Відповідно до Закону України "Про ринок природного газу" та постанови Кабінету Міністрів України від 03 січня 2024 року № 1 "Деякі питання оптимізації діяльності центральних органів виконавчої влади у сфері державного енергетичного нагляду (контролю) на ринку природного газу" НАКАЗУЮ:

1. Затвердити Правила технічної експлуатації систем газопостачання, що додаються.

2. Директорату нафтогазового комплексу та розвитку ринків нафти, природного газу та нафтопродуктів забезпечити:

подання цього наказу на державну реєстрацію до Міністерства юстиції України в установленому порядку;

оприлюднення цього наказу на офіційному вебсайті Міністерства енергетики України.

3. Цей наказ набирає чинності через два місяці з дня його офіційного опублікування.

4. Контроль за виконанням цього наказу покласти на заступника Міністра КОЛІСНИКА Миколу.

1. Ці Правила встановлюють основні технічні та організаційні вимоги до експлуатації (у тому числі до робіт, пов’язаних з технічним обслуговуванням та реконструкцією) систем газопостачання природного газу з надлишковим тиском не більше 1,2 МПа, технічного обслуговування димових і вентиляційних каналів комунально-побутових об’єктів, житлових і громадських будинків, організації виконання робіт та ведення технічної документації при експлуатації таких об’єктів.

2. Дія цих Правил поширюється на всіх суб’єктів ринку природного газу, суб’єктів господарювання, що виконують роботи з технічного обслуговування систем газопостачання, димових і вентиляційних каналів комунально-побутових об’єктів, житлових і громадських будинків (далі — суб’єкти господарювання).

Вимоги цих Правил також поширюються на співвласників багатоквартирних будинків, власників (орендарів (наймачів), управителя) газифікованих будівель, індивідуальних (садибних) житлових будинків, квартир, приміщень (у тому числі житлових).

Ці Правила в частині вимог до технічної експлуатації внутрішньобудинкових систем газопостачання у багатоквартирних будинках, включаючи гуртожитки, вимог до експлуатації та виконання робіт з технічного обслуговування димових і вентиляційних каналів багатоквартирних будинків, а також вимог до технічної експлуатації котелень, що належать співвласникам таких будинків на праві спільної сумісної власності (дахових, прибудованих та/або таких, що розташовані на прибудинковій території), поширюються на управителя багатоквартирного будинку, об’єднання співвласників багатоквартирних будинків, житлово-будівельних (житлових, обслуговуючих) кооперативів та іншу уповноважену співвласниками багатоквартирного будинку особу (далі - співвласники та/або управитель багатоквартирного будинку) в межах повноважень та зобов’язань, визначених відповідно до законодавства України.

3. Ці Правила не встановлюють вимоги до технічної експлуатації:

технологічних газопроводів і газового обладнання хімічних, нафтохімічних, нафтодобувних, нафтопереробних підприємств та підприємств чорної металургії;

дослідних і експериментальних агрегатів та установок, а також установок, що використовують енергію вибуху повітряних сумішей, й установок для отримання захисних газів;

систем газопостачання для забезпечення споживачів природними горючими газами нафтових, газових і газоконденсатних родовищ і газоповітряними сумішами на їх основі з надлишковим тиском понад 1,2 МПа;

обладнання підвищеної небезпеки виробництва біогазу.

4. В умовах воєнного стану забезпечення виконання цих Правил здійснюється з урахуванням відповідних наслідків, спричинених воєнними діями на території України, необхідності виконання робіт на об’єктах газопостачання відповідно до Кодексу цивільного захисту України та Закону України "Про протимінну діяльність в Україні".

1. У цих Правилах терміни вживаються у таких значеннях:

1) аварійна ситуація — порушення меж та/або умов безпечної експлуатації об’єкта системи газопостачання (устаткування, обладнання), яке не перейшло в аварію, за якого всі несприятливі впливи джерел небезпеки на персонал, населення і навколишнє природне середовище утримуються в прийнятних межах за допомогою відповідних технічних способів і засобів, та потребує невідкладних дій;

2) аварія на об’єкті системи газопостачання — небезпечна подія техногенного характеру, що виникла внаслідок пожежі, вибуху, викиду (витоку в значних обсягах) природного газу тощо під час експлуатування об’єкта системи газопостачання, яка спричинила його зруйнування, та/або загибель (травмування) людей, та/або зруйнування будівель, споруд чи конструкцій об’єкта, що створює загрозу життю та здоров’ю людей, навколишньому природному середовищу на території об’єкта та/або за його межами;

3) блокування — комплекс заходів, які забезпечують неможливість пуску природного газу або вмикання газовикористовуючої установки/обладнання при порушенні вимог безпеки;

4) ввідний газопровід — ділянка газопроводу від вимикаючого пристрою, що на вводі в будинок (при встановленні вимикаючого пристрою зовні будинку) до внутрішнього газопроводу безпосередньо всередині будинку, включаючи газопровід, прокладений в футлярі через стіну будинку;

5) внутрішній газопровід — ділянка газопроводу від газопроводу-вводу (при установці вимикаючого пристрою всередині будинку) або від ввідного газопроводу до місця підключення газового приладу, газовикористовуючої установки, теплового агрегату тощо;

6) внутрішньобудинкові системи газопостачання у багатоквартирному будинку (мережі спільної власності) — газові мережі та обладнання від запірного пристрою на вводі в будинок до точки приєднання житлового (нежитлового) приміщення, а саме до запірних пристроїв, включно перед місцями підключення газовикористовуючого обладнання (пристроїв), газоспоживаючого обладнання, теплових агрегатів;

7) вузол обліку природного газу/вузол обліку/ВОГ — сукупність засобів вимірювальної техніки, зокрема лічильник газу або звужуючий пристрій, та допоміжних засобів, призначених для вимірювання, реєстрації результатів вимірювання та розрахунків об’єму природного газу, зведених до стандартних умов, визначених законодавством України;

8) газове господарство — об’єкт (об’єкти) системи газопостачання, що на законних підставах перебуває у власності та/або користуванні суб’єкта господарювання або належить співвласникам багатоквартирного будинку на праві спільної сумісної власності;

9) газове обладнання — технічні вироби (зокрема компенсатори, регулятори тиску, засоби автоматики тощо), що використовуються як складові елементи системи газопостачання;

10) газовикористовуючі установки та обладнання — обладнання, що використовує природний газ як паливо (котли, теплогенератори, обладнання радіаційної або конвективної дії, виробничі печі, технологічні лінії, утилізатори, плити газові та інші установки) у тому числі для вироблення теплової та електричної енергії, для опалення, гарячого водопостачання та на технологічні потреби виробництв, а також для задоволення спільних побутових потреб співвласників у багатоквартирному будинку;

11) газорегуляторний пункт — комплекс обладнання для зниження тиску природного газу і підтримання його на заданому рівні, розташований в будівлях (окремо розташованих або прибудованих до інших будинків) та приміщеннях, вбудованих в будинки, а також на відкритих майданчиках;

12) газорегуляторна установка — комплекс обладнання для зниження тиску природного газу та підтримання його на заданому рівні, змонтований безпосередньо на місці та розташований у приміщенні, в якому розміщені установки, які використовують природний газ, або в суміжному з ним приміщенні, сполученому відкритим отвором;

13) засоби вимірювальної техніки — засоби вимірювань, вимірювальні системи, матеріальні міри, стандартні зразки та будь-які частини засобів вимірювань або вимірювальних систем, якщо ці частини можуть бути об’єктом спеціальних вимог та окремого оцінювання відповідності;

14) запобіжно-запірний клапан — пристрій для автоматичного припинення подачі природного газу до споживача при неприпустимому (за умовами експлуатації) підвищенні або зниженні тиску природного газу в контрольованій точці за регулятором тиску;

15) запобіжно-скидний клапан — пристрій для автоматичного видалення в атмосферне повітря надлишкового обсягу природного газу з газопроводу при неприпустимому (за умовами експлуатації) підвищенні в ньому тиску природного газу;

16) інвентарна заглушка — від’ємна деталь (різьбова або фланцева), яка забезпечує герметичне закриття труби, отворів, штуцерів або бобишок.

