Законодательная база Российской Федерации

ПОСТАНОВЛЕНИЕ Госгортехнадзора РФ от 18.03.2003 N 9 "ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ПРАВИЛ БЕЗОПАСНОСТИ СИСТЕМ ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ И ГАЗОПОТРЕБЛЕНИЯ"

5.1.1. Организация, эксплуатирующая опасные производственные объекты систем газораспределения и газопотребления, обязана соблюдать положения Федерального закона "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" от 21.07.97 N 116-ФЗ*(22), других федеральных законов, иных нормативных правовых актов и нормативных технических документов в области промышленной безопасности, а также:

*(22) Бюллетень нормативных актов федеральных органов исполнительной власти, 1999 , N 30.

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;

иметь (при необходимости) договора с организациями, выполняющими работы по техническому обслуживанию и ремонту опасных производственных объектов, в которых должны быть определены объемы работ по техническому обслуживанию и ремонту, регламентированы обязательства в обеспечении условий безопасной и надежной эксплуатации опасных производственных объектов;

обеспечивать проведение технической диагностики газопроводов, сооружений и газового оборудования (технических устройств) в сроки, установленные настоящими Правилами.

5.1.2. Для лиц, занятых эксплуатацией объектов газового хозяйства, должны быть разработаны и утверждены руководителем организации:

должностные инструкции, определяющие обязанности, права и ответственность руководителей и специалистов;

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.

К производственным инструкциям по техническому обслуживанию и ремонту оборудования ГРП, ГРУ и котельных прилагаются технологические схемы газопроводов и газового оборудования.

Технологические схемы пересматриваются и переутверждаются после реконструкции, технического перевооружения опасного производственного объекта.

5.1.3. Порядок организации и проведения работ по техническому обслуживанию и ремонту газового хозяйства определяются настоящими Правилами, а также нормативными техническими документами, учитывающими условия и требования эксплуатации, согласованными Госгортехнадзором России, инструкциями заводов-изготовителей.

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.

5.1.5. Организация-владелец обязана в течение всего срока эксплуатации опасного производственного объекта (до ликвидации) хранить проектную и исполнительскую документацию.

Порядок и условия ее хранения определяются приказом (распоряжением) руководителя организации.

5.1.6. На каждый наружный газопровод, электрозащитную установку, ГРП (ТРУ) владельцем составляется эксплуатационный паспорт, содержащий основные технические характеристики объекта, а также данные о проведенных капитальных ремонтах.

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.

5.2.2. К обязанностям ответственного за безопасную эксплуатацию опасных производственных объектов газопотребления относятся:

участие в рассмотрении проектов газоснабжения и в работе комиссий по приемке газифицируемых объектов в эксплуатацию;

разработка инструкций, плана локализации и ликвидации аварийных ситуаций, планов взаимодействий;

участие в комиссиях по аттестации (проверке знаний) персонала в области промышленной безопасности;

проверка соблюдения установленного Правилами порядка допуска специалистов и рабочих к самостоятельной работе;

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;

недопущение ввода в эксплуатацию газоиспользующих установок, не отвечающих требованиям настоящих Правил;

приостановка работы неисправных газопроводов и газового оборудования, а также введенных в работу и не принятых в установленном порядке;

выдача руководителям подразделений, начальнику газовой службы предписаний по устранению нарушений требований настоящих Правил и контроль за их выполнением;

контроль и оказание помощи ответственным лицам за эксплуатацию опасных производственных объектов газопотребления, разработку мероприятий и планов по замене и модернизации газового оборудования;

организация и проведение тренировок со специалистами и рабочими по ликвидации возможных аварийных ситуаций;

участие в обследованиях, проводимых органами Госгортехнадзора России.

5.2.3. Лица, ответственные за безопасную эксплуатацию опасных производственных объектов газопотребления, вправе:

осуществлять связь с газоснабжающей (газораспределительной) организацией, а также организациями, выполняющими по договору работы по техническому обслуживанию и ремонту;

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;

осуществлять технический надзор при реконструкции и техническом перевооружении опасных производственных объектов газопотребления.

5.3.1. Природные газы, подаваемые потребителям, должны соответствовать требованиям государственного стандарта, устанавливающего технические условия для горючего природного газа.

