Нормативный эксплуатационный срок оборудования которое работает на газу – Все о газоснабжении

Приложение Д. Акт результатов шурфового контроля при диагностировании технического состояния подземного газопровода

а) ЛОУГ (мобильная лаборатория);
а) Мультиметр 43313 ЭВ 2234;

Техническое обслуживание газопроводов и газового оборудования

е) «Поиск-2»;
б) СМ-1;
5) Коэрцитиметр (Структуроскоп КРМ-ЦК-2 и др.);
9.4. Разрешается применение иного диагностического оборудования и приборов, назначение и технические свойства которых предоставляют правдивость результатов.
Приложение А
А.1. Общие положения
А.1.1. Технический эксплуатационный паспорт газопровода (дальше — паспорт) считается документом, отражающим текущее техсостояние газопровода, и включает ключевые сведения из проектной, исполнительной и эксплуатационной документации на газопровод.
А.1.2. Ведение паспорта выполняется эксплуатирующими газопровод организациями. Профессионалы фирм подземметаллозащиты и остальных специальных организаций по результатам проводимых ими обследований представляют нужные сведения для включения их в паспорт.

А.2. Организационно-технические мероприятия для ведения паспорта
А.2.1. Для обеспечения работ по ведению паспорта проводятся следующие мероприятия:назначение лиц из компетентных служащих ГРО, ответственных за ведение эксплуатационной документации, подготовку измерительной аппаратуры, инструмента, а еще конкретно за проведение плановых приборных обследований;
сбор и классификация данных по проведенным за эксплуатационное время приборным обследованиям и ремонтам;исполнение замеров паспортизируемых данных во время эксплуатации;обозначение места базового шурфа с обозначением его на карте-схеме;обработка результатов и оформление надлежащих протоколов и актов.
А.2.2. Ведение паспорта выполняется с момента пуска газопровода в эксплуатирование и в течение всего периода его работы.
А.3. Список документов, входящих в паспорт
А.3.1. Включению в паспорт подлежат детали проектной и другой техдокументации, имеющейся на газопровод, в том числе:акт приемки в эксплуатирование;эксплуатационный паспорт системы ЭХЗ;техдокументация (сертификаты, паспорта и др.) на оборудование и материалы;строительная (исполнительная) документация на вновь сооружаемые искусственные преграды и коммуникации, прокладываемые параллельно или пересекающие газопровод, с указыванием степени их влияния;протоколы измерений и акты технического состояния.
А.3.2. Для обобщения сведений о техническом состоянии газопровода составляется его карта-схема в масштабе, удобном для нанесения нужных отметок. На карту-схему обязаны быть нанесены:магистраль прохождения газопровода со сквозным делением протяженности в метрах, начиная от начала газопровода до его конца, с привязкой всех имеющихся пикетов к расстоянию от начала магистрали и указыванием мест базовых шурфов;
места расположения всех строений на газопроводе, включая колодцы, арматуру запорную, станции электрохимической защиты от коррозии, контрольно-измерительные пункты, расширения и врезки с указыванием расстояния (в метрах) от близлежащего пикета;места пересекания газопровода со всеми коммуникациями, а еще с естественными и искусственными преградами;места проведения ремонтных и остальных работ, места аварий и повреждений.
А.4. Контроль показателей во время эксплуатационных работ
При эксплуатировании в согласии с требованиями действующих нормативных документов контролируются следующие технические критерии:герметичность газопровода — при помощи штатных газоанализаторов (газоиндикаторов);состояние изоляционного покрытия — методом проверки на контакт с грунтом и измерением электрического переходного сопротивления (приборы типа АНТПИ, C-Scan, «Поиск-2» и др.);состояние средств защиты от ржавчины;рабочую эффективность системы ЭХЗ — согластно ГОСТа 9.602.
А. 5. Контроль показателей во время выполнения строительных работ
А.5.1. При выполнении работ по ремонту на газопроводе, связанных со вскрытием грунта из-за причины повреждения изоляционного покрытия, по методикам, предусмотренным настоящей Инструкцией, определяются:практическое значение переходного электрического сопротивления и адгезия изоляционного покрытия;величина коррозионного износа (при его наличии);
А.6. Оформление технического паспорта
А.6.1. Паспорт газопровода оформляется по форме 1 с приложением документов, оговоренных в пп.А.3.1 и А.3.2, актов и протоколов плановых приборных обследований и работ по ремонту, а еще актов, протоколов и заключений по оценке технического состояния в согласии с реальной Инструкцией.
А.6.2. Разрешается возможность хранения реквизитов паспорта в электронном виде и обработка с помощью программ на компьютере, учитывающих требования настоящей Инструкции. Распечатка данных должна подходить форме 1.
А.6.3. Для более глубокого определения технического состояния газопровода и его остаточного служебного срока в очень сложных, к примеру особенных грунтовых и др., условиях разрешается включение в форму 1 иных дополнительных показателей и данных.
А.6.4. Оформленный паспорт утверждается основным инженером ГРО.