Листова заглушка повинна мати хвостовик, пофарбований в червоний колір, з нанесеними ударним методом значеннями Ру/Dу (МПа/мм);

17) історичні дані — датована документально засвідчена інформація про технічний стан газопроводів, яка отримана під час технічних обстежень систем газопостачання з початку експлуатації, а також дані, отримані під час останнього технічного обстеження газопроводів системи газопостачання, та може бути використана як достовірна при поточному визначенні технічного стану газопроводу;

18) комбінований будинковий регулятор тиску природного газу — газорегулююче обладнання (регулятор тиску) для постачання природного газу низького тиску до споживачів за витрати не більше 10 м-3/год та вхідного тиску до 0,6 МПа, в якому скомпоновані (з’єднані) і незалежно працюють пристрої:

безпосередньо регулятор тиску;

автоматичний запірний пристрій (запобіжно-запірний клапан);

запобіжно-скидний клапан;

19) комунально-побутовий об’єкт виробничого призначення — підприємство, на якому природний газ використовується для вироблення продукції;

20) комунально-побутовий об’єкт невиробничого призначення — підприємство, на якому природний газ використовується виключно для потреб опалення та/або гарячого водопостачання;

21) комунально-побутовий об’єкт — об’єкт виробничого та невиробничого призначення;

22) надземний газопровід — газопровід, прокладений на окремо розташованих опорах, колонах, естакадах, етажерках та по стінах будівель;

23) наземний газопровід — газопровід, прокладений на поверхні землі з обвалуванням або без обвалування;

24) небезпечна концентрація природного газу у повітрі — концентрація (об’ємна частина природного газу) у повітрі, яка більша або дорівнює 20 відсотків нижньої концентраційної межі поширення полум’я (вибуховості);

25) опалювальне газовикористовуюче обладнання — технічні вироби повної заводської готовності, що використовують природний газ як паливо для виробництва теплової енергії;

26) охоронна зона об’єктів газорозподільної системи — територія, обмежена умовними лініями, уздовж наземних, надземних і підземних газопроводів та їх споруд, пунктів редукування газу, засобів електрохімічного захисту по обидва боки від крайніх елементів конструкції розподільчих газопроводів та по периметру наземних споруд, на якій обмежується провадження господарської та іншої діяльності;

27) періодичний огляд — обхід з певною періодичністю з метою нагляду за станом герметичності газопроводів і споруд на них, станом газового обладнання та засобів електрохімічного захисту візуальним оглядом та за допомогою приладів (газоаналізаторів, течошукачів тощо);

28) підземний газопровід — газопровід природного газу, який прокладено у траншеї та засипаний ґрунтом відповідно до вимог кодексу усталеної практики 2:2021 "Газорозподільчі системи. Рекомендації щодо проектування, будівництва, контролювання за будівництвом, уведення та виведення з експлуатації газорозподільчих систем", прийнятого згідно з пунктом 1 наказу Державного підприємства "Український науково-дослідний і навчальний центр проблем стандартизації, сертифікації та якості" від 18 листопада 2021 року № 445 (далі - Кодекс 2:2021) та ДБН В.2.5-20:2018 "Газопостачання", затверджених наказом Міністерства регіонального розвитку, будівництва та житлово-комунального господарства України від 15 листопада 2018 року № 305 (далі — ДБН В.2.5-20:2018);

29) поточний ремонт — ремонт, призначений для постійного підтримання працездатності систем газопостачання, усунення дефектів і витоків природного газу, виявлених при технічному обслуговуванні, комплекс операцій з розбиранням, відновленням або заміною деталей, вузлів, обладнання, агрегатів (або їх частин);

30) пункт редукування природного газу — загальне позначення комплексів обладнання для зниження тиску природного газу та підтримання його на заданому рівні, а саме: газорегуляторний пункт, газорегуляторний пункт блоковий, шафовий газорегуляторний пункт, газорегуляторна установка, підземний газорегуляторний пункт;

31) пункт редукування природного газу із засобами телеметричного контролю або диспетчеризації — пункт редукування природного газу з засобами передачі даних на диспетчерський пункт суб’єкта господарювання, який здійснює його експлуатацію, з метою контролю технологічних параметрів роботи в реальному часі та інформування про позаштатні ситуації;

32) режим консервації — режим, при якому газопроводи газовикористовуючої установки (обладнання, посудини) звільнені від природного газу, пропарені (продуті інертним газом), захищені від корозії, відключені за допомогою інвентарних заглушок;

33) режим резерву — стан газовикористовуючої установки, при якому природний газ не спалюється і тиск природного газу в газопроводах відсутній, а запірна арматура на відводі газопроводу (газопроводі-відводі) до установки повинна бути в положенні "закрито";

34) розподільні газопроводи — майновий виробничий комплекс, що складається з організаційно та технологічно пов’язаних об’єктів, призначених для розподілу природного газу;

35) сигналізація — пристрої, які забезпечують подання звукового або світлового сигналів при досягненні попереджувального значення контрольованого параметра;

36) система газопостачання — технічний комплекс трубопроводів та інженерних споруд, до складу яких входять об’єкти газової інфраструктури, газовикористовуючі установки та обладнання, внутрішньобудинкові системи газопостачання, газові мережі внутрішнього газопостачання, а також об’єкти та споруди, основне і допоміжне обладнання, що використовується для забезпечення безпечного та надійного газопостачання надлишковим тиском не більше 1,2 МПа, окрім систем газопостачання газовидобувних підприємств;

37) скидний трубопровід — трубопровід, призначений для скидання в атмосферне повітря природного газу при спрацьовуванні захисних пристроїв із тим, щоб тиск природного газу в контрольованій точці не перевищував заданого;

38) складні інженерно-геологічні умови — наявність ґрунтів з особливими властивостями (просідаючі, здимані та інші) або можливість розвитку небезпечних геологічних процесів (карст, зсувів тощо), а також підроблювані території, сейсмічні райони, райони з водонасиченими ґрунтами;

39) споживач — фізична особа, фізична особа — підприємець або юридична особа, яка отримує природний газ на підставі договору постачання природного газу з метою використання для власних потреб, а не для перепродажу, або використання як сировини;

40) споруди — складові системи газопостачання, встановлені на газопроводах та безпосередньо пов’язані з землею (колодязь, конденсатозбірники, ковер тощо);

41) теплогенератор (проточний та/або ємнісний газовий водонагрівач, малометражний газовий котел та інше опалювальне газове обладнання) — джерело тепла, тепловою потужністю до 100 кіловат включно, у якому для нагрівання теплоносія, що надходить до системи опалення і гарячого водопостачання, використовується енергія, утворена при згорянні газового палива;

42) технічна документація - комплект документів, що складається з проєктної та виконавчої документації (будівельно-технічні паспорти, акти, протоколи тощо) та відображає фактичне виконання проєктних рішень і фактичне положення будівель, споруд і їх елементів на всіх стадіях будівництва у міру їх завершення та документація, що складається під час експлуатації систем газопостачання (експлуатаційні паспорти тощо);

43) технічне обслуговування системи газопостачання - системи періодичних обходів (оглядів), які дають змогу утримувати обладнання в справному стані;

44) технічне обстеження систем газопостачання — комплекс планових робіт з визначення технічного стану систем газопостачання. Роботи з технічного обстеження систем газопостачання складаються з комплексного приладового обстеження газопроводів, перевірки якості захисного покриття та металу труби, шурфового обстеження приладовими методами, перевірки стану електрохімічного захисту та якості зварних стиків у разі необхідності;

45) трубопровід безпеки — газопровід, призначений для запобігання попаданню в топку природного газу, який просочується при продуванні через негерметичність контрольного вимикаючого пристрою, а також через негерметичність головного та контрольного вимикаючих пристроїв при непрацюючому агрегаті, пуску та запалюванні пальників.