Интенсивность запаха газа (одоризация) должна обеспечиваться газотранспортной организацией в конечных точках газораспределительной сети (у потребителя) в пределах 3-4 баллов.

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.

5.3.2. Величина давления и качество газа на выходе из газораспределительных станций (ГРС) должна поддерживаться на уровне номинальной, определенной проектом.

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.

Газораспределительные организации должны обеспечивать нормативное давление газа у потребителя, при необходимости, осуществляя телеметрический контроль давления газа после ГРС.

5.3.3. Проверка наличия влаги и конденсата в газопроводах, их удаление должны проводиться с периодичностью, исключающей возможность образования закупорок.

5.3.4. Установленные на газопроводах запорная арматура и компенсаторы должны подвергаться ежегодному техническому обслуживанию и при необходимости - ремонту.

Сведения о техническом обслуживании заносятся в журнал, а о капитальном ремонте (замене) - в паспорт газопровода.

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.

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.

Обход должен производиться не реже 1 раза в 3 мес.

Выявленные неисправности должны своевременно устраняться.

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.

Обход должен производиться не реже 1 раза в 3 мес.

Выявленные неисправности должны своевременно устраняться.

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.

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.

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).

При недостаточности этих мер следует принимать решение с проектной организацией по дальнейшей эксплуатации газопровода или переносу (перекладке) газопровода.

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.

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.

До начала самостоятельной работы обходчики должны быть ознакомлены с трассой газопровода на местности.

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.

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.

5.3.13. Результаты обхода газопроводов должны отражаться в журнале.

В случае выявления неисправностей или самовольного ведения работ в охранной зоне газопровода обходчики наружных газопроводов должны составлять рапорт руководству газораспределительной организации.

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.

5.3.15. Владельцы зданий обязаны обеспечить герметизацию вводов и выпусков инженерных коммуникаций в подвалы и технические подполья.

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:

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;

1 раз в 3 года для переходов газопроводов через судоходные водные преграды, кроме смонтированных методом направленного бурения.

Периодичность обследования подземных газопроводов на переходах через водные преграды, выполненные из полиэтилена методом направленного бурения, устанавливается эксплуатационной организацией.

Газопроводы, требующие капитального ремонта или включенные в план на замену (перекладку), должны подвергаться приборному техническому обследованию не реже 1 раза в год.

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:

более 1 мес. - в зонах опасного действия блуждающих токов;

более 6 мес. - в остальных случаях, если защита газопровода не обеспечена другими установками.

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.

Проверка сварных стыков на вскрытых участках газопроводов неразрушающими методами должна проводиться в случае, если ранее на газопроводе были обнаружены их повреждения (разрывы).

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.

Количество шурфов в зонах индустриальных помех должно составлять не менее 1 на каждые 500 м распределительных газопроводов и на каждые 200 м газопроводов-вводов.

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.

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.

Если газ в скважине не воспламеняется, проверка его наличия проводится приборами.

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.

5.3.22. Проверка плотности газопроводов на герметичность осуществляется в соответствии с требованиями настоящих Правил к проведению испытаний при приемке газопроводов в эксплуатацию.

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.

Проводится также определение целостности, взаиморасположения пригрузов на подводных переходах и в местах, где приняты меры против возможного всплытия газопроводов.

5.3.24. Обследование подводных переходов газопроводов через несудоходные водные преграды может выполняться эксплуатационной организацией по производственной инструкции (методике), утвержденной в установленном порядке.

5.3.25. Утечки газа на газопроводах, обнаруженные при приборном техническом обследовании, устраняются в аварийном порядке.

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.

После восстановления и ремонта изоляционного покрытия до наступления промерзания почвы должна быть проведена повторная проверка его состояния приборным методом.

5.3.26. По результатам приборного технического обследования должен составляться акт.

5.3.27. Производство работ в охранной зоне газопроводов должно осуществляться в соответствии с требованиями "Правил охраны газораспределительных сетей", утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 20.11.2000 N 878*(23).

*(23) Собрание законодательства Российской Федерации, 2000, N 48, ст.4694.