Технический эксплуатационный паспорт газопровода (для вновь строящихся газовых магистралей)
Эксплуатационная организация (хозяин)
Место прокладки газопровода
Протяженность________м, давление расчетное________________________МПа, рабочее__________МПа
Проект N____________от /______/____________/19___г. разработан____________Проект системы ЭХЗ N_________от /______/_______________/ 19___г. разработан__________________
Способ прокладки газопровода (подземный, наземный, надземный, водный)
__________на участке от_________________

__________на участке от_________________

до________

до________
Диаметр и толщина стенки газопроводных труб ()
_______мм на участке от_________________

_______мм на участке от_________________

до________

до________
Дата окончания строительства
/__/__/19__г. на участке от________________

/__/__/19__г. на участке от________________

Дата пуска системы ЭХЗ
/__/__/19__г. на участке от________________

/__/__/19__г. на участке от________________

/__/__/19__г. на участке от________________
Участок газопровода — пикет (ПК)
Материал важных элементов
Нормативный документ (проект)
Дата установки и замены
Примечание. В графе «Вариант установки» показать: в колодце, в помещении, на чистом воздухе, подземно.

Пересекание и параллельная прокладка с естественными преградами
Расположение по карте-схеме
Кол-во (шаг) опор, пригрузов
Восстановительной работы
Примечание. В графе «Вид прокладки» показать, как проложен газопровод — на опорах, переходах, конструкцию пригруза и т.д.
Пересекание и параллельная прокладка с искусственными преградами и коммуникациями
Название пересекаемой или параллельной коммуникации
Расположение по карте-схеме (ПК)
Глубина закладки
(от уровня земли), м
Характеристика преграды, коммуникации
пересекающей (параллельной) коммуникации, преграды
Дата и номер проекта
Начало и завершение работ
Примечания: 1. В графе «Расположение по карте-схеме» в случае пересекания с коммуникацией заполняется только столбец «До», в случае параллельной прокладки — столбец «От» и «До».

2. В графе «Условия прокладки» показать, как проложен газопровод — в футляре, кожухе, на опорах и т.д.
Участок газо-
провода (ПК)
Наруж-
ный трубный диаметр, мм
Толщи-
на стенки, мм
Норма-
тивный документ на трубы
Дата и место выпус-
ка
N
серти-
фиката каче-
ства
Примечания: 1. В графе «Участок газопровода» для ответвления заполняется только столбец «От».
2. В графах «Химсостав» и «Механичные свойства» для базового шурфа показать по настоящему измеренные значения, место шурфа отмечается записью в графе «Участок газопровода», столбец «До».
Характеристики грунта на уровне заложения
Участок газопровода (ПК)
Класс и разновидность грунта по ГОСТ 25100-95
Самая большая и самая маленькая глубина закладки, м
Удельное сопротивление грунта, Ом·м

Об утверждении «Правил проведения технического диагностирования внутридомового и внутриквартирного оборудования которое работает на газу»