Газопровід безпеки з’єднує з атмосферним повітрям ділянку газопроводу, розміщену між робочим та контрольним вимикаючими пристроями;

46) шафовий газорегуляторний пункт — комплекс обладнання для зниження тиску природного газу та підтримання його на заданому рівні, повністю змонтований в заводських умовах, розташований в металевій шафі.

Інші терміни вживаються у значеннях, наведених у Цивільному кодексі України, Законах України "Про ринок природного газу", "Про житлово-комунальні послуги", Кодексі газорозподільних систем, затвердженому постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 30 вересня 2015 року № 2494, зареєстрованому в Міністерстві юстиції України 06 листопада 2015 року за № 1379/27824 (далі — Кодекс ГРМ), Кодексі 2:2021, Порядку технічного обслуговування внутрішньобудинкових систем газопостачання у багатоквартирному будинку, затвердженому наказом Міністерства енергетики України від 29 вересня 2023 року № 292, зареєстрованому в Міністерстві юстиції України 04 жовтня 2023 року за № 1741/40797 (далі — Порядок ТО ВБСГ), Порядку технічного огляду, обстеження, оцінки та паспортизації технічного стану, здійснення запобіжних заходів для безаварійного експлуатування систем газопостачання, затвердженому наказом Міністерства енергетики та вугільної промисловості України від 24 жовтня 2011 року № 640, зареєстрованому в Міністерстві юстиції України 21 листопада 2011 року за № 1326/20064 (далі - Порядок технічного огляду), Правилах технічної експлуатації електроустановок споживачів, затверджених наказом Міністерства палива та енергетики України від 25 липня 2006 року № 258, зареєстрованих в Міністерстві юстиції України 25 жовтня 2006 року за № 1143/13017 (у редакції наказу Міністерства енергетики та вугільної промисловості України від 13 лютого 2012 року № 91) (далі — ПТЕЕС), Правилах улаштування електроустановок, затверджених наказом Міністерства енергетики та вугільної промисловості України від 21 липня 2017 року № 476 (далі — ПУЕ), ДБН А.2.2-3:2014 "Склад та зміст проектної документації на будівництво", затверджених наказом Міністерства регіонального розвитку, будівництва та житлово-комунального господарства України від 04 червня 2014 року № 163, ДБН В.2.5-20:2018, ДБН В.2.5-41:2009 "Газопроводи з поліетиленових труб. Частина І. Проектування. Частина II. Будівництво", затверджених наказом Міністерства регіонального розвитку та будівництва України від 29 грудня 2009 року № 697, ДСТУ Б В.2.5-29:2006 "Інженерне обладнання будинків і споруд. Система газопостачання. Газопроводи підземні сталеві. Загальні вимоги до захисту від корозії", прийнятому згідно з пунктом 1 наказу Міністерства будівництва, архітектури та житлово-комунального господарства України від 22 грудня 2006 року № 424 (далі - ДСТУ Б В.2.5-29:2006), ДСТУ EN 12327:2017 (EN 12327:2012, IDT) "Газова інфраструктура. Випробовування тиском, уведення та виведення з експлуатації. Функційні вимоги", прийнятому згідно з пунктом 1 наказу Державного підприємства "Український науково-дослідний і навчальний центр проблем стандартизації, сертифікації та якості" від 13 червня 2017 року № 151 (далі — ДСТУ EN 12327:2017).

2. У цих Правилах вживаються такі скорочення:

АДС — аварійно-диспетчерська служба;

БКБ — багатоквартирний будинок;

ВБСГ— внутрішньобудинкові системи газопостачання;

ВОГ — вузол обліку газу;

ВТВ — виробничо-технологічні витрати та втрати;

ГДК — гранично допустима концентрація;

ГРМ — газорозподільна система;

ГРП — газорегуляторний пункт;

ГРПБ — газорегуляторний пункт блоковий;

ГРС — газорозподільча станція;

ГРУ — газорегуляторна установка;

ЕХЗ — електрохімічний захист;

ЗВТ — засіб вимірювальної техніки;

ЗЗК — запобіжно-запірний клапан;

ЗЗП — запобіжно-запірний пристрій;

ЗП — запалювальний пристрій;

ЗСК — запобіжно-скидний клапан;

ІКС — інформаційно-комунікаційна система;

КБРТ — комбінований будинковий регулятор тиску природного газу;

КВП — контрольно-вимірювальний пункт;

КПО — комплексне приладове обстеження;

КСЗІ — комплексна система захисту інформації;

НВ — нормально відкрито;

НЗ — нормально закрито;

НКМЗ — нижня концентраційна межа займистості;

ПГРП — підземний газорегуляторний пункт;

ПІВ — пальники інфрачервоного випромінювання зі світлими випромінювачами;

ПРГ — пункт редукування природного газу;

ТЕС — теплова електростанція;

ТЕЦ — теплоелектроцентраль;

ТО ВБСГ — технічне обслуговування внутрішньобудинкових систем газопостачання;

ШГРП — шафовий газорегуляторний пункт.

1. Суб’єкт господарювання для виконання робіт з технічного обслуговування систем газопостачання чи обслуговування димових і вентиляційних каналів повинен відповідати вимогам, що встановлені цими Правилами та іншими нормативно-правовими актами у сфері функціонування ринку природного газу.

2. Власник (орендар (наймач) та/або управитель, співвласники та/або управитель БКБ) газифікованих будівель, будинків, квартир, приміщень, об’єктів забезпечує утримання систем газопостачання та димових і вентиляційних каналів відповідно до вимог законодавства України, зокрема цих Правил.

3. Власник (орендар (наймач) та/або управитель, співвласники та/або управитель БКБ) газифікованих будівель, будинків, квартир, приміщень, об’єктів забезпечує належний технічний стан і безпечне користування газопроводами та спорудами на них, газовим обладнанням, газовикористовуючими установками та обладнанням, димовими та вентиляційними каналами, відповідно до вимог законодавства України, зокрема цих Правил.

4. Системи газопостачання, що споруджуються, реконструюються, експлуатуються, мають відповідати проєктній документації, нормативно-правовим актам, зокрема цим Правилам, вимогам технічної документації виробників.

5. Суб’єктом господарювання має бути організовано систематичну підготовку та підвищення кваліфікації персоналу, який експлуатує системи газопостачання чи обслуговує димоходи, димові й вентиляційні канали та системи.

Періодичність перевірки персоналу на визначення рівня знань цих Правил і виробничих інструкцій має проводитись:

один раз на дванадцять місяців для осіб, відповідальних за газове господарство та персоналу, який безпосередньо обслуговує діючі системи газопостачання, або виконує на них налагоджувальні, монтажні, ремонтні роботи чи профілактичні випробування, а також для персоналу, який організовує, контролює виконання робіт на діючих системах газопостачання, або безпосередньо їх проводить;

один раз на три роки для інженерно-технічних працівників, які не належать до осіб, зазначених в абзаці третьому цього пункту, пов’язаних з експлуатацією та ремонтом систем газопостачання.

Вимоги до організації навчання та перевірки персоналу на визначення рівня знань цих Правил встановлюються законодавством України.

6. Вимоги до виконання робіт з технічної експлуатації систем газопостачання та дій персоналу під час ліквідації й локалізації аварійних ситуацій визначаються посадовими, робочими, виробничими (технологічними) інструкціями та/або технологічними картами, цими Правилами та іншими нормативно-правовими актами з питань експлуатації систем газопостачання.

Посадові, робочі інструкції, виробничі (технологічні) інструкції та/або технологічні карти розробляють структурні підрозділи суб’єкта господарювання з урахуванням місцевої специфіки на підставі нормативно-правових актів, зокрема цих Правил, інструкцій виробників обладнання.