5.4.1. К текущему ремонту газопроводов относятся работы:

устранение дефектов, выявленных при техническом обследовании;

устранение провеса надземных газопроводов, восстановление или замена креплений надземных газопроводов;

окраска надземных газопроводов по мере необходимости;

восстановление обвалования наземных газопроводов;

проверка состояния люков, крышек газовых колодцев, коверов и устранение перекосов, оседаний и других неисправностей;

окраска задвижек, кранов и компенсаторов по мере необходимости;

проверка герметичности резьбовых соединений, конденсатосборников и гидрозатворов, устранение повреждений их стояков, наращивание или обрезка выводных трубок конденсатосборников, гидрозатворов и контрольных трубок;

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;

вварка патрубков (катушек);

установка лепестковых муфт на стыках стальных газопроводов, имеющих дефекты: непровар корня шва, шлаковые включения и поры сверх установленных норм;

ремонт отдельных мест повреждений изоляционных покрытий стальных газопроводов, в том числе на подводных переходах с помощью специальных клеев, разрешенных к применению в установленном порядке;

ремонт и замена компенсаторов;

замена арматуры;

ремонт и замена ограждений надземно установленной арматуры;

замена люков и коверов;

ремонт газовых колодцев;

ликвидация конденсатосборников и сифонных трубок;

восстановление постели подводных переходов, футеровки труб, засыпка размытых участков и восстановление пригрузов;

восстановление или замена опознавательных столбов или настенных указателей;

восстановление засыпки газопровода до проектных отметок, в случае размыва или эрозии грунта;

замена цокольных вводов (в том числе участков на выходе из земли) газопроводов;

замена отдельных соединительных деталей, в том числе переходов "сталь-полиэтилен" полиэтиленовых газопроводов;

очистку арматуры и компенсаторов от грязи и ржавчины, окраску их по мере необходимости;

разгон червяка у задвижек, его смазку;

проверку и набивку сальников;

смазку и при необходимости устранение неисправностей приводного устройства задвижек;

проверку состояния компенсаторов (стяжные болты должны быть сняты);

проверку герметичности всех сварных, резьбовых и фланцевых соединений мыльной эмульсией или приборным методом;

смену износившихся и поврежденных болтов и прокладок.

5.4.2. Текущий ремонт запорной арматуры и компенсаторов проводится не реже одного раза в год.

Если заводом изготовителем определена иная периодичность, то работы выполняются в соответствии с инструкцией изготовителя.

Результаты проверки и ремонта арматуры и компенсаторов заносятся в паспорт газопровода.

Устранение негерметичности арматуры на газопроводах возможно производить при давлении газа не выше 0,1 МПа.

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.

5.4.4. Перенабивку сальников арматуры на действующем газопроводе допустимо при давлении не более 0,1 МПа.

5.4.5. Устранение утечек газа из резьбовых соединений на сифонных трубках конденсатосборников с применением специальных приспособлений допустимо при давлении до 0,1 МПа.

5.4.6. Замена прокладок фланцевых соединений газопровода допустима при условии установки кабельной перемычки между их разъединяемыми частями.

Станции электрохимической защиты при производстве работ выключаются.

5.4.7. Ремонт мест коррозионных или механических повреждений стальных газопроводов может производиться путем вварки катушек длиной не менее 200 мм.

Места механических повреждений, некачественные сварные стыки полиэтиленовых газопроводов должны ремонтироваться вваркой патрубков длиной не менее 500 мм.

Качество сварных стыков должно быть проверено на герметичность мыльной эмульсией или прибором.

Кроме того, стыки должны быть проверены физическим методом, кроме стыков полиэтиленовых газопроводов, сваренных с помощью муфт с закладными нагревателями.

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.

5.4.8. Поврежденные сварные стыки стальных газопроводов с разрывами, трещинами могут ремонтироваться путем установки муфт.

Герметичность сварных швов муфт должна проверяться мыльной эмульсией или прибором.

Сварка муфт должна проводиться при давлении не выше 0,1 МПа.

5.4.9. Ликвидация конденсатосборников может производиться без вырезки горшков, находящихся ниже зоны промерзания грунта не менее чем на 0,2 м.

При ослаблении фланцевых соединений и вскрытии полости газопровода должны приниматься меры, максимально сокращающие выход газа наружу и усиленную вентиляцию места работ.