— проверка по приборам
значений газового давления до и после регуляторов, измения давления на фильтрах
чистки газа, температуры окружающей среды в помещениях и температуры газа при входе и
выходе из ГРП;
— проверка работы
регистрирующих приборов средств измерений (не допуская работы приборов —
расходомеров газа в первой трети шкалы и за границами шкалы);
— контроль за состоянием
и положением арматуры (регулирующей и предохранительной) и за состоянием ее
приводов и сочленений;
— контроль за состоянием
и положением дверцев на жалюзных решётках (летом обязаны быть открыты,
в зимнее время как правило находиться в положении "Закрыто");
— наличие пломб на
арматуре перед ПСК;
— подтягивание (при
пропуске газа через сальник) сальников на арматуре газовых магистралей, с давлением
газа, не превышающим 5 кгс/см2 (по разрешению НСС или руководителя
котельной установкой);
— наличие
противопожарного инвентаря, знаков техники безопасности, средств индивидуальной
защиты;
— проверка состояния и
работы электроосвещения, вентиляции и телефонной связи, состояния системы
отопления;
— состояние табло
системы световой сигнализации;
— соответствие показаний
приборов средств измерений на месте и вынесенных на щит управления;
— внутренний и внешний
осмотр строения, зрительное раскрытие трещин и неплотностей стен, отделяющих
помещения регуляторных залов и щита управления. Если необходимо — очистка
помещений и оборудования от грязи;
— проверка состояния
ограждения, наличие и исправность замков и остекления;
— проверка технического
состояния приборов средств измерений, установленных на ГРП;
— замена картограмм
(диаграмм) регистрирующих приборов, очистка и заправка перьев;
— проверка установки
перьев регистрирующих приборов на нуль;
— очистка приборов
средств измерений от грязи, пыли и инородних предметов.
Все замеченные
поломки или минусы обязаны быть доложены начальнику смены цеха, в
ведении которого находится ГРП, и зафиксированы в журнале недостатков и поломок
с оборудованием.
.
Проверка технического состояния приборов средств измерений должна проводиться
по утвержденному графику в сроки, указанные производителями данных приборов.
Проверка должна проводиться персоналом цеха ТАИ в составе не менее 2 чел. с
участием своевременного персонала цеха, в ведении которого находится ГРП.
.
Поломки регуляторов, вызывающих колебание рабочего газового давления, на
выходе из ГРП, превышающее 10 % рабочего давления, поломки в работе
предохранительных клапанов, а еще утечки газа должны устраняться в аварийном
порядке.
.
Сроки контрольного осмотра технического состояния газовых магистралей и газового
оборудования ГРП обязаны быть дифференцированы в зависимости от условий
эксплуатации, гарантировать защищенность и эксплуатационная надежность и
ставиться техническим руководителем ТЭС и котельных установок, однако не реже 1 раза в
сутки.
.
Результаты контрольных осмотров должны заноситься в эксплуатационный журнал ГРП
с указыванием принятых мер по устранению неисправностей. Выявленные, однако не
устраненные поломки обязаны быть зафиксированы в журнале недостатков и
поломок с оборудованием.
— проверка действия
автоматизированных сигнализаторов довзрывных концентраций контроля загазованности
воздуха в помещениях;
— проверка плотности
мест прохода сочленений механизмов привода (МЭО) с регулирующими клапанами;
— проверка плотности
всех соединений газовых магистралей и арматуры при помощи приборов или мыльной
эмульсии;
— осмотр и очистка
фильтров;
— слив и убирание воды
или газового конденсата из газовых магистралей или оборудования;
— проверка сочленений
приводов МЗО с регулирующими клапанами, удаление люфтов и остальных механических
неисправностей рычажной передачи;
— проверка хода и герметичности
затворов арматуры для трубопроводных систем и ПСК; продувка импульсных линий приборов средств
измерения, предохранительных запорных и регулирующих клапанов;
— проверка показателей
срабатывания ПЗК и ПСК;
— смазка трущихся частей
и перенабивка сальников арматуры; техобслуживание взрывозащитного
оборудования в объеме требований производителей.
Сведения о проделанной
работе должны заноситься в своевременный журнал ГРП и в журнал выполненных работ
по техобслуживанию систем газоснабжения предприятия.
.
Проверка показателей срабатывания ПСК и ПЗК обязана делаться с отключением
проверяемого ПСК или ПЗК от действующего оборудования.
Проверка показателей
срабатывания должна выполняться для любого ПСК или ПЗК индивидуально.
Проверку показателей
срабатывания ПСК необходимо выполнять инертным или сетевым газом при закрытых
задвижках перед ПСК. Проверку показателей срабатывания ПСК сжатым воздухом
разрешается проводить исключительно при герметичности запорного устройства перед ПСК
или во время установки заглушки за запорным устройством перед ним.
Проверку показателей
срабатывания ПЗК следует проводить сетевым газом.
После завершения проверок
должна быть восстановлена технологическая рабочая схема оборудования с
установкой пломб на арматуре для трубопроводных систем перед ПСК.
Результаты проверок
показателей срабатывания должны фиксироваться в своевременном журнале ГРП с
указаниями показателей срабатывания по каждому клапану.
.
Разборка фильтров должна проводиться после выключения фильтра от действующего оборудования
и установки заглушек с двух сторон подвода газа по добавочным
костюмам-допускам на производство газоопасных работ по установке заглушек. При
нахождении фильтров вне помещения разрешается его разборка без установки
заглушек при условиях герметичности затворов запорных устройств с двух сторон
подвода газа.
Замена оборудования которое работает на газу, выполняется в таких вариантах: истечение нормативных эксплуатационных сроков, установленных производителем, и прописанных в техпаспорте или эксплуатационных сроков, установленных документацией проекта, утвержденной в отношении газовых магистралей.
Если эксплуатационный срок оборудования которое работает на газу не истёк, то одного визита мастера в три года достаточно будет. Важно отметить, что внешний вид не считается критерием исправного состояния оборудования. По этому проверка работоспособности раз в три года нужна.