Номенклатуру, порядок розроблення, перегляду, затвердження і скасування інструкцій встановлює суб’єкт господарювання відповідно до вимог законодавства України.

7. Для забезпечення належної технічної експлуатації ГРМ та своєчасного вжиття заходів зі зменшення фактичних ВТВ оператор газорозподільної системи (далі — Оператор ГРМ), щомісячно аналізує фактичні ВТВ природного газу в розрізі кожної ГРС/точки входу.

Аналіз фактичних ВТВ проводиться на основі кількості отриманого, реалізованого природного газу та розрахункових ВТВ природного газу, пояснень причин відхилень.

Оператор ГРМ щороку оцінює досягнені результати щодо зменшення ВТВ в ГРМ за останні десять років та розробляє заходи з їх зменшення.

8. Планування та розвиток ГРМ проводиться з урахуванням вимог Кодексу ГРМ.

9. Термін експлуатації систем газопостачання повинен встановлюватись з урахуванням вимог виробників:

газопроводи сталеві — сорок років;

газопроводи з полімерних матеріалів — п’ятдесят років;

ПРГ — двадцять п’ять років;

засоби ЕХЗ — десять років.

Термін експлуатації систем газопостачання може бути продовжений рішенням комісії, створеної власником (орендарем (наймачем) та/або управителем, співвласниками та/або управителем багатоквартирного будинку) за результатами комплексного приладового обстеження з урахуванням вимог Порядку технічного огляду.

10. Інтенсивність запаху природного газу необхідно перевіряти органолептичним та/або приладовим методом відповідно до вимог, встановлених законодавством України.

Пункти контролювання і періодичність відбирання проб встановлюються Оператором ГРМ залежно від ступеня автоматизації одоризації природного газу, що подається до газорозподільної мережі, особливостей системи газопостачання (кільцева, тупикова схема).

Перевірки інтенсивності запаху природного газу за наявності в точках надходження природного газу автоматичних одоризаційних установок здійснюється не рідше ніж два рази на рік.

Перевірки інтенсивності запаху природного газу в "кільцевих" системах газопостачання (більше однієї точки надходження природного газу) та "тупикових" системах газопостачання (одна точка надходження природного газу) здійснюється не рідше ніж один раз на три місяці.

11. Перевірка наявності вологи та конденсату в ГРМ, їх видалення здійснюються Оператором ГРМ з періодичністю, що виключає можливість утворення "рідинних пробок".

12. Контроль за додержанням вимог цих Правил в межах повноважень, встановлених Законом України "Про ринок природного газу", здійснює Держенергонагляд.

13. Технічна документація на об’єкти систем газопостачання передається на зберігання Оператору ГРМ у випадках укладання договору на здійснення Оператором ГРМ технічного обслуговування і ремонту, а також при передачі на баланс Оператору ГРМ об’єктів систем газопостачання, відповідно до пункту 2 глави 1 розділу III Кодексу ГРМ.

Технічна документація на об’єкти ГРМ, що експлуатуються Оператором ГРМ, та систем газопостачання житлових будинків зберігається в Оператора ГРМ.

В інших випадках технічна документація на об’єкти систем газопостачання повинна зберігатися у власника об’єктів систем газопостачання.

Перелік документів, що входять до технічної документації, наведено у додатку 1 до цих Правил.

У разі повної або часткової втрати технічної документації на об’єкти ГРМ, що експлуатуються Оператором ГРМ, систем газопостачання житлових будинків та для інших об’єктів системи газопостачання у випадках передачі документації на зберігання, відповідно до абзацу першого цього пункту, її відновлення здійснюється Оператором ГРМ.

В інших випадках відновлення технічної документації здійснюється власником об’єкта системи газопостачання.

14. При технічній експлуатації систем газопостачання необхідно виконувати вимоги Порядку технічного огляду, в частині повноти обсягів робіт при встановленні періодичності виконання робіт за цими Правилами, що є відмінними від Порядку технічного огляду, необхідно дотримуватись періодичності виконання робіт, передбачених цими Правилами.

15. Періодичний огляд та технічне обстеження систем газопостачання, оцінка та паспортизація технічного стану об’єктів систем газопостачання, визначення можливості подальшої експлуатації газопроводів, здійснення запобіжних заходів для безаварійної експлуатації об’єктів систем газопостачання, а також забезпечення промислової, пожежної та техногенної безпеки й охорони навколишнього природного середовища на цих об’єктах здійснюються відповідно до Порядку технічного огляду та інших нормативно-правових актів.

16. У житлових будинках при відселенні з них мешканців і переведенні їх з житлового фонду в нежитловий фонд (офіс, магазин, бар, кафе тощо) квартирну систему газопостачання необхідно від’єднувати від внутрішньобудинкової газової мережі.

З метою унеможливлення витоків природного газу транзитні газопроводи, що проходять крізь приміщення, не повинні мати різьбових з’єднань.

17. На системи газопостачання необхідно складати експлуатаційні паспорти відповідно до вимог цих Правил.

У паспорті необхідно зазначати основні технічні характеристики об’єктів систем газопостачання, а також дані про їх ремонт, реконструкцію, заміну обладнання тощо.

Форми експлуатаційних паспортів наведені у відповідних додатках до цих Правил, а саме для:

газопроводу у додатку 2 до цих Правил;

газового колодязя у додатку 3 до цих Правил;

ПРГ (ГРП, ГРПБ, ПГРП, ГРУ, ШГРП) у додатку 4 до цих Правил;

установки електрохімічного захисту у додатку 5 до цих Правил.

18. Надземні, наземні й внутрішні газопроводи, а також арматура, повинні бути захищені від атмосферної корозії та пофарбовані згідно з вимогами ДБН В.2.5-20:2018 та вимогами встановленими законодавством України.

На запірній арматурі повинно бути зазначено напрямок обертання при відкритті та перекритті арматури.

На газопроводах підприємств, котелень, ПРГ повинно бути позначення напрямку потоку природного газу.

19. З метою забезпечення безпечних умов експлуатації та виключення можливості пошкодження газорозподільної системи вздовж її траси в межах охоронної зони шириною 2 м з обох боків від зовнішньої стінки газопроводу, що зазначається в плані, та не допускаються:

обмеження доступу обслуговуючого персоналу у світлу пору доби, а при аварійній ситуації — цілодобово;

складування матеріалів і устаткування;

ведення земляних та будівельно-монтажних робіт;

садіння дерев;

улаштування стоянок автотранспорту, гаражів та інших споруд, у тому числі тимчасових;

зливання корозійно-активних речовин.

У разі порушення вимог щодо охоронних зон об’єктів системи газопостачання власник системи газопостачання інформує відповідні органи державної влади згідно з вимогами законодавства України.

1. Прийняття в експлуатацію об’єктів системи газопостачання після закінчення їх будівництва, реконструкції або капітального ремонту здійснюється відповідно до вимог Порядку прийняття в експлуатацію закінчених будівництвом об’єктів, затвердженого постановою Кабінету Міністрів України від 13 квітня 2011 року № 461 (у редакції постанови Кабінету Міністрів України від 08 вересня 2015 року № 750) та з урахуванням вимог ДСТУ EN 12327:2017, Кодексу 2:2021 та цих Правил.

2. На об’єктах виробничого призначення перед введенням їх в експлуатацію мають бути проведені пусконалагоджувальні роботи. Акт приймання об’єкта системи газопостачання для проведення пусконалагоджувальних робіт складається за формою, наведеною у додатку 6 до цих Правил.

3. Підключення (врізання) до діючої ГРМ здійснюється Оператором ГРМ.

4. На об’єктах систем газопостачання, що не введені в експлуатацію протягом шести місяців з дня їх останнього випробовування, власниками цих систем забезпечується проведення повторних випробовувань на герметичність газопроводів, перевірка роботи установок ЕХЗ, стану димоходів, димових і вентиляційних каналів та систем, комплектності й справності газового обладнання, арматури, ЗВТ, засобів автоматизації, сигналізації та протиаварійного захисту в тих же обсягах, що і при прийнятті об’єкта.