5.4.10. К текущему ремонту установок электрозащиты от коррозии относятся работы:

замена установок электрозащиты без изменения установленной мощности;

ремонт и замена контуров анодного заземления без изменения места их расположения, материалов и конструкций;

ремонт и замена питающих линий (кабелей), дренажных кабелей, контуров защитного заземления без изменения проектного решения;

ремонту и замене отдельных частей и блоков установок электрозащиты;

замене протекторов.

5.4.11. Работы по текущему ремонту должны выполняться по плану или графику, утвержденному техническим руководителем эксплуатирующей (газораспределительной) организации.

5.4.12. При капитальном ремонте газопроводов выполняются следующие работы:

замена отдельных участков газопроводов;

замена газовых колодцев;

замена установок электрохимической защиты, питающих и дренажных кабелей, а также их контуров анодного и защитного заземлений;

ремонт мест повреждений изоляции;

установка муфт на поврежденные участки газопроводов и стыки;

ремонт и замена опор надземных газопроводов;

ремонт и замена компенсаторов;

восстановление засыпки газопровода до проектных отметок, в случае размыва или эрозии почвы;

замена цокольных вводов, входов и выходов из земли;

замена отдельных соединительных деталей, в том числе переходов "сталь-полиэтилен" полиэтиленовых газопроводов.

Замена установок электрозащиты с изменением мощности, размещения или конструкции контура анодного заземления производится по проекту.

5.4.13. Капитальный ремонт газопровода, с перекладкой его по новой трассе должен производится по проекту. Капитальный ремонт газопровода без изменения его местоположения допустимо по эскизу, с внесением изменений в исполнительную документацию.

Реконструкция стальных газопроводов может осуществляться открытым или бестраншейным методом.

5.4.14. Проекты реконструкции должны разрабатываться на основе введенных в действие нормативных документов.

5.4.15. Стальные газопроводы, используемые для протяжки внутри них полиэтиленовых (в том числе профилированных) труб, следует относить к каркасу или футляру.

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.

В этом случае защита от электрохимической коррозии каркаса сохраняется.

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.

5.5.1. Техническое диагностирование осуществляется с целью определения технического состояния газопровода и установления ресурса его дальнейшей эксплуатации, на основании проведенной экспертизы.

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.

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.

Решение о проведении работ по диагностированию или реконструкции (замене) газопровода принимается собственником газораспределительной сети.

5.5.3. Планы-графики диагностирования газопроводов составляются за 6 мес. до истечения нормативного срока их эксплуатации и согласовываются с территориальным органом Госгортехнадзора России.

5.5.4. Порядок диагностирования стальных и полиэтиленовых газопроводов, а также газового оборудования должен устанавливаться нормативными документами, утверждаемыми Госгортехнадзором России.

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.

5.5.6. При диагностировании стальных газопроводов следует руководствоваться "Инструкцией по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов" РД 12-411-01, утвержденной постановлением Госгортехнадзором России от 09.07.2001. N 28, не нуждается в государственной регистрации (письмо Минюста России от 19.07.2001 N 07/7289-ЮД).

5.5.7. Продление ресурса эксплуатации газопровода и установление срока последующего проведения технического диагностирования газопровода определяются экспертной организацией.

5.5.8. По результатам диагностирования составляется заключение экспертизы, содержащее ресурс безопасной эксплуатации газопровода и мероприятия по ремонту или его замене.

Заключение экспертизы о техническом состоянии газопровода утверждается территориальным органом Госгортехнадзора России в установленном порядке.

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.

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.

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%.

5.6.4. Колебания давления газа на выходе из ГРП допускается 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.

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.

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:

осмотр технического состояния (обход) в сроки, устанавливаемые производственной инструкцией;

проверка параметров срабатывания предохранительно-запорных и сбросных клапанов - не реже 1 раза в 3 мес., а также по окончании ремонта оборудования;

техническое обслуживание - не реже 1 раза в 6 мес.;

текущий ремонт - не реже 1 раза в 12 мес.;

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.

5.6.7. Осмотр технического состояния и текущий ремонт ГРП с пропускной способностью регулятора свыше 50 м3/час должен проводиться по графикам в сроки, обеспечивающие безопасность и надежность эксплуатации, утвержденным техническим руководителем эксплуатирующей организации.

