участках газопроводов с минимальными значениями изгибающих и крутящих напряжений.
<a id="p100293"></a>Арматуру массой более 500 кг следует располагать на горизонтальных участках газопроводов, предусматривая для нее специальные опоры или подвески.
<a id="p100294"></a>2.4.18. Для удобства установки заглушек на стальных газопроводах в проекте должны предусматриваться разъемные соединения для установки поворотной или листовой заглушки с приспособлением для разжима фланцев и токопроводящей перемычкой.
<a id="p100295"></a>Заглушки должны быть рассчитаны на максимальное допустимое давление в газопроводе и иметь хвостовик, выступающий за пределы фланцев с клеймением (давление, диаметр).

##### <a id="p100296"></a>2.4.19 Конструкция регуляторов давления газа должна обеспечивать:

<a id="p100297"></a>зону пропорциональности, не превышающую +/- 20% верхнего предела настройки выходного давления для комбинированных регуляторов и регуляторов баллонных установок и +/- 10% для всех других регуляторов;
<a id="p100298"></a>зону нечувствительности не более 2,5% верхнего предела настройки выходного давления;
<a id="p100299"></a>постоянную времени (время переходного процесса регулирования при резких изменениях расхода газа или входного давления), не превышающую 60 с.
<a id="p100300"></a>2.4.20. Относительная нерегулируемая протечка газа через закрытые клапаны двухседельных регуляторов допускается не более 0,1% номинального расхода; для односедельного клапана герметичность затворов должна соответствовать классу А по государственному стандарту.
<a id="p100301"></a>Допустимая нерегулируемая протечка газа при применении в качестве регулирующих устройств поворотных заслонок не должна превышать 1% пропускной способности.
<a id="p100302"></a>2.4.21. Точность срабатывания предохранительных запорных клапанов (ПЗК) должна составлять +/- 5% заданных величин контролируемого давления для ПЗК, устанавливаемых в ГРП, и +/- 10% для ПЗК в шкафных ГРП, ГРУ и комбинированных регуляторах.
<a id="p100303"></a>2.4.22. Предохранительные сбросные клапаны (ПСК) должны обеспечивать открытие при превышении установленного максимального рабочего давления не более чем на 15%.
<a id="p100304"></a>Давление, при котором происходит полное закрытие клапана, устанавливается соответствующим стандартом или техническими условиями на изготовление клапанов.
<a id="p100305"></a>Пружинные ПСК должны быть снабжены устройством для их принудительного открытия.
<a id="p100306"></a>На газопроводах низкого давления допускается установка ПСК без приспособления для принудительного открытия.
<a id="p100307"></a>2.4.23. Допустимое падение давления газа на фильтре устанавливается заводом-изготовителем. Фильтры должны иметь штуцера для присоединения к ним дифманометров или других устройств для определения перепада давления на фильтре.


#### <a id="p100308"></a>2.5. Газорегуляторные пункты и установки


<a id="p100309"></a>2.5.1. Для снижения давления газа и поддержания его в заданных параметрах в газораспределительных сетях следует предусматривать газорегуляторные пункты (ГРП), в том числе блочные (ГРПБ), шкафные регуляторные пункты (ШРП) и газорегуляторные установки (ГРУ).
<a id="p100310"></a>2.5.2. ГРП, ГРПБ и ШРП следует располагать в соответствии со строительными нормами и правилами.
<a id="p100311"></a>2.5.3. Предусматривать ГРП встроенными и пристроенными к жилым, общественным, административным и бытовым зданиям (кроме зданий производственного характера), а также размещать их в подвальных и цокольных помещениях зданий не допускается.
<a id="p100312"></a>2.5.4. Здания ГРП должны относиться к I - II степени огнестойкости класса С0, быть одноэтажными, бесподвальными с совмещенной кровлей.
<a id="p100313"></a>Допускается размещение ГРП встроенными в одноэтажные газифицируемые производственные здания, котельные, пристроенными к газифицируемым производственным зданиям, бытовым зданиям производственного назначения, на покрытиях газифицируемых производственных зданий I - II степени огнестойкости класса С0, с негорючим утеплителем и на открытых огражденных площадках, а также в контейнерах ГРПБ.
<a id="p100314"></a>ГРПБ следует располагать отдельно стоящими. Конструкция контейнеров ГРПБ, как правило, должна состоять из трехслойных ограждающих конструкций (двух слоев металла и утеплителя из негорючих материалов).
<a id="p100315"></a>Здания, к которым допускается пристраивать и встраивать ГРП, должны быть не ниже II степени огнестойкости класса С0 с помещениями категорий Г и Д. Строительные конструкции зданий (в пределах примыкания) ГРП должны быть противопожарными I типа, газонепроницаемыми.
<a id="p100316"></a>Здания ГРП и ГРПБ должны иметь покрытие (совмещенную кровлю) легкой конструкции массой не более 70 кг/м2 (при условии уборки снега в зимний период).
<a id="p100317"></a>Применение покрытий из конструкций массой более 70 кг/м2 допускается при устройстве оконных проемов, световых фонарей или легкосбрасываемых панелей общей площадью не менее 500 см2 на 1 м3 внутреннего объема помещения.
<a id="p100318"></a>2.5.5. Помещения, в которых расположены газорегуляторные установки (ГРУ), а также отдельно стоящие и пристроенные ГРП и ГРПБ, должны отвечать требованиям для помещений категории А.
<a id="p100319"></a>Материал полов, устройство окон и дверей помещений регуляторных залов должны исключать образование искр.
<a id="p100320"></a>2.5.6. Стены и перегородки, отделяющие помещения категории А от других помещений, следует предусматривать противопожарными I типа, газонепроницаемыми, они должны опираться на фундамент. Швы стен и фундаментов всех помещений ГРП должны быть перевязаны. Разделяющие стены из кирпича следует оштукатуривать с двух сторон.
<a id="p100321"></a>2.5.7. Вспомогательные помещения должны иметь самостоятельный выход наружу из здания, не связанный с технологическим помещением.
<a id="p100322"></a>Двери ГРП и ГРПБ следует предусматривать противопожарными, открывающимися наружу.
<a id="p100323"></a>2.5.8. Устройство дымовых и вентиляционных каналов в разделяющих стенах (внутренних перегородках), а также в стенах здания, к которым пристраивается (в пределах примыкания) ГРП, не допускается.
<a id="p100324"></a>2.5.9. Необходимость отопления помещения ГРП следует определять в зависимости от климатических условий.
<a id="p100325"></a>Максимальная температура теплоносителя не должна превышать 130 град. С.
<a id="p100326"></a>При устройстве автономного отопления отопительный аппарат следует размещать в изолированном помещении, имеющем самостоятельный выход.
<a id="p100327"></a>Трубы подводки газа и системы отопления, а также другие коммуникации при проходе через стену регуляторного зала ГРП (ГРПБ) должны иметь уплотнения, исключающие проникновение газа.
<a id="p100328"></a>Допускается отапливать помещения ГРП электрическими приборами, размещаемыми непосредственно в этих помещениях, при условии выполнения их во взрывобезопасном исполнении.
<a id="p100329"></a>2.5.10. В помещениях ГРП следует предусматривать естественное и (или) искусственное освещение и естественную постоянно действующую вентиляцию, обеспечивающую не менее трехкратного воздухообмена в 1 час.
<a id="p100330"></a>Для помещений объемом более 200 м3 воздухообмен производится по расчету, но не менее однократного воздухообмена в 1 час.
<a id="p100331"></a>2.5.11. Размещение оборудования, газопроводов, арматуры и приборов должно обеспечивать их удобное обслуживание и ремонт.
<a id="p100332"></a>Ширина основного прохода в помещениях должна составлять не менее 0,8 м.
<a id="p100333"></a>2.5.12. В ГРП, ГРПБ, ШРП, ГРУ следует предусматривать, как правило, установку: фильтра, предохранительного запорного клапана (ПЗК), регулятора давления газа, предохранительного сбросного клапана (ПСК), запорной арматуры, контрольно-измерительных приборов (КИП), приборов учета расхода газа (при необходимости), а также устройство обводного газопровода (байпаса) с установкой последовательно двух отключающих устройств и продувочного трубопровода между ними на случай ремонта оборудования.
<a id="p100334"></a>Второе по ходу газа отключающее устройство должно обеспечивать его плавное регулирование.
<a id="p100335"></a>Допускается не предусматривать установку ПЗК в ГРП промышленных предприятий, если по условиям производства не допускаются перерывы в подаче газа, при условии расчета газопровода из ГРП на прочность по входному давлению.
<a id="p100336"></a>В этих случаях должна быть предусмотрена сигнализация о повышении или понижении давления газа сверх допустимых пределов.
<a id="p100337"></a>Устройство байпаса при подаче газа на установки, рассчитанные на работу только в автоматическом режиме и допускающие перерывы в газопотреблении, а также в ШРП, при газоснабжении индивидуальных домов допускается не предусматривать.
<a id="p100338"></a>2.5.13. Установку ПЗК следует предусматривать перед регулятором давления.
<a id="p100339"></a>ПЗК должен обеспечивать защиту газового оборудования и газоиспользующих установок поселений и отдельных потребителей от превышения давления за регулятором выше нормативной величины.
<a id="p100340"></a>Установку ПСК необходимо предусматривать за регулятором давления, а при наличии расходомера - после расходомера.
<a id="p100341"></a>ПСК должен обеспечивать сброс газа в атмосферу, исходя из условий кратковременного повышения давления, не влияющего на промышленную безопасность и нормальную работу газового оборудования потребителей.
<a id="p100342"></a>Расчет пропускной способности ПСК должен производиться по нормам, утвержденным в установленном порядке.
<a id="p100343"></a>Перед ПСК следует предусматривать отключающие устройства, которые должны быть опломбированы в открытом положении.
<a id="p100344"></a>2.5.14. Выбор регулятора давления следует производить по максимальному расчетному расходу газа потребителями и требуемому перепаду давления. Пропускную способность регулятора давления следует принимать на 15 - 20% больше максимального расчетного расхода газа, а выходное давление - в пределах не более 10% от номинального.
<a id="p100345"></a>2.5.15. В ГРП следует предусматривать продувочные и сбросные трубопроводы, которые выводятся наружу в места, обеспечивающие безопасные условия для рассеивания газа, но не менее чем на 1 м выше карниза или парапета здания.
<a id="p100346"></a>Для ШРП пропускной способностью до 400 м3/час газа допускается предусматривать вывод сбросного газопровода от ПСК за заднюю стенку шкафа и осуществлять продувку газопроводов до и после регулятора через предусмотренные штуцера с отключающими устройствами при помощи шлангов, выведенных в безопасное место.
<a id="p100347"></a>2.5.16. Фильтрующие материалы, используемые в фильтрах для очистки газа от механических примесей, не должны образовывать с газом химических соединений и разрушаться от его воздействия.

##### <a id="p100348"></a>2.5.17 Класс точности манометров должен быть не ниже 1,5.

<a id="p100349"></a>2.5.18. Перед каждым манометром должна быть предусмотрена установка трехходового крана или аналогичного устройства для проверки и отключения манометра.
<a id="p100350"></a>2.5.19. В ГРП могут быть установлены телефоны в технологических помещениях во взрывозащищенном исполнении или в обыкновенном исполнении снаружи здания. Допускается использование обслуживающим персоналом сотовых телефонов.
<a id="p100351"></a>2.5.20. Допускается размещение ГРУ непосредственно у газоиспользующей установки.

##### <a id="p100352"></a>2.5.21 Не допускается размещать ГРУ в помещениях категорий А и Б.

<a id="p100353"></a>2.5.22. При внутреннем объеме здания ГРП более 500 м3 следует предусматривать внутреннее пожаротушение.
<a id="p100354"></a>2.5.23. Категория электроприемников ГРП (ГРПБ) должна отвечать требованиям правил устройства электроустановок.
<a id="p100355"></a>2.5.24. Электрооборудование должно быть во взрывозащищенном исполнении.
<a id="p100356"></a>2.5.25. В ГРП (ГРПБ) должно быть предусмотрено рабочее и аварийное освещение.
<a id="p100357"></a>2.5.26. Молниезащита зданий ГРП (ГРПБ), а также ШРП должна предусматриваться в соответствии с действующими нормативными документами.
<a id="p100358"></a>2.5.27. Оборудование ШРП следует размещать в металлическом шкафу, имеющем надежные запоры. Необходимость отопления шкафа решается исходя из климатических условий площадки строительства и данных заводов-изготовителей на оборудование ШРП.
<a id="p100359"></a>2.5.28. Система обогрева ШРП должна обеспечивать требования промышленной безопасности и нормальную работу оборудования.


#### <a id="p100360"></a>2.6. Автоматизированная система управления технологическими процессами распределения газа (АСУ ТП РГ)


<a id="p100361"></a>2.6.1. Газораспределительные сети городских поселений с населением свыше 100 тысяч человек должны иметь автоматизированную систему управления технологическим процессом распределения газа. АСУ ТП РГ должна предусматриваться при проектировании, реконструкции и техническом перевооружении газораспределительных сетей и должна обеспечивать:
<a id="p100362"></a>мониторинг режима работы технологического оборудования;
<a id="p100363"></a>безопасность и охрану производственных объектов;
<a id="p100364"></a>анализ и оптимальное управление режимами распределения газа;
<a id="p100365"></a>формирование информации для оперативного персонала аварийно-диспетчерских служб при локализации аварийных ситуаций на участках газораспределительной сети;
<a id="p100366"></a>учет газа;
<a id="p100367"></a>защиту информации от несанкционированного доступа;
<a id="p100368"></a>возможность наращивания функциональных задач.
<a id="p100369"></a>2.6.2. Для размещения технических средств АСУ ТП РГ допускается использовать наружные аппаратные киоски, а также приспособленные помещения производственных зданий. Аппаратные помещения должны отвечать требованиям, предъявляемым к помещениям КИП в ГРП.
<a id="p100370"></a>2.6.3. Пункты управления рекомендуется оборудовать диспетчерскими телефонными станциями, внутренней сигнализацией и аппаратурой для звукозаписи телефонных сообщений. Допускается их размещение в помещениях аварийно-диспетчерских служб (АДС).


#### <a id="p100371"></a>2.7. Газопотребляющие системы


<a id="p100372"></a>2.7.1. Газовое оборудование зданий непроизводственного назначения следует предусматривать с отводом продуктов сгорания в атмосферу и с постоянно действующей приточно-вытяжной вентиляцией, с кратностью обмена воздуха, определяемой расчетом, но не менее 3-кратного воздухообмена в час в рабочее и однократного в нерабочее время.
<a id="p100373"></a>2.7.2. Для теплоснабжения таких зданий допускается предусматривать установку отопительного газового оборудования тепловой мощностью до 360 кВт во встроенных или пристроенных помещениях.

##### <a id="p100374"></a>2.7.3 Помещение, предназначенное для установки отопительного газового оборудования, должно иметь:

<a id="p100375"></a>высоту не менее 2,5 м;
<a id="p100376"></a>естественную вентиляцию, при этом размеры вытяжных и приточных устройств определяются расчетом;
<a id="p100377"></a>оконные проемы с площадью остекления из расчета 0,03 м2 на 1 м3 объема помещения и ограждающие от смежных помещений конструкции с пределом огнестойкости не менее REI 45.
<a id="p100378"></a>2.7.4. Для сезонного отопления помещений допускается предусматривать оборудование конвективного и радиационного действия (камины, калориферы, термоблоки) заводского изготовления с отводом продуктов сгорания.
<a id="p100379"></a>2.7.5. Установку отопительного газового оборудования суммарной тепловой мощностью свыше 360 кВт следует предусматривать в соответствии с требованиями, предъявляемыми к котельным.
<a id="p100380"></a>2.7.6. Для отопления зданий и помещений разрешается применять горелки инфракрасного излучения в соответствии с нормативными требованиями и областью их применения.
<a id="p100381"></a>2.7.7. Прокладку газопроводов следует предусматривать, как правило, открытой. При скрытой прокладке должен быть обеспечен доступ к газопроводу.
<a id="p100382"></a>В местах пересечения строительных конструкций зданий газопроводы следует прокладывать в футлярах.
<a id="p100383"></a>При прокладке газопроводов в полах монолитной конструкции на вводах и выпусках следует предусматривать футляры, выступающие над полом не менее чем на 30 мм.
<a id="p100384"></a>2.7.8. Прокладку газопроводов в местах прохода людей следует предусматривать на высоте не менее 2 м.
<a id="p100385"></a>2.7.9. Разрешается открытая транзитная прокладка газопроводов без разъемных соединений, в обоснованных случаях - через помещения общественного назначения, встроенные в существующие здания, производственные помещения зданий, при условии круглосуточного доступа в них обслуживающего персонала.
<a id="p100386"></a>2.7.10. Внутренние газопроводы следует выполнять из металлических труб, как правило, на сварке. Присоединение к газопроводам газового оборудования, КИП, газогорелочных устройств переносного, передвижного и временного газового оборудования разрешается предусматривать гибкими рукавами, предназначенными для этих целей с учетом стойкости их к транспортируемому газу, давлению и температуре.
<a id="p100387"></a>2.7.11. Соединения труб должны быть неразъемными. Разъемные соединения разрешается предусматривать в местах присоединения газового оборудования, газоиспользующих установок, арматуры и КИП, а также на газопроводах обвязки газового оборудования и газоиспользующих установок, если это предусмотрено документацией завода-изготовителя.
<a id="p100388"></a>2.7.12. Уплотняющие материалы разъемных соединений должны обеспечивать их герметичность во всех режимах эксплуатации газопровода.

##### <a id="p100389"></a>2.7.13 Установку отключающих устройств на газопроводах следует предусматривать:

<a id="p100390"></a>на вводе газопровода внутри помещения;
<a id="p100391"></a>перед промышленными газовыми счетчиками (если для отключения счетчика невозможно использовать отключающее устройство на вводе);
<a id="p100392"></a>на ответвлениях к газовому оборудованию, газоиспользующим установкам и КИП;
<a id="p100393"></a>перед промышленными и запально-защитными горелками газоиспользующих установок согласно государственным стандартам;
<a id="p100394"></a>на продувочных газопроводах;
<a id="p100395"></a>на вводе газопровода в котельную или производственное здание внутри помещения при размещении ГРУ или газового счетчика на расстоянии более 10 м от места ввода.
<a id="p100396"></a>Установка отключающих устройств на газопроводах при их скрытой и транзитной прокладке не допускается.
<a id="p100397"></a>2.7.14. Вентиляция газифицируемых помещений зданий должна соответствовать требованиям строительных норм и правил по технологии размещенных в них производств.
<a id="p100398"></a>2.7.15. Расстояния в свету между газопроводом и сооружениями связи и проводного вещания следует принимать в соответствии с действующими правилами.
<a id="p100399"></a>2.7.16. Расстояния в свету между газопроводом и сооружениями электроснабжения и при их пересечении следует принимать в соответствии с правилами устройства электроустановок.
<a id="p100400"></a>2.7.17. При переводе существующих теплогенерирующих установок с твердого или жидкого топлива на газообразное в проекте производится расчет объемной плотности теплового потока, определяется достаточность сечения дымоходов и вентиляции, а также производительность и давление дымососов и дутьевых вентиляторов.
<a id="p100401"></a>2.7.18. Расстояние от газовых горелок до ограждающих конструкций зданий должно быть не менее 1 м.


### 3. <a id="p100402"></a>СТРОИТЕЛЬСТВО



#### <a id="p100403"></a>3.1. Строительство газораспределительных систем, организация проведения строительно-монтажных работ


<a id="p100404"></a>3.1.1. На стадии строительства должны обеспечиваться соблюдение технологии производства строительно-монтажных работ, выполнение технических решений, предусмотренных проектной документацией на строительство газопровода, а также использование соответствующих материалов и изделий.
<a id="p100405"></a>3.1.2. При обнаружении в процессе строительства газопровода несоответствия расположения инженерных коммуникаций, принятых в проекте по данным топографических планов, а также несоответствия фактических геолого-гидрологических данных на объекте строительства данным инженерных изысканий ведение работ по строительству газопровода согласовывается с проектной организацией.
<a id="p100406"></a>3.1.3. Изменения в проекте согласовываются с проектной, газораспределительной (эксплуатационной) организациями и территориальным органом Госгортехнадзора России, утвердившим экспертное заключение по проекту.
<a id="p100407"></a>3.1.4. Строительство систем газораспределения и газопотребления должно выполняться по утвержденным проектам.
<a id="p100408"></a>За качеством строительства заказчиком организуется технический надзор.
<a id="p100409"></a>3.1.5. Строительство наружных (в том числе межпоселковых) газопроводов вправе осуществлять организации, специализирующиеся в области строительства инженерных систем (коммуникаций) и трубопроводного транспорта, имеющие аттестованных монтажников, сварщиков, специалистов сварочного производства, соответствующую производственную базу и аттестованную лабораторию контроля качества сварочно-монтажных и изоляционных работ в порядке, установленном Госгортехнадзором России.
<a id="p100410"></a>Допускается привлечение лаборатории контроля качества сварочно-монтажных и изоляционных работ, аттестованной и аккредитованной в порядке, установленном Госгортехнадзором России.
<a id="p100411"></a>3.1.6. Утвержденная и согласованная проектная документация до начала строительства, реконструкции и технического перевооружения систем газораспределения и газопотребления, а также заключение экспертизы промышленной безопасности представляется в территориальный орган Госгортехнадзора России.
<a id="p100412"></a>Заключения экспертизы промышленной безопасности рассматриваются и утверждаются территориальным органом Госгортехнадзора России в установленном [порядке](https://bukva.ai/docs/prikaz-436-2012-rostehnadzor-federalnaya#p100009) на:
<a id="p100413"></a>городские наружные и межпоселковые газопроводы;
<a id="p100414"></a>схемы (системы) газораспределения поселений;
<a id="p100415"></a>наружные и внутренние газопроводы промышленных, сельскохозяйственных и других производств, тепловых электрических станций (ТЭС), районных тепловых станций (РТС), производственных, отопительно-производственных и отопительных котельных (систем газопотребления).
<a id="p100416"></a>3.1.7. Заключение экспертизы промышленной безопасности оформляется в соответствии с требованиями, устанавливаемыми Госгортехнадзором России.
<a id="p100417"></a>3.1.8. О начале строительства строительно-монтажная организация уведомляет территориальный орган Госгортехнадзора России не менее чем за 10 дней.
<a id="p100418"></a>При представлении плана объемов строительно-монтажных работ на квартал срок уведомления о начале строительства может быть сокращен до 5 дней.
<a id="p100419"></a>3.1.9. Заказчик должен организовать разбивку трассы в соответствии с проектом. Результаты разбивки трассы оформляются актом в установленном порядке, а также записью в журнале производства работ.
<a id="p100420"></a>При производстве земляных работ следует обеспечить установленную проектом глубину траншеи и подготовку основания под газопровод. Выполнение указанных работ должно быть оформлено актом в установленном порядке.
<a id="p100421"></a>3.1.10. Засыпка траншеи после укладки стального газопровода должна производиться на подготовленную, при необходимости с предварительной присыпкой песком, постель, с последующей присыпкой песком и уплотнением грунта с коэффициентом уплотнения в соответствии с проектом производства работ.
<a id="p100422"></a>Допускается присыпка газопровода местным консистентным грунтом мелких фракций, некоррозионно-агрессивных к стали и биостойких по отношению к изоляции.
<a id="p100423"></a>3.1.11. Вдоль трассы стальных подземных газопроводов должны предусматриваться опознавательные знаки, предусмотренные ["Правилами](https://bukva.ai/docs/postanovlenie-878-2000#p100039) охраны газораспределительных сетей", утвержденными Постановлением Правительства Российской Федерации от 20.11.2000 N 878 <*>.

<a id="p100424"></a>

---

<a id="p100425"></a><*> Собрание законодательства Российской Федерации, 2000, N 48, ст. 4694.

<a id="p100426"></a>На опознавательных знаках должны предусматриваться привязки газопровода, глубина его заложения и номер телефона аварийно-диспетчерской службы.
<a id="p100427"></a>3.1.12. Вдоль трассы газопровода из полиэтиленовых труб следует предусматривать укладку сигнальной ленты желтого цвета шириной не менее 0,2 м с несмываемой надписью "Огнеопасно - газ" на расстоянии 0,2 м от верхней образующей газопровода.
<a id="p100428"></a>3.1.13. На участках пересечений газопроводов (в т.ч. межпоселковых) с подземными инженерными коммуникациями сигнальная лента должна быть уложена вдоль газопровода дважды на расстоянии не менее 0,2 м между собой и на 2 м в обе стороны от пересекаемого сооружения.
<a id="p100429"></a>Для межпоселкового полиэтиленового газопровода допускается вместо опознавательных знаков совместно с сигнальной лентой прокладывать изолированный алюминиевый или медный провод с выводом под ковер для возможности подключения аппаратуры.
<a id="p100430"></a>На границах участков трассы при бестраншейной прокладке следует устанавливать опознавательные знаки.
<a id="p100431"></a>3.1.14. Расстояния от газопроводов до зданий и сооружений должны приниматься по нормам и правилам, утвержденным федеральным органом исполнительной власти, специально уполномоченным в области строительства, и согласованным с Госгортехнадзором России.
<a id="p100432"></a>3.1.15. Охранные зоны газораспределительных сетей и земельные участки с ограниченной хозяйственной деятельностью, входящие в охранные зоны, устанавливаются в порядке, предусмотренном ["Правилами](https://bukva.ai/docs/postanovlenie-878-2000#p100029) охраны газораспределительных сетей", утвержденными Постановлением Правительства Российской Федерации от 20.11.2000 N 878 <*>.

<a id="p100433"></a>

---

<a id="p100434"></a><*> Собрание законодательства Российской Федерации, 2000, N 48, ст. 4694.

<a id="p100435"></a>3.1.16. Соединение элементов газопроводов должно производиться сваркой. Допускается предусматривать фланцевые соединения в местах установки арматуры.
<a id="p100436"></a>Резьбовые соединения допускается предусматривать на стальных наружных газопроводах низкого и среднего давления в местах установки арматуры.
<a id="p100437"></a>На полиэтиленовых газопроводах применение резьбовых соединений (заглушка на седелке) допускается в случаях, если конструкция изделия обеспечивает безопасность при рабочем давлении и имеет разрешение Госгортехнадзора России на ее промышленное применение.
<a id="p100438"></a>Резьбовые и фланцевые соединения должны размещаться в местах, открытых и доступных для монтажа, визуального наблюдения, обслуживания и ремонта. Не допускается применение фланцевых соединений с гладкой уплотняющей поверхностью.
<a id="p100439"></a>Соединение полиэтиленовых газопроводов должно производиться сваркой нагретым инструментом встык или с помощью соединительных деталей с закладными электронагревателями.
<a id="p100440"></a>Соединения стального газопровода с полиэтиленовым, а также в случаях присоединения к металлической арматуре следует предусматривать неразъемными "полиэтилен-сталь". Разъемные соединения "полиэтилен-сталь" допускается предусматривать в местах присоединения арматуры, имеющей фланцы или резьбовое соединение.
<a id="p100441"></a>3.1.17. Соединительные детали газопроводов могут быть изготовлены по государственным стандартам или техническим условиям в центральных заготовительных мастерских (ЦЗМ), в мастерских строительных и монтажных организаций, оснащенных необходимым оборудованием и наличием системы обеспечения качества продукции.
<a id="p100442"></a>3.1.18. При строительстве и монтаже газопроводов, изготовлении оборудования должны применяться технология сварки и сварочное оборудование, обеспечивающие качество сварки.
<a id="p100443"></a>3.1.19. Фланцы и крепежные детали, применяемые для присоединения арматуры, приборов и оборудования к газопроводам, а также материалы, применяемые в качестве уплотнительных и смазочных средств, для обеспечения герметичности соединений, должны соответствовать государственным стандартам или техническим условиям.
<a id="p100444"></a>3.1.20. Электроды, сварочная проволока, флюсы должны подбираться в соответствии с маркой свариваемой стали и технологией сварки, а также с температурой наружного воздуха, при которой осуществляется строительство газопровода.
<a id="p100445"></a>3.1.21. Газовая сварка с применением ацетилена допускается для газопроводов давлением до 0,3 МПа диаметром не более 150 мм с толщиной стенок до 5 мм - со скосом кромок, с толщиной стенок до 3 мм - без скоса кромок.
<a id="p100446"></a>Газовая сварка с применением пропан-бутана допускается только для газопроводов давлением до 0,005 МПа диаметром не более 50 мм.
<a id="p100447"></a>3.1.22. Другие виды сварки (контактная сварка оплавлением, индукционная пайка и др.) могут применяться для газопроводов с давлением до 0,005 МПа в соответствии с технологией, согласованной с Госгортехнадзором России.
<a id="p100448"></a>Качество сварного соединения должно обеспечивать его равнопрочность с основным металлом.
<a id="p100449"></a>3.1.23. На сварочных стыках подземных газопроводов должна быть нанесена маркировка (клеймо сварщика), выполнившего сварку. Способ маркировки должен обеспечить ее сохранность в течение эксплуатации газопровода. При заварке стыка несколькими сварщиками клейма проставляются на границах свариваемых участков.
<a id="p100450"></a>На сварочные стыки полиэтиленовых газопроводов должны быть оформлены журналы производства работ и (или, как правило, автоматически) протоколы, позволяющие установить время и режим сварки, а также сварщика, выполнившего сварку.
<a id="p100451"></a>3.1.24. Прихватки на стальном газопроводе должны выполняться материалами, предназначенными для сварки основного соединения.
<a id="p100452"></a>3.1.25. Технология укладки газопроводов должна обеспечивать сохранение поверхности трубы, изоляционных покрытий и соединений.
<a id="p100453"></a>3.1.26. На внутренних газопроводах, а также в ГРП и ГРУ при врезках ответвлений до 50 мм включительно (в том числе импульсных линий) расстояние от швов ввариваемых штуцеров до кольцевых швов основного газопровода должно быть не менее 50 мм.
<a id="p100454"></a>3.1.27. Заделка сварных и резьбовых соединений газопроводов в стены не допускается.
<a id="p100455"></a>3.1.28. При установке газового оборудования, кроме требований проекта, следует выполнять требования заводских инструкций по монтажу.


#### <a id="p100456"></a>3.2. Контроль качества строительно-монтажных работ


<a id="p100457"></a>3.2.1. Организации, осуществляющие строительство, монтаж и ремонт газопроводов, обязаны обеспечить контроль производства работ на всех стадиях руководителями и специалистами строительных и монтажных организаций и персоналом лабораторий в установленном порядке.

##### <a id="p100458"></a>3.2.2 Контроль включает проверку:

<a id="p100459"></a>аттестации персонала;
<a id="p100460"></a>наличия аттестации технологии сварки;
<a id="p100461"></a>наличия аттестации сварочного и контрольного оборудования, аппаратуры, приборов и инструментов;
<a id="p100462"></a>качества материалов (стальных и полиэтиленовых труб, изоляционных покрытий, сварочных, в том числе материалов для дефектоскопии);
<a id="p100463"></a>основания под газопровод;
<a id="p100464"></a>организации и осуществления операционного контроля (визуального и измерительного) сварных соединений;
<a id="p100465"></a>организации и осуществления контроля качества сварных соединений разрушающими и неразрушающими (радиографическим, ультразвуковым) методами, а также контроля качества изоляционных покрытий;
<a id="p100466"></a>организации контроля исправления дефектов.
<a id="p100467"></a>3.2.3. Входной контроль качества труб, деталей и узлов газопроводов, арматуры, изоляционных и других материалов должен производиться специалистами аттестованной в установленном порядке лаборатории.
<a id="p100468"></a>3.2.4. Заключения, радиографические снимки, магнитные ленты или диаграммы хранятся в строительно-монтажной организации (лаборатории) после сдачи газопровода в эксплуатацию в течение года.
<a id="p100469"></a>3.2.5. Оборудование, применяемое при контроле качества строительства, проходит поверку в сроки, установленные нормативной документацией.
<a id="p100470"></a>Аппаратура ультразвукового контроля должна применяться со считывающим устройством.
<a id="p100471"></a>Контрольно-измерительное оборудование должно проходить метрологическую поверку в установленном порядке.
<a id="p100472"></a>3.2.6. Сварные соединения подлежат визуальному и измерительному контролю с целью выявления наружных дефектов всех видов, а также отклонений по геометрическим размерам и взаимному расположению элементов.
<a id="p100473"></a>Допуски по геометрическим размерам, отклонениям по диаметру, овальности поперечного сечения элементов газопроводов, взаимному несовмещению свариваемых изделий не должны превышать норм, предусмотренных нормативно-технической документацией.
<a id="p100474"></a>Неразрушающий контроль сварных соединений проводится при положительных результатах визуального и измерительного контроля.
<a id="p100475"></a>3.2.7. Визуально-измерительный, радиографический и ультразвуковой контроль (УЗК) качества сварных соединений производится в соответствии с требованиями государственных стандартов и нормативно-технических документов.
<a id="p100476"></a>3.2.8. Стыковые соединения подземных стальных газопроводов в зависимости от давления подлежат контролю физическим методом в следующих объемах (но не менее одного стыка) от общего числа стыков, сваренных каждым сварщиком на объекте:
<a id="p100477"></a>10% при давлении до 0,005 МПа включительно;
<a id="p100478"></a>50% при давлении свыше 0,005 до 0,3 МПа включительно;
<a id="p100479"></a>100% при давлении свыше 0,3 МПа.
<a id="p100480"></a>Стыковые соединения подземных стальных газопроводов диаметром менее 50 мм контролю физическим методом не подлежат.
<a id="p100481"></a>3.2.9. Стыковые соединения подземных стальных газопроводов давлением свыше 0,005 МПа до 1,2 МПа, прокладываемых вне поселений за пределами границ их перспективной застройки, подлежат контролю физическим методом в объеме 20% (но не менее одного стыка) от общего числа стыков, сваренных каждым сварщиком на объекте.
<a id="p100482"></a>3.2.10. Стыковые соединения подземных стальных газопроводов давлением до 0,005 МПа, прокладываемых в пучинистых (кроме слабопучинистых), просадочных II типа, набухающих, вечномерзлых грунтах и других особых условиях подлежат контролю физическим методом в объеме 25% (но не менее одного стыка) от общего числа стыков, сваренных каждым сварщиком на объекте.
<a id="p100483"></a>3.2.11. Все стыковые соединения (100%) стальных подземных газопроводов подлежат контролю физическим методом в следующих случаях:
<a id="p100484"></a>под проезжей частью улиц с капитальными типами покрытий, а также на переходах через водные и естественные преграды, во всех случаях прокладки газопроводов в футлярах (в пределах перехода и по одному стыку в обе стороны от пересекаемой преграды);
<a id="p100485"></a>при пересечении с коммуникационными коллекторами, каналами, тоннелями (в пределах пересечений и по одному стыку в обе стороны от наружных стенок пересекаемых сооружений);
<a id="p100486"></a>в районах с сейсмичностью свыше 7 баллов, на карстовых и подрабатываемых территориях и в других особых условиях;
<a id="p100487"></a>прокладываемые на расстоянии по горизонтали (в свету) менее 3 м от коммуникационных коллекторов и каналов (в том числе каналов тепловой сети);
<a id="p100488"></a>давлением свыше 0,3 МПа до 1,2 МПа, за исключением прокладываемых вне поселений за пределами границ их перспективной застройки;
<a id="p100489"></a>на участках, где расстояние от фундаментов зданий менее:
<a id="p100490"></a>2 м - давлением до 0,005 МПа включительно;
<a id="p100491"></a>4 м - давлением свыше 0,005 МПа до 0,3 МПа включительно;
<a id="p100492"></a>7 м - давлением свыше 0,3 МПа до 0,6 МПа включительно;
<a id="p100493"></a>10 м - давлением свыше 0,6 МПа до 1,2 МПа включительно.
<a id="p100494"></a>3.2.12. Стыковые соединения надземных стальных газопроводов всех давлений диаметром менее 50 мм контролю физическим методом не подлежат.
<a id="p100495"></a>3.2.13. Стыковые соединения газопроводов диаметром свыше 50 мм в ГРП и ГРУ подлежат контролю физическим методом в объеме 100%.
<a id="p100496"></a>3.2.14. Стыковые соединения надземных газопроводов давлением свыше 0,005 МПа до 1,2 МПа подлежат контролю физическим методом в объеме 5% (но не менее одного стыка) от общего числа стыков, сваренных каждым сварщиком.
<a id="p100497"></a>3.2.15. Все стыковые соединения (100%) стальных надземных газопроводов подлежат контролю физическим методом на участках переходов через автомобильные дороги I - III категории, железные дороги, в пределах мостов и путепроводов, а также в пределах переходов через естественные преграды.
<a id="p100498"></a>3.2.16. Для проверки физическим методом контроля следует отбирать сварные стыки, допущенные по результатам визуального контроля.
<a id="p100499"></a>3.2.17. Нормы контроля не распространяются на угловые соединения на газопроводах условным диаметром до 500 мм, стыки приварки фланцев и плоских заглушек.
<a id="p100500"></a>3.2.18. Сварные стыки соединительных деталей стальных газопроводов, изготовленные в условиях центральных заготовительных мастерских (ЦЗМ) всех давлений, подлежат 100% контролю радиографическим методом.
<a id="p100501"></a>3.2.19. Стыковые соединения полиэтиленовых газопроводов, сваренные с помощью сварочной техники с ручным управлением, проверяются методом ультразвукового контроля в объемах, предусмотренных для подземных стальных газопроводов.
<a id="p100502"></a>3.2.20. Стыковые соединения подземных полиэтиленовых газопроводов, сваренные с помощью сварочной техники со средней степенью автоматизации, проверяются методом ультразвукового контроля, в объеме от общего числа стыков, сваренных каждым сварщиком (но не менее одного стыка), в зависимости от давления газа в газопроводе:
<a id="p100503"></a>до 0,005 МПа в объеме 6%;
<a id="p100504"></a>свыше 0,005 МПа до 0,3 МПа в объеме 25%;
<a id="p100505"></a>свыше 0,3 МПа до 0,6 МПа в объеме 50%;
<a id="p100506"></a>до 0,005 МПа, прокладываемые в пучинистых (кроме слабопучинистых), просадочных II типа, набухающих, вечномерзлых и в других особых условиях, в объеме 12%;
<a id="p100507"></a>свыше 0,005 МПа до 0,6 МПа, прокладываемые вне поселений за пределами границы их перспективной застройки, в объеме 10%;
<a id="p100508"></a>во всех остальных случаях прокладки, предусмотренных для стальных газопроводов, в объеме 50%.
<a id="p100509"></a>3.2.21. Стыковые соединения полиэтиленовых газопроводов, сваренные с помощью сварочной техники с высокой степенью автоматизации, проверяются методом ультразвукового контроля, в объеме от общего числа стыков, сваренных каждым сварщиком (но не менее одного стыка), в зависимости от давления газа в газопроводе:
<a id="p100510"></a>до 0,005 МПа в объеме 3%;
<a id="p100511"></a>свыше 0,005 МПа до 0,3 МПа в объеме 12%;
<a id="p100512"></a>свыше 0,3 МПа до 0,6 МПа в объеме 25%;
<a id="p100513"></a>до 0,005, прокладываемые в пучинистых (кроме слабопучинистых), просадочных II типа, набухающих, вечномерзлых и в других особых условиях, в объеме 6%;
<a id="p100514"></a>свыше 0,005 МПа до 0,6 МПа, прокладываемые вне поселений за пределами границы их перспективной застройки, в объеме 5%;
<a id="p100515"></a>во всех остальных случаях прокладки, предусмотренных для стальных газопроводов, в объеме 25%.
<a id="p100516"></a>Сварные стыки полиэтиленовых газопроводов, протянутых внутри стальных, подлежат 100% контролю.
<a id="p100517"></a>3.2.22. Ультразвуковой метод контроля сварных стыков стальных газопроводов применяется при условии проведения выборочной проверки не менее 10% стыков радиографическим методом. При неудовлетворительных результатах контроля радиографическим методом хотя бы на одном стыке объем контроля следует увеличить до 50% от общего количества стыков. В случае повторного выявления дефектных стыков все стыки, сваренные сварщиком на объекте в течение календарного месяца и проверенные ультразвуковым методом, должны быть проверены радиографическим методом.
<a id="p100518"></a>3.2.23. При неудовлетворительных результатах контроля физическим (радиографическим, ультразвуковым) методом должна проводиться проверка удвоенного числа стыков на участках газопровода, не принятых в эксплуатацию.
<a id="p100519"></a>Если при повторной проверке будут обнаружены недопустимые дефекты, то все однотипные сварные соединения, выполненные данным сварщиком на участках газопровода, не принятых в эксплуатацию, должны быть проверены физическим методом контроля.
<a id="p100520"></a>3.2.24. Результаты проверки сварных соединений полиэтиленовых газопроводов методом ультразвукового контроля и механическими испытаниями следует оформлять распечатками с приборов УЗК и протоколом.
<a id="p100521"></a>3.2.25. Выбор метода контроля (ультразвуковой дефектоскопии или радиографии) должен производиться исходя из условий обеспечения выявления дефектов с учетом физических свойств материала.
<a id="p100522"></a>3.2.26. Разрешается замена радиографического и ультразвукового контроля на другие методы контроля при условии их согласования с Госгортехнадзором России.
<a id="p100523"></a>3.2.27. Контроль радиографических снимков сварных стальных соединений, сваренных каждым сварщиком, следует осуществлять на аппаратно-программном комплексе автоматизированной расшифровки радиографических снимков в объеме 20%.
<a id="p100524"></a>3.2.28. Механические испытания проводятся в соответствии с государственными стандартами при проверке механических характеристик и качества сварных соединений при сварке стыков в процессе квалификационных испытаний сварщиков (допускных) и проверке технологических параметров при аттестации технологии сварки.
<a id="p100525"></a>3.2.29. Основными видами механических испытаний являются испытания на статическое растяжение, статический изгиб или сплющивание.
<a id="p100526"></a>Испытания на статическое растяжение не являются обязательными для производственных сварных соединений при условии положительных результатов их контроля радиографическим или ультразвуковым методом.
<a id="p100527"></a>Проверка механических свойств должна производиться на образцах, выполненных из контрольных (допускных) сварных соединений или из производственных сварных соединений, вырезаемых из изделия.
<a id="p100528"></a>Условия сварки контрольных сварных соединений должны быть идентичны контролируемым производственным соединениям.