Заборонено введення в експлуатацію незакінчених будівництвом об’єктів систем газопостачання, зокрема підземних сталевих газопроводів, не забезпечених ЕХЗ від корозії.

5. Пуск природного газу до системи газопостачання прийнятої в експлуатацію після завершення її будівництва, реконструкції або капітального ремонту виконується Оператором ГРМ.

Межа балансової належності та експлуатаційної відповідальності між Оператором ГРМ та власником збудованої системи газопостачання визначається в акті розмежування балансової належності та експлуатаційної відповідальності сторін, з описовим та графічним зображенням даних меж, який складається у довільній формі.

Межі експлуатаційної відповідальності в БКБ визначаються відповідно до Закону України "Про житлово-комунальні послуги" та Порядку ТО ВБСГ.

Акт розмежування балансової належності та експлуатаційної відповідальності сторін в БКБ між Оператором ГРМ та співвласниками БКБ складається та підписується за згодою сторін.

Пуск природного газу до об’єкта системи газопостачання, прийнятого в експлуатацію від межі балансової належності власника (орендаря (наймача) та/або управителя, співвласників та/або управителя БКБ) системи газопостачання здійснюється Оператором ГРМ після укладання договору на технічне обслуговування системи газопостачання або наявної газової служби та відповідних договорів з надавачами послуг з розподілу та постачання природного газу.

6. Всі об’єкти систем газопостачання і газове обладнання перед їх підключенням до діючих газопроводів, а також після ремонту підлягають зовнішньому огляду та опресовуванню повітрям, згідно зпунктами 4-8 глави 8 розділу V цих Правил.

7. Підключення газопроводів без зниження тиску (безвогнева врізка за допомогою пристосувань, що унеможливлюють вихід та горіння природного газу в робочій зоні) або зі зниженням тиску (вогнева врізка) необхідно проводити з використанням устаткування, яке забезпечує проведення робіт згідно з затвердженими технічним керівником виробничими інструкціями.

8. Здійснення електрогазозварювання та різання газопроводів на діючих газопроводах необхідно проводити відповідно до вимог пункту 9 глави 8 розділу V цих Правил при з’єднанні з іншими газопроводами.

9. Під час пуску природного газу газопроводи потрібно продувати природним газом до витіснення повітря.

Закінчення продування газопроводів визначають аналізом проб, відібраних в місці виходу газоповітряної суміші з газопроводу, що продувається, або спалюванням цих відібраних проб.

Об’ємна частка кисню у пробі природного газу не повинна перевищувати 1 відсоток, а згоряння відібраних проб природного газу має проходити стабільно, без спалахів.

10. Газоповітряна суміш під час продування газопроводів має випускатися в місця, де неможливе її потрапляння в обмежений простір (приміщення, сходові клітини, димоходи, вентиляційні канали тощо), а також займання від будь-якого джерела вогню.

Продувну свічку в місці проведення робіт необхідно встановлювати так, щоб газоповітряна суміш з неї виходила на висоті не менше ніж 2,5 м від поверхні землі.

Місце випуску газоповітряної суміші має бути огороджене.

11. Після врізання відгалужень у діючий газопровід місце з’єднання необхідно перевіряти на герметичність (щільність) приладовим методом або за допомогою мильної емульсії під робочим тиском природного газу в системі газопостачання.

12. Перелік робіт, що входять до складу робіт з виведення з експлуатації системи газопостачання:

від’єднання об’єктів споживачів;

виконання робіт з від’єднання (механічного від’єднання, обрізування тощо) газопроводів та газового обладнання, пов’язаних зі зміною схеми газопостачання, відсутністю споживачів, виведення з експлуатації через незадовільний технічний стан;

продування системи газопостачання, що виводять з експлуатації, проводиться повітрям або інертним газом.

13. Перед виведенням з експлуатації складових системи газопостачання необхідно виконати підготовчі роботи, визначені пунктом 12 цього розділу з врахуванням припинення газоспоживання та від’єднання ПРГ (за необхідності).

14. Природний газ, що перебуває у системі газопостачання, яка підлягає виведенню з експлуатації, повинен бути максимально відібраний споживачами.

Необхідно звести до мінімуму скидання природного газу в атмосферне повітря. Виведену з експлуатації систему газопостачання потрібно продути та загерметизувати зі встановленням заглушок (інвентарних, приварних тощо).

Якщо виведення з експлуатації об’єкта системи газопостачання не є остаточним (виведення в режим консервації), необхідно передбачити заходи щодо підтримання системи газопостачання у технічно справному стані.

15. Продування об’єкта системи газопостачання при її виведенні з експлуатації виконують відповідно до вимог пункту 10 цього розділу.

16. Технічна документація на об’єкти системи газопостачання, що виводяться з експлуатації, знищується у встановленому законодавством України порядку після вибуття з балансу об’єктів системи газопостачання з бухгалтерського обліку.

1. Надійність та ефективність експлуатації газопроводів досягається за таких умов:

періодичного контролю технічного стану газопроводів та споруд на них, візуальних оглядів і КПО;

своєчасного виконання ремонтно-профілактичних робіт;

своєчасної реконструкції газопроводів та морально застарілого і зношеного обладнання;

систематичного контролю стану охоронних зон газопроводів;

своєчасного запобігання та оперативної ліквідації аварій та надзвичайних ситуацій техногенного та природного характеру.

2. При експлуатації газопроводів виконуються:

періодичний огляд (обхід);

технічне обстеження систем газопостачання;

планові ремонти (поточний або капітальний ремонт).

3. Природний газ, що подається у газопроводи, повинен відповідати вимогам, що встановлені законодавством України.

4. Контролювання тиску природного газу в системах газопостачання здійснюється Оператором ГРМ шляхом вимірювання його величини в контрольних точках, за потреби, в години максимального споживання природного газу та у випадку звернень споживачів.

Місця вимірювань тиску природного газу визначаються з урахуванням особливостей систем газопостачання населених пунктів. Контроль тиску природного газу в тупикових дільницях газопроводів обов’язковий.

Форма акта реєстрації вимірювання тиску природного газу наведена у додатку 7 до цих Правил.

5. Технічний стан газопроводів і споруд на них повинен систематично контролюватись їх власником шляхом проведення:

періодичного огляду (обходу) трас газопроводів;

технічного обстеження систем газопостачання, у тому числі КПО;

вимірювання захисних потенціалів і перевірки ефективності роботи засобів ЕХЗ.

Відомості про заміну запірної арматури, кранів, компенсаторів, а також виконані роботи при капітальному або поточному ремонті, виконані аварійні роботи необхідно вносити в експлуатаційний паспорт газопроводу, форма якого наведена у додатку 2 до цих Правил. Запірну арматуру та компенсатори необхідно обліковувати в журналі обліку запірної арматури та компенсаторів, форма якого наведена у додатку 8 до цих Правил.

Для запірної арматури та компенсаторів необхідно здійснювати роботи з технічного обстеження систем газопостачання, згідно з вимогами виробника, але не рідше ніж один раз на рік і за необхідності - ремонтувати.

Вимоги до методів технічного обстеження арматури об’єктів системи газопостачання та порядок випробування арматури на працездатність встановлюються згідно з додатком 9 до Порядку технічного огляду.

Графіки технічного обслуговування запірної арматури та компенсаторів, графіки періодичного огляду (обходу) газопроводів та споруд на них, складаються та затверджуються Оператором ГРМ або іншим суб’єктом господарювання, що здійснює технічне обслуговування системи газопостачання.

6. При періодичному огляді (обході) траси надземних газопроводів необхідно їх перевіряти на можливий витік природного газу.

Зовнішній стан газопроводу перевіряють візуально на:

кріплення та фарбування;

провисання труб;

стан запірної арматури;

ізолювальних з’єднань, опор;

наявність діелектричних підкладок тощо.