5.6.8. При осмотре технического состояния ГРП с пропускной способностью регулятора свыше 50 м3/час должны выполняться:

проверка по приборам давления газа до и после регулятора, перепада давления на фильтре, температуры воздуха в помещении (шкафу), если предусмотрено их отопление, отсутствия утечки газа с помощью мыльной эмульсии или прибором;

контроль за правильностью положения молоточка и надежности сцепления рычагов предохранительно-запорного клапана;

смена картограмм регистрирующих приборов, прочистка и заправка перьев, завод часового механизма. Установка пера на "нуль" - не реже одного раза в 15 дней;

проверка состояния и работы электроосвещения, вентиляции, системы отопления, визуальное выявление трещин и неплотностей стен, отделяющих основное и вспомогательное помещения ГРП;

внешний и внутренний осмотр здания ГРП, при необходимости - очистка помещения и оборудования ГРП от загрязнений.

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.

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:

проверка работоспособности и герметичности запорной арматуры и предохранительных клапанов;

проверка плотности всех соединений и арматуры, устранение утечек газа, осмотр и очистка фильтра;

определение плотности и чувствительности мембран регулятора давления и управления;

продувка импульсных трубок к контрольно-измерительным приборам, предохранительно-запорному клапану и регулятору давления;

проверка параметров настройки запорных и сбросных клапанов.

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:

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;

разборка запорной арматуры, не обеспечивающей герметичность закрытия;

ремонт строительных конструкций;

проверка и прочистка дымоходов ГРП - один раз в год перед отопительным сезоном;

ремонт системы отопления ГРП - один раз в год перед отопительным сезоном.

Если заводом-изготовителем установлен иной состав работ и периодичность их проведения к оборудованию, то работы выполняются в соответствии с инструкцией по эксплуатации завода-изготовителя.

5.6.11. К капитальному ремонту ГРП с пропускной способностью регулятора свыше 50 м3/час относятся работы по:

ремонту здания (конструктивных элементов) и его инженерного оборудования (освещения, вентиляции, отопления);

ремонту и замене устаревшего и изношенного оборудования или отдельных его узлов и частей.

5.6.12. При эксплуатации ШРП с пропускной способностью регулятора до 50 м3/час должны выполняться:

осмотр технического состояния, совмещенный с техническим обслуживанием - не реже 1 раза в 12 мес.;

текущий и капитальный ремонт по мере необходимости.

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:

внешний осмотр оборудования, при необходимости - очистка его от загрязнений;

проверка по прибору величины давления газа после регулятора, засоренности фильтра и, при необходимости, его прочистка;

проверка величины параметра срабатывания предохранительно-запорного клапана;

проверка отсутствия утечек газа, при выявлении их устранение.

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.

5.6.15. Перепад давления газа на фильтре не должен превышать величины, установленной заводом-изготовителем.

Разборка и очистка кассеты фильтра должны производиться при техническом обслуживании вне помещения ГРП (ГРУ) в местах, удаленных от легковоспламеняющихся веществ и материалов.

5.6.16. Настройка и проверка параметров срабатывания предохранительных клапанов допускается с помощью регулятора давления, если верхний предел их срабатывания не превышает 0,003 МПа.

5.6.17. При разборке оборудования отключающие устройства должны быть закрыты. На границах отключаемого участка устанавливаются заглушки, рассчитанные на максимальное входное давление газа.

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.

5.6.18. Техническое обслуживание и текущий ремонт оборудования газорегуляторных пунктов с гарантированным сроком эксплуатации может производиться в соответствии с паспортом завода-изготовителя. По истечению гарантийного срока это оборудование должно пройти сервисное обслуживание с оформлением акта.

5.6.19. Ремонт электрооборудования ГРП и замена электроламп должны проводиться при снятом напряжении.

Снаружи здания ГРП, на ШРП и ограждении ГРУ должны быть предупредительные надписи - "Огнеопасно - газ".

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.

5.7.2. Проверка герметичности импульсных газопроводов проводится при осмотрах и техническом обслуживании газового оборудования.

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 определяется ее разработчиком и согласовываются с эксплуатирующей организацией и территориальным органом Госгортехнадзора России.