#### <a id="p100529"></a>3.3. Испытания и приемка в эксплуатацию газопроводов


<a id="p100530"></a>3.3.1. Стальные наружные газопроводы, в том числе восстановленные тканевым шлангом, полиэтиленовые или полиэтиленовые, проложенные внутри стальных, всех категорий, а также газопроводы и газовое оборудование ГРП, внутренние газопроводы промышленных производств, законченные строительством или реконструкцией, должны быть испытаны на герметичность.
<a id="p100531"></a>3.3.2. Испытания газопроводов после их монтажа должна проводить строительно-монтажная организация в присутствии представителей технадзора заказчика и газораспределительной организации. Результаты испытаний оформляются актом и записью в строительном паспорте. Элементы газопроводов и газовая арматура при их изготовлении на заводе-изготовителе испытываются технической службой контроля.
<a id="p100532"></a>3.3.3. Если арматура, оборудование и приборы не рассчитаны на испытательное давление, то устанавливаются катушки или заглушки.
<a id="p100533"></a>3.3.4. Испытания газопроводов следует производить после окончания сварочных и изоляционных работ, установки арматуры и устройства ЭХЗ.
<a id="p100534"></a>Испытания газопроводов и газового оборудования ГРП должны производиться после их полного монтажа, установки арматуры, средств автоматики и КИП.
<a id="p100535"></a>Монтаж арматуры, оборудования и приборов, не рассчитанных на испытательное давление, допускается производить после окончания испытаний. На период испытаний вместо них следует устанавливать катушки или заглушки.
<a id="p100536"></a>3.3.5. Газопроводы-вводы при их раздельном строительстве с распределительным газопроводом следует испытывать на участках до отключающих устройств, установленных перед зданиями и сооружениями.
<a id="p100537"></a>3.3.6. Протяженность испытательных участков подземных стальных газопроводов, восстановленных тканевым шлангом или протяжкой полиэтиленовых труб, устанавливается проектом производства работ.
<a id="p100538"></a>3.3.7. Подземные стальные газопроводы независимо от вида изоляционного покрытия с давлением до 0,005 МПа испытываются давлением 0,6 МПа в течение 24 часов.
<a id="p100539"></a>3.3.8. Подземные стальные газопроводы с давлением свыше 0,005 МПа до 0,3 МПа с изоляционным покрытием, выполненным с битумной мастикой или полимерной липкой лентой, испытываются давлением 0,6 МПа, а с изоляционным покрытием, выполненным с применением экструдированного полиэтилена или стеклоэмали, - давлением 1,5 МПа в течение 24 часов.
<a id="p100540"></a>3.3.9. Подземные стальные газопроводы с давлением свыше 0,3 МПа до 0,6 МПа с изоляционным покрытием, выполненным с битумной мастикой или полимерной липкой лентой, испытываются давлением 0,75 МПа, а с изоляционным покрытием, выполненным с применением экструдированного полиэтилена или стеклоэмали, - давлением 1,5 МПа в течение 24 часов.
<a id="p100541"></a>3.3.10. Подземные стальные газопроводы независимо от вида изоляционного покрытия с давлением свыше 0,6 МПа до 1,2 МПа испытываются давлением 1,5 МПа в течение 24 часов.
<a id="p100542"></a>3.3.11. Полиэтиленовые газопроводы с давлением до 0,005 МПа испытываются давлением 0,3 МПа в течение 24 часов.
<a id="p100543"></a>3.3.12. Полиэтиленовые газопроводы с давлением свыше 0,005 МПа до 0,3 МПа испытываются давлением 0,6 МПа в течение 24 часов.
<a id="p100544"></a>3.3.13. Полиэтиленовые газопроводы с давлением свыше 0,3 МПа до 0,6 МПа испытываются давлением 0,75 МПа в течение 24 часов.
<a id="p100545"></a>3.3.14. Температура наружного воздуха в период испытания полиэтиленовых газопроводов должна быть не ниже минус 15 град. С.
<a id="p100546"></a>3.3.15. Стальные надземные и наземные без обвалования газопроводы с давлением до 0,005 МПа испытываются давлением 0,3 МПа в течение 1 часа.
<a id="p100547"></a>3.3.16. Стальные надземные и наземные без обвалования газопроводы с давлением свыше 0,005 МПа до 0,3 МПа испытываются давлением 0,45 МПа в течение 1 часа.
<a id="p100548"></a>3.3.17. Стальные надземные и наземные без обвалования газопроводы с давлением свыше 0,3 МПа до 0,6 МПа испытываются давлением 0,75 МПа в течение 1 часа.
<a id="p100549"></a>3.3.18. Стальные надземные и наземные без обвалования газопроводы с давлением свыше 0,6 МПа до 1,2 МПа испытываются давлением 1,5 МПа в течение 1 часа.
<a id="p100550"></a>3.3.19. Газопроводы и оборудование ГРП с давлением до 0,005 МПа испытываются давлением 0,3 МПа в течение 12 часов.
<a id="p100551"></a>3.3.20. Газопроводы и оборудование ГРП с давлением свыше 0,005 МПа до 0,3 МПа испытываются давлением 0,45 МПа в течение 12 часов.
<a id="p100552"></a>3.3.21. Газопроводы и оборудование ГРП с давлением свыше 0,3 МПа до 0,6 МПа испытываются давлением 0,75 МПа в течение 12 часов.
<a id="p100553"></a>3.3.22. Газопроводы и оборудование ГРП с давлением свыше 0,6 МПа до 1,2 МПа испытываются давлением 1,5 МПа в течение 12 часов.
<a id="p100554"></a>3.3.23. Газопроводы котельных и производственных зданий до 0,005 МПа испытываются давлением 0,01 МПа в течение 1 часа.
<a id="p100555"></a>3.3.24. Газопроводы котельных и производственных зданий свыше 0,005 МПа до 0,1 МПа испытываются давлением 0,1 МПа в течение 1 часа.
<a id="p100556"></a>3.3.25. Газопроводы котельных и производственных зданий свыше 0,1 МПа до 0,3 МПа испытываются давлением 1,25 от рабочего, но не более 0,3 МПа в течение 1 часа.
<a id="p100557"></a>3.3.26. Газопроводы котельных и производственных зданий свыше 0,3 МПа до 0,6 МПа испытываются давлением 1,25 от рабочего, но не более 0,6 МПа в течение 1 часа.
<a id="p100558"></a>3.3.27. Газопроводы котельных и производственных зданий свыше 0,6 МПа до 1,2 МПа испытываются давлением 1,25 от рабочего, но не более 1,2 МПа в течение 1 часа.
<a id="p100559"></a>3.3.28. Подземные газопроводы, прокладываемые в футлярах на участках переходов через искусственные и естественные преграды, следует испытывать в три стадии:
<a id="p100560"></a>после сварки перехода до укладки на место;
<a id="p100561"></a>после укладки и полной засыпки перехода;
<a id="p100562"></a>вместе с основным газопроводом.
<a id="p100563"></a>3.3.29. Допускается не производить испытания после укладки и полной засыпки перехода по согласованию с газораспределительной или эксплуатационной организациями.

##### <a id="p100564"></a>3.3.30 Допускается производить испытания переходов вместе с основным газопроводом в одну стадию:

<a id="p100565"></a>при отсутствии сварных соединений в пределах перехода;
<a id="p100566"></a>при использовании при укладке перехода метода наклонно-направленного бурения;
<a id="p100567"></a>при использовании в пределах перехода для сварки полиэтиленовых труб деталей с закладными нагревателями или сварочного оборудования с высокой степенью автоматизации.
<a id="p100568"></a>3.3.31. Результаты испытания на герметичность считаются положительными, если за период испытания нет 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 падение давления не превышает одного деления шкалы.
<a id="p100569"></a>3.3.32. По завершении испытаний газопровода на герметичность давление в газопроводе следует снизить до атмосферного, установить автоматику, арматуру, оборудование, контрольно-измерительные приборы и выдержать газопровод под рабочим давлением в течение 10 минут.
<a id="p100570"></a>3.3.33. Герметичность разъемных соединений проверяется мыльной эмульсией или с помощью высокочувствительных приборов (газоискателей).
<a id="p100571"></a>3.3.34. Дефекты, обнаруженные в процессе испытаний газопроводов, следует устранять после снижения давления в газопроводе до атмосферного.
<a id="p100572"></a>3.3.35. После устранения дефектов испытания газопровода на герметичность следует произвести повторно.
<a id="p100573"></a>3.3.36. Газопроводы после заполнения воздухом до начала испытаний следует выдерживать под испытательным давлением в течение времени, необходимого для выравнивания температуры воздуха в подземных и наземных (в обваловании) газопроводах с температурой грунта, в наземных (без обвалования) и надземных газопроводах - с температурой окружающего воздуха.
<a id="p100574"></a>Испытания газопроводов из полиэтиленовых труб следует производить не ранее чем через 24 часа после окончания сварки последнего стыка.
<a id="p100575"></a>3.3.37. Подача воздуха для производства испытаний газопровода должна предусматривать скорость подъема давления от компрессора не более 0,3 МПа в час.
<a id="p100576"></a>3.3.38. Монтажные стыки стальных газопроводов, сваренные после испытаний, должны быть проверены радиографическим методом контроля.
<a id="p100577"></a>Монтажные стыки, выполненные сваркой встык на полиэтиленовых газопроводах, - ультразвуковым методом контроля.
<a id="p100578"></a>3.3.39. 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](https://bukva.ai/docs/postanovlenie-841-2001#p100050) "Положения о Федеральном горном и промышленном надзоре России", утвержденного Постановлением Правительства Российской Федерации от 03.12.2001 N 841 <*>.

<a id="p100579"></a>

---

<a id="p100580"></a><*> Собрание законодательства Российской Федерации, 2001, N 50, ст. 4742.

<a id="p100581"></a>3.3.40. Приемка в эксплуатацию газопроводов низкого давления (подземных протяженностью до 200 м и надземных протяженностью до 500 м) может осуществляться без участия представителя территориального органа Госгортехнадзора России.
<a id="p100582"></a>3.3.41. Заказчик не менее чем за 5 дней уведомляет территориальные органы Госгортехнадзора России о дате, времени и месте работы приемочной комиссии.
<a id="p100583"></a>3.3.42. Приемочная комиссия должна проверить проектную и исполнительную документацию, осмотреть смонтированную наземную, надземную и внутреннюю систему газораспределения (газопотребления) для определения соответствия ее требованиям нормативных технических документов, настоящих Правил и проекту, выявления дефектов монтажа, а также проверки наличия актов на скрытые работы.
<a id="p100584"></a>Помимо этого, должно быть проверено соответствие проекту промышленных вентиляционных и дымоотводящих систем, электросилового и осветительного оборудования, контрольно-измерительных приборов и готовность организации к эксплуатации объекта.
<a id="p100585"></a>Комиссии предоставляется право потребовать вскрытия любого участка подземного газопровода для дополнительной проверки качества строительства, а также проведения повторных испытаний с представлением дополнительных заключений.
<a id="p100586"></a>3.3.43. Кроме исполнительной документации на строительство, указанной в действующих нормативных технических документах приемочной комиссии, должны быть представлены следующие материалы:
<a id="p100587"></a>копия приказа о назначении лица, ответственного за безопасную эксплуатацию газового хозяйства;
<a id="p100588"></a>положение о газовой службе или договор с организацией, имеющей опыт проведения работ по техническому обслуживанию и ремонту газопроводов и газового оборудования;
<a id="p100589"></a>протоколы проверки знаний настоящих Правил, нормативных документов руководителями, специалистами и инструкций рабочими;
<a id="p100590"></a>инструкции и технологические схемы, предусмотренные настоящими Правилами;
<a id="p100591"></a>акт проверки эффективности электрохимической защиты (для подземных стальных газопроводов);
<a id="p100592"></a>акт о проверке технического состояния промышленных дымоотводящих и вентиляционных систем;
<a id="p100593"></a>акт приемки под пусконаладочные работы газоиспользующего оборудования и график их выполнения (при приемке объекта в две стадии);
<a id="p100594"></a>план локализации и ликвидации аварийных ситуаций и взаимодействия служб различного назначения, включая АДС газораспределительной организации.
<a id="p100595"></a>3.3.44. Приемка в эксплуатацию не законченных строительством объектов, в том числе подземных стальных газопроводов, не обеспеченных электрохимической защитой, не допускается.
<a id="p100596"></a>3.3.45. Соответствие газопроводов требованиям настоящих Правил оформляется актом приемки газопровода в эксплуатацию.
<a id="p100597"></a>3.3.46. Если объект, принятый комиссией, не был введен в эксплуатацию в течение 6 месяцев, при вводе его в эксплуатацию должно быть проведено повторное испытание на герметичность.
<a id="p100598"></a>3.3.47. Эксплуатация систем газораспределения и газопотребления (технических устройств), не принятых комиссией в установленном порядке, не допускается.


### 4. <a id="p100599"></a>ИДЕНТИФИКАЦИЯ И РЕГИСТРАЦИЯ СИСТЕМ ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ И ГАЗОПОТРЕБЛЕНИЯ


<a id="p100600"></a>4.1. Идентификация газораспределительной сети и систем (объектов) газопотребления осуществляется с целью установления признаков и условий их отнесения к опасным производственным объектам для последующей регистрации в государственном реестре опасных производственных объектов.
<a id="p100601"></a>4.2. Система газораспределения (сеть) и системы (объекты) газопотребления, использующие природный углеводородный газ в качестве топлива, идентифицируются по признаку транспортировки и использования опасного вещества, природного газа (метана), представляющего собой воспламеняющийся (горючий, взрывоопасный) газ.
<a id="p100602"></a>4.3. К опасным производственным объектам относятся газораспределительная сеть поселений, сеть распределительная межпоселковая, в том числе здания и сооружения, эксплуатация которых осуществляется одной газораспределительной организацией, а также объекты газопотребления промышленных, сельскохозяйственных и других производств, ТЭЦ, РТС, а также котельные, эксплуатируемые одной организацией, за исключением отмеченных в [п. 1.1.5,](#p100085) использующие газ в виде топлива.
<a id="p100603"></a>4.4. Идентификация опасных производственных объектов осуществляется в соответствии с требованиями ["Положения](https://bukva.ai/docs/postanovlenie-39-1999-gosgortehnadzor-rossii#p100022) о регистрации объектов в государственном реестре опасных производственных объектов и ведении государственного реестра" РД-03-294-99, утвержденного Постановлением Госгортехнадзора России от 03.06.99 N 39, зарегистрированным в Минюсте России 05.07.1999, рег. N 1822 <*>.

<a id="p100604"></a>

---

<a id="p100605"></a><*> Бюллетень нормативных актов федеральных органов исполнительной власти, 1999, N 30.

<a id="p100606"></a>Оформление экспертизы промышленной безопасности по идентификации опасных производственных объектов осуществляется в порядке, установленном Госгортехнадзором России.
<a id="p100607"></a>4.5. Регистрация опасного производственного объекта газораспределительной сети в территориальных органах Госгортехнадзора России осуществляется на основании идентификации после окончания строительно-монтажных работ.
<a id="p100608"></a>Приемка отдельного объекта (участка сети) в эксплуатацию вносится в государственный реестр опасных производственных объектов без переоформления свидетельства о первичной регистрации газораспределительной сети.
<a id="p100609"></a>4.6. Регистрация опасного производственного объекта системы газопотребления промышленных производств, тепловых электрических станций, районных тепловых станций и котельных в территориальных органах Госгортехнадзора России осуществляется на основании их идентификации после окончания строительно-монтажных работ и приемки объекта в эксплуатацию.
<a id="p100610"></a>Приемка опасного производственного объекта после реконструкции, модернизации, перевооружения вносится в государственный реестр опасных производственных объектов без переоформления свидетельства о первичной регистрации взрывоопасного объекта.
<a id="p100611"></a>4.7. Для регистрации систем газораспределения (сети) и систем (объектов) газопотребления организация-владелец представляет:
<a id="p100612"></a>акт приемки в эксплуатацию объектов газораспределительной сети и газопотребления;
<a id="p100613"></a>лицензию на право эксплуатации газораспределительной сети и объектов газопотребления.
<a id="p100614"></a>4.8. При передаче опасных производственных объектов газоснабжения другому владельцу (арендатору) они подлежат перерегистрации.


### 5. <a id="p100615"></a>ЭКСПЛУАТАЦИЯ ОБЪЕКТОВ СИСТЕМ ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ И ГАЗОПОТРЕБЛЕНИЯ



#### <a id="p100616"></a>5.1. Общие требования


<a id="p100617"></a>5.1.1. Организация, эксплуатирующая опасные производственные объекты систем газораспределения и газопотребления, обязана соблюдать положения Федерального [закона](https://bukva.ai/docs/zakon-116-fz-1997/statya-1) от 21.07.97 N 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" <*>, других федеральных законов, иных нормативных правовых актов и нормативных технических документов в области промышленной безопасности, а также:

<a id="p100618"></a>

---

<a id="p100619"></a><*> Собрание законодательства Российской Федерации, 1997, N 30, ст. 3588.

<a id="p100620"></a>выполнять комплекс мероприятий, включая систему технического обслуживания и ремонта, обеспечивающих содержание опасных производственных объектов систем газораспределения и газопотребления в исправном и безопасном состоянии, соблюдать требования настоящих Правил;
<a id="p100621"></a>иметь (при необходимости) договора с организациями, выполняющими работы по техническому обслуживанию и ремонту газопроводов и технических устройств, в которых должны быть определены объемы работ по техническому обслуживанию и ремонту, регламентированы обязательства в обеспечении условий безопасной и надежной эксплуатации опасных производственных объектов;
<a id="p100622"></a>обеспечивать проведение технической диагностики газопроводов, сооружений и газового оборудования (технических устройств) в сроки, установленные настоящими Правилами.
<a id="p100623"></a>5.1.2. Для лиц, занятых эксплуатацией объектов газового хозяйства, должны быть разработаны и утверждены руководителем организации:
<a id="p100624"></a>должностные инструкции, определяющие обязанности, права и ответственность руководителей и специалистов;
<a id="p100625"></a>производственные инструкции, соблюдение требований которых обеспечивает безопасное проведение работ, с учетом профиля производственного объекта, конкретных требований к эксплуатации газового оборудования (технических устройств), технологическую последовательность выполнения работ, методы и объемы проверки качества их выполнения.
<a id="p100626"></a>К производственным инструкциям по техническому обслуживанию и ремонту оборудования ГРП, ГРУ и котельных прилагаются технологические схемы газопроводов и газового оборудования.
<a id="p100627"></a>Технологические схемы пересматриваются и переутверждаются после реконструкции, технического перевооружения опасного производственного объекта.
<a id="p100628"></a>5.1.3. Порядок организации и проведения работ по техническому обслуживанию и ремонту газового хозяйства определяется настоящими Правилами, а также нормативными техническими документами, учитывающими условия и требования эксплуатации, согласованными Госгортехнадзором России, инструкциями заводов-изготовителей.
<a id="p100629"></a>5.1.4. Графики (планы) технического обслуживания и ремонта объектов газового хозяйства утверждаются техническим руководителем организации-владельца и согласовываются с организацией-исполнителем при заключении договора на обслуживание газопроводов и газового оборудования.
<a id="p100630"></a>5.1.5. Организация-владелец обязана в течение всего срока эксплуатации опасного производственного объекта (до ликвидации) хранить проектную и исполнительскую документацию.
<a id="p100631"></a>Порядок и условия ее хранения определяются решением руководителя организации.
<a id="p100632"></a>5.1.6. На каждый наружный газопровод, электрозащитную установку, ГРП (ГРУ) владельцем составляется эксплуатационный паспорт, содержащий основные технические характеристики объекта, а также данные о проведенных капитальных ремонтах.


#### <a id="p100633"></a>5.2. Организация технического обслуживания и ремонта опасных производственных объектов систем газопотребления


<a id="p100634"></a>5.2.1. В каждой организации из числа руководителей или специалистов, прошедших аттестацию (проверку знаний требований промышленной безопасности, настоящих Правил и других нормативных правовых актов и нормативно-технических документов), назначаются лица, ответственные за безопасную эксплуатацию опасных производственных объектов систем газопотребления в целом и за каждый участок (объект) в отдельности.
<a id="p100635"></a>5.2.2. К обязанностям ответственного за безопасную эксплуатацию опасных производственных объектов газопотребления относятся:
<a id="p100636"></a>участие в рассмотрении проектов газоснабжения и в работе комиссий по приемке газифицируемых объектов в эксплуатацию;
<a id="p100637"></a>разработка инструкций, плана локализации и ликвидации аварийных ситуаций, планов взаимодействий;
<a id="p100638"></a>участие в комиссиях по аттестации (проверке знаний) персонала в области промышленной безопасности;
<a id="p100639"></a>проверка соблюдения установленного Правилами порядка допуска специалистов и рабочих к самостоятельной работе;
<a id="p100640"></a>осуществление производственного контроля за соблюдением требований безаварийной и безопасной эксплуатации опасного производственного объекта, выполнением планов ремонта газопроводов и газового оборудования, проверкой правильности ведения технической документации при эксплуатации и ремонте;
<a id="p100641"></a>недопущение ввода в эксплуатацию газоиспользующих установок, не отвечающих требованиям настоящих Правил;
<a id="p100642"></a>приостановка работы неисправных газопроводов и газового оборудования, а также введенных в работу и не принятых в установленном порядке;
<a id="p100643"></a>выдача руководителям подразделений, начальнику газовой службы предписаний по устранению нарушений требований настоящих Правил и контроль за их выполнением;
<a id="p100644"></a>контроль и оказание помощи ответственным лицам за эксплуатацию опасных производственных объектов газопотребления, разработку мероприятий и планов по замене и модернизации газового оборудования;
<a id="p100645"></a>организация и проведение тренировок со специалистами и рабочими по ликвидации возможных аварийных ситуаций;
<a id="p100646"></a>участие в обследованиях, проводимых органами Госгортехнадзора России.

##### <a id="p100647"></a>5.2.3 Лица, ответственные за безопасную эксплуатацию опасных производственных объектов газопотребления, вправе:

<a id="p100648"></a>осуществлять связь с газоснабжающей (газораспределительной) организацией, а также организациями, выполняющими по договору работы по техническому обслуживанию и ремонту;
<a id="p100649"></a>требовать отстранения от обслуживания газового оборудования и выполнения газоопасных работ лиц, не прошедших проверку знаний или показавших неудовлетворительные знания настоящих Правил и других нормативных правовых актов и нормативно-технических документов, а также инструкций по безопасным методам и приемам выполнения работ;
<a id="p100650"></a>осуществлять технический надзор при реконструкции и техническом перевооружении опасных производственных объектов газопотребления.


#### <a id="p100651"></a>5.3. Наружные газопроводы и сооружения


<a id="p100652"></a>5.3.1. Природные газы, подаваемые потребителям, должны соответствовать требованиям государственного стандарта и (или) техническим условиям, утвержденным в установленном порядке.
<a id="p100653"></a>Интенсивность запаха газа (одоризация) должна обеспечиваться газотранспортной организацией в конечных точках газораспределительной сети (у потребителя) в пределах 3 - 4 баллов.
<a id="p100654"></a>Пункты контроля, периодичность отбора проб, а также интенсивность запаха газа (одоризация) должны определяться газораспределительными организациями в соответствии с государственным стандартом определения интенсивности запаха газа с записью результатов проверки в журнале.
<a id="p100655"></a>5.3.2. Величина давления и качество газа на выходе из газораспределительных станций (ГРС) должна поддерживаться на уровне номинальной, определенных проектом.
<a id="p100656"></a>Контроль давления газа в газопроводах поселений должен осуществляться измерением его не реже 1 раза в 12 мес. (в зимний период) в часы максимального потребления газа в точках, наиболее неблагополучных по режиму газоснабжения, устанавливаемых газораспределительной организацией.
<a id="p100657"></a>Газораспределительные организации должны обеспечивать нормативное давление газа у потребителя, при необходимости, осуществляя телеметрический контроль давления газа после ГРС.
<a id="p100658"></a>5.3.3. Проверка наличия влаги и конденсата в газопроводах, их удаление должны проводиться с периодичностью, исключающей возможность образования закупорок.
<a id="p100659"></a>5.3.4. Установленные на газопроводах запорная арматура и компенсаторы должны подвергаться ежегодному техническому обслуживанию и при необходимости - ремонту.
<a id="p100660"></a>Сведения о техническом обслуживании заносятся в журнал, а о капитальном ремонте (замене) - в паспорт газопровода.
<a id="p100661"></a>5.3.5. Действующие наружные газопроводы должны подвергаться периодическим обходам, приборному техническому обследованию, диагностике технического состояния, а также текущим и капитальным ремонтам с периодичностью, установленной настоящими Правилами.
<a id="p100662"></a>5.3.6. При обходе надземных газопроводов должны выявляться утечки газа, перемещения газопроводов за пределы опор, наличие вибрации, сплющивания, недопустимого прогиба газопровода, просадки, изгиба и повреждения опор, состояние отключающих устройств и изолирующих фланцевых соединений, средств защиты от падения электропроводов, креплений и окраски газопроводов, сохранность устройств электрохимической защиты и габаритных знаков на переходах в местах проезда автотранспорта.
<a id="p100663"></a>Обход должен производиться не реже 1 раза в 3 мес.
<a id="p100664"></a>Выявленные неисправности должны своевременно устраняться.
<a id="p100665"></a>5.3.7. При обходе наземных газопроводов должны выявляться утечки газа на трассе газопровода, нарушения целостности откосов отсыпки и одерновки обвалования, состояние отключающих устройств и переходов в местах проезда автотранспорта.
<a id="p100666"></a>Обход должен производиться не реже 1 раза в 3 мес.
<a id="p100667"></a>Выявленные неисправности должны своевременно устраняться.
<a id="p100668"></a>5.3.8. При обходе подземных газопроводов должны выявляться утечки газа на трассе газопровода по внешним признакам и приборами (отбор и анализ проб) на присутствие газа в колодцах и камерах инженерных подземных сооружений (коммуникаций), контрольных трубках, подвалах зданий, шахтах, коллекторах, подземных переходах, расположенных на расстоянии до 15 м по обе стороны от газопровода; уточняться сохранность настенных указателей, ориентиров сооружений и устройств электрохимической защиты; очищаться крышки газовых колодцев и коверов от снега, льда и загрязнений; выявляться пучения, просадки, оползни, обрушения и эрозии грунта, размывы газопровода паводковыми или дождевыми водами; контролироваться условия производства строительных работ, предусматривающие сохранность газопровода от повреждений.
<a id="p100669"></a>5.3.9. При обходе трасс газопровода следует обращать внимание на состояние берегов оврагов, балок, ручьев, рек, располагаемых в районе прокладки трассы, и при обнаружении наличия эрозионных, оползневых и других явлений принимать меры, обеспечивающие сохранность газопровода.
<a id="p100670"></a>При появлении опасности нарушения сохранности засыпки траншеи и оснований газопровода, обвалования, верха земляной подушки опор и (или) основания фундаментов под опоры следует обеспечить выполнение компенсирующих мероприятий, обеспечивающих их устойчивость (укрепление, отвод поверхностных вод, изменение течения воды в водных преградах и другие).
<a id="p100671"></a>При недостаточности этих мер следует принимать решение с проектной организацией по дальнейшей эксплуатации газопровода или переносу (перекладке) газопровода.
<a id="p100672"></a>5.3.10. Периодичность обхода трасс подземных газопроводов должна устанавливаться в зависимости от их технического состояния, наличия и эффективности электрозащитных установок, категории газопровода по давлению; пучинистости, просадочности и степени набухания грунтов, горных подработок, сейсмичности района, времени года и других факторов, но не реже периодичности, приведенной в [приложении 1.](#p101966)
<a id="p100673"></a>5.3.11. Обходчики наружных газопроводов должны иметь маршрутные карты с трассой газопроводов, схемой электрозащиты, местоположением газовых и других сооружений (коммуникаций), колодцев, подвалов зданий, подлежащих проверке на загазованность до 15 м по обе стороны от газопровода. Маршрутные карты должны ежегодно выверяться.
<a id="p100674"></a>До начала самостоятельной работы обходчики должны быть ознакомлены с трассой газопровода на местности.
<a id="p100675"></a>5.3.12. При обнаружении загазованности сооружений на трассе газопровода или утечки газа по внешним признакам рабочие, проводящие обход, обязаны немедленно известить аварийно-диспетчерскую службу и до приезда бригады принять меры по предупреждению окружающих (жильцов дома, прохожих) о загазованности и недопустимости открытого огня, пользования электроприборами и необходимости проветривания помещений.
<a id="p100676"></a>Дополнительно должна быть организована проверка приборами и проветривание загазованных подвалов, цокольных и первых этажей зданий, колодцев и камер подземных сооружений (коммуникаций) на расстоянии до 50 м по обе стороны от газопровода.

##### <a id="p100677"></a>5.3.13 Результаты обхода газопроводов должны отражаться в журнале.

<a id="p100678"></a>В случае выявления неисправностей или самовольного ведения работ в охранной зоне газопровода обходчики наружных газопроводов должны составлять рапорт руководству газораспределительной организации.
<a id="p100679"></a>5.3.14. Руководитель организации, по территории которой газопровод проложен транзитом, должен обеспечить доступ персонала газораспределительной (эксплуатационной) организации для проведения обхода, технического обслуживания и ремонта газопровода, локализации и ликвидации аварийных ситуаций.
<a id="p100680"></a>5.3.15. Владельцы зданий обязаны обеспечить герметизацию вводов и выпусков инженерных коммуникаций в подвалы и технические подполья.
<a id="p100681"></a>5.3.16. Наружные газопроводы подвергаются периодическому приборному обследованию, включающему: выявление мест повреждений изоляционного покрытия, утечек газа - для стальных газопроводов, выявление мест утечек газа - для полиэтиленовых. Периодическое приборное обследование технического состояния наружных газопроводов для определения мест повреждения изоляционных покрытий и наличия утечек газа должно проводиться не реже:
<a id="p100682"></a>1 раза в 5 лет - для надземных и подземных, в том числе переходов через несудоходные водные преграды для стальных газопроводов, кроме смонтированных методом направленного бурения;
<a id="p100683"></a>1 раз в 3 года - для переходов газопроводов через судоходные водные преграды, кроме смонтированных методом направленного бурения.
<a id="p100684"></a>Периодичность обследования подземных газопроводов на переходах через водные преграды, выполненные из полиэтилена методом направленного бурения, устанавливается эксплуатационной организацией.
<a id="p100685"></a>Газопроводы, требующие капитального ремонта или включенные в план на замену (перекладку), должны подвергаться приборному техническому обследованию не реже 1 раза в год.
<a id="p100686"></a>5.3.17. Внеочередные приборные технические обследования стальных газопроводов должны проводиться при обнаружении разрыва сварных стыков, сквозных коррозионных повреждений, а также при перерывах в работе электрозащитных установок в течение года:
<a id="p100687"></a>более 1 мес. - в зонах опасного действия блуждающих токов;
<a id="p100688"></a>более 6 мес. - в остальных случаях, если защита газопровода не обеспечена другими установками.
<a id="p100689"></a>Наличие коррозии и значение параметров изоляционного покрытия, характеризующих его защитные свойства, должны определяться во всех шурфах, отрываемых в процессе эксплуатации газопровода или смежных с ним сооружений.
<a id="p100690"></a>Проверка сварных стыков на вскрытых участках газопроводов неразрушающими методами должна проводиться в случае, если ранее на газопроводе были обнаружены их повреждения (разрывы).
<a id="p100691"></a>5.3.18. В местах выявленных повреждений изоляционного покрытия, а также на участках, где использование приборов затруднено индустриальными помехами, должны быть отрыты контрольные шурфы длиной не менее 1,5 м для визуального обследования.
<a id="p100692"></a>Количество шурфов в зонах индустриальных помех должно составлять не менее 1 на каждые 500 м распределительных газопроводов и на каждые 200 м газопроводов-вводов.
<a id="p100693"></a>5.3.19. Бурение скважин с целью проверки герметичности (плотности) подземного газопровода или для обнаружения мест утечек газа должно производиться на расстоянии не менее 0,5 м от стенки газопровода через каждые 2 м глубиной не менее глубины промерзания грунта в зимнее время, в остальное время - на глубину укладки трубы.
<a id="p100694"></a>5.3.20. Применение открытого огня для определения наличия газа в скважинах допускается не ближе 5 м от зданий и сооружений (колодцев) вдоль трасс газопроводов давлением до 0,3 МПа.
<a id="p100695"></a>Если газ в скважине не воспламеняется, проверка его наличия проводится приборами.
<a id="p100696"></a>5.3.21. При использовании высокочувствительных приборов (газоискателей) с чувствительностью не ниже 0,001% по объему для определения наличия газа глубина скважин может быть ограничена толщиной дорожного покрытия с целью их закладки вдоль оси газопровода.
<a id="p100697"></a>5.3.22. Проверка плотности газопроводов на герметичность осуществляется в соответствии с требованиями настоящих Правил к проведению испытаний при приемке газопроводов в эксплуатацию.
<a id="p100698"></a>5.3.23. Обследование подводных переходов газопроводов через судоходные водные преграды должно выполняться организацией, имеющей соответствующее оборудование и снаряжение. При этом уточняется местоположение газопровода относительно дна и наличие повреждений изоляционного покрытия по методике, утвержденной в установленном порядке.
<a id="p100699"></a>Проводится также определение целостности, взаиморасположения пригрузов на подводных переходах и в местах, где приняты меры против возможного всплытия газопроводов.
<a id="p100700"></a>5.3.24. Обследование подводных переходов газопроводов через несудоходные водные преграды может выполняться эксплуатационной организацией по производственной инструкции (методике), утвержденной в установленном порядке.
<a id="p100701"></a>5.3.25. Утечки газа на газопроводах, обнаруженные при приборном техническом обследовании, устраняются в аварийном порядке.
<a id="p100702"></a>Дефекты изоляционных покрытий, выявленные на газопроводах, расположенных в зонах опасного влияния блуждающих токов и на расстоянии менее 15 м от административных, общественных, бытовых и жилых зданий, должны устраняться в течение 1 мес., в остальных случаях - не позднее чем через 3 мес. после их обнаружения.
<a id="p100703"></a>После восстановления и ремонта изоляционного покрытия до наступления промерзания почвы должна быть проведена повторная проверка его состояния приборным методом.
<a id="p100704"></a>5.3.26. По результатам приборного технического обследования должен составляться акт.
<a id="p100705"></a>5.3.27. Производство работ в охранной зоне газопроводов должно осуществляться в соответствии с требованиями ["Правил](https://bukva.ai/docs/postanovlenie-878-2000#p100008) охраны газораспределительных сетей", утвержденных Постановлением Правительства Российской Федерации от 20.11.2000 N 878 <*>.

<a id="p100706"></a>

---

<a id="p100707"></a><*> Собрание законодательства Российской Федерации, 2000, N 48, ст. 4694.