Если же эксплуатационный срок оборудования истёк, то обслуживающая организация должна либо выписать предписание на его замену, либо предложить хозяину отправить оборудование на диагностирование, для увеличения эксплуатационного периода. Хозяин имеет право произвести замену оборудования которое работает на газу отработавшего эксплуатационный срок, без предварительного технического диагностирования.
Диагностирование оборудования которое работает на газу могут проводить только специальные организации, получившие лицензию Ростехнадзора, по этому перед тем как отдавать оборудование на проверку, поймете, что организация имеет на это соответствующую лицензию.
По результатам технического диагностирования решается вопрос о возможности последующего применения оборудования либо про необходимость его замены. При этом диагностирование не даёт 100% гарантии, что срок будет увеличен. Но хозяину следует учесть, что если эксплуатационный срок будет продлён, то проверять такого оборудования которое работает на газу нужно не реже одного раза в течении года, исходя из этого, втрое возрастёт стоимость за техобслуживание.
Новое оборудование работающее на газу можно выбрать и заказать в компании «Городская инженерная служба», либо приобрести своими силами. Однако нельзя забывать, что согласно п. 10 Правил пользования газом, утверждённых Постановлением Правительства РФ от 14 мая 2013 г. N 410 “замена оборудования, входящего в состав внутридомового и (или) внутриквартирного оборудования которое работает на газу, выполняется специальной организацией в рамках выполнения договора о техобслуживании и ремонте внутридомового и (или) внутриквартирного оборудования которое работает на газу. Самостоятельная замена установленного оборудования его хозяином без вовлечения специальной организации не разрешается.”
Современные изготавливаемые газовые приборы и оборудование улучшаются в плане разных степеней защиты. Для сохранения собственной и чужих жизней, здоровья и имущества важно вовремя оновлять и ремонтировать приборы, которые работают на газе. В погоне за экономичной выгодой никогда не нужно пренебрегать безопасностью.
Техобслуживание внутридомового и внутриквартирного оборудования – мероприятия профилактического характера, проводимые регулярно в согласии с заключенным договором и включающие определённый комплекс услуг (работ). Все работы по поддержанию нужного уровня технического состояния оборудования которое работает на газу делятся на техобслуживание, ремонт и его замену.
В газифицированных домах житель привык к газовому оборудованию, однако иногда пренебрегает простыми требованиями к безопасности его эксплуатации, не соблюдает правила пользования газом. В тоже время, любое техническое устройство, газопровод, газоиспользующее оборудование предрасположены изнашиванию, неполадкам и действию внешних источников среды, где оборудование установлено.
К наиболее опасным явлениям при эксплуатировании оборудования которое работает на газу относятся разгерметизация газопровода, вследствие коррозионных повреждений, нарушение герметичности соединений газопровода и запорных устройств, неисправность (износ)газоиспользующего оборудования и нарушение требований его подсоединения, не соблюдение потребителями правил пользования газом.