5.7.4. Проведение метрологического надзора за средствами измерений осуществляется в соответствии с требованиями нормативных актов в области метрологического контроля.

5.7.5. Периодической метрологической поверке подлежат следующие средства измерений:

тягонапоромеры; манометры показывающие, самопишущие, дистанционные - не реже 1 раза в 12 мес.;

переносные и стационарные стандартизированные газоанализаторы, сигнализаторы довзрывных концентраций газа - 1 раз в 6 мес, если другие сроки не установлены заводом-изготовителем.

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.

5.7.7. На циферблате или корпусе показывающих манометров должно быть обозначено значение шкалы, соответствующее максимальному рабочему давлению.

5.7.8. Значение уставок срабатывания автоматики безопасности, блокировок и средств сигнализации должно соответствовать параметрам, указанным в техническом отчете пусконаладочной организации.

Сигнализаторы, контролирующие состояние загазованности, должны срабатывать при возникновении в помещении концентрации газа, не превышающей 20% от нижнего концентрационного предела распространения пламени.

5.7.9. АСУ ТП РГ должна обеспечивать достоверность и надежность получения информации по автоматизированным зонам обслуживания.

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.

5.7.11. Проверка сигнализаторов загазованности должна выполняться с помощью контрольных газовых смесей.

5.7.12. Эксплуатация газового оборудования с отключенными технологическими защитами, блокировками, сигнализацией и контрольно-измерительными приборами, предусмотренными проектом не допускается.

5.7.13. Приборы, снятые в ремонт или на поверку, должны заменяться на идентичные по условиям эксплуатации.

5.7.14. Техническое обслуживание и ремонт средств измерений, устройств автоматики и телемеханики АСУ ТП РГ должны осуществляться персоналом газораспределительной организацией или по договору специализированной организацией, имеющей соответствующий опыт в проведении таких работ.

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.

5.7.15. Работы по регулировке и ремонту систем автоматизации, противоаварийных защит, блокировок и сигнализации в загазованном помещении не допускается.

5.7.16. Устройство электрооборудования, используемого в газораспределительных сетях, должно отвечать требованиям правил устройства электроустановок и эксплуатироваться с соблюдением правил технической эксплуатации и техники безопасности электроустановок потребителей и инструкций заводов-изготовителей.

5.7.17. Порядок организации ремонта электрооборудования в нормальном исполнения и взрывозащищенного, объем и периодичность выполняемых при этом работ должны соответствовать требованиям соответствующих нормативных документов.

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.

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.

5.8.3. Электрохимическая защита газопроводов в грунтах высокой коррозионной агрессивности, не зависимо 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).

При наличии опасного влияния блуждающих токов в грунтах низкой и средней коррозионной агрессивности катодная поляризация должна обеспечивать отсутствие на газопроводах анодных и знакопеременных зон.

5.8.4. При эксплуатации электрозащитных установок должно проводиться их техническое обслуживание, которое включает периодический осмотр установок и проверку эффективности их работы.

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.

При наличии средств телеметрического контроля сроки проведения технических осмотров устанавливаются техническим руководителем эксплуатационной (газораспределительной) организации с учетом данных о надежности устройств телеметрического контроля.

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.

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).

Для подключения к газопроводу могут быть использованы специальные контрольно-измерительные пункты, вводы в здание и другие элементы газопровода, доступные для выполнения измерений.

5.8.8. Суммарная продолжительность перерывов в работе установок ЭХЗ не должна превышать 14 суток в течение года.

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.

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).

5.8.10. Исправность электроизолирующих соединений должна проверяться не реже 1 раза в 12 месяцев.

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.

5.8.12. Собственник газопровода или газораспределительная организация должна своевременно принимать меры по ремонту защитных покрытий подземных стальных газопроводов.

5.8.13. Приборное обследование состояния изоляционного покрытия газопроводов должно производиться не реже 1 раза в 5 лет.

5.8.14. Обследование состояния изоляционного покрытия (переходное электрическое сопротивление, адгезия) и поверхности металла трубы под покрытием должны проводиться во всех шурфах, отрываемых в процессе эксплуатации газопровода при его ремонте, реконструкции и ликвидации коррозионных повреждений или повреждений изоляции.

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.

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.