#### <a id="p100708"></a>5.4. Текущий и капитальный ремонты наружных газопроводов



##### <a id="p100709"></a>5.4.1 К текущему ремонту газопроводов относятся работы:

<a id="p100710"></a>устранение дефектов, выявленных при техническом обследовании;
<a id="p100711"></a>устранение провеса надземных газопроводов, восстановление или замена креплений надземных газопроводов;
<a id="p100712"></a>окраска надземных газопроводов по мере необходимости;
<a id="p100713"></a>восстановление обвалования наземных газопроводов;
<a id="p100714"></a>проверка состояния люков, крышек газовых колодцев, коверов и устранение перекосов, оседаний и других неисправностей;
<a id="p100715"></a>окраска задвижек, кранов и компенсаторов по мере необходимости;
<a id="p100716"></a>проверка герметичности резьбовых соединений, конденсатосборников и гидрозатворов, устранение повреждений их стояков, наращивание или обрезка выводных трубок конденсатосборников, гидрозатворов и контрольных трубок;
<a id="p100717"></a>устранение утечек газа путем приварки обычных и лепестковых муфт, полумуфт на стальных газопроводах или полумуфт с закладными нагревательными элементами на полиэтиленовых газопроводах в местах отключения газопровода с помощью пережимных устройств;
<a id="p100718"></a>вварка патрубков (катушек);
<a id="p100719"></a>установка лепестковых муфт на стыках стальных газопроводов, имеющих дефекты: непровар корня шва, шлаковые включения и поры сверх установленных норм;
<a id="p100720"></a>ремонт отдельных мест повреждений изоляционных покрытий стальных газопроводов, в том числе на подводных переходах с помощью специальных клеев, разрешенных к применению в установленном порядке;
<a id="p100721"></a>ремонт и замена компенсаторов;
<a id="p100722"></a>замена арматуры;
<a id="p100723"></a>ремонт и замена ограждений надземно установленной арматуры;
<a id="p100724"></a>замена люков и коверов;
<a id="p100725"></a>ремонт газовых колодцев;
<a id="p100726"></a>ликвидация конденсатосборников и сифонных трубок;
<a id="p100727"></a>восстановление постели подводных переходов, футеровки труб, засыпка размытых участков и восстановление пригрузов;
<a id="p100728"></a>восстановление или замена опознавательных столбов или настенных указателей;
<a id="p100729"></a>восстановление засыпки газопровода до проектных отметок в случае размыва или эрозии грунта;
<a id="p100730"></a>замена цокольных вводов (в том числе участков на выходе из земли) газопроводов;
<a id="p100731"></a>замена отдельных соединительных деталей, в том числе переходов "сталь-полиэтилен" полиэтиленовых газопроводов;
<a id="p100732"></a>очистка арматуры и компенсаторов от грязи и ржавчины, окраска их по мере необходимости;
<a id="p100733"></a>разгон червяка у задвижек, его смазка;
<a id="p100734"></a>проверка и набивка сальников;
<a id="p100735"></a>смазка и при необходимости устранение неисправностей приводного устройства задвижек;
<a id="p100736"></a>проверка состояния компенсаторов (стяжные болты должны быть сняты);
<a id="p100737"></a>проверка герметичности всех сварных, резьбовых и фланцевых соединений мыльной эмульсией или приборным методом;
<a id="p100738"></a>смена износившихся и поврежденных болтов и прокладок.
<a id="p100739"></a>5.4.2. Текущий ремонт запорной арматуры и компенсаторов проводится не реже одного раза в год.
<a id="p100740"></a>Если заводом-изготовителем определена иная периодичность, то работы выполняются в соответствии с инструкцией изготовителя.
<a id="p100741"></a>Результаты проверки и ремонта арматуры и компенсаторов заносятся в паспорт газопровода.
<a id="p100742"></a>Устранение негерметичности арматуры на газопроводах возможно производить при давлении газа не выше 0,1 МПа.
<a id="p100743"></a>5.4.3. Прокладочный материал для уплотнения соединений фланцев арматуры должен соответствовать действующим стандартам. Паронит перед установкой на действующий газопровод должен быть пропитан в олифе.
<a id="p100744"></a>5.4.4. Перенабивка сальников арматуры на действующем газопроводе допустима при давлении не более 0,1 МПа.
<a id="p100745"></a>5.4.5. Устранение утечек газа из резьбовых соединений на сифонных трубках конденсатосборников с применением специальных приспособлений допустимо при давлении до 0,1 МПа.
<a id="p100746"></a>5.4.6. Замена прокладок фланцевых соединений газопровода допустима при условии установки кабельной перемычки между их разъединяемыми частями.
<a id="p100747"></a>Станции электрохимической защиты при производстве работ выключаются.
<a id="p100748"></a>5.4.7. Ремонт мест коррозионных или механических повреждений стальных газопроводов может производиться путем вварки катушек длиной не менее 200 мм.
<a id="p100749"></a>Места механических повреждений, некачественные сварные стыки полиэтиленовых газопроводов должны ремонтироваться вваркой патрубков длиной не менее 500 мм.
<a id="p100750"></a>Качество сварных стыков должно быть проверено на герметичность мыльной эмульсией или прибором.
<a id="p100751"></a>Кроме того, стыки должны быть проверены физическим методом, кроме стыков полиэтиленовых газопроводов, сваренных с помощью муфт с закладными нагревателями.
<a id="p100752"></a>При механическом повреждении стального газопровода со смещением со своего местоположения два ближайших сварных стыка в обе стороны от повреждения должны быть проверены физическим методом контроля.
<a id="p100753"></a>5.4.8. Поврежденные сварные стыки стальных газопроводов с разрывами, трещинами могут ремонтироваться путем установки муфт.
<a id="p100754"></a>Герметичность сварных швов муфт должна проверяться мыльной эмульсией или прибором.
<a id="p100755"></a>Сварка муфт должна проводиться при давлении не выше 0,1 МПа.
<a id="p100756"></a>5.4.9. Ликвидация конденсатосборников может производиться без вырезки горшков, находящихся ниже зоны промерзания грунта не менее чем на 0,2 м.
<a id="p100757"></a>При ослаблении фланцевых соединений и вскрытии полости газопровода должны приниматься меры, максимально сокращающие выход газа наружу и усиленную вентиляцию места работ.

##### <a id="p100758"></a>5.4.10 К текущему ремонту установок электрозащиты от коррозии относятся работы:

<a id="p100759"></a>замена установок электрозащиты без изменения установленной мощности;
<a id="p100760"></a>ремонт и замена контуров анодного заземления без изменения места их расположения, материалов и конструкций;
<a id="p100761"></a>ремонт и замена питающих линий (кабелей), дренажных кабелей, контуров защитного заземления без изменения проектного решения;
<a id="p100762"></a>ремонта и замена отдельных частей и блоков установок электрозащиты;
<a id="p100763"></a>замена протекторов.
<a id="p100764"></a>5.4.11. Работы по текущему ремонту должны выполняться по плану или графику, утвержденному техническим руководителем эксплуатирующей (газораспределительной) организации.

##### <a id="p100765"></a>5.4.12 При капитальном ремонте газопроводов выполняются следующие работы:

<a id="p100766"></a>замена отдельных участков газопроводов;
<a id="p100767"></a>замена газовых колодцев;
<a id="p100768"></a>замена установок электрохимической защиты, питающих и дренажных кабелей, а также их контуров анодного и защитного заземлений;
<a id="p100769"></a>ремонт мест повреждений изоляции;
<a id="p100770"></a>установка муфт на поврежденные участки газопроводов и стыки;
<a id="p100771"></a>ремонт и замена опор надземных газопроводов;
<a id="p100772"></a>ремонт и замена компенсаторов;
<a id="p100773"></a>восстановление засыпки газопровода до проектных отметок в случае размыва или эрозии почвы;
<a id="p100774"></a>замена цокольных вводов, входов и выходов из земли;
<a id="p100775"></a>замена отдельных соединительных деталей, в том числе переходов "сталь-полиэтилен" полиэтиленовых газопроводов.
<a id="p100776"></a>Замена установок электрозащиты с изменением мощности, размещения или конструкции контура анодного заземления производится по проекту.
<a id="p100777"></a>5.4.13. Капитальный ремонт газопровода с перекладкой его по новой трассе должен производиться по проекту. Капитальный ремонт газопровода без изменения его местоположения допустим по эскизу с внесением изменений в исполнительную документацию.
<a id="p100778"></a>Реконструкция стальных газопроводов может осуществляться открытым или бестраншейным методом.
<a id="p100779"></a>5.4.14. Проекты реконструкции должны разрабатываться на основе введенных в действие нормативных документов.
<a id="p100780"></a>5.4.15. Стальные газопроводы, используемые для протяжки внутри них полиэтиленовых (в том числе профилированных) труб, следует относить к каркасу или футляру.
<a id="p100781"></a>5.4.16. Допускается в пределах норм, предусмотренных технологической документацией, наличие коррозионных отверстий в теле стальных газопроводов при реконструкции их синтетическим тканевым шлангом на основе специального двухкомпонентного клея.
<a id="p100782"></a>В этом случае защита от электрохимической коррозии каркаса сохраняется.
<a id="p100783"></a>5.4.17. Стальные газопроводы, используемые для протяжки внутри них полиэтиленовых (в том числе профилированных) труб, подлежат защите от электрохимической коррозии на участках, где они выполняют функцию футляров.


#### <a id="p100784"></a>5.5. Техническое диагностирование газопроводов


<a id="p100785"></a>5.5.1. Техническое диагностирование осуществляется с целью определения технического состояния газопровода и установления ресурса его дальнейшей эксплуатации на основании проведенной экспертизы.
<a id="p100786"></a>5.5.2. Диагностирование должно проводиться по истечении 40 лет для стальных наземных в обваловании, подземных, а также 50 лет для полиэтиленовых газопроводов после ввода их в эксплуатацию.
<a id="p100787"></a>Досрочное диагностирование газопроводов назначается в случаях аварий, вызванных коррозионными разрушениями стальных газопроводов, потерей прочности (разрывом) сварных стыков, а также в случае строительства стальных газопроводов свыше нормативного срока в грунтах высокой коррозионной агрессивности без электрохимической защиты.
<a id="p100788"></a>Решение о проведении работ по диагностированию или реконструкции (замене) газопровода принимается собственником газораспределительной сети.
<a id="p100789"></a>5.5.3. Планы-графики диагностирования газопроводов составляются за 6 мес. до истечения нормативного срока их эксплуатации и согласовываются с территориальным органом Госгортехнадзора России.
<a id="p100790"></a>5.5.4. Порядок диагностирования стальных и полиэтиленовых газопроводов, а также газового оборудования должен устанавливаться нормативными документами, утверждаемыми Госгортехнадзором России.
<a id="p100791"></a>5.5.5. Участки стальных газопроводов, проложенные под магистральными железными дорогами, автомобильными дорогами 1 и 2 категории, под проезжей частью улиц с интенсивным движением транспорта, через судоходные водные преграды, должны исследоваться с применением метода акустической эмиссии или иными неразрушающими методами.
<a id="p100792"></a>5.5.6. При диагностировании стальных газопроводов следует руководствоваться "Инструкцией по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов" РД 12-411-01, утвержденной Постановлением Госгортехнадзора России от 09.07.2001 N 28, не нуждается в государственной регистрации (письмо Минюста России от 19.07.2001 N 07/7289-ЮД).
<a id="p100793"></a>5.5.7. Продление ресурса эксплуатации газопровода и установление срока последующего проведения технического диагностирования газопровода определяются экспертной организацией.
<a id="p100794"></a>5.5.8. По результатам диагностирования составляется заключение экспертизы, содержащее ресурс безопасной эксплуатации газопровода и мероприятия по ремонту или его замене.
<a id="p100795"></a>Заключение экспертизы о техническом состоянии газопровода утверждается территориальным органом Госгортехнадзора России в установленном порядке.


#### <a id="p100796"></a>5.6. Газорегуляторные пункты


<a id="p100797"></a>5.6.1. Режим работы ГРП, в том числе блочных (ГРПБ), шкафных газорегуляторных пунктов (ШРП) и газорегуляторных установок (ГРУ) должен устанавливаться в соответствии с проектом.
<a id="p100798"></a>5.6.2. Параметры настройки регуляторов в ГРП городов и населенных пунктов для бытовых потребителей должны исходить из максимального давления на выходе до 0,003 МПа.
<a id="p100799"></a>5.6.3. Предохранительные сбросные клапаны, в том числе встроенные в регуляторы давления, должны обеспечить сброс газа при превышении номинального рабочего давления после регулятора не более чем на 15%; верхний предел срабатывания предохранительно-запорных клапанов (ПЗК) не должен превышать номинальное рабочее давление газа после регулятора более чем на 25%.
<a id="p100800"></a>5.6.4. Колебания давления газа на выходе из ГРП допускаются в пределах 10% от рабочего давления. Неисправности регуляторов, вызывающие повышение или понижение рабочего давления, неполадки в работе предохранительных клапанов, а также утечки газа, должны устраняться в аварийном порядке.
<a id="p100801"></a>5.6.5. Включение в работу регулятора давления в случае прекращения подачи газа должно производиться после выявления причины срабатывания предохранительно-запорного клапана (ПЗК) и принятия мер по устранению неисправности.
<a id="p100802"></a>5.6.6. При эксплуатации ГРП с номинальной пропускной способностью регулятора свыше 50 м3/час должны выполняться следующие работы, если изготовителем не исключены отдельные виды работ или предусмотрена большая периодичность их проведения:
<a id="p100803"></a>осмотр технического состояния (обход) - в сроки, устанавливаемые производственной инструкцией;
<a id="p100804"></a>проверка параметров срабатывания предохранительно-запорных и сбросных клапанов - не реже 1 раза в 3 мес., а также по окончании ремонта оборудования;
<a id="p100805"></a>техническое обслуживание - не реже 1 раза в 6 мес.;
<a id="p100806"></a>текущий ремонт - не реже 1 раза в 12 мес.;
<a id="p100807"></a>капитальный ремонт - при замене оборудования, средств измерений, ремонте отдельных элементов здания, систем отопления, вентиляции, освещения - на основании дефектных ведомостей, составленных по результатам технических осмотров и текущих ремонтов.
<a id="p100808"></a>5.6.7. Осмотр технического состояния и текущий ремонт ГРП с пропускной способностью регулятора свыше 50 м3/час должны проводиться по графикам в сроки, обеспечивающие безопасность и надежность эксплуатации, утвержденным техническим руководителем эксплуатирующей организации.

##### <a id="p100809"></a>5.6.8 При осмотре технического состояния ГРП с пропускной способностью регулятора свыше 50 м3/час должны выполняться:

<a id="p100810"></a>проверка по приборам давления газа до и после регулятора, перепада давления на фильтре, температуры воздуха в помещении (шкафу), если предусмотрено их отопление, отсутствие утечки газа с помощью мыльной эмульсии или прибором;
<a id="p100811"></a>контроль за правильностью положения молоточка и надежности сцепления рычагов предохранительно-запорного клапана;
<a id="p100812"></a>смена картограмм регистрирующих приборов, прочистка и заправка перьев, завод часового механизма. Установка пера на "нуль" - не реже одного раза в 15 дней;
<a id="p100813"></a>проверка состояния и работы электроосвещения, вентиляции, системы отопления, визуальное выявление трещин и неплотностей стен, отделяющих основное и вспомогательное помещения ГРП;
<a id="p100814"></a>внешний и внутренний осмотр здания ГРП, при необходимости - очистка помещения и оборудования ГРП от загрязнений.
<a id="p100815"></a>При оснащении систем газоснабжения городских и сельских поселений средствами АСУ ТП РГ технический осмотр ГРП должен производиться в сроки, определяемые инструкцией по эксплуатации систем телемеханики, но не реже одного раза в месяц.
<a id="p100816"></a>5.6.9. При техническом обслуживании ГРП с пропускной способностью регулятора свыше 50 м3/час должны выполняться работы, предусмотренные при осмотре технического состояния, а также:
<a id="p100817"></a>проверка работоспособности и герметичности запорной арматуры и предохранительных клапанов;
<a id="p100818"></a>проверка плотности всех соединений и арматуры, устранение утечек газа, осмотр и очистка фильтра;
<a id="p100819"></a>определение плотности и чувствительности мембран регулятора давления и управления;
<a id="p100820"></a>продувка импульсных трубок к контрольно-измерительным приборам, предохранительно-запорному клапану и регулятору давления;
<a id="p100821"></a>проверка параметров настройки запорных и сбросных клапанов.
<a id="p100822"></a>5.6.10. При ежегодном текущем ремонте ГРП с пропускной способностью регулятора свыше 50 м3/час должны выполняться работы, предусмотренные при техническом обслуживании, а также:
<a id="p100823"></a>разборка регуляторов давления, предохранительных клапанов с очисткой их от коррозии и загрязнений, проверка плотности клапанов относительно седла, состояние мембран, смазка трущихся частей, ремонт или замена изношенных деталей, проверка надежности креплений конструкционных узлов, не подлежащих разборке;
<a id="p100824"></a>разборка запорной арматуры, не обеспечивающей герметичность закрытия;
<a id="p100825"></a>ремонт строительных конструкций;
<a id="p100826"></a>проверка и прочистка дымоходов ГРП - один раз в год перед отопительным сезоном;
<a id="p100827"></a>ремонт системы отопления ГРП - один раз в год перед отопительным сезоном.
<a id="p100828"></a>Если заводом-изготовителем установлен иной состав работ и периодичность их проведения к оборудованию, то работы выполняются в соответствии с инструкцией по эксплуатации завода-изготовителя.

##### <a id="p100829"></a>5.6.11 К капитальному ремонту ГРП с пропускной способностью регулятора свыше 50 м3/час относятся работы по:

<a id="p100830"></a>ремонту здания (конструктивных элементов) и его инженерного оборудования (освещения, вентиляции, отопления);
<a id="p100831"></a>ремонту и замене устаревшего и изношенного оборудования или отдельных его узлов и частей.

##### <a id="p100832"></a>5.6.12 При эксплуатации ШРП с пропускной способностью регулятора до 50 м3/час должны выполняться:

<a id="p100833"></a>осмотр технического состояния, совмещенный с техническим обслуживанием, - не реже 1 раза в 12 мес.;
<a id="p100834"></a>текущий и капитальный ремонты - по мере необходимости.
<a id="p100835"></a>5.6.13. При выполнении технического обслуживания (совмещенного с осмотром технического состояния) ШРП с пропускной способностью регулятора до 50 м3/час должны выполняться следующие виды работ, если иной порядок не установлен заводом-изготовителем:
<a id="p100836"></a>внешний осмотр оборудования, при необходимости - очистка его от загрязнений;
<a id="p100837"></a>проверка по прибору величины давления газа после регулятора, засоренности фильтра и, при необходимости, его прочистка;
<a id="p100838"></a>проверка величины параметра срабатывания предохранительно-запорного клапана;
<a id="p100839"></a>проверка отсутствия утечек газа, при выявлении - их устранение.
<a id="p100840"></a>5.6.14. Газ по обводному газопроводу (байпасу) допускается подавать только в течение времени, необходимого для ремонта оборудования и арматуры. Работа должна выполняться бригадой рабочих в составе не менее двух человек под руководством специалиста.
<a id="p100841"></a>5.6.15. Перепад давления газа на фильтре не должен превышать величины, установленной заводом-изготовителем.
<a id="p100842"></a>Разборка и очистка кассеты фильтра должны производиться при техническом обслуживании вне помещения ГРП (ГРУ) в местах, удаленных от легковоспламеняющихся веществ и материалов.
<a id="p100843"></a>5.6.16. Настройка и проверка параметров срабатывания предохранительных клапанов допускаются с помощью регулятора давления, если верхний предел их срабатывания не превышает 0,003 МПа.
<a id="p100844"></a>5.6.17. При разборке оборудования отключающие устройства должны быть закрыты. На границах отключаемого участка устанавливаются заглушки, рассчитанные на максимальное входное давление газа.
<a id="p100845"></a>Для удобства установки заглушек при монтаже газопроводов должны предусматриваться фланцевые соединения для установки поворотной или листовой заглушки с приспособлением для разжима фланцев и токопроводящей перемычкой.
<a id="p100846"></a>5.6.18. Техническое обслуживание и текущий ремонт оборудования газорегуляторных пунктов с гарантированным сроком эксплуатации может производиться в соответствии с паспортом завода-изготовителя. По истечении гарантийного срока это оборудование должно пройти сервисное обслуживание с оформлением акта.
<a id="p100847"></a>5.6.19. Ремонт электрооборудования ГРП и замена электроламп должны проводиться при снятом напряжении.
<a id="p100848"></a>Снаружи здания ГРП, на ШРП и ограждении ГРУ должны быть предупредительные надписи "Огнеопасно - газ".


#### <a id="p100849"></a>5.7. Взрывозащищенное электрооборудование, контрольно-измерительные приборы, системы автоматизации и сигнализации


<a id="p100850"></a>5.7.1. Эксплуатационная организация должна обеспечить постоянный технический контроль, обслуживание, текущий и капитальный ремонты приборов и средств автоматизации, блокировок и сигнализации, установленных на газопроводах и газоиспользующих установках, а также взрывозащищенного электрооборудования, обеспечивающего режим безопасной коммутации электроцепей во взрывоопасных зонах и помещениях.
<a id="p100851"></a>5.7.2. Проверка герметичности импульсных газопроводов проводится при осмотрах и техническом обслуживании газового оборудования.
<a id="p100852"></a>5.7.3. Объем и периодичность работ по техническому обслуживанию и ремонту средств измерений, систем автоматизации и сигнализации устанавливаются государственными стандартами на соответствующие приборы или инструкциями заводов-изготовителей. Объем и периодичность работ по техническому обслуживанию и ремонту технических средств АСУ ТП РГ определяются ее разработчиком и согласовываются с эксплуатирующей организацией и территориальным органом Госгортехнадзора России.
<a id="p100853"></a>5.7.4. Проведение метрологического надзора за средствами измерений осуществляется в соответствии с требованиями нормативных актов в области метрологического контроля.

##### <a id="p100854"></a>5.7.5 Периодической метрологической поверке подлежат следующие средства измерений:

<a id="p100855"></a>тягонапоромеры; манометры показывающие, самопишущие, дистанционные - не реже 1 раза в 12 мес.;
<a id="p100856"></a>переносные и стационарные стандартизированные газоанализаторы, сигнализаторы довзрывных концентраций газа - 1 раз в 6 мес., если другие сроки не установлены заводом-изготовителем.
<a id="p100857"></a>5.7.6. Не допускаются к применению средства измерения, у которых отсутствует пломба или клеймо, просрочен срок поверки, имеются повреждения, стрелка при отключении не возвращается к нулевому делению шкалы на величину, превышающую половину допускаемой погрешности для данного прибора.
<a id="p100858"></a>5.7.7. На циферблате или корпусе показывающих манометров должно быть обозначено значение шкалы, соответствующее максимальному рабочему давлению.
<a id="p100859"></a>5.7.8. Значение уставок срабатывания автоматики безопасности, блокировок и средств сигнализации должно соответствовать параметрам, указанным в техническом отчете пусконаладочной организации.
<a id="p100860"></a>Сигнализаторы, контролирующие состояние загазованности, должны срабатывать при возникновении в помещении концентрации газа, не превышающей 20% от нижнего концентрационного предела распространения пламени.
<a id="p100861"></a>5.7.9. АСУ ТП РГ должна обеспечивать достоверность и надежность получения информации по автоматизированным зонам обслуживания.
<a id="p100862"></a>5.7.10. Проверка срабатывания устройств защиты, блокировок и сигнализации должна проводиться не реже 1 раза в мес., если другие сроки не предусмотрены заводом-изготовителем.
<a id="p100863"></a>5.7.11. Проверка сигнализаторов загазованности должна выполняться с помощью контрольных газовых смесей.
<a id="p100864"></a>5.7.12. Эксплуатация газового оборудования с отключенными технологическими защитами, блокировками, сигнализацией и контрольно-измерительными приборами, предусмотренными проектом, не допускается.
<a id="p100865"></a>5.7.13. Приборы, снятые в ремонт или на поверку, должны заменяться на идентичные по условиям эксплуатации.
<a id="p100866"></a>5.7.14. Техническое обслуживание и ремонт средств измерений, устройств автоматики и телемеханики АСУ ТП РГ должны осуществляться персоналом газораспределительной организации или по договору специализированной организацией, имеющей соответствующий опыт в проведении таких работ.
<a id="p100867"></a>Персонал, осуществляющий техническое обслуживание и ремонт устройств автоматики и телемеханики АСУ ТП РГ, должен знать устройство и работу аппаратуры, приборов КИП, уметь производить ее ремонт и регулировку, знать устройство газового оборудования, быть аттестованным по вопросам промышленной безопасности, а также пройти проверку знаний настоящих Правил и правил безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей с присвоением соответствующей группы по электробезопасности.
<a id="p100868"></a>5.7.15. Работы по регулировке и ремонту систем автоматизации, противоаварийных защит, блокировок и сигнализации в загазованном помещении не допускаются.
<a id="p100869"></a>5.7.16. Устройство электрооборудования, используемого в газораспределительных сетях, должно отвечать требованиям правил устройства электроустановок и эксплуатироваться с соблюдением [правил](https://bukva.ai/docs/prikaz-6-2003-minenergo-rossii-ministerstvo#p100011) технической эксплуатации и техники безопасности электроустановок потребителей и инструкций заводов-изготовителей.
<a id="p100870"></a>5.7.17. Порядок организации ремонта электрооборудования в нормальном исполнении и взрывозащищенного, объем и периодичность выполняемых при этом работ должны соответствовать требованиям соответствующих нормативных документов.


#### <a id="p100871"></a>5.8. Средства защиты газопроводов от коррозии


<a id="p100872"></a>5.8.1. Эксплуатация средств электрохимической защиты и периодический контроль потенциалов на подземных газопроводах должны проводиться специализированными организациями, службами, лабораториями, аттестованными в порядке, устанавливаемом Госгортехнадзором России.
<a id="p100873"></a>5.8.2. Организация, эксплуатирующая установки электрохимической защиты, должна проводить их техническое обслуживание и ремонт, иметь схемы мест расположения защитных установок, опорных (контрольно-измерительных пунктов) и других точек измерения потенциалов газопровода, данные о коррозионной агрессивности грунтов и источниках блуждающих токов, а также проводить ежегодный анализ коррозионного состояния газопроводов и эффективности работы электрозащитных установок.
<a id="p100874"></a>5.8.3. Электрохимическая защита газопроводов в грунтах высокой коррозионной агрессивности, независимо от влияния блуждающих токов, должна обеспечивать значения поляризационных потенциалов стали в пределах от -0,85 вольт до -1,15 вольт (относительно насыщенного медносульфатного электрода сравнения) или значения суммарного потенциала (включающие поляризационную и омическую составляющие) - разности потенциалов между трубой и землей в пределах от -0,9 вольт до -2,5 вольт (относительно насыщенного медносульфатного электрода сравнения).
<a id="p100875"></a>При наличии опасного влияния блуждающих токов в грунтах низкой и средней коррозионной агрессивности катодная поляризация должна обеспечивать отсутствие на газопроводах анодных и знакопеременных зон.
<a id="p100876"></a>5.8.4. При эксплуатации электрозащитных установок должно проводиться их техническое обслуживание, которое включает периодический осмотр установок и проверку эффективности их работы.
<a id="p100877"></a>5.8.5. Технический осмотр электрозащитных установок, не оборудованных средствами телеметрического контроля, должен производиться не реже 4 раз в месяц - на дренажных, 2 раза в месяц - на катодных, 1 раз в 6 месяцев - на протекторных установках.
<a id="p100878"></a>При наличии средств телеметрического контроля сроки проведения технических осмотров устанавливаются техническим руководителем эксплуатационной (газораспределительной) организации с учетом данных о надежности устройств телеметрического контроля.
<a id="p100879"></a>5.8.6. Проверка эффективности электрохимической защиты газопровода должна проводиться путем измерения поляризационного потенциала или разности потенциалов между трубой и землей не реже чем 2 раза в год (с интервалом не менее 4 месяцев), а также после каждого изменения рабочих параметров электрозащитных установок или коррозионных условий.
<a id="p100880"></a>5.8.7. Проверка эффективности электрохимической защиты проводится на защищаемом газопроводе в опорных точках (в точке подключения электрозащитной установки и на границах создаваемой ею защитной зоны).
<a id="p100881"></a>Для подключения к газопроводу могут быть использованы специальные контрольно-измерительные пункты, вводы в здание и другие элементы газопровода, доступные для выполнения измерений.
<a id="p100882"></a>5.8.8. Суммарная продолжительность перерывов в работе установок ЭХЗ не должна превышать 14 суток в течение года.
<a id="p100883"></a>В случаях, когда в зоне действия вышедшей из строя установки защитный потенциал газопровода обеспечивается соседними установками (перекрывание зон защиты), сроки устранения неисправности определяются техническим руководителем эксплуатирующей (средства защиты) организации.
<a id="p100884"></a>5.8.9. Если при техническом осмотре установлено, что катодная установка не работает, а телеметрический контроль за ее работой не осуществлялся, следует принимать, что перерыв в ее работе составил 14 суток (от одного технического осмотра до другого).
<a id="p100885"></a>5.8.10. Исправность электроизолирующих соединений должна проверяться не реже 1 раза в 12 месяцев.
<a id="p100886"></a>5.8.11. Измерения потенциалов для определения опасного влияния блуждающих токов на участках газопровода, ранее не требовавших защиты, следует проводить не реже 1 раза в 2 года, а также при каждом изменении коррозионных условий, с интервалом между точками измерения не более 200 м в поселениях и не более 500 м на межпоселковых газопроводах.
<a id="p100887"></a>5.8.12. Собственник газопровода или газораспределительная организация должны своевременно принимать меры по ремонту защитных покрытий подземных стальных газопроводов.
<a id="p100888"></a>5.8.13. Приборное обследование состояния изоляционного покрытия газопроводов должно производиться не реже 1 раза в 5 лет.
<a id="p100889"></a>5.8.14. Обследование состояния изоляционного покрытия (переходное электрическое сопротивление, адгезия) и поверхности металла трубы под покрытием должно проводиться во всех шурфах, отрываемых в процессе эксплуатации газопровода при его ремонте, реконструкции и ликвидации коррозионных повреждений или повреждений изоляции.
<a id="p100890"></a>5.8.15. Изоляция сварных стыковых соединений газопроводов, мест врезок (присоединений), ремонт поврежденных участков покрытий и контроль качества выполненных работ должны осуществляться по технологическим инструкциям для каждого вида покрытий, согласованным с органами Госгортехнадзора России.
<a id="p100891"></a>5.8.16. Сварные стыки труб и места повреждений защитного покрытия должны изолироваться теми же материалами, что и газопроводы, а также битумными мастиками с армирующими слоями, термоусаживающимися на основе полиэтилена муфтами, комбинированными мастично-ленточными материалами и другими покрытиями, разрешенными к применению в установленном порядке.
<a id="p100892"></a>Запрещается применять липкие ленты для изоляции стыков на газопроводах с битумными покрытиями.
<a id="p100893"></a>5.8.17. При изоляции стыков труб с разными защитными покрытиями следует применять рулонные материалы, сочетающиеся с покрытием линейной части газопроводов в соответствии с нормативно-технической документацией, утвержденной в установленном порядке.
<a id="p100894"></a>5.8.18. Владельцем газопровода должны устанавливаться причины возникновения коррозионно-опасных зон.
<a id="p100895"></a>5.8.19. Каждый случай сквозного коррозионного повреждения газопроводов подлежит расследованию в установленном порядке комиссией, в состав которой должен входить представитель специализированной организации по защите газопроводов от коррозии. О дате и месте работы комиссии собственник газопровода обязан заблаговременно известить территориальный орган Госгортехнадзора России.


#### <a id="p100896"></a>5.9. Внутренние газопроводы и газоиспользующие установки, производственные, отопительно-производственные и отопительные котельные


<a id="p100897"></a>5.9.1. Производственные помещения, в которых проложены газопроводы и установлены газоиспользующие установки и арматура, должны быть доступны для технического обслуживания и ремонта, а также соответствовать проекту.
<a id="p100898"></a>5.9.2. Запрещается использовать газопроводы в качестве опорных конструкций и заземлений.
<a id="p100899"></a>5.9.3. Внутренние газопроводы, а также газовое оборудование (технические устройства) должны подвергаться техническому обслуживанию не реже 1 раза в мес. и текущему ремонту - не реже 1 раза в 12 мес. в случаях, если в паспорте завода-изготовителя нет ресурса эксплуатации и нет данных об его ремонте.
<a id="p100900"></a>5.9.4. Проверка технического состояния промышленных дымоотводящих устройств (газоходов, боровов и дымовых труб) должна производиться после их ремонта, а также до пуска в работу установок сезонного действия и при нарушении тяги.
<a id="p100901"></a>5.9.5. Газопроводы к газоиспользующим установкам, котлам и печам при пуске газа должны продуваться газом до вытеснения всего воздуха в течение времени, определенного расчетом (экспериментально), указанного в производственной инструкции, но не менее 10 мин. Окончание продувки определяется анализом на содержание кислорода в газопроводах. При содержании кислорода более 1% по объему розжиг горелок не допускается.
<a id="p100902"></a>Газопроводы должны иметь систему продувочных газопроводов с отключающими устройствами и штуцерами для отбора проб в местах, определенных проектом.
<a id="p100903"></a>Продувать газопроводы через трубопроводы безопасности и газогорелочные устройства не допускается.
<a id="p100904"></a>5.9.6. Топки и газоходы перед пуском газоиспользующих установок, котлов, печей должны быть провентилированы.
<a id="p100905"></a>Время вентиляции определяется расчетом и устанавливается инструкцией или (для автоматизированных горелок) программой запуска (розжига).
<a id="p100906"></a>5.9.7. Отключающая арматура на газопроводе перед горелкой должна перед розжигом проверяться на герметичность затвора в порядке, установленном проектом.
<a id="p100907"></a>Горелки пусковой мощностью свыше 0,4 МВт должны оснащаться стационарной запальной горелкой, обеспечивающей факел у основной горелки в режиме розжига, а также наличие факела на всех режимах работы газоиспользующей установки.
<a id="p100908"></a>Врезка газопровода к защитно-запальным устройствам (ЗЗУ) горелок для газоиспользующих установок должна быть выполнена до предохранительных запорных клапанов (ПЗК).
<a id="p100909"></a>На котлах, конструкцией которых предусмотрены растопочные горелки, защитно-запальные устройства (ЗЗУ), обеспечивающие наличие и контроль запального факела у горелки в режиме розжига и селективный контроль факела основной горелки во всех режимах работы котла, включая режим розжига, допускается устанавливать только на растопочных горелках.
<a id="p100910"></a>5.9.8. Газопроводы газоиспользующих установок с горелками единичной тепловой мощностью свыше 0,35 МВт до 1,2 МВт должны быть оборудованы по ходу газа двумя располагаемыми последовательно предохранительными запорными клапанами (ПЗК) и регулирующим устройством перед горелкой.
<a id="p100911"></a>Газопроводы газоиспользующих установок с горелками единичной тепловой мощностью свыше 1,2 МВт должны быть оборудованы по ходу газа двумя располагаемыми последовательно предохранительными запорными клапанами (ПЗК), автоматическим отключающим устройством, установленным между ними, связанным с атмосферой, обеспечивающим автоматическую проверку герметичности затворов предохранительных запорных клапанов (ПЗК) перед запуском (розжигом) и регулирующим устройством перед горелкой.
<a id="p100912"></a>5.9.9. На газоиспользующих установках, оборудованных группой горелок с контролируемым факелом, обеспечивающим розжиг остальных горелок (группы), допускается первый по ходу газа предохранительный запорный клапан (ПЗК) устанавливать общим.

##### <a id="p100913"></a>5.9.10 Газоиспользующие установки должны оснащаться системой технологических защит, прекращающих подачу газа в случаях:

<a id="p100914"></a>погасания факела горелки;
<a id="p100915"></a>отклонения давления газа перед горелкой за пределы области устойчивой работы;
<a id="p100916"></a>понижения давления воздуха ниже допустимого (для двухпроводных горелок);
<a id="p100917"></a>уменьшения разрежения в топке (кроме топок, работающих под наддувом);
<a id="p100918"></a>прекращения подачи электроэнергии или исчезновения напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления и средствах измерения.
<a id="p100919"></a>5.9.11. Каждая газоиспользующая установка должна быть оснащена блокировкой, исключающей подачу газа в топку при отсутствии факела на защитно-запальном устройстве (ЗЗУ).
<a id="p100920"></a>Автоматика безопасности при ее отключении или неисправности должна блокировать возможность подачи газа на газоиспользующую установку в ручном режиме.
<a id="p100921"></a>Автоматика безопасности и регулирования должна обеспечивать нормативный процесс эксплуатации газоиспользующего оборудования в автоматическом режиме, исключая возможность вмешательства в этот процесс обслуживающего персонала.
<a id="p100922"></a>5.9.12. Если при розжиге горелки или в процессе регулирования произошел отрыв, проскок или погасание пламени, подача газа на горелку и защитно-запальное устройство (ЗЗУ) должна быть немедленно прекращена.
<a id="p100923"></a>К повторному розжигу разрешается приступить после устранения причины неполадок, вентиляции топки и газоходов в течение времени, указанного в производственной инструкции, но не менее 10 мин., а также проверки герметичности затвора отключающей арматуры перед горелкой.
<a id="p100924"></a>5.9.13. Допускается эксплуатация газоиспользующих установок без постоянного наблюдения со стороны персонала при оборудовании их системой автоматизации, обеспечивающей безаварийную работу и противоаварийную защиту в случае возникновения неполадок.
<a id="p100925"></a>Сигналы о загазованности и неисправности оборудования, состоянии охранной сигнализации помещения, где оно размещено, должны выводиться на диспетчерский пункт или в помещение с постоянным присутствием работающих, способных направить персонал для принятия мер или передать информацию в организацию, с которой заключен договор на обслуживание.
<a id="p100926"></a>5.9.14. Установленные средства защиты должны немедленно прекращать подачу газа на газоиспользующую установку при возникновении недопустимых отклонений в работе оборудования, предусмотренных производственной инструкцией.
<a id="p100927"></a>5.9.15. Запорная арматура на газопроводах безопасности после отключения установки должна находиться в открытом положении.
<a id="p100928"></a>5.9.16. Перед ремонтом газового оборудования, осмотром и ремонтом топок или газоходов, а также при выводе из работы установок сезонного действия газовое оборудование и запальные трубопроводы должны отключаться от газопроводов с установкой заглушек после запорной арматуры.
<a id="p100929"></a>Газоходы котлов, печей и других агрегатов, выведенных в ремонт, должны отключаться от общего борова с помощью шиберов или глухих перегородок.

##### <a id="p100930"></a>5.9.17 До включения в работу газоиспользующих установок, в том числе сезонного действия, должны обеспечиваться:

<a id="p100931"></a>проверка знаний инструкций обслуживающим персоналом в соответствии с требованиями настоящих Правил;
<a id="p100932"></a>текущий ремонт газового оборудования и систем автоматизации;
<a id="p100933"></a>проведение планово-предупредительного ремонта газифицированных установок и вспомогательного оборудования;
<a id="p100934"></a>проверка исправности промышленных вентиляционных и дымоотводящих систем;
<a id="p100935"></a>выполнение требований нормативных технических документов по устройству и безопасной эксплуатации котлов, утверждаемых Госгортехнадзором России.
<a id="p100936"></a>Снятие заглушки и пуск газа разрешаются при наличии документов, подтверждающих выполнение указанных работ.
<a id="p100937"></a>5.9.18. Помещения с установленным в нем газоиспользующим оборудованием должны быть оснащены системой контроля воздуха по содержанию в нем окиси углерода и метана.
<a id="p100938"></a>5.9.19. Прямоточные теплогенераторы, отапливающие каменки в парильном отделении бань, выключаются до открытия бань.
<a id="p100939"></a>5.9.20. Конструкция газового оборудования (технических устройств), используемого в газораспределении и газопотреблении, должна обеспечивать надежность и безопасность эксплуатации в течение расчетного ресурса работы, принятого в технических условиях и государственных стандартах, а также возможность его ремонта или замены отдельных узлов (блоков).
<a id="p100940"></a>Система автоматики безопасности и регулирования процессов горения газа должна обеспечивать контроль параметров безопасности в автоматическом режиме.
<a id="p100941"></a>5.9.21. Оборудование должно соответствовать требованиям ["Правил](https://bukva.ai/docs/postanovlenie-1540#p100010) применения технических устройств на опасных производственных объектах", утвержденных Постановлением Правительства Российской Федерации от 25.12.1998 N 1540 <*>, и другой нормативно-технической документации в области промышленной безопасности.