. Внутренние газопроводы
котлов

— состояние
газовых магистралей, оборудования которое работает на газу, опор, подвесок крепления (зрительно);
— наличие заглушек на
газопроводах котла, находящегося в ремонте (зрительно);
— наличие заглушек на
трубопроводах подвода сжатого воздуха к газопроводам и на патрубках отбора проб
из продувочных газовых магистралей (зрительно);
— газовое давление до и
после РК;
— соответствие положения
и состояние арматуры для трубопроводных систем и ПЗК котла (если необходимо арматура должна
быть очищена от грязи);
— соответствие показаний
средств измерений на месте и на щите управления;
— нет ли
загроможденности проходов к газопроводам, газовому оборудованию и арматуре;
— соответствие положения
арматуры на трубопроводах безопасности, продувочных газопроводах,
воздухопроводах режиму работы котла;
— наличие пломб на
аппаратуре защиты котлов, имеющих приспособления для изменения уставок;
— исправность цепей
управления ПЗК котла и горелок;
— наличие
противопожарного инвентаря, комплекта запасных горелок, шланговых противогазов;
— техсостояние
приборов средств измерений, установленных на газопроводах котла, щите
управления котла, и мест обслуживания оборудования (здешних щитах управления);
— замена картограмм
(диаграмм) регистрирующих приборов, очистка и заправка перьев (согласно графика в
сроки, указанные производителями);
Результаты контрольных
осмотров должны заноситься в своевременный журнал машиниста котла с указыванием
принятых мер по устранению неисправностей.
О всех замеченных
неисправностях или минусах должно быть сообщено начальнику смены цеха.
Выявленные поломки или изъяны обязаны быть зафиксированы в журнале
недостатков и поломок с оборудованием.
Контрольный осмотр
технического состояния внутренних газовых магистралей котла выполняется своевременным
персоналом КТЦ (машинистом котла, обходчиком по оборудованию для котельной) по
утвержденному графику, однако не реже 1 раза в смену (при приемке смены).
Проверка технического
состояния приборов средств измерений должна вводиться по утвержденному
техническим руководителем графику в сроки, указанные производителями таких
приборов. Проверка должна проводиться персоналом цеха ТАИ в составе не менее
2-ух человек с участием представителя своевременного персонала цеха, в ведении
которого находится работа ГРП.
— проверка плотности
всех соединений газовых магистралей, оборудования которое работает на газу и газовой аппаратуры с
помощью приборов или мыльной эмульсии;
— проверка настройки и
действия приборов автоматизированного регулирования газового давления;
— осмотр арматуры с ее
очисткой и подтягиванием сальников (если необходимо);
— слив и убирание воды
или газового конденсата;
— продувка импульсных
линий приборов средств измерений.
Сведения о проделанной
работе должны заноситься в эксплуатационный журнал машиниста котла (НС КТЦ) и в
журнал выполненных работ по техобслуживанию систем газоснабжения
предприятия.