Запрещается применять липкие ленты для изоляции стыков на газопроводах с битумными покрытиями.

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.

5.8.18. Владельцем газопровода должны устанавливаться причины возникновения коррозионно-опасных зон.

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.

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.

5.9.2. Запрещается использовать газопроводы в качестве опорных конструкций и заземлений.

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.

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.

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.

Газопроводы должны иметь систему продувочных газопроводов с отключающими устройствами и штуцерами для отбора проб в местах, определенных проектом.

Продувать газопроводы через трубопроводы безопасности и газогорелочные устройства не допускается.

5.9.6. Топки и газоходы перед пуском газоиспользующих установок, котлов, печей должны быть провентилированы.

Время вентиляции определяется расчетом и устанавливается инструкцией или (для автоматизированных горелок) программой запуска (розжига).

5.9.7. Отключающая арматура на газопроводе перед горелкой должна перед розжигом проверяться на герметичность затвора, в порядке, установленном проектом.

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.

Врезка газопровода к защитно-запальным устройствам (ЗЗУ) горелок для газоиспользующих установок должна быть выполнена до предохранительных запорных клапанов (ПЗК).

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.

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.

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.

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.

5.9.10. Газоиспользующие установки должны оснащаться системой технологических защит, прекращающих подачу газа в случаях:

погасание факела горелки;

отклонение давления газа перед горелкой за пределы области устойчивой работы;

понижение давления воздуха ниже допустимого (для двухпроводных горелок);

уменьшение разрежения в топке (кроме топок, работающих под наддувом);

прекращение подачи электроэнергии или исчезновение напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления и средствах измерения.

5.9.11. Каждая газоиспользующая установка должна быть оснащена блокировкой, исключающей подачу газа в топку при отсутствии факела на защитно-запальном устройстве (ЗЗУ).

Автоматика безопасности при ее отключении или неисправности, должна блокировать возможность подачи газа на газоиспользующую установку в ручном режиме.

Автоматика безопасности и регулирования должна обеспечивать нормативный процесс эксплуатации газоиспользующего оборудования в автоматическом режиме, исключая возможность вмешательства в этот процесс обслуживающего персонала.

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.

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.

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.

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.

5.9.14. Установленные средства защиты должны немедленно прекращать подачу газа на газоиспользующую установку при возникновении недопустимых отклонениях в работе оборудования, предусмотренных производственной инструкцией.

5.9.15. Запорная арматура на газопроводах безопасности после отключения установки должна находиться в открытом положении.

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.

Газоходы котлов, печей и других агрегатов, выведенных в ремонт, должны отключаться от общего борова с помощью шиберов или глухих перегородок.

5.9.17. До включения в работу газоиспользующих установок, в том числе сезонного действия, должна обеспечиваться:

проверка знаний инструкций обслуживающим персоналом в соответствии с требованиями настоящих Правил;

текущий ремонт газового оборудования и систем автоматизации;

проведение планово-предупредительного ремонта газифицированных установок и вспомогательного оборудования;

проверка исправности промышленных вентиляционных и дымоотводящих систем;

выполнение требований нормативных технических документов по устройству и безопасной эксплуатации котлов, утверждаемых Госгортехнадзором России.

Снятие заглушки и пуск газа разрешаются при наличии документов, подтверждающих выполнение указанных работ.

5.9.18. Помещения с установленным в нем газоиспользующим оборудованием должны быть оснащены системой контроля воздуха по содержанию в нем окиси углерода и метана.

5.9.19. Прямоточные теплогенераторы, отапливающие каменки в парильном отделении бань, выключаются до открытия бань.

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).

Система автоматики безопасности и регулирования процессов горения газа должна обеспечивать контроль параметров безопасности в автоматическом режиме.

5.9.21. Оборудование должно соответствовать требованиям "Правил применения технических устройств на опасных производственных объектах", утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 25.12.1998 N 1540*(24) и другой нормативно-технической документации в области промышленной безопасности.

*(24) Собрание законодательства Российской Федерации, 1999, N 1, ст.191.

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 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 и зарегистрированной в Минюсте России 15.06.1995 рег. N 872*(25).

*(25) Газета "Российские вести", N 134, 20.07.1995.

Номер сертификата и разрешения вносится в паспорт технического устройства.