<a id="p100942"></a>

---

<a id="p100943"></a><*> Собрание законодательства Российской Федерации, 1999, N 1, ст. 191.

<a id="p100944"></a>5.9.22. Газовое оборудование (технические устройства), в том числе иностранного производства, должно быть сертифицировано, а также иметь разрешение Госгортехнадзора России на применение в соответствии с требованием ["Инструкции](https://bukva.ai/docs/postanovlenie-8-1995-gosgortehnadzor-rossii#p100010) о порядке выдачи Госгортехнадзором России разрешений на выпуск и применение оборудования для газового хозяйства Российской Федерации" РД 12-88-95, утвержденной Постановлением Госгортехнадзора России от 14.02.1995 N 8, зарегистрированным в Минюсте России 15.06.1995, рег. N 872 <*>.

<a id="p100945"></a>

---

<a id="p100946"></a><*> Газета "Российские вести", N 134, 20.07.1995.

<a id="p100947"></a>Номер сертификата и разрешения вносится в паспорт технического устройства.


### 6. <a id="p100948"></a>ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СТРОИТЕЛЬСТВО И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОПРОВОДОВ НА ТЕРРИТОРИЯХ С ОСОБЫМИ УСЛОВИЯМИ



#### <a id="p100949"></a>6.1. Общие требования


<a id="p100950"></a>6.1.1. Проектирование, строительство и эксплуатация газопроводов на территориях с особыми условиями должны осуществляться с учетом наличия и значений их воздействия на газопровод, связанными с рельефом местности, геологическим строением грунта, гидрогеологическим режимом, подработкой территории строительства газопровода, климатическими и сейсмическими условиями, а также с другими воздействиями и возможностью их изменения во времени.
<a id="p100951"></a>6.1.2. Допускается не предусматривать дополнительные мероприятия в просадочных грунтах I типа, слабонабухающих, слабопучинистых, слабозасоленных, слежавшихся насыпных грунтах, если напряжения в газопроводах от деформаций не превышают допустимые, определенные на стадии проектирования, и (или) отсутствуют условия, вызывающие эти деформации.
<a id="p100952"></a>6.1.3. Допускается прокладка полиэтиленовых газопроводов на территории городских и сельских поселений, при сейсмичности более 7 баллов, на подрабатываемых и закарстованных территориях, в районах распространения вечномерзлых грунтов из труб с коэффициентом запаса прочности не менее 2,8 при 100% контроле соединений, сваренных в стык ультразвуковым методом.
<a id="p100953"></a>6.1.4. При проектировании зданий ГРП, опор газопроводов, колодцев и других сооружений на газопроводах следует руководствоваться требованиями настоящих Правил, а также соответствующих строительных норм и правил, учитывающих особые условия строительства.
<a id="p100954"></a>6.1.5. При прокладке подземных газопроводов в водонасыщенных грунтах ниже уровня 2% обеспеченности необходимо предусматривать пригрузку (балластировку) газопроводов.
<a id="p100955"></a>Конструкция грузов должна быть стойкой к агрессивному воздействию грунта и грунтовых вод, исключать возможность повреждения изоляции.
<a id="p100956"></a>6.1.6. При высоком уровне грунтовых вод следует предусматривать водопонижение, дренажные устройства. Допускается наземная или надземная прокладка газопровода.
<a id="p100957"></a>6.1.7. В местах ввода газопроводов в здания и сооружения следует предусматривать эластичные уплотнения, допускающие свободные перемещения труб.
<a id="p100958"></a>6.1.8. При прокладке подземных газопроводов на участках с неравномерной деформацией грунта следует предусматривать мероприятия, снижающие напряжение в газопроводе (установку компенсаторов, засыпку газопровода незащемляющими грунтами на участках не менее 50 диаметров по обе стороны).
<a id="p100959"></a>6.1.9. При строительстве газопроводов следует, как правило, применять длинномерные трубы.
<a id="p100960"></a>6.1.10. На вводах в здания следует предусматривать футляры с диаметром обеспечения зазора между футляром и газопроводом не менее 1/3 величины осадки или выпучивания здания.
<a id="p100961"></a>6.1.11. Перед началом строительства газопровода необходимо уточнить соответствие данных инженерных изысканий (топографию, геологию, гидрологию, сейсмичность площадки) проекту.
<a id="p100962"></a>При выявлении их несоответствия следует согласовывать дальнейшее ведение работ по строительству газопровода с проектной организацией.
<a id="p100963"></a>Проектная организация должна обеспечить авторский надзор за строительством газопровода на весь период его строительства.
<a id="p100964"></a>6.1.12. Проверка качества сварных соединений (стыков) физическими методами контроля при строительстве газопроводов в районах с особыми условиями должна производиться в соответствии с действующими строительными нормами и правилами, учитывающими степень риска от газопроводов и условия их эксплуатации.
<a id="p100965"></a>6.1.13. Газовые хозяйства, эксплуатирующие газопроводы на территориях с особыми условиями, должны иметь службы, в задачи которых должны входить:
<a id="p100966"></a>контроль выполнения технических мероприятий как в период строительства, так и при проведении технического обслуживания, текущего и капитального ремонтов газопроводов;
<a id="p100967"></a>изучение и анализ сведений о проводимых и планируемых горных подработках, оказывающих вредное влияние на газопроводы и вызывающих их деформацию;
<a id="p100968"></a>организация и проведение наблюдений за изменением напряженно-деформированного состояния газопроводов в процессе горных подработок, а также прогнозирование этих изменений по данным инструментальных наблюдений за сдвижением земной поверхности;
<a id="p100969"></a>решение организационно-технических вопросов по обеспечению надежности и безопасности газопроводов перед началом очередных горных подработок, в процессе интенсивного сдвижения земной поверхности, а также в других случаях, вызванных геологическим строением грунта и его гидрогеологическим режимом;
<a id="p100970"></a>разработка совместно с горными производствами, проектными организациями мер защиты эксплуатируемых газопроводов от вредного влияния горных разработок, а также мероприятий по предупреждению проникновения газа в подземные коммуникации и здания.
<a id="p100971"></a>6.1.14. В газовом хозяйстве должны быть составлены дополнительные планы и графики осмотра газопроводов после выявления деформации грунта и других явлений, которые могут вызвать недопустимые напряжения в газопроводе.
<a id="p100972"></a>6.1.15. Внеплановый обход трассы газопроводов следует производить после аварий на водонесущих коммуникациях, сооружениях, расположенных в районе прокладки газопровода, обильных дождей, подъема грунтовых вод и уровня воды в реках, ручьях, оврагах, обводнения и заболачивания трассы газопровода.
<a id="p100973"></a>6.1.16. Газопроводы в слабопучинистых, слабонабухающих грунтах, грунтах I типа просадочности, слежавшихся насыпных, вечномерзлых грунтах, районах с сейсмичностью до 6 баллов (для надземных газопроводов) и до 7 баллов (для подземных) следует обходить в общеустановленные сроки.
<a id="p100974"></a>6.1.17. При эксплуатации газопроводов следует уделять внимание участкам ввода газопроводов в здания. Вести наблюдение за зазором между трубопроводом и футлярами, а также за состоянием напряжения компенсаторов.
<a id="p100975"></a>6.1.18. Следует предусматривать мероприятия по отводу воды от траншеи газопровода, не допускать обводнения и заболачивания трассы.
<a id="p100976"></a>6.1.19. При обходе подземных газопроводов следует производить проверку на загазованность колодцев, цокольных и подвальных этажей зданий в радиусе 50 м от газопроводов низкого и среднего давления и 80 м высокого давления.
<a id="p100977"></a>6.1.20. При обходе подземных газопроводов следует следить за деформациями колодцев сооружений, вызванными осадками или выпучиванием, а также за наличием в них воды.
<a id="p100978"></a>6.1.21. При выявлении подвижек (осадок) или выпучивания грунта при подземной прокладке газопровода следует отрывать шурфы для определения состояния изоляции и причины, приведшие к деформациям газопровода.
<a id="p100979"></a>Результаты обследования газопровода следует представлять проектной организации для принятия решений по дальнейшей его эксплуатации или разработки компенсирующих мероприятий.
<a id="p100980"></a>6.1.22. Как правило, следует предусматривать устройство автодорог для строительства и эксплуатации газопроводов на территории с особыми условиями.


#### <a id="p100981"></a>6.2. Вечномерзлые грунты


<a id="p100982"></a>6.2.1. Прокладка газопроводов в районах с вечномерзлыми грунтами допускается надземной. Наземная прокладка газопровода выполняется в обваловании с укладкой его на основание из песка или другого непучинистого грунта. Габариты основания и обваловки газопровода следует принимать по теплотехническому расчету, подтверждающему обеспечение устойчивости газопровода.

##### <a id="p100983"></a>6.2.2 При проектировании газопроводов в вечномерзлых грунтах в качестве основания следует предусматривать:

<a id="p100984"></a>вечномерзлые основания в мерзлом состоянии, сохраняемом в процессе строительства и эксплуатации;
<a id="p100985"></a>вечномерзлые грунты, основания которых используются в оттаявшем состоянии.
<a id="p100986"></a>6.2.3. Надземную прокладку газопровода следует выполнять на земляных подушках при строительстве газопроводов на основании из вечномерзлых грунтов в оттаявшем состоянии и (или) на опорах и сваях, при использовании оснований в мерзлом состоянии.
<a id="p100987"></a>6.2.4. Подземную прокладку газопроводов следует выполнять при отрицательной температуре газа.
<a id="p100988"></a>6.2.5. При проектировании газопроводов следует предусматривать устойчивость газопроводов и сооружений на них от воздействия оттаивающих и промерзающих грунтов.
<a id="p100989"></a>6.2.6. При переходе подземного газопровода через железнодорожные пути и автодороги следует предусматривать мероприятия по предупреждению оттаивания грунта земляного полотна и основания насыпи дорог.
<a id="p100990"></a>6.2.7. Строительство газопроводов, прокладываемых на вечномерзлых грунтах, следует производить, как правило, в зимнее время, а в летний период выполнять сопутствующие работы.
<a id="p100991"></a>6.2.8. В летний период следует предусматривать мероприятия по предотвращению протаивания грунтов.
<a id="p100992"></a>В зимний период, как правило, следует разрабатывать переувлажненные грунты с малой несущей способностью.
<a id="p100993"></a>6.2.9. Устройство обвалования и земляных опор при наличии в основании устойчивых грунтов не требует дополнительных условий.
<a id="p100994"></a>Для обеспечения устойчивости газопроводов на переувлажненных основаниях, неустойчивых при оттаивании грунтов, следует производить присыпку газопровода сухим несмерзшимся грунтом при сохранении мохового покрова под отсыпками.
<a id="p100995"></a>6.2.10. Скважины под опоры следует, как правило, закладывать в зимний период механическим (бурением) или термическим (пропариванием) мерзлых грунтов способами.
<a id="p100996"></a>6.2.11. После проходки скважины следует заполнить ее на 1/3 высоты шламом (глиняным или другим раствором), обеспечивающим свободное погружение сваи и связь раствора после смерзания со сваей и стенками скважин.
<a id="p100997"></a>Сваи с целью обеспечения их вертикального положения следует раскреплять.
<a id="p100998"></a>6.2.12. Укладка труб на сваи допускается только после обеспечения полного смерзания сваи с грунтом.
<a id="p100999"></a>6.2.13. Забивка свай в грунты при залегании вечномерзлых грунтов ниже острия сваи должна производиться как в обычных грунтовых условиях.


#### <a id="p101000"></a>6.3. Просадочные грунты


<a id="p101001"></a>6.3.1 При подземной прокладке газопроводов при величине недопустимых осадок и просадок грунта следует устраивать маловодопроницаемый экран из уплотненных грунтов, толщина которого определяется расчетом. Засыпку пазух траншеи следует производить недренирующим водонепроницаемым грунтом (местные лессовидные суглинки, супеси, глины), слоями с уплотнением до естественной плотности грунта.
<a id="p101002"></a>6.3.2 При надземной прокладке газопровода следует предусматривать водонепроницаемые экраны под основанием фундаментов опор, засыпку пазух фундамента недренирующим грунтом и устройство отмостки.
<a id="p101003"></a>Отмостка должна перекрывать пазухи фундаментов не менее чем на 0,5 м. Под отмосткой следует устраивать глиняный замок толщиной не менее 0,15 м.
<a id="p101004"></a>6.3.3. Рытье траншеи в грунтах II типа просадочности следует производить после окончания предусмотренных проектом работ, обеспечивающих предотвращение стока поверхностных вод в траншею как в период строительства, так и в период эксплуатации.
<a id="p101005"></a>6.3.4. При рытье траншеи в грунтах II типа просадочности следует ее длину назначать с учетом обеспечения укладки и засыпки трубопровода после окончания смены. Засыпка должна производиться недренирующими грунтами с уплотнением до естественной плотности грунта. Устройство водонепроницаемого экрана, отмостки, засыпка траншеи должны производиться с учетом требований проекта, а также общих указаний.


#### <a id="p101006"></a>6.4. Набухающие грунты


<a id="p101007"></a>6.4.1. Для подземных газопроводов при величине расчетных деформаций основания с набухающими грунтами больше допустимых следует предусматривать:
<a id="p101008"></a>устройство компенсирующих песчаных (кроме пылеватых и мелкозернистых) подушек с шириной и высотой по расчету на кровле ненабухающих или в пределах слоя набухающих грунтов с их уплотнением до объемного веса не менее 1,6 г/см3;
<a id="p101009"></a>выполнение водозащитных мероприятий;
<a id="p101010"></a>планировку территории, обеспечивающую отвод поверхностных вод от траншеи;
<a id="p101011"></a>полную или частичную замену набухающего грунта ненабухающим.
<a id="p101012"></a>Выбор метода устранения или снижения действия набухающих грунтов на газопровод следует осуществлять исходя из технико-экономических обоснований, определенных проектом.
<a id="p101013"></a>6.4.2. Засыпку траншей следует предусматривать либо привозным недренирующим грунтом, либо местным грунтом с предварительным его увлажнением.
<a id="p101014"></a>6.4.3. Строительство газопроводов в средненабухающих и сильнонабухающих грунтах должно осуществляться аналогично строительству в просадочных грунтах II типа.
<a id="p101015"></a>6.4.4. При эксплуатации газопроводов следует выявлять появление выпучивания засыпки траншеи и опор газопровода.


#### <a id="p101016"></a>6.5. Элювиальные грунты


<a id="p101017"></a>6.5.1. При проектировании следует предусматривать мероприятия, аналогичные для просадочных и набухающих грунтов, в зависимости от характера воздействия элювиальных грунтов на газопроводы.
<a id="p101018"></a>В грунтах, с наличием включений скальных пород, следует предусматривать полную замену их рыхлых включений из верхней зоны основания на толщину не менее 0,2 м песком (кроме пылеватого и мелкого) или мелкозернистым щебнем, гравием с уплотнением.
<a id="p101019"></a>6.5.2. При наличии в основании грунтов, теряющих свою устойчивость и несущую способность под воздействием воздуха и воды, следует предусматривать недобор грунта не менее 0,3 м для пылевато-глинистых и песчаных, а также крупнообломочных аргиллито-алевритовых грунтов, 0,15 м для прочих элювиальных грунтов и 0,5 м для пологозалегающих углистых и сажистых прослоев.
<a id="p101020"></a>6.5.3. При строительстве газопроводов в элювиальных грунтах следует выполнять мероприятия, предусмотренные при строительстве на набухающих, просадочных грунтах, обладающих аналогичными свойствами.
<a id="p101021"></a>6.5.4. При строительстве газопровода в грунтах, переходящих в неустойчивое состояние от воздействия воды и температуры окружающего воздуха, траншея на проектную глубину не разрабатывается.
<a id="p101022"></a>6.5.5. Укладка изолированного на бровке траншеи или в заводских условиях газопровода осуществляется после доработки дна траншеи на участке исходя из условия окончания работ по укладке и засыпки траншеи в течение смены.
<a id="p101023"></a>Засыпку траншеи следует производить сразу после монтажа газопровода.


#### <a id="p101024"></a>6.6. Пучинистые грунты


<a id="p101025"></a>6.6.1. В средне-, сильно- и чрезвычайнопучинистых грунтах следует предусматривать глубину прокладки газопроводов, как правило, ниже глубины промерзания. Засыпку и подбивку тела трубы газопровода следует производить несмерзающим сыпучим грунтом (пески средне- и крупнозернистые и другие).
<a id="p101026"></a>6.6.2. Толщину подсыпки и подбивки тела газопровода следует принимать не менее 10 см, засыпки - не менее 20 см.
<a id="p101027"></a>6.6.3. С целью уменьшения воздействия сил морозного пучения при необходимости следует предусматривать противопучинные мероприятия: тщательное уплотнение грунтов засыпки; устройство отвода поверхностных вод за счет планировки территории вдоль трассы; замена грунта на непучинистый и т.д.
<a id="p101028"></a>6.6.4. Переходы газопроводов через естественные и искусственные преграды следует, как правило, предусматривать надземными или прокладывать ниже глубины промерзания.
<a id="p101029"></a>6.6.5. Рытье траншеи следует выполнять после окончания предусмотренных проектом работ, обеспечивающих предотвращение стока поверхностных вод в траншею, как в период строительства, так и в период эксплуатации.
<a id="p101030"></a>6.6.6. Рытье траншей следует выполнять с учетом обеспечения полной засыпки газопровода после окончания смены. Устройство водонепроницаемого экрана, отмостки и засыпка траншеи должны производиться с учетом требований проекта.
<a id="p101031"></a>6.6.7. Внеплановый обход трассы следует проводить не реже 1 раза в 7 дней в застроенной части поселения и 1 раза в 15 дней в незастроенной в осенне-зимний период при резком похолодании.


#### <a id="p101032"></a>6.7. Сейсмические районы


<a id="p101033"></a>6.7.1. Сейсмостойкость газопроводов следует обеспечивать при надземной прокладке при сейсмичности свыше 6 баллов, а при подземной - свыше 7 баллов:
<a id="p101034"></a>выбором благоприятных в сейсмическом отношении участков трасс;
<a id="p101035"></a>повышением коэффициента прочности для полиэтиленовых труб не менее 2,8;
<a id="p101036"></a>прочностью и устойчивостью конструкций газопроводов, подтвержденных соответствующими расчетами.
<a id="p101037"></a>6.7.2. Расчетную сейсмичность и параметры колебаний грунта следует принимать одинаковыми, как для надземных, так и подземных газопроводов.
<a id="p101038"></a>6.7.3. Прокладку газопроводов через естественные и искусственные преграды, а также на участках тектонических разломов, как правило, следует предусматривать надземной.
<a id="p101039"></a>При выборе трассы следует избегать участков с косогорами, неустойчивыми, просадочными и набухающими грунтами, пересечениями горных выработок, активных тектонических разломов, селеопасных и оползневых склонов, также участки, где возможно развитие карстовых процессов или сейсмичность которых превышает 9 баллов.
<a id="p101040"></a>Прокладка газопроводов в перечисленных условиях допускается только при соответствующем обосновании и согласовании с органами Госгортехнадзора России.
<a id="p101041"></a>6.7.4. Для ГРП поселений с входным давлением свыше 0,6 МПа и предприятий с непрерывными технологическими процессами следует предусматривать подземные обводные газопроводы с установкой отключающих устройств вне зоны возможного обрушения ГРП.
<a id="p101042"></a>Для таких предприятий следует предусматривать подачу газа, как правило, от двух газопроводов.
<a id="p101043"></a>6.7.5. В проектах следует предусматривать подвижные соединения газопроводов с оборудованием, а также в местах прохождения через конструкции зданий и сооружений.
<a id="p101044"></a>В местах присоединений (врезок) газопроводов и подсоединения к оборудованию следует предусматривать устройство компенсационных участков за счет углов поворота или компенсаторов.
<a id="p101045"></a>6.7.6. В проектах газоснабжения поселений с населением более 1 млн. человек при сейсмичности 7 баллов, а также поселений с населением более 100 тыс. человек при сейсмичности 8 и 9 баллов следует предусматривать не менее двух ГРС.

##### <a id="p101046"></a>6.7.7 При проектировании наружных газопроводов в районах с сейсмичностью 7 баллов и более следует:

<a id="p101047"></a>трассы надземных газопроводов должны быть удалены от несейсмостойких зданий и сооружений на расстояние не менее 1,2 высоты указанных зданий и сооружений;
<a id="p101048"></a>не допускать прокладку газопроводов по стенам несейсмостойких зданий и сооружений;
<a id="p101049"></a>компенсирующую способность участков газопровода между неподвижными опорами определять с учетом сейсмической нагрузки;
<a id="p101050"></a>отключающую арматуру газопроводов удалять от несейсмостойких зданий на расстояние не менее 1,2 высоты зданий;
<a id="p101051"></a>предусматривать подземные вводы газопроводов в несейсмостойкие здания на участке протяженностью не менее 1,2 высоты здания.
<a id="p101052"></a>6.7.8. Толщина стенок труб должна быть не менее 3 мм для труб диаметром до 50 мм, 4 мм диаметром свыше 50 мм до 200 мм и не менее 6 мм - для труб диаметром более 200 мм.
<a id="p101053"></a>6.7.9. Ввод газопровода в здания должен осуществляться через проемы, размеры которых должны превышать диаметр трубопровода не менее чем на 30 см, при этом ось газопровода должна проходить через центр проема.
<a id="p101054"></a>6.7.10. Крепление надземных газопроводов к опорам должно быть свободным с предохранением труб от возможного сброса.
<a id="p101055"></a>6.7.11. Для гашения колебания надземных газопроводов следует, как правило, предусматривать установку компенсаторов, уменьшение величины пролетов между опорами или увеличение жесткости трубы.
<a id="p101056"></a>6.7.12. На участках трассы с динамически неустойчивыми грунтами и возможными большими осадками или выпучиванием следует предусматривать автоматическую систему контроля и отключения аварийных участков.
<a id="p101057"></a>6.7.13. Сварку в плеть трубных секций на берме траншеи следует осуществлять с анкеровкой плети.
<a id="p101058"></a>6.7.14. Складирование труб следует осуществлять на специальной площадке и закреплять их во избежание раскатки.
<a id="p101059"></a>6.7.15. На переходах через реки и другие препятствия на площадках с сейсмичностью 9 баллов и более необходимо предусматривать установку сейсмометрических приборов для записи колебаний во время землетрясения.
<a id="p101060"></a>6.7.16. Внеочередной обход трасс газопроводов следует производить после воздействия на них сейсмических воздействий.


#### <a id="p101061"></a>6.8. Подрабатываемые территории


<a id="p101062"></a>6.8.1. Проектирование газопроводов на подрабатываемых территориях должно осуществляться при наличии разрешений на застройку площадей залегания полезных ископаемых, выдаваемых в установленном порядке с соблюдением мер охраны зданий, сооружений и природных объектов от вредного влияния горных разработок, утвержденных установленным порядком.

##### <a id="p101063"></a>6.8.2 При проектировании газопроводов следует учитывать:

<a id="p101064"></a>максимальные ожидаемые величины сдвижений и деформаций земной поверхности от горных работ, планируемых на ближайшие 20 лет;
<a id="p101065"></a>границы зон влияния горных работ;
<a id="p101066"></a>ожидаемые величины сдвижений и деформаций от каждой из выработок, календарные планы ведения которых известны к началу проектирования, а также положения и длины полумульд сдвижения от каждой выработки.

##### <a id="p101067"></a>6.8.3 Горно-геологическое обоснование строительства газопроводов дополнительно должно содержать:

<a id="p101068"></a>сведения о границах участков по трассе газопровода, подработка которых планируется в перспективе более 20 лет;
<a id="p101069"></a>места пересечений газопроводом границ охранных и барьерных целиков, а также крупных тектонических нарушений;
<a id="p101070"></a>зоны возможных образований провалов и крупных трещин с уступками на земной поверхности в результате ведения горных выработок;
<a id="p101071"></a>основные параметры подработки: глубина выработки, мощность, длина полумульд, коэффициенты подработанности и параметр, характеризующий влияние наносов.
<a id="p101072"></a>6.8.4. Для газопроводов, на которые имеются календарные планы ведения горных работ, мероприятия по защите газопроводов от подработок следует предусматривать в проекте.
<a id="p101073"></a>6.8.5. Для этого следует предусматривать равнопрочность сварных соединений металлу труб, установку компенсаторов, устройство малозащемляющих засыпок, увеличение толщины стенки трубы по сравнению с расчетными, применение труб, выполненных из высокопрочных сталей.
<a id="p101074"></a>6.8.6. Протяженность зоны защиты газопровода должно определяться длиной мульды сдвижения, увеличенной на 150 диаметров в каждую сторону от границы мульды сдвижения.
<a id="p101075"></a>Установка компенсаторов рекомендуется на участках пересечения газопроводами мест тектонических нарушений, у границ шахтного поля или границ оставляемых целиков, у которых по условиям ведения горных работ ожидается прекращение всех выработок.
<a id="p101076"></a>6.8.7. При расчете газопроводов следует проверять расчетом прочность газопроводов от воздействия центрального растяжения, продольных напряжений, вызываемых кривизной земной поверхности при подработке выработками в полого и наклонно залегающих пластах и в зоне образования уступа при подработке выработками в крутопадающих пластах, устойчивость в зоне сжатия и компенсационную способность.
<a id="p101077"></a>6.8.8. Наружные сети газораспределения поселений и промплощадок, как правило, следует закольцовывать.
<a id="p101078"></a>6.8.9. При газоснабжении потребителей, для которых перерывы в подаче газа недопустимы по технологическим или другим причинам, следует предусматривать подачу газа этим потребителям от двух газопроводов, прокладываемых по территории, подработка которых начинается в разное время, с обязательной закольцовкой газопроводов.
<a id="p101079"></a>6.8.10. Трасса газопровода должна предусматриваться преимущественно вне проезжей части территории с учетом возможного вскрытия траншей в период интенсивных деформаций земной поверхности в результате горных выработок.
<a id="p101080"></a>6.8.11. Прокладка газопроводов среднего и высокого давлений по стенам зданий не допускается.
<a id="p101081"></a>6.8.12. Газопроводы низкого давления внутри кварталов допускается проектировать надземными на отдельно стоящих опорах или по дворовым фасадам зданий.
<a id="p101082"></a>6.8.13. Газопроводы, а также их вводы в здания, прокладываемые по стенам здания, должны обеспечивать компенсацию перемещений трубопровода, вызываемых раскрытием деформационных швов здания, а также их осадкой.
<a id="p101083"></a>6.8.14. На подземных газопроводах следует устанавливать контрольные трубки с расстоянием не более 50 м одной от другой, а также на углах поворота, у компенсаторов, на переходах через искусственные преграды.
<a id="p101084"></a>6.8.15. Надземная прокладка рекомендуется на участках переходов газопроводов через естественные и искусственные преграды, а также на участках, где по расчетам возможно образование провалов, трещин с напряжениями в газопроводах, превышающими допустимые при подземной прокладке.
<a id="p101085"></a>6.8.16. Воздействия от подработки, учитываемые при проектировании газопроводов, должны быть заданы в различных точках по его трассе.
<a id="p101086"></a>6.8.17. При разбивке трассы следует закрепить постоянными знаками границы влияния горных выработок. Знаки должны иметь высотные отметки и привязку к пикетам трассы.
<a id="p101087"></a>6.8.18. Конструкция крепления электрических проводников к газопроводу в местах подключения систем электрозащиты должна обеспечивать надежность соединения в случаях подвижности трубы.
<a id="p101088"></a>6.8.19. Соединение стальных труб газопроводов должно производиться электросваркой. Газовая сварка допускается только для надземных газопроводов давлением до 0,3 МПа, диаметром не более 100 мм.
<a id="p101089"></a>На подземных газопроводах сварные соединения должны подвергаться 100% контролю физическими методами. Непровары любой протяженности и глубины в сварных соединениях не допускаются.
<a id="p101090"></a>6.8.20. Газопровод должен укладываться на основание из малозащемляющего грунта толщиной не менее 200 мм и присыпаться этим же грунтом на высоту не менее 300 мм.

##### <a id="p101091"></a>6.8.21 В организациях, эксплуатирующих распределительные газопроводы, следует предусматривать службы с целью:

<a id="p101092"></a>решения организационно-технических вопросов защиты газопроводов в соответствии с проектом и мероприятиями горнодобывающих предприятий;
<a id="p101093"></a>анализа планов горных работ по трассе газопроводов и контроля выполнения мероприятий, исключающих или уменьшающих влияние подработок на газопроводы;
<a id="p101094"></a>сбора данных, представленных маркшейдерскими службами по результатам наблюдений за деформацией земной поверхности, составления совместно с горнодобывающими предприятиями графика подработки газопроводов для представления в проектную организацию;
<a id="p101095"></a>разработки совместно с маркшейдерскими службами горнодобывающих предприятий и проектными организациями мер защиты эксплуатируемых газопроводов от вредного влияния горных разработок, а также мероприятий по предупреждению проникновения газа в подземные коммуникации и здания;
<a id="p101096"></a>контроля за строительством, ремонтом и эксплуатацией газопроводов.
<a id="p101097"></a>6.8.22. Периодичность технического обслуживания газопроводов и сооружений на них, расположенных в зоне влияния горных выработок в период активной стадии сдвижения земной поверхности:
<a id="p101098"></a>надземный газопровод низкого давления - 1 раз в 7 дней;
<a id="p101099"></a>подземный газопровод и надземные газопроводы среднего и высокого давления - 1 раз в день.
<a id="p101100"></a>6.8.23. Приборный метод контроля за техническим состоянием газопроводов и изоляции на них - один раз в год, при отсутствии приборов - бурение на наиболее напряженных участках газопровода - один раз в год.
<a id="p101101"></a>6.8.24. Технический ремонт арматуры в колодцах - один раз в 2 года, на надземных газопроводах - один раз в 5 лет.
<a id="p101102"></a>6.8.25. Для обеспечения безаварийной работы подземных газопроводов необходимо перед началом горных выработок, если проектом не предусмотрены компенсирующие мероприятия на период активной стадии сдвижения земной поверхности, вскрыть траншею на 50 - 100 м от границ мульды оседания грунта для освобождения газопровода от защемляющего воздействия грунта.

##### <a id="p101103"></a>6.8.26 В зимний период следует траншею засыпать слабосвязанным утепляющим материалом (керамзит, шлаковата и др.)

<a id="p101104"></a>6.8.27. Вскрытую траншею следует защищать от механических повреждений и попадания в нее поверхностных вод.
<a id="p101105"></a>6.8.28. По окончании активной стадии сдвижения грунта газопровод следует разрезать для снятия продольных растягивающих напряжений и вварить либо катушки, либо установить компенсатор, исходя из прогнозируемых деформаций грунта.
<a id="p101106"></a>6.8.29. Для наблюдения за состоянием подземного газопровода на участках появления трещин на поверхности земли следует производить шурфование, а в местах, в которых ожидаются наибольшие напряжения в газопроводе, следует предусматривать строительство смотровых колодцев.
<a id="p101107"></a>Окончание деформаций земной поверхности должно быть подтверждено заключением специализированной организации, имеющей лицензию территориальных органов Госгортехнадзора России на проведение маркшейдерских работ.


#### <a id="p101108"></a>6.9. Горные районы


<a id="p101109"></a>6.9.1. В горных условиях и в районах с сильно пересеченным рельефом местности прокладку газопроводов следует предусматривать вне зоны затопления или по водораздельным участкам, избегая неустойчивые и крутые склоны, а также районы селевых потоков, горных паводков и т.д.
<a id="p101110"></a>6.9.2. В оползневых районах и в местах возможного обрушения грунта следует предусматривать прокладку с заглублением ниже плоскости скольжения или возможного обрушения и обеспечением требуемой глубины заглубления газопровода на случай проявления воздействия грунта по трассе газопровода.
<a id="p101111"></a>6.9.3. Прокладку газопровода следует предусматривать на глубину не менее 0,5 м ниже возможного размыва водой при 5% обеспеченности или перемещения грунта.
<a id="p101112"></a>6.9.4. В горных районах допускается надземная прокладка. Следует предусматривать защитные мероприятия по отводу селевых потоков, горных паводков, снежных лавин, оползневых явлений, сдвига и обрушения грунта, а также обеспечивать отвод поверхностных вод.
<a id="p101113"></a>6.9.5. При расчете трубопроводов на прочность следует учитывать напряжения, возникающие от перемещений газопроводов, вызванных крутизной склона, и предусматривать при необходимости компенсаторы и неподвижные опоры.
<a id="p101114"></a>6.9.6. При подземной прокладке газопроводов следует предусматривать планировку траншеи с обеспечением продольного уклона не более 15 град. или выполнение дополнительных мероприятий против сдвига газопровода и засыпки траншеи.
<a id="p101115"></a>6.9.7. Для предохранения изоляционного покрытия газопроводов в скальных грунтах или других, имеющих крупные включения, в проекте следует предусматривать удаление зазубрин грунта и устройство постели из крупно- или среднезернистого песка толщиной не менее 0,2 м с подбивкой и присыпкой газопровода толщиной не менее 0,2 м.
<a id="p101116"></a>6.9.8. Укладку газопровода следует предусматривать только на несущий грунт.
<a id="p101117"></a>6.9.9. Работы в горных условиях следует выполнять в период наименьшей вероятности появления на участках производства работ селевых потоков, горных паводков, камнепадов, продолжительных ливней и снежных лавин.
<a id="p101118"></a>6.9.10. На период строительства участков газопровода, где возможны такие условия, следует создавать службы оповещения, аварийно-спасательную и другие.
<a id="p101119"></a>6.9.11. Разработка траншей на продольных уклонах должна выполняться в соответствии с планом производства работ.
<a id="p101120"></a>6.9.12. На участках трассы, пересекающих горные реки, русла и поймы селевых потоков, не допускается разработка траншей, вывозка и раскладка труб в задел.
<a id="p101121"></a>6.9.13. При появлении оползневых или обвальных процессов, получении подтверждений о возможности селевых потоков, горных паводков и других неблагоприятных явлений строительство необходимо прекратить.

##### <a id="p101122"></a>6.9.14 Вывозка труб до разработки траншей не допускается.

<a id="p101123"></a>6.9.15. При работах по очистке, изоляции и укладке газопровода в траншею при продольных уклонах свыше 15 град. следует разрабатывать меры против смещения газопровода.
<a id="p101124"></a>6.9.16. Сборку и сварку труб на продольных уклонах до 20 град. следует проводить снизу вверх по склону, при большей крутизне - на промежуточных горизонтальных площадках с последующим протаскиванием подготовленной плети газопровода.

##### <a id="p101125"></a>6.9.17 Организациям, эксплуатирующим газопроводы, следует иметь службы, задача которых:

<a id="p101126"></a>решение организационно-технических вопросов защиты газопровода от селевых потоков, горных паводков, снежных лавин, оползневых явлений, обрушения грунта;
<a id="p101127"></a>сбор данных по прогнозированию неблагоприятных воздействий на трассу газопровода и разработка совместно с проектной организацией мероприятий по предупреждению их воздействия на газопровод;
<a id="p101128"></a>осуществление постоянного контроля за сохранностью сооружений, предусмотренных для защиты траншеи газопроводов от размыва, за сползанием засыпки траншеи, а также самого газопровода.
<a id="p101129"></a>6.9.18. Внеочередной обход трассы газопровода следует производить для получения информации о возможности появления на участке трассы газопровода селевых потоков, горных паводков и других неблагоприятных явлений, а также после их окончания.


#### <a id="p101130"></a>6.10. Пересечение болот


<a id="p101131"></a>6.10.1. При подземной прокладке газопровода на болотах I типа следует предусматривать заглубление газопровода на глубину не менее 0,8 глубины промерзания, но не менее предусмотренной для обычных условий.
<a id="p101132"></a>При надземной прокладке газопровода на болотах II - III типов укладку его следует предусматривать на минеральный грунт.
<a id="p101133"></a>6.10.2. Наземная прокладка газопроводов допускается на всех типах болот, на болотах III типа - при наличии специальной техники. Прокладка газопроводов должна предусматриваться, как правило, прямолинейной с минимальным числом поворотов. Повороты следует, как правило, обеспечивать за счет упругого изгиба газопровода.
<a id="p101134"></a>6.10.3. При проектировании наземной прокладки газопровода во избежание размыва обвалования и подмыва газопровода необходимо предусматривать водопропускные сооружения (трубы, лотки, канавы), а также учитывать дополнительные напряжения, вызываемые осадкой торфяной залежи под трубой и в результате осушения болота.
<a id="p101135"></a>6.10.4. Изоляцию подземных и наземных газопроводов в обваловании следует выполнять с применением устойчивой изоляции.
<a id="p101136"></a>6.10.5. Надземная прокладка газопроводов допускается на всех типах болот при наличии сваебойной техники, а на болотах III типа - также специальной техники.
<a id="p101137"></a>6.10.6. Балластировку газопровода при прокладке на болотах следует выполнять винтовыми анкерами, закрепленными в материк или другими способами, обеспечивающими устойчивость газопровода.
<a id="p101138"></a>6.10.7. При устройстве лежневых или отсыпанных из грунта дорог для обслуживания трассы газопровода на болотах II - III типов следует предусматривать высоту отсыпки с учетом осадки торфа под воздействием нагрузок.
<a id="p101139"></a>6.10.8. Производство земляных работ следует производить в зимний период после замерзания верхнего торфяного покрова, с учетом мероприятий по уменьшению промерзания грунта на полосе разрытия траншеи.

##### <a id="p101140"></a>6.10.9 При строительстве следует использовать в проекте:

<a id="p101141"></a>для подземных газопроводов - укладку бермы с траншеи или лежневой дороги; сплавом; протаскиванием по дну траншеи;
<a id="p101142"></a>для наземных газопроводов - укладку в насыпь, отсыпаемую по дерновому слою болота.
<a id="p101143"></a>6.10.10. На обводненных участках трассы допускается укладка газопровода непосредственно на воду с последующим погружением до проектных отметок и закреплением.
<a id="p101144"></a>6.10.11. Для устройства основания и засыпки наземного в обваловании и подземного газопроводов не допускается использовать мерзлый грунт с комьями размером более 50 мм в поперечнике, снег, лед.
<a id="p101145"></a>6.10.12. Засыпку газопроводов, уложенных в траншею, следует выполнять в соответствии с проектом производства работ в зависимости от типов болот.
<a id="p101146"></a>6.10.13. Траншеи следует засыпать сразу после окончания изоляционно-монтажных работ в прохладное или холодное время суток.
<a id="p101147"></a>6.10.14. Сварочные работы, как правило, в летний период следует выполнять на трубозаготовительных базах, в зимний - на трассе строительства.
<a id="p101148"></a>6.10.15. Изоляцию газопроводов следует выполнять в заводских или базовых условиях.
<a id="p101149"></a>6.10.16. Способы балластировки и закрепления газопроводов на проектных отметках должны приниматься в соответствии с проектом и планом производства работ в зависимости от типа болота, мощности торфяной залежи, уровня грунтовых вод, методов прокладки, времени проведения работ.
<a id="p101150"></a>6.10.17. Надземную прокладку газопроводов следует выполнять на сваях, забиваемых в материковый грунт сваебойным оборудованием.
<a id="p101151"></a>6.10.18. При обходе трассы газопроводов следует контролировать состояние дорог, предусмотренных для обслуживания газопроводов.