Періодичні огляди (обходи) трас надземних (наземних) газопроводів (за виключенням об’єктів побутових споживачів) здійснюються не рідше ніж один раз на шість місяців.

Результати періодичних оглядів (обходів) трас газопроводів фіксуються у журналі реєстрації результатів первинного, періодичного (чергового) і позачергового огляду (обходу) трас газопроводів, форма якого наведена у додатку 9 до цих Правил.

7. При періодичному огляді підземних (у тому числі з поліетиленових труб) та наземних газопроводів необхідно перевіряти їх технічний стан, щільність і виявляти витікання природного газу за зовнішніми ознаками та за допомогою ЗВТ (газоаналізатора або течошукача), відповідно до вимог розділу III Порядку технічного огляду та критеріїв і порядку оцінки технічного стану розподільного сталевого наземного газопроводу, наведених у додатку 11 до Порядку технічного огляду.

На наявність природного газу та метану природного походження підлягають перевірянню всі елементи стояків газових мереж зовнішнього газопостачання, колодязі й контрольні трубки, а також колодязі, камери інших підземних комунікацій, підвали будинків, шахти, колектори, підземні переходи та інші підземні споруди, розташовані на відстані до 15 м з обох боків від осі газопроводу.

Виконання земляних і будівельних робіт, що проводяться у смузі 15 м з обох боків від осі газопроводу, необхідно контролювати з метою запобігання його пошкодження.

Перевіряється дотримання вимог щодо охоронної зони газопроводу, в межах якої не допускається складання матеріалів і обладнання, садіння дерев та влаштування будь-яких споруд і будівель (у тому числі тимчасових).

Проведення ремонтних будівельних та/або земляних робіт в охоронній зоні ГРМ здійснюється відповідно до законодавства України за письмовим погодженням Оператора ГРМ згідно з Кодексом ГРМ.

8. Під час здійснення періодичного огляду (обходу) трас підземних газопроводів забороняється:

опускатися у шахти, колектори, колодязі та інші підземні споруди;

користуватись відкритим вогнем біля підвалів, колодязів, шахт, колекторів та інших підземних споруд.

9. При виявленні в 15 м смузі по трасі газопроводу загазованості підземних споруд працівник зобов’язаний повідомити АДС, вжити заходів щодо провітрювання загазованих підвалів, перших поверхів будівель, колодязів, камер та інших підземних споруд у радіусі 50 м від газопроводу.

До приїзду аварійної бригади необхідно попередити мешканців навколишніх будинків, перехожих про загазованість природним газом та про неприпустимість користування відкритим вогнем, електроприладами та засобами зв’язку.

При виявленні природного газу на межі 15 м зони, перевірку на загазованість продовжують за межами цієї зони.

10. Періодичність оглядів трас підземних та наземних газопроводів, у тому числі тих, що проходять в складних інженерно-геологічних умовах і на підтоплюваних територіях, встановлюється власником (орендарем (наймачем)) залежно від технічного стану газопроводів, корозійної активності ґрунтів і ефективності засобів ЕХЗ, тиску природного газу, виду місцевості та щільності її забудови, пори року, але не рідше строків періодичності оглядів (обходів) трас підземних та наземних газопроводів, які визначаються відповідно до додатка 10 до цих Правил.

11. Для забезпечення періодичних оглядів (обходу) газопроводів Оператором ГРМ або іншим суб’єктом господарювання, що здійснює технічне обслуговування системи газопостачання, складаються маршрутні карти, на яких мають бути зазначені схеми трас з прив’язками розміщення газопроводів і споруд на них (колодязів, КВП, контрольних трубок тощо), а також розташовані на відстані до 15 м від них будівлі та інші надземні споруди з зазначенням підвалів та напівпідвалів, підземних комунікацій і їх колодязів, камери й шахти, які підлягають перевірці на загазованість.

Маршрутні карти періодичного огляду газопроводів, за потреби, уточнюються та коригуються.

Перед допуском до першого обходу працівники повинні ознайомитися з трасою газопроводу на місцевості.

12. Власники суміжних підземних комунікацій, прокладених на відстані до 50 м по обидва боки від осі газопроводу, зобов’язані забезпечити своєчасне очищення кришок колодязів і камер від забруднення, снігу і льоду та наявність у них отворів діаметром не менше ніж 15 мм для перевірки на загазованість.

13. Власник (орендар (наймач) та/або управитель) повинен забезпечити перевірку надійності ущільнення вводів і випусків інженерних підземних комунікацій житлових будинків, будівель і споруд щороку в осінній період з оформленням акта перевірки надійності ущільнення вводів і випусків інженерних підземних комунікацій, в якому необхідно зазначати їх технічний стан. Форма акта перевірки надійності ущільнення вводів і випусків інженерних підземних комунікацій (захисту від проникнення природного газу в підвали та технічні підпілля в місцях вводів інженерних комунікацій) наведена у додатку 11 до цих Правил.

Ущільнення вводів і випусків інженерних підземних комунікацій житлових будинків, будівель і споруд повинні відповідати проєктній документації.

Власник (орендар (наймач) та/або управитель) повинен стежити за станом належних йому газових мереж внутрішнього газопостачання за їх кріпленням, фарбувати зазначені мережі за необхідності, але не рідше ніж один раз на п’ять років.

14. Підземні (з металевих і поліетиленових труб), надземні та наземні газопроводи підлягають технічному обстеженню систем газопостачання, у тому числі КПО, враховуючи вимоги Порядку технічного огляду.

15. Виконання робіт з технічного обстеження систем газопостачання, у тому числі КПО, підземних сталевих, поліетиленових, наземних та надземних газопроводів необхідно проводити відповідно до розділу V Порядку технічного огляду.

16. Періодичність технічного обстеження систем газопостачання, у тому числі КПО сталевих (надземних, підземних, наземних) та поліетиленових газопроводів встановлюється суб’єктом господарювання, але не рідше:

вперше - наступного року після введення в експлуатацію;

не рідше ніж один раз на п’ять років при тривалості експлуатації до двадцяти п’яти років для таких, що знаходяться в задовільному технічному стані та нормальних геологічно-корозійних умовах;

не рідше ніж один раз на три роки при експлуатації понад двадцять п’ять років для таких, що знаходяться в задовільному технічному стані та нормальних геологічно-корозійних умовах;

не рідше ніж один раз на рік при тривалості експлуатації понад двадцять п’ять років для таких, що знаходяться у складних геологічно-корозійних умовах (сейсмічність понад шість балів, підроблювані території), мають захисне покриття з характеристиками нижче захисного ізоляційного покриття дуже посиленого типу відповідно до вимог ДСТУ Б В.2.5-29:2006, включені до плану капітального ремонту або заміни.

На газопроводах, що мають захисне покриття з характеристиками нижче захисного ізоляційного покриття дуже посиленого типу відповідно до вимог ДСТУ Б В.2.5-29:2006, в доповнення до КПО проводиться контрольне шурфування для виявлення стану труб і якості зварних стиків візуально-оптичним методом контролю.

17. Позачергові КПО газопроводів необхідно проводити:

при виявленні нещільності чи розривів зварних стиків, наскрізних корозійних пошкоджень;

при зниженні величини потенціалу "газопровід-земля" до значень, нижчих мінімально припустимих, за умови перерви у роботі електрозахисних установок понад один місяць— у зонах впливу блукаючих струмів і понад шість місяців — в інших випадках, передбачених ДСТУ Б В.2.5-29:2006.

18. Технічне обстеження підземних сталевих газопроводів систем газопостачання (крім об’єктів побутових споживачів) з метою визначення стану захисного ізоляційного покриття і металу трубопроводу, де використання приладів через індустріальні перешкоди неможливо, виконується шляхом розкриття на газопроводах контрольних шурфів розміром не менше ніж 1 x 1,5 м через кожні 500 м, але не менше одного шурфу на кожну балансову ділянку газопроводу, що обстежується.