#### <a id="p101152"></a>6.11. Засоленные грунты


<a id="p101153"></a>6.11.1. В проектах расчет газопроводов на прочность проводится с учетом осадки, в связи с неравномерностью замачивания основания, схемы фильтрационного потока, неоднородности распределения солей в грунтах. Проектирование следует выполнять как для обычных незасоленных грунтов при отсутствии возможности замачивания грунтов, незначительных осадках грунта при выщелачивании солей, в остальных случаях - как для просадочных грунтов.
<a id="p101154"></a>6.11.2. Для прокладки газопроводов в засоленных грунтах преимущественно применять полиэтиленовые трубы.
<a id="p101155"></a>6.11.3. Строительство должно выполняться аналогично строительству на просадочных грунтах. Верхний слой засоленного грунта толщиной не менее 5 см должен быть удален с поверхности основания насыпи.


#### <a id="p101156"></a>6.12. Насыпные грунты


<a id="p101157"></a>6.12.1. Прокладку подземных газопроводов на основаниях, сложенных из насыпных грунтов, следует предусматривать с учетом их значительной неоднородности по составу, неравномерной сжимаемости, возможности самоуплотнения от изменения гидрогеологических условий, замачивания, а также за счет разложения органических включений.
<a id="p101158"></a>Если насыпные грунты обладают просадочными, набухающими свойствами, прокладку газопроводов следует предусматривать с учетом требований, предусмотренных для этих грунтов.
<a id="p101159"></a>Если насыпные грунты имеют содержание органического вещества Jom больше 0,1, следует предусматривать полную или частичную прорезку этих грунтов; уплотнение грунтов с помощью трамбовки или намывного грунта.
<a id="p101160"></a>Засыпку пазух фундаментов допускается предусматривать местными грунтами при отсутствии в нем крупных включений, грунтов с низкой несущей способностью (торф, сапропели, ил и др.).
<a id="p101161"></a>6.12.2. Допускается не учитывать дополнительную осадку подстилающих грунтов при давности отсыпки насыпей из песков и шлаков более двух лет и пылевато-глинистых грунтов, золошлаков пяти лет.
<a id="p101162"></a>6.12.3. Прокладку наземных газопроводов следует предусматривать с разработкой аналогичных мероприятий, предусмотренных для данной прокладки на болотах.
<a id="p101163"></a>6.12.4. Опирание фундаментов опор непосредственно на поверхность сильнозаторфованных грунтов, торфов, слабоминеральных сапропелей и илов предусматривать не допускается.
<a id="p101164"></a>6.12.5. При наличии пучинистых, просадочных, набухающих грунтов следует выполнять мероприятия, предусмотренные для данных типов грунтов.
<a id="p101165"></a>6.12.6. При строительстве в неслежавшихся насыпных грунтах следует после отрывки траншеи основания тщательно уплотнять на глубину, предусмотренную проектом, с доведением объемного веса скелета грунта на нижней границе уплотненной толщи до 1,6 г/см3.
<a id="p101166"></a>6.12.7. При строительстве в грунтах с наличием крупных частиц, вкраплений скальных грунтов, кирпичей, металла следует устраивать подушку из песка (кроме пылеватого и мелкозернистого) толщиной не менее 0,2 м.
<a id="p101167"></a>6.12.8. При грунтах с низкой несущей способностью и содержанием органических веществ Jom больше 0,1 следует производить забивку свай в материковый грунт (отказ свай должен не превышать проектный), устройство распределительной подушки из гнилостойких материалов с предварительным уплотнением основания на глубину, предусмотренную проектом, замену грунта.
<a id="p101168"></a>6.12.9. При строительстве наземных газопроводов на неслежавшихся насыпных грунтах следует перед отсыпкой провести уплотнение грунта под основанием отсыпки на глубину, указанную в проекте.


### 7. <a id="p101169"></a>ОСОБЫЕ ТРЕБОВАНИЯ ВЗРЫВОБЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СИСТЕМ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ (ТЭС) И КОТЕЛЬНЫХ


<a id="p101170"></a>7.1. Требования раздела распространяются на газопроводы и газовое оборудование котельных агрегатов тепловых электрических станций с единичной тепловой мощностью более 420 ГДж/ч.
<a id="p101171"></a>7.2. На каждой тепловой электрической станции, имеющей объекты газового хозяйства, должна быть создана газовая служба (участок) по эксплуатации и ремонту газопроводов и газового оборудования (технических устройств).
<a id="p101172"></a>7.3. Объем эксплуатационной документации должен соответствовать требованиям настоящих Правил, а также нормативно-техническим документам, учитывающим условия и требования эксплуатации тепловых электрических станций, согласованным Госгортехнадзором России и утвержденным в установленном порядке.
<a id="p101173"></a>Технологические схемы газопроводов должны быть вывешены в помещениях ГРП и щитов управления или воспроизводиться на дисплее автоматического управления.

#### <a id="p101174"></a>7.4 При эксплуатации газопроводов и газового оборудования должны выполняться:

<a id="p101175"></a>осмотр технического состояния (обход);
<a id="p101176"></a>проверка параметров срабатывания предохранительных запорных клапанов (ПЗК) и предохранительных сбросных клапанов (ПСК), установленных в ГРП (ГРУ);
<a id="p101177"></a>проверка срабатывания ПЗК, включенных в схемы защит и блокировок котлов;
<a id="p101178"></a>проверка герметичности фланцевых, резьбовых и сварных соединений газопроводов, сальниковых набивок арматуры с помощью приборов или мыльной эмульсии;
<a id="p101179"></a>контроль загазованности воздуха в помещениях ГРП и котельном зале (котельной);
<a id="p101180"></a>проверка работоспособности автоматических сигнализаторов загазованности в помещениях ГРП и котельного зала (котельной);
<a id="p101181"></a>проверка срабатывания устройств технологических защит, блокировок и действия сигнализации;
<a id="p101182"></a>очистка фильтров;
<a id="p101183"></a>техническое обслуживание газопроводов и газового оборудования;
<a id="p101184"></a>техническое обслуживание средств защиты газопроводов от коррозии;
<a id="p101185"></a>включение и отключение газопроводов и газового оборудования в режимы резерва, ремонта и консервации;
<a id="p101186"></a>текущий ремонт;
<a id="p101187"></a>проведение режимно-наладочных работ на газоиспользующем оборудовании с пересмотром режимных карт;
<a id="p101188"></a>техническое обследование (техническая диагностика) газопроводов и газового оборудования;
<a id="p101189"></a>капитальный ремонт;
<a id="p101190"></a>отключение недействующих газопроводов и газового оборудования (обрезка с установкой постоянных заглушек на сварке).
<a id="p101191"></a>7.5. Осмотр технического состояния (обход) должен производиться в сроки, обеспечивающие безопасность и надежность эксплуатации систем газоснабжения, но не реже 1 раза в смену для ГРП, внутренних газопроводов котельной и котлов, 1 раза в мес. для надземных газопроводов и в соответствии с настоящими Правилами для подземных газопроводов.
<a id="p101192"></a>При обходе подтягивание сальников на арматуре и откачка конденсата из дренажных устройств газопроводов с давлением более 0,3 МПа не допускается.
<a id="p101193"></a>7.6. Проверка параметров срабатывания ПЗК и ПСК должна проводиться не реже 1 раза в 6 мес., а также после ремонта оборудования.
<a id="p101194"></a>Предохранительные сбросные клапаны в ГРП должны быть настроены на параметры, обеспечивающие начало их открывания при превышении величины максимального рабочего давления на выходе из ГРП на 15%, а предохранительные запорные клапаны, в том числе встроенные в регулирующие клапаны, при превышении рабочего давления не более чем на 25%.
<a id="p101195"></a>При настройке и проверке параметров срабатывания ПЗК и ПСК не должно изменяться рабочее давление газа после регулирующих клапанов на выходе из ГРП.
<a id="p101196"></a>7.7. Проверка срабатывания ПЗК котлов и горелок должна проводиться перед растопкой котла на газе после простоя более 3 суток, перед плановым переводом котла на сжигание газа, а также после ремонта газопроводов котла.
<a id="p101197"></a>7.8. Очистку фильтра необходимо проводить при достижении допустимого значения перепада давления, указанного в паспорте завода-изготовителя.
<a id="p101198"></a>7.9. Контроль загазованности в помещениях ГРП и котельной должен проводиться стационарными сигнализаторами загазованности или переносным прибором из верхней зоны помещений не реже 1 раза в смену.
<a id="p101199"></a>При обнаружении концентрации газа необходимо организовать дополнительную вентиляцию и незамедлительные работы по обнаружению и устранению утечки газа.
<a id="p101200"></a>7.10. Проверка срабатывания устройств технологических защит и действия сигнализации по максимальному и минимальному давлению газа в газопроводах проводится в сроки, указанные в инструкциях заводов-изготовителей, но не реже 1 раза в 6 мес.
<a id="p101201"></a>При проверке не должно изменяться рабочее давление газа в газопроводах.
<a id="p101202"></a>Проверка блокировок производится перед пуском котла или переводом его на газообразное топливо.
<a id="p101203"></a>7.11. Техническое обслуживание газопроводов и газооборудования должно проводиться не реже 1 раза в 6 мес.
<a id="p101204"></a>К проведению технического обслуживания могут привлекаться сторонние организации, имеющие опыт и возможности выполнения этих работ.
<a id="p101205"></a>7.12. До начала работ по техническому обслуживанию следует провести проверку рабочей зоны помещения (котельного зала, ГРП) на загазованность с отметкой в наряде-допуске.

#### <a id="p101206"></a>7.13 При техническом обслуживании ГРП должны выполняться:

<a id="p101207"></a>проверка хода и герметичности отключающих устройств (задвижек, кранов), а также герметичности ПЗК и ПСК прибором или мыльной эмульсией;
<a id="p101208"></a>проверка герметичности мест прохода сочленений приводов механизмов с регулирующими клапанами;
<a id="p101209"></a>проверка герметичности фланцевых и сварных соединений газопроводов, прибором или мыльной эмульсией;
<a id="p101210"></a>осмотр, при необходимости очистка фильтра;
<a id="p101211"></a>проверка сочленений приводов механизмов с регулирующими клапанами, устранение люфта и других неисправностей в кинематической передаче;
<a id="p101212"></a>продувка импульсных линий приборов средств измерений, предохранительно-запорных и регулирующих клапанов;
<a id="p101213"></a>проверка параметров настройки ПЗК и ПСК;
<a id="p101214"></a>смазка трущихся частей, подтяжка сальников арматуры, при необходимости их очистка.

#### <a id="p101215"></a>7.14 При техническом обслуживании внутренних газопроводов должны выполняться:

<a id="p101216"></a>проверка герметичности фланцевых и сварных соединений газопроводов, сальниковых набивок арматуры приборами или мыльной эмульсией;
<a id="p101217"></a>подтяжка сальников арматуры, при необходимости очистка;
<a id="p101218"></a>продувка импульсных линий приборов средств измерений.
<a id="p101219"></a>7.15. При отключении газового оборудования сезонного действия должны устанавливаться заглушки на газопроводах-отводах к ним.
<a id="p101220"></a>7.16. Текущий ремонт газопроводов и газового оборудования должен проводиться не реже 1 раза в 12 мес. на отключенном оборудовании и газопроводах с установкой заглушек на границах отключаемого участка со стороны подачи газа.
<a id="p101221"></a>7.17. До начала и в процессе выполнения работ по техническому обслуживанию и ремонту должен осуществляться контроль рабочей зоны на загазованность.
<a id="p101222"></a>При концентрации газа в помещении, превышающей 20% нижнего концентрационного предела распространения пламени, работы должны быть приостановлены.
<a id="p101223"></a>После окончания работ газопроводы должны быть испытаны на герметичность, а после сварочных работ - на прочность и герметичность в соответствии с действующими нормами.
<a id="p101224"></a>Испытания должны проводиться персоналом, выполнившим ремонтные работы, в присутствии оперативного персонала станции. Результаты испытаний оформляются актом.
<a id="p101225"></a>7.18. Текущий ремонт газооборудования ГРП должен выполняться в соответствии с требованиями настоящих Правил.

#### <a id="p101226"></a>7.19 При текущем ремонте надземных газопроводов производится:

<a id="p101227"></a>устранение прогиба, выпучивания, замена и восстановление креплений, опор;
<a id="p101228"></a>разборка и ремонт отключающих устройств (запорной арматуры), не обеспечивающей герметичность закрытия с притиркой уплотняющих поверхностей;
<a id="p101229"></a>восстановление противошумового и теплоизоляционного покрытий;
<a id="p101230"></a>окраска газопроводов и арматуры (не реже 1 раза в 5 лет);
<a id="p101231"></a>проверка герметичности соединений и устранение дефектов, выявленных при осмотре технического состояния (обходе).

#### <a id="p101232"></a>7.20 При текущем ремонте запорной арматуры должны выполняться:

<a id="p101233"></a>очистка арматуры, разгон червяка и его смазка, набивка сальника;
<a id="p101234"></a>разборка запорной арматуры, не обеспечивающей плотность закрытия затворов с притиркой уплотняющих поверхностей;
<a id="p101235"></a>проверка наличия смазки в редукторах электроприводов, плотности их корпусов;
<a id="p101236"></a>проверка затяжки (крепеж) фланцевых соединений, смена износившихся и поврежденных болтов и прокладок;
<a id="p101237"></a>проверка исправности и ремонт приводного устройства;
<a id="p101238"></a>при сервисном обслуживании газовой арматуры заводом-изготовителем сроки и объемы работ определяются техническими условиями на изготовление арматуры.
<a id="p101239"></a>7.21. Пересмотр режимных карт на газовых котлах должен осуществляться с периодичностью не реже 1 раза в 2 года, а также после капитального ремонта котла, замены газогорелочных устройств.
<a id="p101240"></a>7.22. Техническая диагностика газопроводов и газового оборудования должна проводиться в соответствии с требованиями настоящих Правил.
<a id="p101241"></a>7.23. Капитальный ремонт газопровода и газового оборудования может быть назначен по результатам технической диагностики.
<a id="p101242"></a>Для газопроводов, подлежащих капитальному ремонту (замене), должна быть составлена проектная документация в соответствии с требованиями, предъявляемыми к новому строительству.
<a id="p101243"></a>Капитальный ремонт внутренних газопроводов, газового и котлового оборудования следует совмещать.
<a id="p101244"></a>Сведения о капитальном ремонте должны заноситься в паспорт газопровода (ГРП).
<a id="p101245"></a>7.24. В системах газоснабжения ТЭС не допускается прокладка газопроводов по территории трансформаторных подстанций и открытых электрораспределительных устройств, складов резервного топлива, галереям подачи резервного топлива, ниже нулевой отметки зданий, а также использование газопроводов в качестве опорных конструкций и заземлений.
<a id="p101246"></a>Прокладка внутренних газопроводов должна быть открытой. Места установки запорной и регулирующей арматуры должны иметь искусственное освещение.
<a id="p101247"></a>7.25. В системах газоснабжения следует применять стальную арматуру не ниже класса В по герметичности.
<a id="p101248"></a>Способ присоединения арматуры (сварка, фланцы) определяется проектом.
<a id="p101249"></a>Горелки, имеющие перемещения в процессе работы котла, допускается присоединять к газопроводу при помощи металлорукавов или резинотканевых рукавов, рассчитанных на рабочее давление газа и имеющих соответствующие разрешение на применение и сертификат.
<a id="p101250"></a>7.26. В системах газоснабжения (газораспределения) запорная арматура (отключающие устройства) должна оснащаться электроприводом во взрывозащищенном исполнении:
<a id="p101251"></a>на вводе в ГРП;
<a id="p101252"></a>на вводе в регуляторный зал и на выходе из него (при наличии двух и более залов);
<a id="p101253"></a>на входе и выходе линии редуцирования газа, при оснащении регулирующего клапана (РК) электроприводом;
<a id="p101254"></a>на выходе из ГРП (при наличии двух ГРП и более).
<a id="p101255"></a>7.27. Управление электроприводом запорной и регулирующей арматуры в ГРП должно осуществляться с местного щита управления (МЩУ), а также:
<a id="p101256"></a>для котлов с поперечными связями со щита управления одного из котлов (МЩУ) или группы котлов (ГрЩУ);
<a id="p101257"></a>для энергоблоков мощностью менее 800 МВт - с одного из блочных щитов управления (БЩУ);
<a id="p101258"></a>для энергоблоков мощностью 800 МВт и выше - с блочных щитов управления (БЩУ).
<a id="p101259"></a>7.28. В помещениях отдельно стоящих зданий на ТЭС с газовым оборудованием (регуляторный зал ГРП, места размещения узлов учета расхода и очистки газа, МЩУ ГРП) должны устанавливаться сигнализаторы загазованности с выводом светозвукового сигнала на щит управления котлов ГрЩУ, БЩУ, МЩУ ГРП и на входе в помещения.

#### <a id="p101260"></a>7.29 В ГРП станций должно обеспечиваться измерение:

<a id="p101261"></a>давления газа на входе и выходе ГРП, а также после каждого регулирующего клапана (РК);
<a id="p101262"></a>перепада давления на фильтрах очистки газа;
<a id="p101263"></a>температуры и расхода газа;
<a id="p101264"></a>температуры воздуха и загазованности в помещениях регуляторных залов и МЩУ ГРП.

#### <a id="p101265"></a>7.30 На панелях МЩУ, ГрЩУ и БЩУ, относящихся к ГРП, должны находиться:

<a id="p101266"></a>ключ управления и указатели положения запорной и регулирующей арматуры;
<a id="p101267"></a>ключ-переключатель выбора места управления запорной и регулирующей арматурой;
<a id="p101268"></a>светозвуковая сигнализация о работе оборудования и загазованности помещений;
<a id="p101269"></a>приборы, показывающие давление газа на входе и выходе ГРП и на выходе каждой ступени редуцирования газа;
<a id="p101270"></a>приборы, показывающие температуру газа на входе и выходе ГРП;
<a id="p101271"></a>приборы, показывающие расход газа в каждой точке измерения.
<a id="p101272"></a>7.31. На отводе газопровода к котлу внутри здания должна предусматриваться установка двух отключающих устройств. Первое по ходу газа может выполняться с ручным приводом; второе с электроприводом должно быть задействовано в схему защиты котла.
<a id="p101273"></a>7.32. На газопроводе-отводе к котлу после отключающих устройств должны предусматриваться: фланцевое соединение для установки поворотной или листовой заглушки с приспособлением для разжима фланцев и токопроводящей перемычкой; штуцер для подключения продувочного агента; общекотловой ПЗК; врезка газопровода к ЗЗУ горелок (только для газовых котлов); регулирующие клапаны (основной, растопочный).
<a id="p101274"></a>При устройстве индивидуального регулирующего клапана перед каждой горелкой растопочный клапан необязателен.
<a id="p101275"></a>7.33. На газопроводе перед каждой горелкой котла последовательно должны устанавливаться два ПЗК.
<a id="p101276"></a>При использовании в качестве запорной арматуры двух быстродействующих запорных клапанов и индивидуального регулирующего клапана перед каждой горелкой установка общекотлового предохранительного запорного клапана необязательна.
<a id="p101277"></a>Допускается установка одного ПЗК и отключающего устройства с электроприводом (очередность определяется проектом) и трубопровода безопасности между ними, при условии установки общекотлового предохранительного запорного клапана.
<a id="p101278"></a>Управление отключающими устройствами должно быть дистанционным со щита управления котлом, с площадки обслуживания управления горелок, а также вручную по месту.
<a id="p101279"></a>7.34. Питание электромагнита ПЗК на постоянном или переменном токе выбирается в проекте исходя из технико-экономического обоснования.
<a id="p101280"></a>Питание на постоянном токе должно осуществляться от шин аккумуляторной батареи или от батареи предварительно заряженных конденсаторов, при условии оснащения схемы управления устройством непрерывного контроля за исправностью цепей.
<a id="p101281"></a>Питание на переменном токе должно осуществляться от двух независимых источников, при условии установки блока непрерывного питания.
<a id="p101282"></a>7.35. Каждая горелка котла должна быть оснащена защитно-запальным устройством (ЗЗУ), обеспечивающим факел у горелки в режиме розжига и селективный контроль факела горелки во всех режимах работы котла, включая режим розжига.
<a id="p101283"></a>Управление ЗЗУ должно быть дистанционным со щита управления котлом, а также с площадки обслуживания управления горелок.
<a id="p101284"></a>Розжиг факела каждой горелки котла, работающей на газе, должен осуществляться от стационарно установленного индивидуального защитно-запального устройства (ЗЗУ).
<a id="p101285"></a>7.36. На газопроводе перед последним отключающим устройством каждой горелки должен предусматриваться трубопровод безопасности диаметром не менее 20 мм, оснащенный отключающим устройством с электроприводом.
<a id="p101286"></a>7.37. Газопроводы котла должны иметь систему продувочных газопроводов с отключающими устройствами и штуцерами для отбора проб, а также растопочный сбросной газопровод (при необходимости).
<a id="p101287"></a>Продувочные газопроводы должны быть предусмотрены:
<a id="p101288"></a>в конце каждого тупикового участка газопровода, включая запальный газопровод;
<a id="p101289"></a>перед вторым отключающим устройством на отводе к котлу;
<a id="p101290"></a>перед местом установки заглушек на газопроводе котла;
<a id="p101291"></a>перед ПЗК котла;
<a id="p101292"></a>перед первым отключающим устройством у горелки (если длина газопровода превышает 2 м);
<a id="p101293"></a>с обеих сторон секционного отключающего устройства при кольцевой схеме подвода газа к котельной.
<a id="p101294"></a>Диаметр продувочного газопровода должен определяться расчетом с учетом обеспечения 15-кратного обмена объема продуваемого участка газопровода в течение 1 ч, но быть не менее 20 мм.
<a id="p101295"></a>7.38. Объединение продувочных газопроводов с трубопроводами безопасности, а также продувочных газопроводов от участков, разделенных заглушками или регулирующими клапанами, не допускается.

#### <a id="p101296"></a>7.39 На котле должно предусматриваться измерение:

<a id="p101297"></a>давления газа в газопроводе котла до и после регулирующего клапана;
<a id="p101298"></a>давления газа перед каждой горелкой за последним по ходу газа отключающим устройством;
<a id="p101299"></a>перепада давления воздуха перед горелками и дымовых газов на уровне горелок или в верхней части топки (для котлов, работающих под наддувом);
<a id="p101300"></a>перепада давления между воздухом в "теплом ящике" и дымовыми газами топки (для котлов, работающих под наддувом);
<a id="p101301"></a>давления воздуха в общем коробе или воздуховодах по сторонам котла (кроме котлов, работающих под наддувом);
<a id="p101302"></a>разрежения или давления дымовых газов вверху топки;
<a id="p101303"></a>давления воздуха перед горелкой за последним отключающим устройством.

#### <a id="p101304"></a>7.40 Газифицированный котел должен оснащаться системами (устройствами) технологической защиты:


##### <a id="p101305"></a>7.40.1 На отключение подачи газа в случаях:

<a id="p101306"></a>невоспламенения факела первой растапливаемой горелки;
<a id="p101307"></a>погасания факелов всех горелок в топке (общего факела в топке);
<a id="p101308"></a>отключения всех дымососов (для котлов с уравновешенной тягой);
<a id="p101309"></a>отключения всех дутьевых вентиляторов;
<a id="p101310"></a>отключения всех регенеративных воздухоподогревателей;
<a id="p101311"></a>понижения давления газа после РК ниже заданного значения (при использовании газа в качестве основного вида топлива).

##### <a id="p101312"></a>7.40.2 На снижение нагрузки котла до 50% при отключении:

<a id="p101313"></a>одного из двух дымососов;
<a id="p101314"></a>одного из двух дутьевых вентиляторов;
<a id="p101315"></a>одного из двух регенеративных воздухоподогревателей.
<a id="p101316"></a>7.40.3. На отключение подачи газа на горелку при ее невоспламенении или погасании ее факела.

#### <a id="p101317"></a>7.41 Газифицированный котел должен быть оснащен блокировками, не допускающими:

<a id="p101318"></a>открытие отключающего устройства на газопроводе-отводе к котлу при открытом положении хотя бы одного отключающего устройства перед горелками;
<a id="p101319"></a>включение ЗЗУ и подачу газа к горелкам без предварительной вентиляции топки, газоходов (в том числе рециркуляционных), "теплого ящика" и воздуховодов в течение не менее 10 мин.;
<a id="p101320"></a>открытие общего запорного устройства на запальном газопроводе к ЗЗУ при открытом положении хотя бы одного первого по ходу газа запорного устройства с электроприводом перед любым ЗЗУ;
<a id="p101321"></a>подачу газа в горелку в случае закрытия воздушного шибера (клапана) перед горелкой (группой горелок) или при отключении индивидуального дутьевого вентилятора;
<a id="p101322"></a>подачу газа в горелку при отсутствии факела на ЗЗУ;
<a id="p101323"></a>открытие (закрытие) запорного устройства на трубопроводе безопасности при открытом (закрытом) положении обоих запорных устройств перед горелкой.

#### <a id="p101324"></a>7.42 В системе газоснабжения (газораспределения) котла должна быть предусмотрена сигнализация на:

<a id="p101325"></a>понижение или повышение заданного давления газа перед ГРП;
<a id="p101326"></a>понижение или повышение заданного давления газа после ГРП;
<a id="p101327"></a>понижение или повышение заданного давления газа после РК котла;
<a id="p101328"></a>понижение заданного давления воздуха в общем коробе или в воздуховодах перед горелками (кроме котлов, работающих под наддувом);
<a id="p101329"></a>понижение перепада давления между воздухом перед горелками и дымовыми газами в верхней части топки или на уровне горелок (для котлов, работающих под наддувом);
<a id="p101330"></a>понижение перепада давления между воздухом в "теплом ящике" и дымовыми газами топки (для котлов, работающих под наддувом);
<a id="p101331"></a>наличие факела на горелке котла;
<a id="p101332"></a>наличие факела ЗЗУ горелки;
<a id="p101333"></a>наличие общего факела в топке котла;
<a id="p101334"></a>срабатывание защит, предусмотренных настоящими Правилами;
<a id="p101335"></a>загазованность помещений регуляторных залов и МЩУ ГРП.
<a id="p101336"></a>7.43. Выполнение блокировок и защит, действующих на останов котла или перевод его на пониженную нагрузку, должно осуществляться по техническим условиям, согласованным с заводом-изготовителем, или по нормативно-технической документации, утвержденной для ТЭС.
<a id="p101337"></a>7.44. Аварийное отключение газопроводов (вплоть до ГРП) должно производиться в случаях разрыва сварных стыков, коррозионных и механических повреждений газопровода и арматуры с выходом газа, а также при взрыве, пожаре, непосредственно угрожающих газопроводам и газовому оборудованию.
<a id="p101338"></a>7.45. При обнаружении загазованности работы должны быть приостановлены, приняты меры по устранению утечки газа и выполнению мероприятий в соответствии с Планом локализации и ликвидации аварийных ситуаций, при необходимости - Планом взаимодействия служб различных ведомств.
<a id="p101339"></a>Лица, не участвующие в аварийно-восстановительных работах, должны быть удалены из опасной зоны.
<a id="p101340"></a>7.46. Газоопасные работы должны выполняться в соответствии с требованиями настоящих Правил.
<a id="p101341"></a>Форма нарядов-допусков на производство газоопасных работ может соответствовать требованиям нормативных документов для ТЭС, с учетом специфики проводимых работ.
<a id="p101342"></a>7.47. Установка заглушек на газопроводах должна производиться на отключенном участке после его предварительной продувки воздухом или инертным газом и взятия пробы для анализа на содержание горючего газа.
<a id="p101343"></a>Снятие заглушек на газопроводе должно производиться после проведения контрольной опрессовки в соответствии с требованиями настоящих Правил.
<a id="p101344"></a>7.48. Заглушки на газопроводах ГРП при пуске газа после консервации или ремонта должны сниматься после осмотра технического состояния (обхода) газопроводов, проведения технического обслуживания и контрольной опрессовки, а после капитального ремонта на газопроводе (сварочных работ), после испытания на прочность и герметичность - в соответствии с требованиями настоящих Правил.
<a id="p101345"></a>7.49. Снятие заглушек на газопроводах котла при его выводе из режима консервации или ремонта должно выполняться после осмотра технического состояния котла, проведения технического обслуживания и контрольной опрессовки, проверки работоспособности технологических защит, блокировок и сигнализации, а также записи ответственного лица в оперативном журнале о готовности котла к растопке.
<a id="p101346"></a>7.50. До начала работ, связанных с разборкой газовой арматуры, присоединением или ремонтом внутренних газопроводов, работой внутри котлов, а также при выводе котлов в режим консервации и ремонта отключающие устройства, установленные на ответвлениях газопровода к котлу и на газопроводе к защитно-запальным устройствам горелок, должны быть закрыты с установкой заглушек.
<a id="p101347"></a>Газопроводы должны быть освобождены от газа продувкой воздухом или инертным газом.
<a id="p101348"></a>7.51. До начала и в период проведения работ по установке и снятию заглушек должна проводиться проверка рабочей зоны на загазованность. При предельно допустимой концентрации газа в воздухе рабочей зоны, превышающей 300 мг/м3, работы должны выполняться в шланговых противогазах.
<a id="p101349"></a>7.52. При сжигании на ТЭС газа с повышенным содержанием серы продувка газопроводов сжатым воздухом не допускается.
<a id="p101350"></a>7.53. Технологические защиты, блокировки и сигнализация, введенные в постоянную эксплуатацию, должны быть включены в течение всего времени работы оборудования.

#### <a id="p101351"></a>7.54 Вывод из работы технологических защит, блокировок и сигнализации на работающем оборудовании допускается в случаях:

<a id="p101352"></a>необходимости отключения, обусловленной производственной инструкцией;
<a id="p101353"></a>неисправности или отказе;
<a id="p101354"></a>периодической проверки по графику.
<a id="p101355"></a>Отключение должно выполняться по письменному распоряжению начальника смены в оперативном журнале с уведомлением технического руководителя станции или лица, его заменяющего.
<a id="p101356"></a>7.55. Проведение ремонтных и наладочных работ в цепях защит, блокировок и сигнализации на действующем оборудовании без оформления наряда-допуска не допускается.
<a id="p101357"></a>7.56. Перед пуском котла (ремонт, резерв более 3 суток) проверяются исправность тягодутьевых машин, вспомогательного оборудования, средств измерений и дистанционного управления, регуляторов, а также работоспособность защит, блокировок, сигнализации, средств оповещения и оперативной связи, проведена проверка срабатывания ПЗК котла и горелок с возведением на исполнительные механизмы.
<a id="p101358"></a>При простое котла менее 3 суток проверке подлежат только средства измерения, оборудование, механизмы, устройства защиты, блокировок и сигнализации, на которых производился ремонт.
<a id="p101359"></a>Выявленные неисправности до розжига котла должны быть устранены. При обнаружении неисправности средств защиты и блокировок, действующих на останов котла, розжиг котла не допускается.
<a id="p101360"></a>7.57. Пуск газа в газопровод котла после консервации или ремонта должен производиться при включенных в работу дымососах, дутьевых вентиляторах, дымососах рециркуляции в последовательности, указанной в производственной инструкции по эксплуатации котла.
<a id="p101361"></a>7.58. Продувать газопроводы котла через трубопроводы безопасности или через газогорелочные устройства котла не допускается.
<a id="p101362"></a>7.59. Перед растопкой котла из холодного состояния должна быть проведена при включенных в работу тягодутьевых механизмах предпусковая проверка плотности закрытия отключающих устройств перед горелками котла, включая ПЗК котла и горелок.
<a id="p101363"></a>При обнаружении негерметичности затворов отключающих устройств растопка котла не допускается.
<a id="p101364"></a>7.60. Непосредственно перед растопкой котла и после его останова топка, газоходы отвода продуктов сгорания котла, системы рециркуляции, а также закрытые объемы, в которых размещены коллекторы ("теплый ящик"), должны быть провентилированы с включением всех дымососов, дутьевых вентиляторов и дымососов рециркуляции в течение не менее 10 мин. при открытых шиберах (клапанах) газовоздушного тракта и расходе воздуха не менее 25% от номинального.
<a id="p101365"></a>7.61. Вентиляция котлов, работающих под наддувом, а также водогрейных котлов при отсутствии дымососа должна осуществляться при включенных дутьевых вентиляторах и дымососах рециркуляции.
<a id="p101366"></a>7.62. Растопка котлов должна производиться при работающих дутьевых вентиляторах и дымососах (где предусмотрены).
<a id="p101367"></a>7.63. Перед растопкой котла, если газопроводы находились не под избыточным давлением, следует определить содержание кислорода в газопроводах котла.
<a id="p101368"></a>При содержании кислорода более 1% по объему розжиг горелок не допускается.
<a id="p101369"></a>7.64. Растопка котлов, все горелки которых оснащены ПЗК и ЗЗУ, может начинаться с розжига любой горелки в последовательности, указанной в инструкции по эксплуатации котла.
<a id="p101370"></a>При невоспламенении (погасании) первой растапливаемой горелки должна быть прекращена подача газа на котел и горелку, отключено ее ЗЗУ и провентилированы горелка, топка и газоходы согласно требованиям настоящих Правил, после чего растопка котла может быть возобновлена на другой горелке.
<a id="p101371"></a>Повторный розжиг первой растапливаемой горелки должен производиться после устранения причин ее невоспламенения (погасания).
<a id="p101372"></a>В случае невоспламенения (погасания) факела второй или последующих растапливаемых горелок (при устойчивом горении первой) должна быть прекращена подача газа только на эту горелку, отключено ее ЗЗУ и проведена ее вентиляция при полностью открытом запорном устройстве на воздуховоде к этой горелке.
<a id="p101373"></a>Повторный ее розжиг возможен после устранения причин ее невоспламенения (погасания).
<a id="p101374"></a>7.65. При погасании во время растопки всех включенных горелок должна быть немедленно прекращена подача газа на котел, отключены их ЗЗУ и проведена вентиляция горелок, топки, газоходов согласно требованиям настоящих Правил.
<a id="p101375"></a>Повторная растопка котла должна производиться после выяснения и устранения причин погасания факелов горелок.
<a id="p101376"></a>7.66. Порядок перевода котла с пылеугольного или жидкого топлива на природный газ должен определяться производственной инструкцией по эксплуатации котла, утвержденной главным инженером (техническим директором) организации.
<a id="p101377"></a>При многоярусной компоновке горелок первыми должны переводиться на газ горелки нижних ярусов.
<a id="p101378"></a>Перед плановым переводом котла на сжигание газа должна быть проведена проверка срабатывания ПЗК и работоспособности технологических защит, блокировок и сигнализации систем газоснабжения котла с воздействием на исполнительные механизмы или на сигнал в объеме, не препятствующем работе котла.

#### <a id="p101379"></a>7.67 Подача газа в газопроводы котла должна быть немедленно прекращена оперативным персоналом в случаях:

<a id="p101380"></a>несрабатывания технологических защит;
<a id="p101381"></a>взрыва в топке, газоходах, разогрева (визуально) несущих балок каркаса или колонн котла, обрушении обмуровки;
<a id="p101382"></a>пожара, угрожающего персоналу, оборудованию или цепям дистанционного управления, входящим в схему защиты котла;
<a id="p101383"></a>исчезновения напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления или на всех контрольно-измерительных приборах;
<a id="p101384"></a>разрушения газопровода котла.
<a id="p101385"></a>7.68. При аварийной остановке котла необходимо прекратить подачу газа на котел и все горелки котла, их ЗЗУ, открыть отключающие устройства на трубопроводах безопасности.
<a id="p101386"></a>При необходимости следует открыть отключающие устройства на продувочных газопроводах и провентилировать топку и газоходы согласно требованиям Правил.
<a id="p101387"></a>7.69. При плановой остановке котла для перевода в режим резерва должна быть прекращена подача газа к котлу, горелкам, ЗЗУ с последующим их отключением; открыты отключающие устройства на трубопроводах безопасности, а при необходимости - и на продувочных газопроводах, проведена вентиляция топки и газоходов.
<a id="p101388"></a>По окончании вентиляции тягодутьевые машины должны быть отключены, закрыты лазы, лючки, шибера (клапана) газовоздушного тракта и направляющие аппараты тягодутьевых машин.
<a id="p101389"></a>7.70. Если котел находится в резерве или работает на другом виде топлива, заглушки после запорной арматуры на газопроводах котла могут не устанавливаться.
<a id="p101390"></a>Допускается избыточное давление газа в газопроводах котла при работе на другом топливе, при условии обеспечения плотности закрытия отключающих устройств перед горелками котла.
<a id="p101391"></a>7.71. Наблюдение за оборудованием ГРП, показаниями средств измерений, а также автоматическими сигнализаторами контроля загазованности должно проводиться с помощью приборов со щитов управления котло-турбинного цеха (КТЦ) и водогрейной котельной, с местного щита управления ГРП и визуально по месту, при обходах.
<a id="p101392"></a>7.72. Отключающее устройство перед ПСК в ГРП должно находиться в открытом положении и быть опломбировано.
<a id="p101393"></a>7.73. Резервная редуцирующая нитка в ГРП должна быть в постоянной готовности к работе.
<a id="p101394"></a>Подача газа к котлам по обводному газопроводу (байпасу) ГРП, не имеющему автоматического регулирующего клапана, запрещается.


### 8. <a id="p101395"></a>ОСОБЫЕ ТРЕБОВАНИЯ ВЗРЫВОБЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ, СТРОИТЕЛЬСТВЕ И ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОТУРБИННЫХ (ГТУ) И ПАРОГАЗОВЫХ (ПГУ) УСТАНОВОК



#### <a id="p101396"></a>8.1. Проектирование


<a id="p101397"></a>8.1.1. При проектировании систем газоснабжения ГТУ или ПГУ, средств технологического контроля, автоматизации, сигнализации, защит и блокировок должны учитываться требования настоящих Правил, а также нормативно-технических документов, учитывающих условия и требования эксплуатации тепловых электрических станций, обеспечивающих их промышленную безопасность, согласованных с Госгортехнадзором России и утвержденных в установленном порядке.
<a id="p101398"></a>8.1.2. При разработке блока отключающей арматуры газовой турбины следует учитывать, что управление арматурой должно осуществляться от системы управления ГТУ или ПГУ.

##### <a id="p101399"></a>8.1.3 Система газоснабжения ГТУ и ПГУ, как правило, включает:

<a id="p101400"></a>подводящий газопровод (ПГП) от ГРС до пункта подготовки газа (ППГ) на территории ТЭС;
<a id="p101401"></a>пункт подготовки газа (ППГ), включая блоки: редуцирования (компримирования) давления газа, в том числе ГРП, узел стабилизации давления (УСД), дожимную компрессорную станцию (ДКС), газотурбинную редукционную станцию (ГТРС), очистки, осушки, подогрева, измерения расхода;
<a id="p101402"></a>наружные газопроводы от пункта подготовки газа (ППГ) до зданий и сооружений, в которых размещены ГТУ и ПГУ;
<a id="p101403"></a>блоки отключающей арматуры газовых турбин;
<a id="p101404"></a>внутренние газопроводы ГТУ и ПГУ.
<a id="p101405"></a>8.1.4. На подводящем газопроводе от ГРС должно быть предусмотрено отключающее устройство с электроприводом, управляемым из главного корпуса ТЭС, располагаемое как на территории электростанции, так и вне ее на расстоянии от 5 м до 20 м от ограды ТЭС.
<a id="p101406"></a>8.1.5. Проектом должен быть предусмотрен автоматический пуск (останов) газовой турбины, работающей как автономно, так и с котлами-утилизаторами, входящими в состав ГТУ и ПГУ.
<a id="p101407"></a>При проектировании в составе ГТУ и ПГУ должно предусматриваться оборудование, обеспечивающее эффективную вентиляцию газовоздушного тракта. Алгоритмами автоматического разворота газовой турбины двигателя до подсинхронных оборотов должна предусматриваться эффективная вентиляция всего газовоздушного тракта ГТУ и ПГУ.
<a id="p101408"></a>Выбор пусковых устройств и продолжительность вентиляции до необходимой кратности должны определяться исходя из требований мобильности разворота газовой турбины.

##### <a id="p101409"></a>8.1.6 Конструкция котлов-утилизаторов не должна иметь застойных зон.

<a id="p101410"></a>8.1.7. Горелочные устройства, применяемые в системе газоснабжения ГТУ и ПГУ, должны быть сертифицированы и иметь разрешение Госгортехнадзора России на промышленное применение в установленном порядке.
<a id="p101411"></a>8.1.8. Объем оснащения средствами контроля горелочных устройств и камеры сгорания газовой турбины должен определяться техническими условиями на поставку ГТУ и настоящими Правилами.
<a id="p101412"></a>8.1.9. Подвод газа к горелочным устройствам котлов-утилизаторов, входящих в состав ГТУ и ПГУ, должен выполняться в соответствии с требованиями настоящих Правил.
<a id="p101413"></a>8.1.10. Вентиляция газовоздушного тракта газовых турбин и котлов-утилизаторов, входящих в состав ГТУ и ПГУ, при пуске должна обеспечиваться за счет расхода воздуха, проходящего через газовую турбину при вращении ее ротора пусковым устройством.
<a id="p101414"></a>В газовых турбинах могут применяться: теристорные пусковые устройства, воздушные стартеры, электростартеры, турбокомпрессорные стартеры.
<a id="p101415"></a>8.1.11. Вентиляция газовоздушного тракта котлов-утилизаторов, входящих в состав ГТУ и ПГУ, должна осуществляться тягодутьевыми механизмами.
<a id="p101416"></a>8.1.12. Для проведения вентиляции газовоздушного тракта ГТУ и ПГУ после останова газовых турбин должен использоваться режим холодной прокрутки газовой турбины, осуществляемый при помощи пусковых устройств.
<a id="p101417"></a>8.1.13. Котлы-утилизаторы и теплообменники, входящие в состав ГТУ или ПГУ с авиационными и судовыми газовыми турбинами, должны выполняться, как правило, вертикальными (башенной компоновки) с размещением дымовой трубы над котлом-утилизатором или теплообменником.
<a id="p101418"></a>8.1.14. Пусковые устройства газовых турбин, входящих в состав ГТУ и ПГУ, с котлами-утилизаторами или теплообменниками должны обеспечивать при непрерывной вентиляции в течение 5 мин. не менее чем шестикратный воздухообмен вентилируемых объемов до дымовой трубы.
<a id="p101419"></a>Установки, на которых пусковые устройства газовых турбин не обеспечивают выполнения этих условий, должны оснащаться дутьевыми механизмами.
<a id="p101420"></a>8.1.15. Пусковые устройства газовых турбин должны обеспечивать при непрерывной вентиляции трехкратный воздухообмен вентилируемых объемов до дымовой трубы или топочного пространства котлов-утилизаторов с обеспечением скорости в самом широком сечении газовоздушного тракта не ниже 0,3 м/с.
<a id="p101421"></a>8.1.16. В проектной документации должны быть представлены системы автоматического пуска (останова) газовой турбины. Программы автоматического пуска газовых турбин должны позволять осуществление нормальных и ускоренных пусков из каждого теплового состояния газовой турбины. Система автоматического пуска газовых турбин должна включать блокировки, препятствующие выполнению последующего этапа пуска до полного завершения предыдущего.
<a id="p101422"></a>Программы системы автоматического останова газовых турбин должны включать:
<a id="p101423"></a>разгрузку турбины в заданных параметрах по времени;
<a id="p101424"></a>закрытие регулирующих, стопорных и предохранительных запорных клапанов по топливу, а также электрифицированной арматуры на подводе топлива к пламенным трубам камеры сгорания турбины и горелкам котла-утилизатора;
<a id="p101425"></a>вентиляцию газовоздушных трактов установки, включая котел-утилизатор;
<a id="p101426"></a>закрытие шиберов на стороне всасывания и (или) выхлопа ГТУ по окончании вентиляции газовоздушных трактов;
<a id="p101427"></a>открытие запорных устройств на продувочных газопроводах.
<a id="p101428"></a>8.1.17. Здания и помещения (укрытия), в которых располагается оборудование ППГ, а также блоки арматуры газовой турбины следует относить по взрывопожарной опасности к категории А, помещения (машинные залы), в которых размещены газовые турбины, - к категории Г. Степень огнестойкости этих помещений должна быть не ниже III.
<a id="p101429"></a>8.1.18. Устройства автоматики должны быть защищены от воздействия колебаний напряжения питания. Сигнальные цепи дополнительно должны быть защищены от воздействия индустриальных помех.
<a id="p101430"></a>8.1.19. Системы газоснабжения ГТУ и ПГУ должны обеспечивать газовые турбины проектным давлением газа перед горелочными устройствами.
<a id="p101431"></a>Схемы газоснабжения ГТУ и ПГУ от ГРС могут предусматриваться как совместные (с энергетическими котлами), так и раздельные в зависимости от места расположения ТЭС и давления газа в месте подключения к магистральному газопроводу.
<a id="p101432"></a>8.1.20. При выборе схемы газоснабжения за расчетное давление газа в ПГП принимается минимальное давление на границе ТЭС с учетом сезонных и суточных колебаний, но не ниже 0,3 МПа.
<a id="p101433"></a>В зависимости от значения расчетного давления газа в ПГП схемы подачи газа к газовым турбинам, работающим как автономно, так и в составе ГТУ и ПГУ, возможны с дожимающими компрессорами и без них.
<a id="p101434"></a>8.1.21. Дожимающие компрессоры должны располагаться в отдельном здании.
<a id="p101435"></a>При контейнерной поставке допускается их размещение в пристройках к зданию главного корпуса.
<a id="p101436"></a>Размещение в машинном зале ГТУ дожимающих компрессоров не допускается.
<a id="p101437"></a>8.1.22. Подводящие газопроводы от ГРС или от магистральных газопроводов до площадки ТЭС, независимо от давления транспортируемого газа, следует прокладывать, как правило, подземно.
<a id="p101438"></a>8.1.23. Подачу газа от магистральных газопроводов (или ГРС) на ТЭС, как правило, следует предусматривать по одному трубопроводу без резерва. При эксплуатации газотурбинных и парогазовых установок в базовом режиме подача газа на ТЭС от магистральных газопроводов должна предусматриваться по двум трубопроводам от одной ГРС. В случае отсутствия хозяйства жидкого топлива в системе ГТУ и ПТУ и работы ГТУ или ПТУ в базовом режиме подачу газа на ТЭС следует предусматривать по двум трубопроводам от одной ГРС, подключенной к двум независимым магистральным газопроводам.
<a id="p101439"></a>Прокладка газопроводов в селитебной зоне городских и сельских поселений с давлением свыше 1,2 МПа не допускается.
<a id="p101440"></a>8.1.24. На территории ТЭС, как правило, следует предусматривать комплексный общестанционный пункт подготовки газа (ППГ).
<a id="p101441"></a>8.1.25. Аппараты в каждой ступени очистки газа предусматриваются с 50%-ным резервом. На ПГП к блоку очистки газа следует предусматривать запорное устройство с электроприводом, управляемым с МЩУ ППГ.
<a id="p101442"></a>8.1.26. Технологическая схема редуцирования давления газа в ГРП должна выполняться с поперечными связями и содержать дополнительные защитные устройства (ПСК, ПЗК), обеспечивающие надежную работу оборудования системы газоснабжения. Количество редуцирующих ниток определяется пропускной способностью выбранного оборудования и арматуры и рекомендуется предусматривать с 50%-ным резервом, но не менее двух.
<a id="p101443"></a>8.1.27. Технологическая схема дожимной компрессорной станции (ДКС) может быть как общестанционной, так и блочной.
<a id="p101444"></a>8.1.28. Производительность общестанционной ДКС должна рассчитываться на максимальный расход газа на ГТУ, а на электростанциях, сжигающих газ сезонно, - по расходу газа для летнего режима.
<a id="p101445"></a>8.1.29. При суммарном расходе газа до 300 тыс. м3/ч может сооружаться одна общестанционная ДКС. При больших расходах газа должны сооружаться две ДКС и более.
<a id="p101446"></a>При суммарном расходе газа до 50 тыс. м3/ч количество дожимающих компрессоров должно быть не менее двух, один из которых резервный. В зависимости от режима работы ГТУ в энергосистеме при соответствующем обосновании допускается установка третьего компрессора (на случай ремонта).
<a id="p101447"></a>При суммарном расходе газа свыше 50 тыс. м3/ч до 100 тыс. м3/ч и свыше 100 тыс. м3/ч до 300 тыс. м3/ч количество дожимающих компрессоров должно быть соответственно не менее трех и не менее четырех.
<a id="p101448"></a>В блочной компрессорной станции независимо от расхода газа дожимающие компрессоры устанавливаются без резерва.
<a id="p101449"></a>8.1.30. Падение давления газа перед газовыми турбинами за время пуска резервного компрессора должно быть в пределах допустимого значения, установленного в технических условиях завода-изготовителя газовой турбины.
<a id="p101450"></a>Схемой ДКС должна предусматриваться работа компрессоров при нулевом расходе газа на газовые турбины.
<a id="p101451"></a>ДКС должна предусматривать автоматическое регулирование давления газа перед газовыми турбинами.
<a id="p101452"></a>Дожимающие компрессоры должны выбираться с учетом возможности их повторного автоматического пуска и оснащаться системами самозапуска электродвигателей. Время срабатывания системы самозапуска должно быть меньше времени выхода параметров за предельно допустимые значения.
<a id="p101453"></a>Дожимающие компрессоры должны оснащаться системами контроля состояния подшипников по температуре с сигнализацией ее предельных значений и блокировками, отключающими компрессоры при превышении этого параметра.
<a id="p101454"></a>8.1.31. На отводе газопровода к газовой турбине, работающей автономно или в составе ГТУ или ПГУ, по ходу газа должны быть установлены: два запорных устройства, одно из которых (первое по ходу газа) - с ручным приводом, второе - с электрифицированным приводом; фланцы для установки заглушки с приспособлением для их разжима и токопроводящей перемычкой; штуцер для подвода продувочного агента; расходомерное устройство; предохранительный запорный клапан; механический фильтр, предотвращающий попадание в ГТУ продуктов внутренней коррозии газопроводов.
<a id="p101455"></a>При блочной схеме запорное устройство с ручным приводом (первое по ходу газа) может не устанавливаться.
<a id="p101456"></a>8.1.32. Трасса газопровода должна проходить вдоль проездов и дорог, как правило, со стороны, противоположной тротуару (пешеходной дорожке), и по возможности максимально обеспечивать самокомпенсацию температурных деформаций газопровода, для чего его повороты должны делаться, как правило, под углом 90 град.
<a id="p101457"></a>8.1.33. Транзитная прокладка газопроводов не допускается на территории открытых подстанций и складов ГЖ и ЛВЖ, по стенам зданий категорий А и Б любой степени огнестойкости, по стенам зданий категорий В, Г, Д со степенью огнестойкости ниже III.
<a id="p101458"></a>8.1.34. Наружный газопровод в пределах ТЭС должен быть надземным, исключая участок, отстоящий на 15 м от ограды внутрь площадки электростанции, который может быть как надземным, так и подземным.
<a id="p101459"></a>8.1.35. Надземные газопроводы могут прокладываться на высоких и низких опорах, эстакадах с использованием несгораемых конструкций.
<a id="p101460"></a>Допускается прокладка газопроводов на эстакадах с другими технологическими трубопроводами и электрическими кабелями, при этом газопроводы должны размещаться в верхнем ярусе эстакады.
<a id="p101461"></a>8.1.36. Полоса земли, отводимая под трубопровод, должна иметь ширину, равную поперечному габариту арматурного или иного узла на подземном газопроводе и наибольшей длине траверсы (ригеля), включая консоли, отдельно стоящих опор или эстакады на надземном газопроводе. При этом должна быть предусмотрена возможность беспрепятственного перемещения пожарной техники и подъемно-транспортных средств.
<a id="p101462"></a>8.1.37. Газопровод должен прокладываться с уклоном, обеспечивающим сток конденсата к месту его выпуска. Уклон, как правило, должен составлять 0,002, если его направление по ходу газа, и 0,003, если против.
<a id="p101463"></a>8.1.38. П-образные компенсаторы при специальном обосновании могут располагаться над автомобильными дорогами и проездами.
<a id="p101464"></a>8.1.39. Высота свободного пространства от земли до низа труб, прокладываемых на низких опорах, должна быть не менее 0,35 м при ширине группы труб до 1,5 м и не менее 0,5 м при ширине 1,5 м и более.
<a id="p101465"></a>8.1.40. Распределительный газопровод должен располагаться вне помещений ГТУ.
<a id="p101466"></a>При размещении газовых турбин в общем машинном зале на распределительном газопроводе на расстоянии не более 50 м до первого отвода к газовой турбине устанавливается электрифицированное запорное устройство.
<a id="p101467"></a>8.1.41. Дополнительные запорные устройства на газопроводах могут устанавливаться в местах, определяемых проектной организацией из условия возможности отключения установки от системы газоснабжения.

##### <a id="p101468"></a>8.1.42 Расстояние в свету до газопровода по вертикали должно быть не менее:

<a id="p101469"></a>от покрытия пешеходной дороги 2,2 м;
<a id="p101470"></a>от покрытия автомобильной дороги 4,5 м;
<a id="p101471"></a>от плоскости головок рельсов железной дороги 5,5 м.
<a id="p101472"></a>8.1.43. Надземный газопровод, пересекаемый высоковольтной линией электропередачи, должен иметь защитное устройство, предотвращающее попадание на него электропроводов в случае их обрыва. Защитное устройство должно быть из несгораемых материалов и конструкций, как правило, металлических, имеющих надежное заземление.
<a id="p101473"></a>Сопротивление заземления газопровода и его защитного устройства должно быть не более 10 Ом.
<a id="p101474"></a>8.1.44. Оголовки продувочных газопроводов и сбросных газопроводов от предохранительных клапанов, установленных на газопроводах, должны располагаться:
<a id="p101475"></a>с давлением более 1,2 МПа - не менее чем на 5 м выше самой высокой точки здания в радиусе 20 м от сбросного трубопровода, но не менее 6 м от уровня планировочной отметки площадки (земли);
<a id="p101476"></a>с давлением менее 1,2 МПа - не менее чем на 1 м выше дефлектора здания или на 2 м выше светоаэрационного фонаря соседнего (ближе 20 м) здания, но не менее 5 м от земли.
<a id="p101477"></a>8.1.45. Сбросной трубопровод должен располагаться со стороны здания, противоположной воздухозабору. Расстояние от оголовка до мест забора воздуха приточной вентиляции должно быть не менее 10 м по горизонтали и 6 м по вертикали.
<a id="p101478"></a>Устройство оголовка сбросного трубопровода должно исключать рассеивание газа ниже плоскости его размещения и попадание в него атмосферных осадков.
<a id="p101479"></a>8.1.46. Продувка газового оборудования и газопроводов должна предусматриваться воздухом или инертным газом.
<a id="p101480"></a>Для подачи продувочного агента проектной организацией должны быть предусмотрены штуцера с запорными устройствами.
<a id="p101481"></a>8.1.47. Газовые коллекторы, подводящие газ к ГТУ, должны прокладываться снаружи зданий по стенам или опорам, располагаться на высоте не менее 4,5 м от уровня земли и не пересекать оконных и дверных проемов.
<a id="p101482"></a>8.1.48. Расстояния (в свету) между газопроводом и ограждающими конструкциями здания тепловой электростанции должны быть не менее:
<a id="p101483"></a>150 мм для труб диаметром менее 200 мм;
<a id="p101484"></a>300 мм для труб диаметром от 200 мм до 500 мм;
<a id="p101485"></a>500 мм для труб диаметром более 500 мм.
<a id="p101486"></a>8.1.49. Газопроводы при прокладке через стены должны выполняться в стальных футлярах. Внутренний диаметр футляра должен быть на 100 мм больше диаметра газопровода. Зазоры между газопроводом и футляром должны уплотняться просмоленной паклей и заполняться битумом.
<a id="p101487"></a>8.1.50. Вводы газопроводов должны предусматриваться в помещении, где находятся газоиспользующие установки, и прокладываться в местах, удобных для их обслуживания, осмотра и ремонта.
<a id="p101488"></a>8.1.51. Расстояния между газопроводом и электропроводами в местах пересечения и параллельной прокладки принимаются в соответствии с Правилами устройства электроустановок.
<a id="p101489"></a>8.1.52. Блоки запорной арматуры следует размещать в специальном здании или в пристройке к главному корпусу здания ТЭС в обогреваемых помещениях, укрытиях (шкафах).
<a id="p101490"></a>8.1.53. Газопровод от фильтров, установленных на подводе газа, до горелочных устройств газовой турбины должен быть выполнен из коррозионно-стойкой стали.
<a id="p101491"></a>8.1.54. Газопроводы должны быть окрашены в желтый цвет в соответствии с требованиями государственного стандарта.
<a id="p101492"></a>8.1.55. Пункт подготовки газа должен обеспечивать очистку газа от взвешенных частиц, редуцирования и (или) компремирования газа, его подогрев, осушку и измерение расхода.
<a id="p101493"></a>Технические средства для этих целей следует использовать в виде блоков комплектной заводской поставки.
<a id="p101494"></a>8.1.56. Технические средства для подготовки газа могут размещаться в зданиях (укрытиях), в контейнерах (блочного исполнения) и на открытом воздухе. Площадка размещения ППГ должна ограждаться.
<a id="p101495"></a>При блочном исполнении они, как правило, размещаются вблизи здания ГТУ или примыкают непосредственно к зданию ГТУ. В этом случае расстояния от ППГ до здания ГТУ не нормируются.
<a id="p101496"></a>8.1.57. При разработке генерального плана ТЭС следует располагать ППГ как можно ближе к ограждению площадки электростанции и месту ввода ПГП.
<a id="p101497"></a>Расстояние между зданиями (укрытиями) и сооружениями в пределах ППГ не нормируется.
<a id="p101498"></a>8.1.58. Очистку газа от твердых частиц и капельной жидкости следует предусматривать, как правило, в циклонных пылеуловителях с автоматическим сливом жидкости в резервуар вместимостью, определяемой из условия ее заполнения в течение 10 суток, но не менее 10 м3.
<a id="p101499"></a>8.1.59. Линии редуцирования и газопроводы на длине не менее 20 м после регулирующих клапанов следует проектировать с виброшумопоглощающей изоляцией.
<a id="p101500"></a>8.1.60. Производственные помещения и помещения управления ППГ с площадью более 60 м2 должны иметь запасный выход, расположенный с противоположной стороны основному. Запасный выход должен быть наружу здания.


#### <a id="p101501"></a>8.2. Требования к трубам, арматуре, приводам и другим устройствам систем газоснабжения


<a id="p101502"></a>8.2.1. В системах газоснабжения ГТУ и ПГУ должны применяться стальные бесшовные и электросварные прямошовные трубы, изготовленные из спокойных углеродистых и низколегированных сталей.
<a id="p101503"></a>Величина содержания углерода в марках стали не должна превышать 0,24%, а величина эквивалента углерода для углеродистых и низколегированных сталей не должна превышать 0,46%.
<a id="p101504"></a>8.2.2. Марка стали для газопроводов должна выбираться в зависимости от рабочих параметров транспортируемого газа и расчетной температуры наружного воздуха в районе строительства.
<a id="p101505"></a>8.2.3. Трубы стальные бесшовные и электросварные следует применять по государственным стандартам или техническим условиям, утвержденным в установленном порядке.
<a id="p101506"></a>8.2.4. Трубы должны иметь сварное соединение, равнопрочное основному металлу трубы. Сварные швы должны быть плотными, непровары и трещины любой протяженности и глубины не допускаются.
<a id="p101507"></a>8.2.5. Значения ударной вязкости для газопроводов должны быть: при толщине стенки от 6 до 10 мм для основного металла труб не ниже 29,4 Дж/см2, для сварного соединения труб - не ниже 24,5 Дж/см2, при толщине стенки свыше 10 до 15 мм включительно - соответственно не ниже 39,2 Дж/см2 и не ниже 29,4 Дж/см2.
<a id="p101508"></a>Ударную вязкость на образцах Менаже следует определять при температуре минус 40 град. С.
<a id="p101509"></a>Расчет на прочность газопроводов должен производиться по методике, утвержденной в установленном порядке.
<a id="p101510"></a>8.2.6. Детали, блоки, сборочные единицы трубопроводов, опоры и подвески для газопроводов на давление до 4,0 МПа следует применять в соответствии с нормативно-технической документацией для трубопроводов тепловых электростанций, утвержденной в установленном порядке.
<a id="p101511"></a>Для газопроводов на давление более 4,0 МПа следует применять детали и сборочные единицы из углеродистых сталей, рассчитанных на давление не менее 6,3 МПа в соответствии с нормативно-технической документацией, утвержденной в установленном порядке, и содержать требования не ниже указанных в строительных нормах и правилах для магистральных газопроводов.
<a id="p101512"></a>8.2.7. Проекты производства работ по строительству газопроводов должны содержать требования по неразрушающему контролю сварных соединений в объеме 100%.
<a id="p101513"></a>8.2.8. Для компенсации температурных деформаций газопровода следует использовать самокомпенсацию за счет поворотов и изгибов его трассы или предусматривать установку П-образных компенсаторов.
<a id="p101514"></a>8.2.9. На газопроводах следует применять стальную, приварную арматуру не ниже класса А по герметичности.
<a id="p101515"></a>8.2.10. В целях автоматизации управления процессом запорная арматура в системе газоснабжения должна применяться с дистанционно управляемыми приводами.
<a id="p101516"></a>Запорная арматура с электроприводом должна иметь также и ручное управление.
<a id="p101517"></a>8.2.11. Питание электромагнита ПЗК на постоянном или переменном токе выбирается исходя из технико-экономического обоснования.
<a id="p101518"></a>Питание на постоянном токе должно осуществляться от шин аккумуляторной батареи или от батареи предварительно заряженных конденсаторов при условии оснащения схемы управления устройством непрерывного контроля за исправностью цепей.
<a id="p101519"></a>Питание на переменном токе должно осуществляться от двух независимых источников при условии установки блока непрерывного питания.
<a id="p101520"></a>Время закрытия ПЗК не должно превышать 1 сек.


#### <a id="p101521"></a>8.3. Электроснабжение, электрооборудование, заземление, молниезащита и отопление


<a id="p101522"></a>8.3.1. Помещения, в которых расположено оборудование систем газоснабжения ГТУ и ПГУ, следует относить по взрывоопасности к зоне класса В-1a, пространство у наружных установок - к зоне класса В-1г.
<a id="p101523"></a>К взрывоопасным зонам следует относить также пространство в пределах 3 м по горизонтали и вертикали от запорной арматуры и фланцевых соединений трубопроводов.
<a id="p101524"></a>8.3.2. Во взрывоопасных зонах должны устанавливаться взрывозащищенные электрические машины, аппараты и приборы в исполнении "повышенной надежности против взрыва" со степенью защиты оболочки не ниже 1Р54.
<a id="p101525"></a>Электрооборудование монтажных и ремонтных кранов и талей, находящихся во взрывоопасных зонах, должно иметь степень защиты оболочек не ниже 1РЗЗ для зон В-1a и не ниже 1Р44 для зон В-1г.
<a id="p101526"></a>8.3.3. Стационарные светильники, устанавливаемые в зонах В-1a и В-1г, должны иметь исполнение "повышенной надежности против взрыва", переносные светильники в зоне В-1a должны быть взрывобезопасными, в зоне В-1г - "повышенной надежности против взрыва".
<a id="p101527"></a>8.3.4. Во взрывоопасных зонах В-1a должны применяться провода и кабели с медными жилами, во взрывоопасных зонах В-1г допускается применение проводов и кабелей с алюминиевыми жилами.
<a id="p101528"></a>Применение шинопроводов во взрывоопасных зонах В-1г запрещается, во взрывоопасных зонах В-la могут применяться шинопроводы с медными изолированными шинами, проложенными в защитных металлических кожухах со степенью защиты не менее 1Р31.
<a id="p101529"></a>8.3.5. Зануление или заземление электрооборудования установок переменного и постоянного тока должно выполняться в соответствии с Правилами устройства электроустановок.
<a id="p101530"></a>8.3.6. Защита от статического электричества и устройство молниезащиты ППГ должны выполняться в соответствии с требованиями нормативно-технической документации по устройству молниезащиты зданий и сооружений, утвержденной в установленном порядке.
<a id="p101531"></a>8.3.7. Площадка ППГ должна иметь наружное электроосвещение. Светильники должны быть размещены либо на специально предусмотренных опорах, либо на опорах молниеприемников. Управление освещением следует предусматривать ручным с распределительного щита, расположенного в здании или в одном из укрытий (контейнеров) ППГ.
<a id="p101532"></a>8.3.8. Электрические контрольно-измерительные и автоматические приборы, устанавливаемые во взрывоопасных помещениях и наружных установках, должны соответствовать нормативным требованиям.
<a id="p101533"></a>8.3.9. Системы отопления и вентиляции помещений в зданиях и сооружениях газоснабжения, а также главного корпуса с ГТУ и ПТУ, работающими на природном газе, следует проектировать в соответствии с требованиями строительных норм и правил, настоящих Правил и Правил устройства электроустановок.
<a id="p101534"></a>8.3.10. Температура воздуха в производственных помещениях, где располагается газовое оборудование, должна выбираться из климатических условий с учетом времени пребывания обслуживающего персонала, а также быть в холодный период года не ниже минимального значения, а в теплый период года - не выше максимального значения, указанного в паспортах завода-изготовителя на оборудование.
<a id="p101535"></a>8.3.11. Для производственных помещений категории А следует предусматривать воздушное отопление, совмещенное с приточной вентиляцией. Допускается применение систем водяного отопления с температурой теплоносителя не выше 110 град. С и отопительными приборами с гладкой поверхностью. Электрическое отопление допускается проектировать с электроприборами во взрывозащищенном исполнении в соответствии с требованиями, предъявляемыми к помещениям класса В-1а.
<a id="p101536"></a>8.3.12. При расчете систем отопления для обеспечения в помещениях допустимой температуры следует учитывать потери тепла через ограждающие конструкции и расход тепла на нагревание приточного воздуха при проектировании вентиляции с естественным побуждением. Прокладка трубопроводов систем отопления должна предусматриваться открытой, все соединения трубопроводов должны быть сварными, арматура должна быть вынесена из взрывоопасной зоны.
<a id="p101537"></a>8.3.13. В помещениях ППГ следует предусматривать общеобменную вентиляцию с естественным побуждением в размере не менее трехкратного воздухообмена в час. Системы вентиляции с механическим побуждением или смешанные системы вентиляции следует проектировать при необеспечении расчетных параметров воздуха за счет вентиляции с естественным побуждением.
<a id="p101538"></a>8.3.14. В помещениях главного корпуса, в которых расположены газовые турбины, следует предусматривать общеобменную приточно-вытяжную вентиляцию с механическим или естественным побуждением в зависимости от принятой схемы вентиляции, но не менее трехкратного воздухообмена в час в пределах каждого энергетического блока. Принятая система организации воздухообмена должна исключать возможность образования застойных зон в пределах площадок и помещений.
<a id="p101539"></a>При определении воздухообменов по указанным кратностям в расчете объема помещения или зоны принимаются следующие высоты:
<a id="p101540"></a>фактическая, если высота помещения или зоны от 4 до 6 м;
<a id="p101541"></a>6 м, если высота помещения или зоны более 6 м;
<a id="p101542"></a>4 м, если высота помещения или зоны менее 4 м.
<a id="p101543"></a>При наличии площадок их площадь следует принимать как площадь пола.
<a id="p101544"></a>8.3.15. При расчете аварийной вентиляции для помещений, в которых возможен выход (поступление) большого количества горючих газов, расход воздуха, необходимый для обеспечения промышленной безопасности, определяется в технологической части проекта. Аварийную вентиляцию следует проектировать с механическим побуждением. Системы аварийной вентиляции должны включаться автоматически при срабатывании установленных в помещениях газоанализаторов на 10% нижнего концентрационного предела распространения пламени.
<a id="p101545"></a>8.3.16. В проектах ГТУ и ПГУ должна определяться оценка воздействия на окружающую среду концентраций вредных веществ (выбросов), производимых при эксплуатации оборудования ТЭС в целом с учетом организованных и неорганизованных выбросов, включая внутристанционное газовое хозяйство.
<a id="p101546"></a>8.3.17. Дополнительно должно определяться шумовое воздействие на окружающую среду от редукционных и предохранительных клапанов, компрессоров и других источников шума.
<a id="p101547"></a>На ТЭС с ГТУ должна быть предусмотрена защита от шума (шумоглушители, противошумовая изоляция) в целях обеспечения уровня шумового воздействия на окружающую среду в пределах, соответствующих нормативным документам, утвержденным в установленном порядке.


#### <a id="p101548"></a>8.4. Строительство и приемка в эксплуатацию


<a id="p101549"></a>8.4.1. Строительство систем газоснабжения ТЭС с ГТУ и ПГУ должно осуществляться в соответствии с требованиями, установленными настоящими Правилами.
<a id="p101550"></a>8.4.2. При размещении ТЭС в районах с сейсмичностью 8 баллов и более дополнительно должны быть выполнены требования:
<a id="p101551"></a>газопроводы должны прокладываться, как правило, на низких опорах, а в местах пересечения с автодорогами - в полупроходных каналах;
<a id="p101552"></a>крепление надземных газопроводов к опорам должно быть свободным, с предохранением от возможного сброса труб;
<a id="p101553"></a>эстакады трубопроводов должны быть удалены от несейсмостойких зданий и сооружений на расстояние не менее 0,8 высоты указанных зданий и сооружений;
<a id="p101554"></a>прокладка газопроводов по стенам несейсмостойких зданий не допускается;
<a id="p101555"></a>компенсирующая способность каждого участка газопровода между неподвижными опорами должна приниматься на 100 мм больше требуемого по расчету температурного перемещения;
<a id="p101556"></a>ввод газопровода в несейсмостойкое здание должен быть подземным или туннельным на участке протяженностью не менее 0,8 высоты здания;
<a id="p101557"></a>отключающая арматура газопровода должна быть удалена от несейсмостойкого здания на расстояние не менее 0,8 его высоты.
<a id="p101558"></a>8.4.3. При строительстве газопроводов на ТЭС в сейсмических районах должны учитываться требования соответствующих строительных норм и правил, утвержденных в установленном порядке.

##### <a id="p101559"></a>8.4.4 При размещении ТЭС в районах вечномерзлых грунтов дополнительно должны быть выполнены требования:

<a id="p101560"></a>прокладка газопроводов должна предусматриваться надземной в термоизолированных галереях или в земляной насыпи;
<a id="p101561"></a>вводы в здания и выводы газопроводов из зданий должны предусматриваться только надземными, место перехода подземного газопровода в надземный должно быть удалено от здания не менее чем на 6 м;
<a id="p101562"></a>противокоррозионная защита газопровода, температура стенок и грунта, вокруг которого в процессе эксплуатации ниже минус 5 град. С, не требуется, в остальных случаях защита должна предусматриваться в соответствии с требованиями нормативно-технической документации, утвержденной в установленном порядке;
<a id="p101563"></a>значения ударной вязкости газопроводов на образцах Менаже следует определять в соответствии с государственным стандартом при температуре минус 60 град. С;
<a id="p101564"></a>применение труб из углеродистой стали марок 10 и 20 по соответствующему государственному стандарту во внутрицеховых отапливаемых помещениях допускается при условии, что транспортировка, погрузочно-разгрузочные работы, хранение труб и монтаж трубопроводов производятся при температуре воздуха не ниже минус 20 град. С;
<a id="p101565"></a>применение труб из стали марок 10 и 20 по соответствующему государственному стандарту для наружной прокладки в районах строительства с расчетной температурой наружного воздуха до минус 40 град. С допускается при условии поставки труб с ударной вязкостью при минус 40 град. С не ниже 29,4 Дж/см2.
<a id="p101566"></a>8.4.5. При приемке в эксплуатацию законченных строительством объектов ТЭС с ПГУ и ПГУ должно быть обеспечено соблюдение требований, установленных настоящими Правилами.
<a id="p101567"></a>Дефекты и недоделки, допущенные в ходе строительства и монтажа, а также дефекты оборудования, выявленные в процессе индивидуальных и функциональных испытаний, должны быть устранены строительными, монтажными организациями и заводами-изготовителями до начала комплексного опробования.
<a id="p101568"></a>8.4.6. Комплексное опробование и приемка в эксплуатацию оборудования ГТУ и ПТУ должны проводиться приемочной комиссией по специальной инструкции (программе).
<a id="p101569"></a>На период комплексного опробования оборудования должно быть организовано круглосуточное дежурство персонала станции, монтажной и наладочной организаций для наблюдения за состоянием технологического оборудования и принятия мер по своевременному устранению неисправностей и утечек газа.
<a id="p101570"></a>Персонал станции должен быть проинструктирован о возможных неполадках и способах их устранения, а также обеспечен необходимыми схемами и инструкциями, средствами защиты и спецодеждой, необходимыми приборами и оборудованием.
<a id="p101571"></a>8.4.7. Комплексное опробование ГТУ считается проведенным при непрерывной, без отказов, работе основного оборудования в течение 72 ч на основном топливе с номинальной нагрузкой и проектными параметрами газа; успешном проведении 10 автоматических пусков; проверке соответствия вибрационных характеристик агрегата действующим нормам; проверке эффективности работы системы автоматического регулирования и двукратном опробовании всех защит при постоянной или поочередной работе всего вспомогательного оборудования, входящего в пусковой комплекс.


#### <a id="p101572"></a>8.5. Эксплуатация объектов газового хозяйства


<a id="p101573"></a>8.5.1. На системах газоснабжения ТЭС с ГТУ и ПГУ по графикам, утвержденным техническим руководителем, должны выполняться:
<a id="p101574"></a>осмотр технического состояния оборудования (обход);
<a id="p101575"></a>проверка параметров срабатывания ПСК и ПЗК, установленных на ППГ;
<a id="p101576"></a>проверка работоспособности ПЗК, включенных в схемы защит и блокировок ГТУ и ПТУ;
<a id="p101577"></a>контроль загазованности воздуха в помещениях ППГ, котельном и машинном залах, а также в помещениях, в которых размещены блоки системы газоснабжения;
<a id="p101578"></a>проверка действия автоматических сигнализаторов загазованности воздуха в помещениях ГРП, машинном зале и котельной;
<a id="p101579"></a>проверка срабатывания устройств технологической защиты, блокировок и действия сигнализации;
<a id="p101580"></a>очистка фильтров;
<a id="p101581"></a>проверка плотности фланцевых, резьбовых и сварных соединений газопроводов и сальниковых набивок арматуры с помощью приборов или мыльной эмульсии;
<a id="p101582"></a>включение и отключение газопроводов и газового оборудования в режимы резерва, ремонта и консервации;
<a id="p101583"></a>техническое обслуживание;
<a id="p101584"></a>текущий ремонт;
<a id="p101585"></a>проведение режимно-наладочных работ на газоиспользующем оборудовании с пересмотром режимных карт;
<a id="p101586"></a>техническое обследование (техническая диагностика) газопроводов и газового оборудования;
<a id="p101587"></a>капитальный ремонт.
<a id="p101588"></a>8.5.2. Технологическое оборудование, средства контроля, управления, сигнализации, связи должны подвергаться внешнему осмотру со следующей периодичностью:
<a id="p101589"></a>технологическое оборудование, трубопроводная арматура, электрооборудование, средства защиты, технологические трубопроводы - перед началом смены и в течение смены не реже чем через 2 часа;
<a id="p101590"></a>средства контроля, управления, исполнительные механизмы, средства сигнализации и связи - не реже 1 раза в сутки;
<a id="p101591"></a>вентиляционные системы - перед началом смены;
<a id="p101592"></a>средства пожаротушения, включая автоматические системы обнаружения и тушения пожаров, - не реже 1 раза в месяц.
<a id="p101593"></a>8.5.3. Техническое обслуживание газопроводов и газового оборудования ППГ должно проводиться не реже одного раза в 6 месяцев.
<a id="p101594"></a>Внутренние газопроводы ГТУ и ПГУ должны подвергаться техническому обслуживанию не реже 1 раза в месяц и текущему ремонту - не реже 1 раза в год. Периодичность капитальных ремонтов устанавливается с учетом фактического состояния оборудования.
<a id="p101595"></a>Техническое обслуживание и текущий ремонт дожимающих компрессоров, предохранительной запорной и регулирующей арматуры с гарантированным сроком эксплуатации может производиться в соответствии с паспортом (инструкцией) завода-изготовителя.
<a id="p101596"></a>По истечении гарантийного срока они должны пройти поверку и сервисное обслуживание.
<a id="p101597"></a>8.5.4. Техническое обслуживание должно проводиться в составе не менее трех человек, под руководством мастера, с оформлением наряда-допуска на производство газоопасных работ.
<a id="p101598"></a>8.5.5. Техническое обслуживание, текущий и капитальный ремонт газопроводов, арматуры и технологического оборудования должны производиться в соответствии с требованиями настоящих Правил, инструкций заводов-изготовителей по монтажу и эксплуатации оборудования, а также нормативно-технических документов, учитывающих условия и требования эксплуатации тепловых электрических станций, обеспечивающих их промышленную безопасность, согласованных с Госгортехнадзором России и утвержденных в установленном порядке.
<a id="p101599"></a>8.5.6. До начала выполнения работ по техническому обслуживанию должен быть проведен контроль воздуха рабочих зон помещений (ППГ, машзала, котельной) на загазованность с отметкой результатов анализа в наряде-допуске.