Технічне обстеження газопроводу систем газопостачання здійснюють по всій його довжині, особливо на корозійно небезпечних ділянках, у місцях перетинів газопроводів з теплотрасами, водопроводами, каналізаційними колекторами, електричними кабелями, кабелями зв’язку та іншими підземними комунікаціями та біля конденсатозбірників.

Місце відкриття контрольних шурфів, їх кількість у зонах індивідуальних перешкод визначає Оператор ГРМ або газова служба власника системи газопостачання.

19. Перевірку герметичності й виявлення місць витоків природного газу з підземних газопроводів у період промерзання ґрунту, а також на ділянках, розташованих під удосконаленим покриттям доріг, необхідно проводити шляхом буріння свердловин (або шпилькуванням) із подальшим відбиранням проб повітря високочутливими приладами.

На розподільних газопроводах і газових мережах зовнішнього та внутрішнього газопостачання свердловини бурять біля стиків. За відсутності схеми розташування стиків свердловини повинні буритися через кожні 2 м.

Глибина буріння свердловин в зимовий період повинна бути не менше ніж глибина промерзання ґрунту, а в теплу пору року — відповідати глибині прокладання труби. Свердловини закладають на відстані не менше ніж 0,5 м від стінки газопроводу.

При використанні високочутливих течошукачів допускається зменшення глибини свердловин і розміщення їх по осі газопроводу за умови, що відстань між верхом труби та дном свердловини буде не менше ніж 0,4 м.

Для газопроводів, розташованих під удосконаленим покриттям доріг (тротуарна плитка, асфальтове або бетонне покриття), глибина буріння свердловин повинна перевищувати товщину дорожнього покриття на 0,1-0,15 м.

За наявності даних шурфового огляду за попередні періоди (історичних даних) допускається не виконувати розкриття шурфу при технічному обстеженні підземних газопроводів систем газопостачання. Шурфовий огляд виконується тільки за наявності виявлених при КПО пошкоджень ізоляційного покриття. Для оцінки технічного стану використовуються історичні дані.

20. Визначення наявності природного газу у свердловинах проводиться виключно приладовим методом з використанням ЗВТ.

21. Технічний стан поліетиленових газопроводів (труб та з’єднань) і стан захисного ізоляційного покриття сталевих ділянок поліетиленового газопроводу визначають шляхом розкриття на газопроводах контрольних шурфів.

Шурфовий огляд поліетиленового газопроводу виконують тільки у разі наявності витоків природного газу. Якщо під час останньої перевірки газопроводів на герметичність витоків природного газу на даному поліетиленовому газопроводі зафіксовано не було, то стан поліетиленового газопроводу визначають задовільним (пошкодження та дефекти відсутні) і шурфовий огляд не проводять.

При механізованому відкритті шурфів шар ґрунту над газопроводом товщиною до 0,3 м необхідно вилучати вручну з дотриманням заходів для запобігання пошкодженню газопроводу.

22. Перевірка герметичності підземних сталевих і поліетиленових газопроводів здійснюється приладами при робочому тиску природного газу. При відключенні газопроводу від мережі перед повторним заповненням природним газом герметичність перевіряють повітрям з тиском згідно з нормами випробувань, визначеними нормативно-правовими актами.

23. За результатами технічного обстеження систем газопостачання, у тому числі КПО сталевих і поліетиленових газопроводів, залежно від місця розташування відносно поверхні землі, їх призначення в системі газопостачання, матеріалу труб відповідно до додатка А до ДБН В.2.5-20:2018 складаються документи згідно з додатками 19-33 до Порядку технічного огляду та вноситься відповідний запис в експлуатаційний паспорт газопроводу, форма якого наведена у додатку 2 до цих Правил.

24. Технічне обслуговування переходів газопроводів систем газопостачання через водні перешкоди, заболочені ділянки і яруги необхідно проводити відповідно до переліку робіт з технічного огляду (обходу) об’єктів систем газопостачання та методів і методики технічного обстеження підводних переходів систем газопостачання передбачених додатками 1 та 8 до Порядку технічного огляду. Технічне обстеження підводної частини переходів газопроводів систем газопостачання через водні перешкоди необхідно проводити не рідше ніж один раз на п’ять років.

При технічному обстеженні систем газопостачання уточнюються: їх місце розташування, глибина залягання, герметичність, баластування, стан покриття (ізоляції, футерування).

Технічне обстеження систем газопостачання проводиться, відповідно до методів і методики технічного обстеження підводних переходів зазначених у додатку 8 до Порядку технічного огляду.

Інформація про виконані роботи та результати технічного обстеження систем газопостачання заноситься до експлуатаційного паспорта газопроводу, форма якого наведена у додатку 2 до цих Правил.

25. У разі необхідності переведення газопроводу на вищу категорію щодо рівня тиску в газопроводі, а також при досягненні ним граничного (призначеного/розрахункового) терміну експлуатації, що перевищує для сталевих газопроводів - сорок років, а для поліетиленових - п’ятдесят років; необхідно провести технічне діагностування цього газопроводу з метою встановлення технічного стану, умов та термінів подальшої безпечної експлуатації систем газопостачання, остаточного ресурсу, та потреби у проведенні його ремонту, реконструкції або виведення з експлуатації.

Роботи з технічного діагностування проводяться відповідно до вимог розділу VIII Порядку технічного огляду.

26. При виявленні загазованості в підвалах, підпіллях будівель, колекторах, підземних переходах, галереях газопроводи відключаються та до усунення витоків природного газу експлуатація їх забороняється.

27. Для тимчасового припинення витоку природного газу на зовнішніх газопроводах допускається накладати муфту (бандаж) або хомут, які забезпечують герметичність місця витоку, за умови їх щоденного огляду.

Засипка підземних газопроводів з накладеними на них бандажами або хомутами забороняється.

28. У разі механічних пошкоджень сталевих підземних газопроводів та їх зміщень одночасно з проведенням робіт із ліквідації витоків природного газу необхідно відкривати й перевіряти зварні стики фізичним методом контролю найближчі з обох боків від місця пошкодження.

При виявленні дефектів у суміжних стиках відкривається і перевіряється фізичними (неруйнівними) методами контролю наступний стик газопроводу.

29. Ремонт пошкоджених (дефектних) зварних стиків, наскрізні корозійні та механічні пошкодження сталевих і поліетиленових газопроводів, каверн проводиться відповідно до типових переліків робіт, що виконуються під час поточного або капітального ремонту об’єктів систем газопостачання визначених у додатках 34 та 35 до Порядку технічного огляду.

Ремонт пошкоджених сталевих газопроводів може бути виконаний за допомогою наварювання накладок або шляхом вирізання дефектних ділянок і вварювання котушок довжиною, що відповідає діаметру труби, але не менше ніж 200 мм.

Зварні стики та зварні шви, що виконані при ремонті сталевих газопроводів, необхідно перевіряти фізичними (неруйнівними) методами контролю.

30. До виконання робіт зі зварювання сталевих та поліетиленових газопроводів допускають осіб, які мають відповідні посвідчення на право виконання зварювальних робіт, відповідно до розділу 9 Кодексу 2:2021.

31. При пошкодженні поліетиленових газопроводів аварійно-відновлювальні роботи необхідно виконувати шляхом вирізання дефектних ділянок і вварювання поліетиленових котушок довжиною не менше ніж 500 мм із застосуванням терморезисторного зварювання або зварюванням встик.

При виявленні нещільностей в нероз’ємних з’єднаннях поліетиленових труб зі сталевими ці з’єднання (перехід поліетилен-сталь) вирізають і замінюють новими.

Якість виконаних аварійно-відновлювальних робіт визначають зовнішнім оглядом і перевіркою герметичності приладовими методами, мильною емульсією або пневматичним випробуванням.