##### <a id="p101600"></a>8.5.7 При техническом обслуживании ППГ должны выполняться:

<a id="p101601"></a>проверка хода запорной арматуры и герметичности, герметичности ПСК с помощью приборов или мыльной эмульсии;
<a id="p101602"></a>проверка плотности мест прохода сочленений приводных механизмов с регулирующими клапанами;
<a id="p101603"></a>проверка плотности всех соединений газопроводов и арматуры с помощью приборов или мыльной эмульсии;
<a id="p101604"></a>осмотр и при необходимости очистка фильтров;
<a id="p101605"></a>проверка сочленений приводных механизмов с регулирующими клапанами, устранение люфтов и других механических неисправностей рычажной передачи;
<a id="p101606"></a>продувка импульсных линий приборов средств измерения, предохранительных запорных и регулирующих клапанов;
<a id="p101607"></a>проверка наличия и качества смазки редукторов запорных и регулирующих устройств;
<a id="p101608"></a>проверка параметров настройки ПСК;
<a id="p101609"></a>смазка трущихся частей и подтягивание (при необходимости) сальников арматуры.

##### <a id="p101610"></a>8.5.8 При техническом обслуживании внутренних газопроводов ГТУ и котлов-утилизаторов должны выполняться:

<a id="p101611"></a>проверка плотности всех соединений газопроводов, газового оборудования и газовой аппаратуры с помощью приборов или мыльной эмульсии;
<a id="p101612"></a>осмотр арматуры с ее очисткой (при необходимости);
<a id="p101613"></a>проверка сочленений приводных механизмов с регулирующими клапанами, устранение люфтов и других механических неисправностей рычажной передачи;
<a id="p101614"></a>смазка трущихся частей и подтягивание (при необходимости) сальников арматуры;
<a id="p101615"></a>продувка импульсных линий средств измерений.
<a id="p101616"></a>Техническое обслуживание может выполняться на действующем оборудовании.
<a id="p101617"></a>8.5.9. В производственной зоне ППГ должны ежесменно осматриваться технологическое оборудование, газопроводы, арматура, электрооборудование, вентиляционные системы, средства измерений, противоаварийные защиты, блокировки и сигнализации, выявленные неисправности - своевременно устраняться.
<a id="p101618"></a>Включение в работу технологического оборудования без предварительного внешнего осмотра (обхода) не допускается.
<a id="p101619"></a>8.5.10. Параметры настройки регуляторов в ППГ должны соответствовать значениям рабочего давления газа, указанным в утвержденных технических условиях на поставку ГТУ или в паспортных характеристиках ГТУ.
<a id="p101620"></a>Колебания давления газа на выходе допускаются в пределах 10% от рабочего давления.
<a id="p101621"></a>8.5.11. Предохранительные сбросные клапаны должны быть настроены на параметры, обеспечивающие начало их открывания при превышении величины максимального рабочего давления на выходе из ППГ не более чем на 15%.
<a id="p101622"></a>При настройке параметров срабатывания ПСК не должно изменяться рабочее давление газа после регулирующих клапанов на выходе из ППГ.

##### <a id="p101623"></a>8.5.12 При эксплуатации ППГ должны выполняться:

<a id="p101624"></a>осмотр технического состояния (обход) в сроки, устанавливаемые производственной инструкцией, обеспечивающие безопасность и надежность эксплуатации;
<a id="p101625"></a>проверка параметров срабатывания предохранительно-запорных и сбросных клапанов - не реже 1 раза в 3 месяца, а также по окончании ремонта оборудования;
<a id="p101626"></a>техническое обслуживание - не реже 1 раза в 6 месяцев;
<a id="p101627"></a>текущий ремонт - не реже 1 раза в год, если изготовители газового оборудования не устанавливают иных сроков ремонта;
<a id="p101628"></a>капитальный ремонт - при замене оборудования, средств измерений, ремонте здания, систем отопления, вентиляции, освещения, на основании дефектных ведомостей, составленных по результатам осмотров и текущих ремонтов.
<a id="p101629"></a>8.5.13. Режим настройки и проверки параметров срабатывания предохранительных клапанов не должен приводить к изменению рабочего давления газа после регулятора.
<a id="p101630"></a>8.5.14. Работающие дожимающие компрессоры должны находиться под постоянным надзором. Эксплуатация компрессоров с отключенными или вышедшими из строя автоматикой, аварийной вентиляцией, блокировкой и вентиляторами вытяжных систем запрещается.

##### <a id="p101631"></a>8.5.15 Дожимающие компрессоры подлежат аварийной остановке в случаях:

<a id="p101632"></a>утечек газа;
<a id="p101633"></a>неисправности отключающих устройств;
<a id="p101634"></a>вибрации, посторонних шумов и стуков;
<a id="p101635"></a>выхода из строя подшипников и уплотнения;
<a id="p101636"></a>изменения допустимых параметров масла и воды;
<a id="p101637"></a>выхода из строя электропривода пусковой аппаратуры;
<a id="p101638"></a>неисправности механических передач и приводов;
<a id="p101639"></a>повышения или понижения нормируемого давления газа во входном и выходном патрубках.
<a id="p101640"></a>8.5.16. Масло для смазки компрессора должно иметь сертификат и соответствовать марке, указанной в заводском паспорте на компрессор (по вязкости, температурам вспышки, самовоспламенения, термической стойкости), и специфическим особенностям, характерным для работы компрессора данного типа в конкретных условиях.
<a id="p101641"></a>8.5.17. Контроль загазованности в помещениях ППГ должен проводиться стационарными сигнализаторами загазованности или переносным прибором из верхней зоны помещений не реже 1 раза в сутки.
<a id="p101642"></a>При обнаружении концентрации газа необходимо организовать дополнительную вентиляцию помещения, выявить причину и незамедлительно устранить утечку газа.
<a id="p101643"></a>8.5.18. Газопроводы, подводящие газ к агрегатам, при пуске газа должны продуваться транспортируемым газом до вытеснения всего воздуха в соответствии с требованиями настоящих Правил.
<a id="p101644"></a>Продувка должна проводиться через продувочные газопроводы в места, предусмотренные проектом.

##### <a id="p101645"></a>8.5.19 Пуск газовой турбины может осуществляться:

<a id="p101646"></a>из холодного состояния, при температуре металла корпуса турбины менее 150 град. С, после монтажа или ремонта;
<a id="p101647"></a>из неостывшего состояния, при температуре металла корпуса турбины 150 - 250 град. С;
<a id="p101648"></a>из горячего состояния, при температуре металла корпуса турбины выше 250 град. С.
<a id="p101649"></a>Скорость повышения температуры газов в проточной части, частоты вращения и набора нагрузки при пуске из каждого теплового состояния не должны превышать значений, заданных заводом-изготовителем.
<a id="p101650"></a>8.5.20. Пуск ГТУ и ПГУ должен производиться с полностью открытыми к дымовой трубе шиберами. Переключение шиберов, розжиг горелок котла-утилизатора допускается только после выхода газовой турбины на "холостой ход".
<a id="p101651"></a>8.5.21. Камеры сгорания и газо-воздушные тракты ГТУ или ПГУ, включая газоходы, котел-утилизатор, перед розжигом горелочных устройств газовой турбины должны быть провентилированы (проветрены) при вращении ротора пусковым устройством, обеспечивающим расход воздуха не менее 50% от номинального.
<a id="p101652"></a>После каждой неудачной попытки пуска газовой турбины зажигание топлива без предварительной вентиляции газовоздушных трактов ГТУ или ПГУ запрещается.
<a id="p101653"></a>Продолжительность вентиляции должна быть в зависимости от компоновки тракта и типов газовой турбины, котла-утилизатора, пускового устройства рассчитана проектной организацией и указана в программе запуска (розжига), а также внесена в инструкцию по эксплуатации.
<a id="p101654"></a>Запорная арматура на газопроводе перед горелочным устройством должна открываться после окончания вентиляции газо-воздушного тракта и включения защитного запального устройства.
<a id="p101655"></a>8.5.22. Если при розжиге пламенных труб (газовых горелок) камеры сгорания газовой турбины или в процессе регулирования произошел отрыв, проскок или погасание пламени, подача газа на газовую горелку и ее запальное устройство должна быть немедленно прекращена.
<a id="p101656"></a>К повторному розжигу разрешается приступить после вентиляции камер сгорания и газо-воздушных трактов ГТУ или ПГУ в течение времени, указанного в производственной инструкции, а также устранения причин неполадок.
<a id="p101657"></a>8.5.23. Стопорные и регулирующие топливные клапаны газовой турбины должны быть плотными. Клапаны должны расхаживаться на полный ход перед каждым пуском, а также ежедневно на часть хода при работе газовой турбины в базовом режиме.
<a id="p101658"></a>8.5.24. Проверка герметичности затвора стопорного, предохранительного запорного клапанов газовой турбины должна производиться после капитального и среднего (регламентного) ремонта с визуальным контролем, перед каждым пуском ГТУ, а также периодически не реже 1 раза в месяц.
<a id="p101659"></a>8.5.25. Пуском ГТУ должен руководить начальник смены, а после капитального и среднего ремонта, проведения регламентных работ - начальник цеха или его заместитель.
<a id="p101660"></a>8.5.26. Перед пуском ГТУ после ремонта или простоя в резерве свыше 3 суток должны быть проверены исправность и готовность к включению средств технологической защиты и автоматики, блокировок вспомогательного оборудования, масляной системы, резервных и аварийных маслонасосов, контрольно-измерительных приборов и средств оперативной связи. Выявленные при этом неисправности должны быть устранены.

##### <a id="p101661"></a>8.5.27 Пуск ГТУ не допускается в случаях:

<a id="p101662"></a>неисправности или отключения хотя бы одной из защит;
<a id="p101663"></a>наличия дефектов системы регулирования, которые могут привести к превышению допустимой температуры газов или разгону турбины;
<a id="p101664"></a>неисправности одного из масляных насосов или системы их автоматического включения;
<a id="p101665"></a>отклонения от норм качества масла, а также при температуре масла ниже установленного предела;
<a id="p101666"></a>отклонения от норм качества топлива, а также при температуре или давлении топлива ниже или выше установленных пределов;
<a id="p101667"></a>утечки газообразного топлива;
<a id="p101668"></a>отклонения контрольных показателей теплового или механического состояния ГТУ от допустимых значений.
<a id="p101669"></a>8.5.28. Пуск ГТУ после аварийного останова или сбоя при предыдущем пуске, если причины этих отказов не устранены, не допускается.

##### <a id="p101670"></a>8.5.29 Пуск ГТУ должен быть немедленно прекращен действием защит или персоналом в случаях:

<a id="p101671"></a>нарушения установленной последовательности пусковых операций;
<a id="p101672"></a>превышения температуры газов выше допустимой по графику пуска;
<a id="p101673"></a>повышения нагрузки пускового устройства выше допустимой;
<a id="p101674"></a>не предусмотренного инструкцией снижения частоты вращения разворачиваемого вала после отключения пускового устройства;
<a id="p101675"></a>помпажных явлений в компрессорах ГТУ.

##### <a id="p101676"></a>8.5.30 Газотурбинная установка должна быть немедленно отключена действием защит или персоналом в случаях:

<a id="p101677"></a>недопустимого повышения температуры газов перед газовой турбиной;
<a id="p101678"></a>повышения частоты вращения ротора сверх допустимого предела;
<a id="p101679"></a>обнаружения трещин или разрыва масло- или газопроводов;
<a id="p101680"></a>недопустимого осевого сдвига, недопустимых относительных перемещений роторов компрессоров и турбин;
<a id="p101681"></a>недопустимого понижения давления масла в системе смазки или уровня в масляном баке, а также недопустимого повышения температуры масла на сливе из любого подшипника или температуры любой из колодок упорного подшипника;
<a id="p101682"></a>прослушивания металлических звуков (скрежета, стуков), необычных шумов внутри турбомашин и аппаратов газовой турбины;
<a id="p101683"></a>возрастания вибрации подшипников опор выше допустимых значений;
<a id="p101684"></a>появления искр или дыма из подшипников или концевых уплотнений турбомашин или генератора;
<a id="p101685"></a>воспламенения масла или топлива и невозможности немедленно ликвидировать пожар имеющимися средствами;
<a id="p101686"></a>взрыва (хлопка) в камерах сгорания газовой турбины, в котле-утилизаторе или газоходах;
<a id="p101687"></a>погасания факела в камерах сгорания;
<a id="p101688"></a>недопустимого понижения давления жидкого или газообразного топлива перед стопорным клапаном газовой турбины;
<a id="p101689"></a>закрытого положения заслонки на дымовой трубе котла-утилизатора или повышения давления газов на входе в котел-утилизатор;
<a id="p101690"></a>исчезновения напряжения на устройствах регулирования и автоматизации или на всех контрольно-измерительных приборах;
<a id="p101691"></a>отключения турбогенератора вследствие внутреннего повреждения;
<a id="p101692"></a>возникновения помпажа компрессоров или недопустимого приближения к границе помпажа;
<a id="p101693"></a>недопустимого изменения давления воздуха за компрессорами;
<a id="p101694"></a>загорания отложений на поверхностях нагрева котлов-утилизаторов.
<a id="p101695"></a>Одновременно с отключением газовой турбины действием защиты или персоналом должен быть отключен генератор.
<a id="p101696"></a>8.5.31. Газотурбинная установка должна быть разгружена и остановлена по решению технического руководителя электростанции в случаях:
<a id="p101697"></a>нарушения нормального режима эксплуатации газовой турбины или нормальной работы вспомогательного оборудования, при появлении сигналов предупредительной сигнализации, если устранение причин нарушения невозможно без останова;
<a id="p101698"></a>заедания стопорных, регулирующих и противопомпажных клапанов;
<a id="p101699"></a>обледенения воздухозаборного устройства, если не удается устранить обледенение при работе ГТУ под нагрузкой;
<a id="p101700"></a>недопустимого повышения температуры наружных поверхностей корпусов турбин, камер сгорания, переходных трубопроводов, если понизить эту температуру изменением режима работы ГТУ не удается;
<a id="p101701"></a>недопустимого увеличения неравномерности измеряемых температур газов;
<a id="p101702"></a>недопустимого повышения температуры воздуха перед компрессорами высокого давления, а также в случаях нарушения нормального водоснабжения;
<a id="p101703"></a>неисправности защит, влияющих на обеспечение взрывобезопасности;
<a id="p101704"></a>неисправности оперативных контрольно-измерительных приборов.

##### <a id="p101705"></a>8.5.32 При аварийном останове ГТУ или ПГУ с котлом-утилизатором необходимо:

<a id="p101706"></a>прекратить подачу топлива в камеру сгорания газовой турбины закрытием стопорного клапана, ПЗК и других запорных устройств на газопроводах газовой турбины и котлов-утилизаторов;
<a id="p101707"></a>открыть продувочные газопроводы и трубопроводы безопасности на отключенных газопроводах газовой турбины и котлов-утилизаторов;
<a id="p101708"></a>отключить паровую турбину и генератор, предусмотренные в составе ПГУ.
<a id="p101709"></a>8.5.33. После отключения ГТУ и ПГУ должна быть обеспечена эффективная вентиляция трактов и там, где это предусмотрено, произведена продувка горелок воздухом или инертным газом.
<a id="p101710"></a>По окончании вентиляции должны быть перекрыты всасывающий и (или) выхлопной тракты. Продолжительность и периодичность вентиляции и прокруток роторов при остывании ГТУ должны быть указаны в инструкции по эксплуатации.
<a id="p101711"></a>8.5.34. Запорная арматура на продувочных газопроводах и газопроводах безопасности после отключения ГТУ должна постоянно находиться в открытом положении.
<a id="p101712"></a>8.5.35. Перед ремонтом газового оборудования, осмотром и ремонтом камер сгорания или газоходов газовое оборудование и запальные трубопроводы должны отключаться от действующих газопроводов с установкой заглушки после запорной арматуры.
<a id="p101713"></a>8.5.36. Запрещается приступать к вскрытию турбин, камеры сгорания, стопорного и регулирующих клапанов, не убедившись в том, что запорные устройства на подводе газа к газовой турбине закрыты, на газопроводах установлены заглушки, газопроводы освобождены от газа, арматура на продувочных газопроводах открыта.
<a id="p101714"></a>8.5.37. После окончания ремонта на газопроводах и газовом оборудовании необходимо провести испытания их на прочность и герметичность в соответствии с требованиями проекта.


#### <a id="p101715"></a>8.6. Технологический контроль, автоматизация, сигнализация, защиты и блокировки


<a id="p101716"></a>8.6.1. Проектом должно предусматриваться автоматическое управление элементами системы газоснабжения ГТУ и ПГУ с сохранением возможности дистанционного управления с МЩУ и ЦЩУ (с соответствующим переключением при выборе места управления) и ручного управления по месту.
<a id="p101717"></a>8.6.2. Выполнение блокировок и защит на останов ГТУ и ПГУ и перевод их на работу с пониженной нагрузкой должно осуществляться в соответствии с техническими условиями завода-изготовителя.
<a id="p101718"></a>8.6.3. В системе газоснабжения газовой турбины, работающей в составе ГТУ или ПГУ с котлами-утилизаторами и теплообменными аппаратами, должно быть обеспечено измерение:
<a id="p101719"></a>общего расхода газа на ТЭС;
<a id="p101720"></a>расхода газа на каждую ГТУ или ПГУ;
<a id="p101721"></a>давления газа на входе в ППГ;
<a id="p101722"></a>температуры газа на входе в ППГ;
<a id="p101723"></a>перепада давления газа на каждом фильтре;
<a id="p101724"></a>давления газа на входе в узел стабилизации давления (УСД) и выходе из него;
<a id="p101725"></a>давления газа на выходе из каждой редуцирующей нитки УСД (ГРП);
<a id="p101726"></a>давления газа до и после каждого дожимающего компрессора (ступени);
<a id="p101727"></a>уровня жидкости в аппарате блоков очистки газа;
<a id="p101728"></a>загазованности воздуха в помещениях ППГ, в застойных зонах машинного зала, где размещены ГТУ, и помещениях, в которых установлены котлы-утилизаторы или теплообменные аппараты;
<a id="p101729"></a>давления газа перед стопорным клапаном и за регулирующим клапаном газовой турбины, а также за регулирующим клапаном и перед горелками котла-утилизатора;
<a id="p101730"></a>температуры газа после холодильника;
<a id="p101731"></a>температуры газа на выходе из последней ступени компрессора;
<a id="p101732"></a>температуры подшипников электродвигателей дожимающих компрессоров;
<a id="p101733"></a>температуры подшипников дожимающего компрессора;
<a id="p101734"></a>температуры газа на выходе из каждого охладителя газа (при его наличии);
<a id="p101735"></a>температуры и давления масла в системе маслообеспечения дожимающих компрессоров;
<a id="p101736"></a>температуры и давления охлаждающей жидкости на входе в систему охлаждения газа и выходе из нее;
<a id="p101737"></a>мощности, потребляемой дожимающими компрессорами;
<a id="p101738"></a>давления газа за компрессором;
<a id="p101739"></a>давления воздуха перед каждой горелкой котла-утилизатора (при наличии дутьевых вентиляторов);
<a id="p101740"></a>частоты вращения пускового устройства ГТУ;
<a id="p101741"></a>частоты вращения стартера ГТУ.

##### <a id="p101742"></a>8.6.4 В системе газоснабжения ГТУ и ПГУ предусматривается технологическая сигнализация:

<a id="p101743"></a>о повышении и понижении давления газа перед блоком очистки;
<a id="p101744"></a>о повышении и понижении давления газа до и после ППГ;
<a id="p101745"></a>о повышении и понижении давления газа в газопроводе перед стопорным клапаном газовой турбины;
<a id="p101746"></a>о повышении концентрации загазованности воздуха в помещениях ППГ, машинного зала, котельной, блоках систем газоснабжения, примыкающих к зданию ГТУ;
<a id="p101747"></a>о включении аварийной вентиляции в помещениях установки дожимающих компрессоров;
<a id="p101748"></a>о повышении температуры охлаждающей воды и масла на каждом дожимающем компрессоре;
<a id="p101749"></a>о повышении температуры подшипников электродвигателя дожимающего компрессора;
<a id="p101750"></a>о повышении температуры подшипников дожимающего компрессора;
<a id="p101751"></a>о повышении температуры воздуха в блок-контейнере запорной арматуры газовой турбины;
<a id="p101752"></a>о повышении температуры воздуха в блок-контейнере компрессорного агрегата;
<a id="p101753"></a>о понижении уровня масла в масляной системе дожимающего компрессора;
<a id="p101754"></a>о повышении уровня жидкости в аппаратах блоков очистки газа;
<a id="p101755"></a>о повышении температуры газа до и после дожимающего компрессора;
<a id="p101756"></a>о срабатывании системы автоматического пожаротушения в помещениях ППГ;
<a id="p101757"></a>о понижении уровня масла в масляной системе дожимающего компрессора;
<a id="p101758"></a>о повышении уровня жидкости в аппаратах блоков очистки газа;
<a id="p101759"></a>о повышении вибрации ротора дожимающего компрессора;
<a id="p101760"></a>о наличии факела на пламенных трубах камеры сгорания газовой турбины;
<a id="p101761"></a>о наличии факела на горелке котла-утилизатора;
<a id="p101762"></a>о наличии факела на запальных устройствах газовой турбины;
<a id="p101763"></a>о наличии факела (общего) на всех горелках котла-утилизатора;
<a id="p101764"></a>о срабатывании технологических защит.

##### <a id="p101765"></a>8.6.5 В ППГ системы газоснабжения предусматриваются следующие технологические защиты:

<a id="p101766"></a>срабатывание ПСК при повышении давления газа выше установленного значения на выходе из ППГ и после каждого дожимающего компрессора;
<a id="p101767"></a>отключение электродвигателей дожимающих компрессоров при понижении давления охлаждающей воды и масла ниже установленного значения и повышении температуры охлаждающей воды и масла выше установленного значения;
<a id="p101768"></a>включение аварийной вентиляции при достижении концентрации загазованности воздуха в помещениях ППГ 10% нижнего концентрационного предела распространения пламени.

##### <a id="p101769"></a>8.6.6 В ППГ системы газоснабжения предусматриваются технологические блокировки:

<a id="p101770"></a>включение резервной нитки редуцирования (поставленной на автоматический ввод резерва) в случае понижения давления газа на выходе из блока редуцирования ниже установленного значения;
<a id="p101771"></a>включение резервной нитки редуцирования и отключение рабочей нитки в случае повышения давления газа на выходе из блока редуцирования выше установленного значения.
<a id="p101772"></a>При наличии двойного дистанционного или автоматического управления оборудованием и арматурой должна предусматриваться блокировка, исключающая возможность одновременного их включения.
<a id="p101773"></a>8.6.7. Для предотвращения взрывоопасных ситуаций ГТУ и ПГУ с котлами-утилизаторами должны оснащаться технологическими защитами, действующими на отключение газовой турбины при:
<a id="p101774"></a>недопустимом понижении давления газа перед стопорным клапаном газовой турбины;
<a id="p101775"></a>погасании или невоспламенении факела пламенных труб камеры сгорания;
<a id="p101776"></a>недопустимом изменении давления воздуха за компрессорами;
<a id="p101777"></a>возникновении помпажа компрессоров.
<a id="p101778"></a>При срабатывании защиты должны производиться одновременное закрытие стопорных и предохранительных запорных клапанов, закрытие регулирующих клапанов, запорной арматуры на запальном газопроводе и газопроводах подвода газа к турбине, открытие дренажных и антипомпажных клапанов, отключение генератора от сети, отключение пускового устройства.
<a id="p101779"></a>8.6.8. Технологические защиты, блокировки и сигнализация, введенные в постоянную эксплуатацию, должны быть включены в течение всего времени работы оборудования, на которых они установлены. Ввод технологических защит должен производиться автоматически.
<a id="p101780"></a>8.6.9. Вывод из работы технологических защит, обеспечивающих взрывобезопасность, на работающем оборудовании запрещается.
<a id="p101781"></a>Вывод из работы других технологических защит, а также технологических блокировок и сигнализации на работающем оборудовании разрешается только в дневное время и не более одной защиты, блокировки или сигнализации одновременно в случаях:
<a id="p101782"></a>очевидной неисправности или отказа;
<a id="p101783"></a>периодической проверки согласно графику, утвержденному техническим руководителем.
<a id="p101784"></a>Отключение должно выполняться по письменному распоряжению начальника смены в оперативном журнале с обязательным уведомлением технического руководителя ТЭС.
<a id="p101785"></a>8.6.10. Проведение ремонтных и наладочных работ в целях защит, блокировок и сигнализации на действующем оборудовании без оформления наряда-допуска запрещается.
<a id="p101786"></a>8.6.11. Работы по регулировке и ремонту систем автоматизации, противоаварийных защит и сигнализации в условиях загазованности запрещаются.


#### <a id="p101787"></a>8.7. Наружные газопроводы и сооружения


<a id="p101788"></a>8.7.1. Обход надземных газопроводов должен проводиться не реже 1 раза в месяц в пределах станции, вне пределов станции - не реже 1 раза в квартал. Выявленные неисправности должны устраняться.
<a id="p101789"></a>8.7.2. Эксплуатация и периодичность обхода трасс подземных стальных газопроводов с давлением до 1,2 МПа должна осуществляться в соответствии с требованиями настоящих Правил в зависимости от технического состояния газопровода.
<a id="p101790"></a>8.7.3. Эксплуатация подземных стальных газопроводов с давлением свыше 1,2 МПа в пределах станции должна осуществляться в соответствии с требованиями настоящих Правил в зависимости от технического состояния газопровода, а также учитывать требования нормативно-технических документов для магистральных газопроводов, утвержденных в установленном порядке, но не реже приведенных в [приложении 1.](#p101966)
<a id="p101791"></a>8.7.4. Периодичность обхода трасс подземных стальных газопроводов-отводов с давлением свыше 1,2 МПа за пределами станций должна устанавливаться в соответствии с нормативно-техническими документами для магистральных газопроводов, утвержденными в установленном порядке.


### 9. <a id="p101792"></a>ЗДАНИЯ И СООРУЖЕНИЯ


<a id="p101793"></a>9.1. Все здания и сооружения на газораспределительных сетях должны иметь строительный паспорт.
<a id="p101794"></a>По истечении установленного срока службы здания или сооружения должны проходить обследование с целью установления возможности дальнейшей их эксплуатации, необходимости проведения реконструкции или прекращения эксплуатации.
<a id="p101795"></a>9.2. Обследование зданий и целостности строительных конструкций (трещин, обнажение арматуры, просадки фундамента, снижения несущих способностей перекрытий, разрушение кровли и других) должно производиться также перед реконструкцией технологического объекта или изменением функционального назначения здания или сооружения, а также после аварии (взрыв или пожар).
<a id="p101796"></a>9.3. Обследование зданий и сооружений с целью установления возможности дальнейшей их эксплуатации, необходимости проведения реконструкции или прекращения эксплуатации проводится с учетом строительных норм и правил, утвержденных федеральным органом исполнительной власти в области строительства, в рамках экспертизы промышленной безопасности, в порядке, утверждаемом Госгортехнадзором России.
<a id="p101797"></a>9.4. На входных дверях зданий и сооружений, а также производственных помещений должны быть нанесены обозначения категории помещений по взрывопожарной и пожарной опасности и классы взрывоопасности зон.


### 10. <a id="p101798"></a>ГАЗООПАСНЫЕ РАБОТЫ



#### <a id="p101799"></a>10.1 К газоопасным работам относятся:

<a id="p101800"></a>присоединение (врезка) вновь построенных наружных и внутренних газопроводов к действующим, отключение (обрезка) газопроводов;
<a id="p101801"></a>пуск газа в газопроводы при вводе в эксплуатацию, расконсервации, после ремонта (реконструкции), ввод в эксплуатацию ГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ;
<a id="p101802"></a>техническое обслуживание и ремонт действующих наружных и внутренних газопроводов, газового оборудования ГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ, газоиспользующих установок;
<a id="p101803"></a>удаление закупорок, установка и снятие заглушек на действующих газопроводах, а также отключение или подключение к газопроводам газоиспользующих установок;
<a id="p101804"></a>продувка газопроводов при отключении или включении газоиспользующих установок в работу;
<a id="p101805"></a>обход наружных газопроводов, ГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ, ремонт, осмотр и проветривание колодцев, проверка и откачка конденсата из конденсатосборников;
<a id="p101806"></a>разрытия в местах утечек газа до их устранения;
<a id="p101807"></a>ремонт с выполнением огневых (сварочных) работ и газовой резки (в том числе механической) на действующих газопроводах, оборудовании ГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ.
<a id="p101808"></a>10.2. Газоопасные работы должны выполняться бригадой рабочих в составе не менее 2 человек под руководством специалиста.
<a id="p101809"></a>Газоопасные работы в колодцах, туннелях, коллекторах, а также в траншеях и котлованах глубиной более 1 м должны выполняться бригадой рабочих в составе не менее 3 человек.
<a id="p101810"></a>10.3. Проведение ремонтных работ без применения сварки и газовой резки на газопроводах низкого давления диаметром не более 50 мм, обход наружных газопроводов, ремонт, осмотр и проветривание колодцев (без спуска в них), проверка и откачка конденсата из конденсатосборников, а также осмотр технического состояния (обход) внутренних газопроводов и газоиспользующих установок, в том числе ГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ, как правило, допускается двумя рабочими. Руководство поручается наиболее квалифицированному рабочему.
<a id="p101811"></a>10.4. На производство газоопасных работ выдается наряд-допуск установленной формы, предусматривающий разработку и последующее осуществление комплекса мероприятий по подготовке и безопасному проведению этих работ [(приложение 2).](#p101991)
<a id="p101812"></a>10.5. В организации должен быть разработан и утвержден техническим руководителем перечень газоопасных работ, в том числе выполняемых без оформления наряда-допуска по производственным инструкциям, обеспечивающим их безопасное проведение.
<a id="p101813"></a>10.6. Лица, имеющие право выдачи нарядов-допусков к выполнению газоопасных работ, назначаются приказом по газораспределительной организации или организации, имеющей собственную эксплуатационную газовую службу, из числа руководящих работников и специалистов, сдавших экзамен в соответствии с требованиями настоящих Правил и имеющих опыт работы в газовом хозяйстве не менее одного года.
<a id="p101814"></a>10.7. Периодически повторяющиеся газоопасные работы, выполняемые, как правило, постоянным составом работающих, могут производиться без оформления наряда-допуска по утвержденным производственным инструкциям.
<a id="p101815"></a>К таким работам относятся обход наружных газопроводов, ГРП (ГРПБ), ШРП и ГРУ, ремонт, осмотр и проветривание колодцев; проверка и откачка конденсата из конденсатосборников; техническое обслуживание газопроводов и газового оборудования без отключения газа; техническое обслуживание запорной арматуры и компенсаторов, расположенных вне колодцев; обслуживание (технологическое) газоиспользующих установок (котлов, печей и др.).
<a id="p101816"></a>Указанные работы должны, как правило, выполняться 2 рабочими и регистрироваться в специальном журнале с указанием времени начала и окончания работ.
<a id="p101817"></a>10.8. Пуск газа в газовые сети поселений при первичной газификации, в газопроводы высокого давления; работы по присоединению газопроводов высокого и среднего давления; ремонтные работы в ГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ с применением сварки и газовой резки; ремонтные работы на газопроводах среднего и высокого давлений (под газом) с применением сварки и газовой резки; снижение и восстановление давления газа в газопроводах среднего и высокого давлений, связанные с отключением потребителей; отключение и последующее включение подачи газа на промышленные производства производятся по специальному плану, утвержденному техническим руководителем газораспределительной организации.
<a id="p101818"></a>В плане указываются последовательность проведения операций; расстановка людей; техническое оснащение; мероприятия, обеспечивающие максимальную безопасность; лица, ответственные за проведение газоопасных работ (отдельно на каждом участке работы) и за общее руководство и координацию действий.
<a id="p101819"></a>10.9. Каждому лицу, ответственному за проведение газоопасных работ, в соответствии с планом выдается отдельный наряд-допуск.
<a id="p101820"></a>10.10. К плану и нарядам-допускам должны прилагаться исполнительная документация (чертеж или ксерокопия исполнительной документации) с указанием места и характера производимой работы.
<a id="p101821"></a>Перед началом газоопасных работ лицом, ответственным за их проведение, проверяется соответствие документации фактическому расположению газопровода.
<a id="p101822"></a>10.11. Работы по локализации и ликвидации аварий на газопроводах производятся без наряда-допуска до устранения прямой угрозы причинения вреда жизни, здоровью или имуществу других лиц и окружающей природной среде.
<a id="p101823"></a>Восстановительные работы по приведению газопроводов и газового оборудования в технически исправное состояние производятся по наряду-допуску.
<a id="p101824"></a>В случае, когда аварийно-восстановительные работы от начала до конца проводятся аварийно-диспетчерской службой в срок не более суток, наряд-допуск может не оформляться.
<a id="p101825"></a>10.12. Наряды-допуски на газоопасные работы должны выдаваться заблаговременно для необходимой подготовки к работе.
<a id="p101826"></a>В наряде-допуске указывается срок его действия, время начала и окончания работы.
<a id="p101827"></a>При невозможности окончить ее в установленный срок наряд-допуск на газоопасные работы подлежит продлению лицом, выдавшим его.
<a id="p101828"></a>10.13. Наряды-допуски должны регистрировать в специальном журнале установленной [приложением 3](#p102013) формы.
<a id="p101829"></a>10.14. Лицо, ответственное за проведение газоопасных работ, получая наряд-допуск, расписывается в журнале регистрации нарядов-допусков.
<a id="p101830"></a>10.15. Наряды-допуски должны храниться не менее одного года с момента его закрытия.
<a id="p101831"></a>Наряды-допуски, выдаваемые на первичный пуск газа, врезку в действующий газопровод, отключения газопроводов с заваркой наглухо в местах ответвления, хранятся постоянно в исполнительно-технической документации на данный газопровод.
<a id="p101832"></a>10.16. Если газоопасные работы, выполняемые по наряду-допуску, производятся в течение более одного дня, ответственный за их выполнение обязан ежедневно докладывать о положении дел лицу, выдавшему наряд-допуск.
<a id="p101833"></a>10.17. Командированному персоналу наряды-допуски выдаются на весь срок командировки. Производство работ контролируется лицом, назначенным организацией, производящей работы.
<a id="p101834"></a>10.18. До начала газоопасных работ ответственный за ее проведение обязан проинструктировать всех рабочих о технологической последовательности операций и необходимых мерах безопасности. После этого каждый работник, получивший инструктаж, должен расписаться в наряде-допуске.
<a id="p101835"></a>10.19. При проведении газоопасной работы все распоряжения должны выдаваться лицом, ответственным за работу.
<a id="p101836"></a>Другие должностные лица и руководители, присутствующие при проведении работы, могут давать указания только через лицо, ответственное за проведение работ.
<a id="p101837"></a>10.20. Газоопасные работы должны выполняться, как правило, в дневное время.
<a id="p101838"></a>В районах северной климатической зоны газоопасные работы производятся независимо от времени суток.
<a id="p101839"></a>Работы по локализации и ликвидации аварийных ситуаций выполняются независимо от времени суток под непосредственным руководством специалиста.
<a id="p101840"></a>10.21. Газопроводы, не введенные в эксплуатацию в течение 6 мес. со дня испытания, должны быть повторно испытаны на герметичность.
<a id="p101841"></a>Дополнительно проверяется работа установок электрохимической защиты, состояние дымоотводящих и вентиляционных систем, комплектность и исправность газового оборудования, арматуры, средств измерений и автоматизации.
<a id="p101842"></a>10.22. Присоединение вновь построенных газопроводов к действующим производится только перед пуском газа.
<a id="p101843"></a>Все газопроводы и газовое оборудование перед их присоединением к действующим газопроводам, а также после ремонта должны подвергаться внешнему осмотру и контрольной опрессовке (воздухом или инертными газами) бригадой, производящей пуск газа.
<a id="p101844"></a>10.23. Наружные газопроводы всех давлений подлежат контрольной опрессовке давлением 0,02 МПа. Падение давления не должно превышать 0,0001 МПа за 1 ч.
<a id="p101845"></a>Наружные газопроводы низкого давления с гидрозатворами подлежат контрольной опрессовке давлением 0,004 МПа. Падение давления не должно превышать 0,00005 МПа за 10 мин.
<a id="p101846"></a>Внутренние газопроводы промышленных, сельскохозяйственных и других производств, котельных, а также оборудование и газопроводы ГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ подлежат контрольной опрессовке давлением 0,01 МПа. Падение давления не должно превышать 0,0006 МПа за 1 ч.
<a id="p101847"></a>Результаты контрольной опрессовки должны записываться в нарядах-допусках на выполнение газоопасных работ.
<a id="p101848"></a>10.24. Избыточное давление воздуха в присоединяемых газопроводах должно сохраняться до начала работ по их присоединению (врезке).
<a id="p101849"></a>10.25. Если пуск газа в газопровод не состоялся, то при возобновлении работ по пуску газа он подлежит повторному осмотру и контрольной опрессовке.
<a id="p101850"></a>10.26. При ремонтных работах в загазованной среде следует применять инструмент из цветного металла, исключающий искрообразование.
<a id="p101851"></a>Рабочая часть инструмента из черного металла должна обильно смазываться солидолом или другой аналогичной смазкой.
<a id="p101852"></a>Использование электрических инструментов, дающих искрение, не допускается.
<a id="p101853"></a>Обувь у лиц, выполняющих газоопасные работы в колодцах, помещениях ГРП, ГРПБ, ГРУ, не должна иметь стальных подковок и гвоздей.
<a id="p101854"></a>При выполнении газоопасных работ следует использовать переносные светильники во взрывозащищенном исполнении с напряжением 12 вольт.
<a id="p101855"></a>10.27. Выполнение сварочных работ и газовой резки на газопроводах в колодцах, туннелях, коллекторах, технических подпольях, помещениях ГРП, ГРПБ и ГРУ без их отключения, продувки воздухом или инертным газом и установки заглушек не допускается.
<a id="p101856"></a>До начала работ по сварке (резке) газопровода, а также замене арматуры, компенсаторов и изолирующих фланцев в колодцах, туннелях, коллекторах следует снять (демонтировать) перекрытия.
<a id="p101857"></a>Перед началом работ проводится проверка воздуха на загазованность. Объемная доля газа в воздухе не должна превышать 20% от нижнего концентрационного предела распространения пламени. Пробы должны отбираться в наиболее плохо вентилируемых местах.
<a id="p101858"></a>10.28. Газовая резка и сварка на действующих газопроводах допускается при давлении газа 0,0004 - 0,002 МПа.
<a id="p101859"></a>Во время выполнения работы следует осуществлять постоянный контроль за давлением газа в газопроводе.
<a id="p101860"></a>При снижении давления газа в газопроводе ниже 0,0004 МПа или его превышении свыше 0,002 МПа работы следует прекратить.
<a id="p101861"></a>10.29. Присоединение газопроводов без снижения давления следует производить с использованием специального оборудования, обеспечивающего безопасность работ.
<a id="p101862"></a>Производственная инструкция на проведение работ по присоединению газопроводов без снижения давления должна учитывать рекомендации изготовителя оборудования и содержать технологическую последовательность операций.
<a id="p101863"></a>Производственная инструкция утверждается в установленном порядке и согласовывается с территориальным органом Госгортехнадзора России.
<a id="p101864"></a>10.30. Давление газа в газопроводе при проведении работ следует контролировать по специально установленному манометру.
<a id="p101865"></a>Допускается использовать манометр, установленный не далее 100 м от места проведения работ.
<a id="p101866"></a>10.31. Работы по присоединению газового оборудования к действующим внутренним газопроводам с использованием сварки (резки) следует производить с отключением газопроводов и их продувкой воздухом или инертным газом.
<a id="p101867"></a>10.32. Снижение давления газа в действующем газопроводе следует производить при помощи отключающих устройств или регуляторов давления.
<a id="p101868"></a>Во избежание превышения давления газа в газопроводе избыточное давление следует сбрасывать на свечу, используя имеющиеся конденсатосборники, или на свечу, специально установленную на месте работ.
<a id="p101869"></a>Сбрасываемый газ следует по возможности сжигать.
<a id="p101870"></a>10.33. Способы присоединения вновь построенных газопроводов к действующим определяются газораспределительной организацией в соответствии с действующими нормами.
<a id="p101871"></a>10.34. Проверка герметичности газопроводов, арматуры и приборов открытым огнем не допускается.
<a id="p101872"></a>Присутствие посторонних лиц, применение источников открытого огня, а также курение в местах проведения газоопасных работ не допускается.
<a id="p101873"></a>Места проведения работ следует ограждать.
<a id="p101874"></a>Котлованы должны иметь размеры, удобные для проведения работ и эвакуации рабочих.
<a id="p101875"></a>Вблизи мест проведения газоопасных работ вывешиваются или выставляются предупредительные знаки "Огнеопасно - газ".
<a id="p101876"></a>10.35. При газовой резке (сварке) на действующих газопроводах во избежание большого пламени места выхода газа затираются шамотной глиной с асбестовой крошкой.
<a id="p101877"></a>10.36. Снятие заглушек, установленных на ответвлениях к потребителям (вводах), производится по указанию лица, руководящего работами по пуску газа, после визуального осмотра и опрессовки газопровода.
<a id="p101878"></a>10.37. Газопроводы при пуске газа должны продуваться газом до вытеснения всего воздуха.
<a id="p101879"></a>Окончание продувки должно устанавливаться путем анализа или сжиганием отобранных проб.
<a id="p101880"></a>Объемная доля кислорода не должна превышать 1% по объему, а сгорание газа должно происходить спокойно, без хлопков.
<a id="p101881"></a>10.38. Газопроводы при освобождении от газа должны продуваться воздухом или инертным газом.
<a id="p101882"></a>Объемная доля газа в пробе воздуха (инертного газа) не должна превышать 20% от нижнего концентрационного предела распространения пламени.
<a id="p101883"></a>При продувке газопроводов запрещается выпускать газовоздушную смесь в помещения, вентиляционные и дымоотводящие системы, а также в места, где существует возможность попадания ее в здания или воспламенения от источника огня.
<a id="p101884"></a>10.39. Отключаемые участки наружных газопроводов, а также внутренних при демонтаже газового оборудования должны обрезаться, освобождаться от газа и завариваться наглухо в месте ответвления.
<a id="p101885"></a>10.40. В загазованных колодцах, коллекторах, помещениях и вне помещений в загазованной атмосфере ремонтные работы с применением открытого огня (сварка, резка) недопустимы.
<a id="p101886"></a>10.41. При внутреннем осмотре и ремонте котлы или другие газоиспользующие установки должны отключаться от газопровода с помощью заглушек.
<a id="p101887"></a>10.42. Спуск в колодцы (без скоб), котлованы должен осуществляться по металлическим лестницам с закреплением их у края колодца (котлована).
<a id="p101888"></a>Для предотвращения скольжения и искрения при опирании на твердое основание лестницы должны иметь резиновые "башмаки".
<a id="p101889"></a>10.43. В колодцах и котлованах должны работать не более двух человек, в спасательных поясах и противогазах. Снаружи с наветренной стороны должны находиться два человека для страховки работающих и недопущения к месту работы посторонних лиц.
<a id="p101890"></a>10.44. Разборка (замена) установленного на наружных и внутренних газопроводах оборудования должна производиться на отключенном участке газопровода с установкой заглушек.
<a id="p101891"></a>Заглушки должны соответствовать максимальному давлению газа в газопроводе, иметь хвостовики, выступающие за пределы фланцев, и клеймо с указанием давления газа и диаметра газопровода.
<a id="p101892"></a>10.45. Набивка сальников запорной арматуры, разборка резьбовых соединений конденсатосборников на наружных газопроводах среднего и высокого давлений допускается при давлении газа не более 0,1 МПа.
<a id="p101893"></a>10.46. Замена прокладок фланцевых соединений на наружных газопроводах допускается при давлении газа в газопроводе 0,0004 - 0,002 МПа.
<a id="p101894"></a>10.47. Разборка фланцевых, резьбовых соединений и арматуры на внутренних газопроводах любого давления должна производиться на отключенном и заглушенном участке газопровода.
<a id="p101895"></a>10.48. При ремонтных работах на газопроводах и оборудовании в загазованных помещениях должно обеспечиваться наблюдение за работающими и предотвращение внесения источников огня.
<a id="p101896"></a>10.49. Перед началом ремонтных работ на подземных газопроводах, связанных с разъединением газопровода (замена задвижек, снятие и установка заглушек, прокладок и др.), необходимо отключить имеющуюся защиту от электрохимической коррозии и установить на разъединяемых участках газопровода перемычку (если нет стационарно установленных перемычек) с целью предотвращения искрообразования.
<a id="p101897"></a>10.50. Устранение в газопроводах ледяных, смоляных, нафталиновых и других закупорок путем шуровки (металлическими шомполами), заливки растворителей или подачи пара разрешается при давлении газа в газопроводе не более 0,005 МПа.
<a id="p101898"></a>10.51. Применение открытого огня для отогрева наружных полиэтиленовых, стальных санированных и внутренних газопроводов запрещается.
<a id="p101899"></a>10.52. При устранении закупорок в газопроводах должны приниматься меры, максимально уменьшающие выход газа из газопровода. Работы должны проводиться в шланговых или кислородно-изолирующих противогазах. Выпуск газа в помещение запрещается.
<a id="p101900"></a>При прочистке газопроводов потребители должны быть предупреждены о необходимости отключения газоиспользующих установок до окончания работ.
<a id="p101901"></a>10.53. Резьбовые и фланцевые соединения, которые разбирались для устранения закупорок в газопроводе, после сборки должны проверяться на герметичность мыльной эмульсией или с помощью высокочувствительных газоанализаторов (течеискателей).
<a id="p101902"></a>10.54. Ответственным за наличие у рабочих средств индивидуальной защиты, их исправность и применение является руководитель работ, а при выполнении работ, без технического руководства - лицо, выдавшее задание.
<a id="p101903"></a>Наличие и исправность необходимых средств индивидуальной защиты определяются при выдаче наряда-допуска на газоопасные работы.
<a id="p101904"></a>При организации работ руководитель обязан предусмотреть возможность быстрого вывода рабочих из опасной зоны.
<a id="p101905"></a>Каждый участвующий в газоопасных работах должен иметь подготовленный к работе шланговый или кислородно-изолирующий противогаз.
<a id="p101906"></a>Применение фильтрующих противогазов не допускается.
<a id="p101907"></a>10.55. Разрешение на включение кислородно-изолирующих противогазов дает руководитель работ.
<a id="p101908"></a>При работе в кислородно-изолирующем противогазе необходимо следить за остаточным давлением кислорода в баллоне противогаза, обеспечивающем возвращение работающего в незагазованную зону.
<a id="p101909"></a>Продолжительность работы в противогазе без перерыва не должна превышать 30 мин.
<a id="p101910"></a>Время работы в кислородно-изолирующем противогазе следует записывать в его паспорт.
<a id="p101911"></a>10.56. Воздухозаборные патрубки шланговых противогазов должны располагаться с наветренной стороны и закрепляться. При отсутствии принудительной подачи воздуха вентилятором длина шланга не должна превышать 15 м.
<a id="p101912"></a>Шланг не должен иметь перегибов и защемлений.
<a id="p101913"></a>Противогазы проверяют на герметичность перед выполнением работ зажатием конца гофрированной дыхательной трубки. В подобранном правильно противогазе невозможно дышать.
<a id="p101915"></a>10.57. Спасательные пояса с кольцами для карабинов испытываются застегнутыми на обе пряжки с грузом массой 200 кг, в подвешенном состоянии в течение 5 мин. После снятия груза на поясе не должно быть следов повреждений.
<a id="p101916"></a>10.58. Карабины испытываются грузом массой 200 кг с открытым затвором в течение 5 мин. После снятия груза освобожденный затвор карабина должен встать на свое место без заеданий.
<a id="p101917"></a>10.59. Спасательные пояса должны иметь наплечные ремни с кольцом для крепления веревки на уровне лопаток (спины).
<a id="p101918"></a>Применение поясов без наплечных ремней запрещается.
<a id="p101919"></a>10.60. Спасательные веревки должны быть длиной не менее 10 м и испытаны грузом массой 200 кг в течение 15 мин. После снятия груза на веревке в целом и на отдельных нитях не должно быть повреждений.
<a id="p101920"></a>10.61. Испытание спасательных поясов с веревками и карабинов должны проводиться не реже 1 раза в 6 мес.
<a id="p101921"></a>10.62. Результаты испытаний оформляются актом или записью в специальном журнале.
<a id="p101922"></a>10.63. Перед выдачей поясов, карабинов и веревок должен производиться их наружный осмотр.
<a id="p101923"></a>Пояса и веревки должны иметь инвентарные номера.


### 11. <a id="p101924"></a>ЛОКАЛИЗАЦИЯ И ЛИКВИДАЦИЯ АВАРИЙНЫХ СИТУАЦИЙ


<a id="p101925"></a>11.1. Для локализации и ликвидации аварийных ситуаций в газовых хозяйствах городских и сельских поселений должны создаваться единые при газораспределительных организациях аварийно-диспетчерские службы (АДС) с городским телефоном "04" и их филиалы с круглосуточной работой, включая выходные и праздничные дни.
<a id="p101926"></a>Допускается создавать специализированные АДС в подразделениях, обслуживающих ГРП (ГРУ), а также промышленные объекты и котельные.
<a id="p101927"></a>11.2. Численность и материально-техническое оснащение АДС (филиалов) определяются типовыми нормами.
<a id="p101928"></a>Места их дислокации определяются зоной обслуживания и объемом работ с учетом обеспечения прибытия бригады АДС к месту аварии за 40 мин.
<a id="p101929"></a>При извещении о взрыве, пожаре, загазованности помещений аварийная бригада должна выехать в течение 5 мин.
<a id="p101930"></a>11.3. По аварийным заявкам организаций, имеющих собственную газовую службу, АДС газораспределительных организаций должны оказывать практическую и методическую помощь по локализации и ликвидации аварийных ситуаций по договору и согласованному плану взаимодействия.

#### <a id="p101931"></a>11.4 Аварийные работы на ТЭС выполняются собственным персоналом.

<a id="p101932"></a>Участие в этих работах АДС газораспределительных организаций определяется планами локализации и ликвидации аварий.
<a id="p101933"></a>11.5. Деятельность аварийных бригад по локализации и ликвидации аварий определяется планом взаимодействия служб различных ведомств, который должен быть разработан с учетом местных условий.
<a id="p101934"></a>Планы взаимодействия служб различных ведомств должны быть согласованы с территориальными органами Госгортехнадзора России и утверждены в установленном порядке.
<a id="p101935"></a>Ответственность за составление планов, утверждение, своевременность внесения в них дополнений и изменений, пересмотр (не реже 1 раза в 3 года) несет технический руководитель организации - собственника опасного производственного объекта.

#### <a id="p101936"></a>11.6 В АДС должны проводиться тренировочные занятия с оценкой действий персонала:

<a id="p101937"></a>по планам локализации и ликвидации аварий (для каждой бригады) - не реже 1 раза в 6 мес.;
<a id="p101938"></a>по планам взаимодействия служб различного назначения - не реже 1 раза в год.
<a id="p101939"></a>Тренировочные занятия должны проводиться на полигонах (рабочих местах) в условиях, максимально приближенных к реальным.
<a id="p101940"></a>Проведение тренировочных занятий должно регистрироваться в специальном журнале.
<a id="p101941"></a>11.7. Все заявки в АДС должны регистрироваться с отметкой времени ее поступления, временем выезда и прибытия на место аварийной бригады, характером повреждения и перечнем выполненной работы.
<a id="p101942"></a>Заявки, поступающие в АДС, должны записываться на магнитную ленту. Срок хранения записей должен быть не менее 10 суток.
<a id="p101943"></a>Допускается регистрация и обработка поступающих аварийных заявок на персональном компьютере при условии ежедневной архивации полученной информации с жесткого диска на другие носители (дискеты и др.).
<a id="p101944"></a>Своевременность выполнения аварийных заявок и объем работ должны контролироваться руководителями газораспределительной организации.
<a id="p101945"></a>Анализ поступивших заявок должен производиться ежемесячно.
<a id="p101946"></a>11.8. При получении заявки о наличии запаха газа диспетчер обязан проинструктировать заявителя о мерах безопасности.
<a id="p101947"></a>11.9. Аварийная бригада должна выезжать на специальной автомашине, оборудованной радиостанцией, сиреной, проблесковым маячком и укомплектованной инструментом, материалами, приборами контроля, оснасткой и приспособлениями для своевременной ликвидации аварий.
<a id="p101948"></a>При выезде по заявке для ликвидации аварий на наружных газопроводах бригада АДС должна иметь исполнительно-техническую документацию или планшеты (маршрутные карты).
<a id="p101949"></a>11.10. Ответственность за своевременное прибытие аварийной бригады на место аварии и выполнение работ в соответствии с планом локализации и ликвидации аварий несет ее руководитель.
<a id="p101950"></a>11.11. В случае обнаружения объемной доли газа в подвалах, туннелях, коллекторах, подъездах, помещениях первых этажей зданий более 1% газопроводы должны быть отключены от системы газоснабжения и приняты меры по эвакуации людей из опасной зоны.
<a id="p101951"></a>11.12. Ликвидация утечки газа (временная) допускается с помощью бандажа, хомута или бинта из мешковины с шамотной глиной, наложенных на газопровод. За этим участком должно быть организовано ежесменное наблюдение.
<a id="p101952"></a>Продолжительность эксплуатации внутреннего газопровода с бандажом, хомутом или бинтом из мешковины с шамотной глиной не должна превышать одной смены.
<a id="p101953"></a>11.13. Поврежденные сварные стыки (разрывы, трещины), а также механические повреждения тела стальной трубы (пробоины, вмятины) должны ремонтироваться врезкой катушек или установкой лепестковых муфт.
<a id="p101954"></a>Сварные стыки с другими дефектами (шлаковые включения, непровар и поры сверх допустимых норм), а также каверны на теле трубы глубиной свыше 30% от толщины стенки могут усиливаться установкой муфт с гофрой или лепестковых с последующей их опрессовкой.
<a id="p101955"></a>11.14. При механических повреждениях стальных подземных газопроводов со смещением их относительно основного положения как по горизонтали, так и по вертикали одновременно с проведением работ по устранению утечек газа должны вскрываться и проверяться неразрушающими методами по одному ближайшему стыку в обе стороны от места повреждения.
<a id="p101956"></a>При обнаружении в них разрывов и трещин, вызванных повреждением газопровода, должен дополнительно вскрываться и проверяться радиографическим методом следующий стык.
<a id="p101957"></a>В случае выявления непровара, шлаковых включений, пор производится усиление сварного стыка.
<a id="p101958"></a>11.15. Сварные стыки и участки труб полиэтиленовых газопроводов, имеющих дефекты и повреждения, должны вырезаться и заменяться врезкой катушек с применением муфт с закладными нагревателями. Допускается сварка встык при 100% контроле стыков ультразвуковым методом.
<a id="p101959"></a>Узлы неразъемных соединений и соединительные детали, не обеспечивающие герметичность, должны вырезаться и заменяться новыми.
<a id="p101960"></a>Допускается ремонтировать точечные повреждения полиэтиленовых газопроводов при помощи специальных полумуфт с закладными нагревателями.
<a id="p101961"></a>11.16. Поврежденные участки газопроводов, восстановленные синтетическим тканевым шлангом, заменяются врезкой катушки с использованием специального оборудования для проведения работ на газопроводах без снижения давления.
<a id="p101962"></a>Допускается осуществлять ремонт таких газопроводов аналогично стальным газопроводам.
<a id="p101963"></a>11.17. Работы по окончательному устранению утечек газа могут передаваться эксплуатационным службам после того, как АДС будут приняты меры по локализации аварии и временному устранению утечки газа.
<a id="p101964"></a>11.18. Не допускается прямое воздействие открытого пламени горелки при резке стальной оболочки газопровода, реконструированного полимерными материалами.





<div align="right">

<a id="p101965"></a>Приложение 1

</div>


<div align="center">

<a id="p101966"></a>**ПЕРИОДИЧНОСТЬ**<br>
**ОБХОДА ТРАСС ПОДЗЕМНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ**<br>
**В ЗАВИСИМОСТИ ОТ МЕСТА ПРОХОЖДЕНИЯ ТРАССЫ**

</div>



<table>
<colgroup><col width="42%"><col width="20%"><col width="17%"><col width="22%"></colgroup>
<tr><td><a id="p101967"></a>Газопроводы</td><td>Низкого давления в застроенной части поселений</td><td>Высокого и среднего давления в застроенной части поселений</td><td>Всех давлений в незастроенной части поселений, а также межпоселковые</td></tr>
<tr><td><a id="p102059"></a>1</td><td>2</td><td>3</td><td>4</td></tr>
<tr><td colspan="4"><a id="p101968"></a>Газопроводы с давлением до 1,2 МПа</td></tr>
<tr><td><a id="p101969"></a>1. Вновь построенные газопроводы</td><td colspan="3">Непосредственно в день ввода в эксплуатацию и на следующий день</td></tr>
<tr><td rowspan="2"><a id="p101970"></a>2. Стальные газопроводы, эксплуатируемые до 40 лет при отсутствии аварий и инцидентов</td><td colspan="3">Устанавливается техническим руководителем газораспределительной организации, но не реже:</td></tr>
<tr><td>1 раза в мес.</td><td>2 раза в мес.</td><td>1 раза в 6 мес. при ежегодном приборном обследовании или 1 раза в 2 мес. без его проведения</td></tr>
<tr><td><a id="p101971"></a>2.1. Полиэтиленовые газопроводы, эксплуатируемые до 50 лет при отсутствии аварий и инцидентов</td><td>1 раза в 3 мес.</td><td>1 раза в 3 мес.</td><td>1 раза в 6 мес.</td></tr>
<tr><td rowspan="2"><a id="p101972"></a>3. Стальные газопроводы после реконструкции методом протяжки полиэтиленовых труб или восстановленные синтетическим тканевым шлангом</td><td colspan="3">Устанавливается техническим руководителем газораспределительной организации, но не реже:</td></tr>
<tr><td>1 раза в 3 мес.</td><td>1 раза в 3 мес.</td><td>не реже 1 раза в 6 мес.</td></tr>
<tr><td><a id="p101973"></a>4. Стальные газопроводы, эксплуатируемые в зоне действия источников блуждающих токов, в грунте с высокой коррозионной агрессивностью и необеспеченные минимальным защитным электрическим потенциалом</td><td>1 раза в неделю</td><td>2 раз в неделю</td><td>1 раза в 2 недели</td></tr>
<tr><td><a id="p101974"></a>5. Стальные газопроводы с неустраненными дефектами защитных покрытий</td><td>1 раза в неделю</td><td>2 раз в неделю</td><td>1 раза в 2 недели</td></tr>
<tr><td><a id="p101975"></a>6. Стальные газопроводы с положительными и знакопеременными значениями электрических потенциалов</td><td>Ежедневно</td><td>Ежедневно</td><td>2 раз в неделю</td></tr>
<tr><td><a id="p101976"></a>7. Газпроводы в неудовлетворительном техническом состоянии, подлежащие замене</td><td>Ежедневно</td><td>Ежедневно</td><td>2 раз в неделю</td></tr>
<tr><td><a id="p101977"></a>8. Газпроводы, проложенные в просадочных грунтах</td><td>1 раза в неделю</td><td>2 раз в неделю</td><td>1 раза в 2 недели</td></tr>
<tr><td><a id="p101978"></a>9. Газопроводы с временно устраненной утечкой газа (бинт, бандаж)</td><td colspan="3">Ежедневно до проведения ремонта</td></tr>
<tr><td><a id="p101979"></a>10. Газопроводы в зоне 15 м от места производства строительных работ</td><td colspan="3">Ежедневно до устранения угрозы повреждения газопровода</td></tr>
<tr><td><a id="p101980"></a>11. Береговые участки газопроводов в местах переходов через водные преграды и овраги</td><td colspan="3">Ежедневно в период паводка</td></tr>
<tr><td><a id="p101981"></a>12. Стальные газопроводы, эксплуатируемые после 40 лет при положительных результатах диагностики</td><td>1 раза в мес.</td><td>2 раз в мес.</td><td>1 раза в 6 мес. при ежегодном приборном обследовании или 1 раза в 2 мес. без его проведения</td></tr>
<tr><td><a id="p101982"></a>13. Полиэтиленовые газопроводы, эксплуатируемые после 50 лет при положительных результатах диагностики</td><td>1 раза в 3 мес.</td><td>1 раза в 3 мес.</td><td>1 раза в 6 мес.</td></tr>
<tr><td><a id="p101983"></a>14. Стальные газопроводы после 40 лет при отрицательных результатах диагностики, назначенные на перекладку или реконструкцию</td><td>Ежедневно</td><td>Ежедневно</td><td>2 раз в неделю</td></tr>
<tr><td><a id="p101984"></a>15. Полиэтиленовые газопроводы после 50 лет при отрицательных результатах диагностики, назначенные на перекладку</td><td>Ежедневно</td><td>Ежедневно</td><td>2 раз в неделю</td></tr>
<tr><td colspan="4"><a id="p101985"></a>Газопроводы с давлением свыше 1,2 МПа</td></tr>
<tr><td><a id="p101986"></a>16. Стальные газопроводы в пределах тепловых электрических станций</td><td colspan="3">2 раза в мес.</td></tr>
<tr><td><a id="p101987"></a>17. Стальные газопроводы в пределах тепловых электрических станций в оговоренных выше случаях</td><td colspan="3">Ежедневно</td></tr>
<tr><td colspan="4"><a id="p101988"></a>Газопроводы-отводы с давлением свыше 1,2 МПа</td></tr>
<tr><td><a id="p101989"></a>18. Стальные газопроводы-отводы за пределами тепловых электрических станций</td><td colspan="3">В соответствии с требованиями нормативно-технических документов для магистральных газопроводов</td></tr>
</table>






<a id="p101990"></a>Приложение 2

<a id="p101991"></a>                      НАРЯД-ДОПУСК N _____
                НА ПРОИЗВОДСТВО ГАЗООПАСНЫХ РАБОТ

"__" ____________ 200_ г.                      Срок хранения 1 год

<div align="center">

1. <a id="p101992"></a>Наименование организации ______________________________________<br>
                                    (наименование газового<br>
__________________________________________________________________<br>
                    хозяйства, службы, цеха)<br>
2. <a id="p101993"></a>Должность,    фамилия,    имя,   отчество   лица,   получившего

</div>

наряд-допуск на выполнение газоопасных работ _____________________
__________________________________________________________________
3. <a id="p101994"></a>Место и характер работ ________________________________________
__________________________________________________________________
4. <a id="p101995"></a>Состав бригады ________________________________________________
                   (фамилия, имя, отчество, должность, профессия)
__________________________________________________________________
5. <a id="p101996"></a>Дата и время начала работ _____________________________________
Дата и время окончания работ _____________________________________
6. <a id="p101997"></a>Технологическая   последовательность   основных   операций  при
выполнении работ _________________________________________________
                 (перечисляется технологическая последовательность
__________________________________________________________________
             операций, в соответствии с действующими
__________________________________________________________________

<div align="center">

       инструкциями и технологическими картами; допускается<br>
__________________________________________________________________<br>
             применение типовых нарядов-допусков или<br>
__________________________________________________________________<br>
            вручение технологических карт руководителю<br>
__________________________________________________________________

</div>

                        работ под роспись)
7. <a id="p101998"></a>Работа  разрешается  при  выполнении  следующих  основных   мер
безопасности _____________________________________________________
                  (перечисляются основные меры безопасности,
__________________________________________________________________
                     указываются инструкции,
__________________________________________________________________
               которыми следует руководствоваться)
8. <a id="p101999"></a>Средства  общей и индивидуальной защиты,  которые обязана иметь
бригада __________________________________________________________
                 (должность, фамилия, имя, отчество лица,
__________________________________________________________________
                 проводившего проверку готовности
__________________________________________________________________
         средств индивидуальной защиты к выполнению работ
__________________________________________________________________
               и умению ими пользоваться, подпись)
9. <a id="p102000"></a>Результаты  анализа  воздушной  среды  на  содержание  газа   в

<div align="center">

закрытых   помещениях   и  колодцах,  проведенного  перед  началом<br>
ремонтных работ __________________________________________________<br>
                     (должность, фамилия, имя, отчество лица,<br>
__________________________________________________________________<br>
                 производившего замеры, подпись)

</div>

10. <a id="p102001"></a>Наряд-допуск выдал ___________________________________________
                        (должность, фамилия, имя, отчество лица,
                            выдавшего наряд-допуск, подпись)
11. <a id="p102002"></a>С условиями работы ознакомлен, наряд-допуск получил __________
__________________________________________________________________
       (должность, фамилия, имя, отчество лица, получившего
                      наряд-допуск, подпись)
12. <a id="p102003"></a>Инструктаж   состава  бригады  по  проведению  работ  и  мерам
безопасности


| <a id="p102004"></a>N п/п | Фамилия, имя, отчество | Должность, профессия | Расписка о получении инструктажа | Примечание |
| --- | --- | --- | --- | --- |
|  |  |  |  |  |
|  |  |  |  |  |


<div align="center">

13. <a id="p102005"></a>Изменения в составе бригады

</div>



| <a id="p102006"></a>Фамилия, имя, отчество лица, выведенного из состава бригады | Причина изменений | Дата, время | Фамилия, имя, отчество лица, введенного в состав бригады | Должность, профессия | Дата, время |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
|  |  |  |  |  |  |
|  |  |  |  |  |  |


14. <a id="p102007"></a>Инструктаж нового состава бригады по завершению работ и  мерам
безопасности


| <a id="p102008"></a>N п/п | Фамилия, имя, отчество | Должность | Расписка о получении инструктажа | Примечание |
| --- | --- | --- | --- | --- |
|  |  |  |  |  |
|  |  |  |  |  |


15. <a id="p102009"></a>Продление наряда-допуска


<table>
<colgroup><col width="11%"><col width="15%"><col width="22%"><col width="12%"><col width="22%"><col width="18%"></colgroup>
<tr><td colspan="2"><a id="p102010"></a>Дата и время</td><td rowspan="2">Фамилия, имя, отчество и должность лица, продлившего наряд-допуск</td><td rowspan="2">Подпись</td><td rowspan="2">Фамилия, имя, отчество и должность руководителя работ</td><td rowspan="2">Подпись</td></tr>
<tr><td>начала работы</td><td>окончания работы</td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
</table>


16. <a id="p102011"></a>Заключение руководителя по окончании газоопасных работ _______
__________________________________________________________________
    (перечень работ, выполненных на объекте, особые замечания,
__________________________________________________________________
 подпись руководителя работ, время и дата закрытия наряда-допуска)





<div align="center">

<a id="p102012"></a>Приложение 3

<a id="p102013"></a>               ЖУРНАЛ РЕГИСТРАЦИИ НАРЯДОВ-ДОПУСКОВ<br>
                НА ПРОИЗВОДСТВО ГАЗООПАСНЫХ РАБОТ

__________________________________________________________________<br>
             (наименование организации, службы, цеха)

Начат "__" ______________ 200_ г.<br>
Окончен "__" ____________ 200_ г.

Срок хранения 5 лет

</div>



| <a id="p102014"></a>Номер наряда-допуска | Дата и время выдачи наряда-допуска | Ф.И.О., должность, роспись выдавшего наряд-допуск | Ф.И.О., должность, роспись получившего наряд-допуск | Адрес места проведения работ | Характер работ | Дата и время возвращения наряда-допуска, отметка о выполнении работ лицом, принявшим наряд-допуск |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| <a id="p102015"></a>1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
|  |  |  |  |  |  |  |
|  |  |  |  |  |  |  |


<a id="p102016"></a>Журнал пронумерован, прошнурован и скреплен печатью: __ листов

                    Ф.И.О., должность, подпись





<div align="right">

<a id="p102017"></a>Приложение 4

</div>


<div align="center">

<a id="p102018"></a>**МИНИМАЛЬНЫЕ РАССТОЯНИЯ**<br>
**ОТ ОБЪЕКТОВ, РАСПОЛОЖЕННЫХ НА ТЕРРИТОРИИ**<br>
**ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ, ДО ГАЗОПРОВОДОВ СИСТЕМ**<br>
**ГАЗОСНАБЖЕНИЯ ГТУ И ПГУ**

</div>



<table>
<colgroup><col width="58%"><col width="22%"><col width="20%"></colgroup>
<tr><td rowspan="2"><a id="p102019"></a>Объект</td><td colspan="2">Минимальное расстояние (м) от объекта электростанции до газопровода, проложенного</td></tr>
<tr><td>Надземно</td><td>Подземно</td></tr>
<tr><td><a id="p102020"></a>1. Административные и бытовые здания</td><td>15</td><td>10</td></tr>
<tr><td><a id="p102021"></a>2. Внутренние автомобильные дороги</td><td>1,5</td><td>2</td></tr>
<tr><td><a id="p102022"></a>3. Внутренние подземные дороги</td><td>5</td><td>10</td></tr>
<tr><td><a id="p102023"></a>4. Воздушные линии электропередачи</td><td colspan="2">Согласно ПУЭ</td></tr>
<tr><td><a id="p102024"></a>5. Газгольдеры горючих газов и резервуары ГЖ, ЛВЖ, СУГ</td><td>15</td><td>-</td></tr>
<tr><td><a id="p102025"></a>6. Инженерные коммуникации (подземные): водопровод, бесканальная</td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>тепловая</td><td>3</td><td>2</td></tr>
<tr><td>тепловые каналы, в том числе тепловые сети</td><td>1,5</td><td>4</td></tr>
<tr><td>канализация</td><td>1,5</td><td>5</td></tr>
<tr><td>Силовые кабели</td><td colspan="2">Согласно ПУЭ</td></tr>
<tr><td><a id="p102026"></a>7. Колодцы инженерных коммуникаций</td><td>Вне габаритов опор, эстакады</td><td>10</td></tr>
<tr><td><a id="p102027"></a>8. Открытые трансформаторные подстанции и распределительные устройства</td><td colspan="2">Согласно ПУЭ</td></tr>
<tr><td><a id="p102028"></a>9. Производственные здания независимо от их категории взрывопожароопасности и степени огнестойкости</td><td>10</td><td>10</td></tr>
</table>






<div align="center">

<a id="p102029"></a>Приложение 5

<a id="p102030"></a>**ПЕРЕЧЕНЬ**<br>
**СПЕЦИАЛИЗИРОВАННЫХ БЛОКОВ КОМПЛЕКСНОЙ ПОСТАВКИ**

</div>

<div align="right">

**ДЛЯ СИСТЕМ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ ГТУ И ПГУ ТЭС**

</div>



<table>
<colgroup><col width="31%"><col width="22%"><col width="12%"><col width="11%"><col width="25%"></colgroup>
<tr><td rowspan="2"><a id="p102031"></a>Блок отработки газа</td><td rowspan="2">Способ размещения</td><td colspan="2">Взрывопожарная характеристика места размещения</td><td rowspan="2">Примечание</td></tr>
<tr><td>Категория помещения</td><td>Класс зоны</td></tr>
<tr><td><a id="p102032"></a>1. Блок компримирования компрессор</td><td>Закрытый</td><td>А</td><td>В-1а</td><td></td></tr>
<tr><td>привод компрессора</td><td>Закрытый</td><td>Г</td><td>-</td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p102033"></a>2. Блок редуцирования</td><td>Закрытый</td><td>А</td><td>В-1а</td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p102034"></a>3. Блок очистки</td><td>Открытый</td><td>-</td><td>В-1г</td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p102035"></a>4. Блок осушки</td><td>Закрытый</td><td>А</td><td>В-1а</td><td rowspan="3">Осушка только газа для пневмоприводной арматуры предусматривается при необходимости.<br>В северных зонах узел измерительных диафрагм и приборов размещается в помещении</td></tr>
<tr><td><a id="p102036"></a>5. Блок подогрева</td><td>Закрытый</td><td>А</td><td>В-1а</td></tr>
<tr><td><a id="p102037"></a>6. Блок измерения расхода</td><td>Открытый</td><td>-</td><td>В-1г</td></tr>
</table>






<div align="right">

<a id="p102038"></a>Приложение 6

</div>


<div align="center">

<a id="p102039"></a>**МИНИМАЛЬНЫЕ РАССТОЯНИЯ ОТ ОБЪЕКТОВ ТЭС ДО ЗДАНИЯ ППГ**

</div>



| Объект электростанции | Минимальное расстояние от объекта электростанции до здания (укрытия, контейнера) ППГ категории А, м |
| --- | --- |
| 1. Производственные здания категории Г (установки ГТУ и ПГУ, котельная установка, ремонтно-механическая мастерская и др.), административнобытовые здания | 30 |
| 2. Производственные здания категории Д (операторская; воздушная компрессорная станция; насосная станция водоснабжения, в том числе противопожарного; помещение для хранения противопожарных средств и огнегасящих веществ и др.), пожарные резервуары (места забора воды) | 10 |
| 3. Производственные здания категории В, открытые насосные станции ЛВЖ ГЖ | 15 10 |
| 4. Резервуары складов общей вместимостью, м3 |  |
| ЛВЖ: |  |
| Св. 1000 до 2000 вкл. | 30 |
| Св. 600 до 1000 вкл. | 24 |
| Св. 300 до 600 вкл. | 18 |
| Менее 300 | 12 |
| ГЖ: |  |
| Св. 5000 до 10000 вкл. | 30 |
| Св. 3000 до 5000 вкл. | 24 |
| Менее 3000 | 18 |






<div align="right">

<a id="p102045"></a>Приложение 7

</div>


<div align="center">

<a id="p102046"></a>**РЕКОМЕНДУЕМЫЕ СИСТЕМЫ ВЕНТИЛЯЦИИ**<br>
**ДЛЯ УСТАНОВОК И ПОМЕЩЕНИЙ СИСТЕМ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ**<br>
**ГТУ И ПГУ ТЭС С ДАВЛЕНИЕМ ПРИРОДНОГО ГАЗА СВЫШЕ 1,2 МПА**

</div>



<table>
<colgroup><col width="37%"><col width="12%"><col width="14%"><col width="12%"><col width="14%"><col width="11%"></colgroup>
<tr><td rowspan="5">Наименование установки, помещение которой оборудуется системой вентиляции</td><td colspan="5">Назначение системы вентиляции</td></tr>
<tr><td>Аварийная</td><td colspan="4">Общеобменная</td></tr>
<tr><td rowspan="3">вентиляция</td><td colspan="2">Вытяжная</td><td colspan="2">Приточная</td></tr>
<tr><td colspan="4">Период года</td></tr>
<tr><td>Холодный</td><td>Теплый</td><td>Холодный</td><td>Теплый</td></tr>
<tr><td>1. Блок компримирования:</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Помещение поршневых газомоторных компрессоров</td><td>А</td><td>Е</td><td>М и Е</td><td>М</td><td>М и Е</td></tr>
<tr><td>Помещение центробежных компрессоров</td><td>А</td><td>Е</td><td>Е</td><td>М</td><td>Е</td></tr>
<tr><td>Помещение газотурбинных двигателей</td><td>-</td><td>Е</td><td>Е</td><td>М</td><td>М и Е</td></tr>
<tr><td>Помещение электродвигателей</td><td></td><td>Е</td><td>Е</td><td>М</td><td>М и Е</td></tr>
<tr><td>2. Блок редуцирования давления</td><td>-</td><td>Е</td><td>Е</td><td>Е</td><td>Е</td></tr>
<tr><td>3. Блок очистки</td><td>-</td><td>Е</td><td>Е</td><td>Е</td><td>Е</td></tr>
<tr><td>4. Блок осушки</td><td>-</td><td>Е</td><td>Е</td><td>Е</td><td>Е</td></tr>
<tr><td>5. Блок подогрева</td><td>-</td><td>Е</td><td>Е</td><td>Е</td><td>Е</td></tr>
<tr><td>6. Блок измерения расхода</td><td>-</td><td>Е</td><td>Е</td><td>Е</td><td>Е</td></tr>
</table>


<a id="p102054"></a>*Примечание.* А - аварийная; Е - естественная; М - механическая.





<div align="right">

<a id="p102055"></a>Приложение 8

</div>


<div align="center">

<a id="p102056"></a>**НАИМЕНЬШЕЕ РАССТОЯНИЕ**<br>
**ОТ ГАЗОПРОВОДОВ И СООРУЖЕНИЙ ГТУ И ПГУ ДО ПРОВОДА**<br>
**ВЫСОКОВОЛЬТНЫХ ЛИНИЙ (ВЛ)**

</div>



<table>
<colgroup><col width="51%"><col width="9%"><col width="14%"><col width="6%"><col width="6%"><col width="6%"><col width="8%"></colgroup>
<tr><td rowspan="2"><a id="p102057"></a>Пересечение или сближение</td><td colspan="6">Наименьшее расстояние, м, при<br>напряжении ВЛ, кВ</td></tr>
<tr><td>До 20</td><td>35 - 110</td><td>150</td><td>220</td><td>330</td><td>500</td></tr>
<tr><td>Расстояние по вертикали от провода ВЛ до газопровода</td><td>3</td><td>4</td><td>4,5</td><td>5</td><td>6</td><td>6,5</td></tr>
<tr><td>Расстояние по горизонтали от крайнего провода ВЛ до газопровода I категории при параллельной прокладке</td><td colspan="6">Не менее высоты опоры</td></tr>
<tr><td>Расстояние по горизонтали от крайнего провода ВЛ до газопровода I-а категории при параллельной прокладке</td><td colspan="6">Не менее удвоенной высоты опоры</td></tr>
<tr><td>Расстояние по горизонтали от крайнего провода ВЛ до продувочного газопровода (свечей)</td><td colspan="6">Не менее 300 м</td></tr>
</table>




<a id="p102058"></a>

---



## Вложения

- [$41834_02P.RTF](https://bukva.ai/docs/postanovlenie-9-2003-gosgortehnadzor-rossii/attachments/%2441834_02P.RTF)
- [$41834_03P.RTF](https://bukva.ai/docs/postanovlenie-9-2003-gosgortehnadzor-rossii/attachments/%2441834_03P.RTF)