32. Перед початком ремонтних робіт на сталевих підземних газопроводах, пов’язаних із роз’єднанням газопроводу (заміна запірної арматури, знімання і встановлення заглушок і прокладок, вирізання стиків), необхідно вимкнути засоби ЕХЗ і встановити на роз’єднувальних ділянках газопроводу шунтувальні перемички з кабелю перерізом не менше ніж 25 мм квадратних (за умови відсутності стаціонарно встановлених шунтувальних перемичок) з метою запобігання іскроутворенню від дії блукаючих струмів.

За неможливості встановлення шунтувальної перемички роботи необхідно проводити після продування газопроводу повітрям (залишкова концентрація природного газу в трубопроводі не повинна перевищувати 20 відсотків НКМЗ).

33. Дефекти захисних покриттів на газопроводах, що розташовані в зоні дії блукаючих струмів, поблизу будівель із можливим скупченням людей, необхідно ліквідовувати у першу чергу.

Терміновість ремонту дефектів захисних покриттів встановлюється власником залежно від рівня електрохімічного захисту, корозійної агресивності ґрунтів, планування повної заміни газопроводу (ділянки газопроводу) тощо.

34. Перед початком робіт ударних механізмів і землерийної техніки поблизу підземного газопроводу працівники суб’єкта господарювання, що виконують земляні роботи, зобов’язані виявити фактичне місце розташування газопроводу шляхом шурфування ручним способом без використання механізованих знарядь виробництва в присутності представника Оператора ГРМ.

Ударні механізми для розпушування ґрунту можливо застосовувати на відстані не ближче ніж 3 м від підземного газопроводу, а механізми, що здатні значно відхилятися від вертикальної осі (куля, клин-баба тощо),- на відстані не ближче ніж 5 м.

Забивання паль (шпунтів) допускається проводити на відстані не ближче ніж 30 м від газопроводу.

За необхідності забивання паль (шпунтів) на відстані, меншій ніж 30 м від газопроводу (але не ближче ніж 10 м), стики газопроводу повинні бути відкриті на всій довжині забивання паль (шпунтів) з урахуванням їх наявності, але не менше 20 м від крайніх паль.

Після закінчення робіт із забивання паль (шпунтів) усі відкриті зварні стики сталевого газопроводу необхідно перевіряти фізичними методами контролю.

1. У кожному ПРГ на видному місці необхідно розміщувати схеми обладнання відповідно до схеми обладнання ПРГ, наведеної у додатку 12 до цих Правил та режимні карти відповідно до форми режимної карти ПРГ, наведеної у додатку 13 до цих Правил.

2. Режими роботи ПРГ встановлюються відповідно до проєктної документації на їх будівництво і фіксуються у режимних картах, що затверджуються посадовою особою суб’єкта господарювання.

3. Вихідний робочий тиск природного газу з ПРГ необхідно регулювати відповідно до проєктних розрахункових величин тиску в системах газопостачання споживачів та паспортів виробників газоспоживаючого устаткування та обладнання.

Параметри настроювання обладнання ПРГ промислових та сільськогосподарських підприємств, котелень та інших об’єктів, що споживають природний газ, регламентуються проєктною документацією й уточнюються під час проведення пусконалагоджувальних робіт.

Максимальний робочий тиск природного газу після регулятора тиску, що подає природний газ побутовим споживачам, встановлюється 300 даПа.

4. Не допускається коливання тиску природного газу після регуляторів, що перевищує 10 відсотків максимального робочого тиску.

5. В системах газопостачання ЗСК ПРГ повинні спрацьовувати раніше, ніж спрацюють ЗЗК.

6. ЗСК настроюються на нижню межу спрацювання, що не перевищує 15 відсотків максимального робочого тиску, а ЗЗК повинні забезпечувати припинення подачі природного газу при перевищенні максимального робочого тиску на 25 відсотків.

Для систем газопостачання низького тиску до 300 даПа нижня межа спрацювання ЗЗК установлюється Оператором ГРМ, але не менше ніж 70 даПа тиску природного газу в системі газопостачання у найбільш віддаленого споживача.

Перевірка і настроювання запобіжних пристроїв і регуляторів тиску природного газу і повинні виконуватись із забезпеченням безпечного газопостачання.

7. Включення в роботу регуляторів тиску природного газу здійснюється після встановлення причин спрацювання ЗСК і ЗЗК та їх усунення.

8. Запірні пристрої на обвідній лінії (байпасі) повинні бути у закритому положенні (перед ЗСК — у відкритому) і опломбовані.

Природний газ по обвідній лінії допускається подавати протягом періоду часу, потрібного для ремонту обладнання та арматури, а також у період зниження тиску природного газу перед ПРГ до величини, яка не забезпечує надійної роботи регулятора тиску природного газу.

Протягом усього періоду подавання природного газу по байпасу повинен бути забезпечений постійний контроль за вихідним тиском природного газу.

Робота ПРГ на байпасі проводиться відповідно до розробленої суб’єктом господарювання виробничої інструкції, затвердженої уповноваженою посадовою особою суб’єкта господарювання.

9. Температура повітря в приміщеннях ПРГ, де розміщено обладнання і контрольно-вимірювальні прилади, повинна бути в межах, передбачених у паспортах виробників обладнання.

10. Зовні ПРГ або на огорожі ГРУ на видному місці необхідно встановлювати попереджувальний напис — "Вогненебезпечно. Газ".

11. Під час експлуатації ПРГ необхідно здійснювати періодичний огляд, регулювання обладнання, технічне обслуговування та, за потреби, поточний ремонт.

Зазначені роботи виконуються за затвердженими посадовою особою власника системи газопостачання графіками проведення обслуговування ПРГ, а також графіками проведення обслуговування та ремонтів систем телеметричного контролю.

Періодичний огляд ПРГ здійснюється відповідно до маршрутної карти:

у головних ГРП із регулюючими клапанами НВ і НЗ — цілодобовим наглядом (без оформлення маршрутної карти);

в інших ПРГ - не рідше ніж один раз на місяць;

у ПРГ із засобами телеметричного контролю або диспетчеризації — не рідше ніж один раз на три місяці.

Регулювання обладнання ПРГ і перевірку параметрів спрацьовування ЗСК і ЗЗК проводять не рідше ніж один раз на шість місяців (зокрема перед початком опалювального сезону), а також після ремонту обладнання.

Технічне обслуговування здійснюється у строки, встановлені згідно з вимогами виробника обладнання (регуляторів тиску природного газу, ЗСК, ЗЗК тощо). За відсутності вимог виробника до періодичності технічного обслуговування - не рідше ніж один раз на дванадцять місяців.

Поточний ремонт обладнання систем газопостачання здійснюється за потреби, коли за результатами технічного обслуговування були виявлені деталі, частини обладнання, що потребують заміни.

Поточний ремонт обладнання, конструкція якого не підлягає ремонту (не підлягає розбиранню), не здійснюється. У таких випадках здійснюється заміна обладнання в цілому.

12. Під час періодичного огляду стану ПРГ необхідно здійснювати:

перевірку величин тиску природного газу перед і після регулятора, перепаду тиску на фільтрі, температури повітря та загазованість в приміщенні за допомогою ЗВТ (газоаналізаторами, газосигналізаторами тощо);

перевірку стану герметичності системи — за допомогою приладів або мильної емульсії;

контроль за правильністю положення молоточка зчеплення важелів ЗЗК (за наявності);

зовнішній огляд наявності та стану ЗВТ і засобів автоматизації, перевірку працездатності манометрів;

перевірку стану і роботи електроосвітлення, електрообладнання, вентиляції та системи опалення;

візуальний огляд цілісності блискавкоприймачів і струмовідводів, надійності їх з’єднання і кріплення до щогл;

візуальне виявлення тріщин і нещільностей стін, які відділяють основне і допоміжне приміщення;

зовнішній і внутрішній огляд будівлі, за необхідності — очищення приміщення та обладнання від забруднення.

Реєстрація результатів періодичного огляду (обходу) ПРГ здійснюється у журналі реєстрації результатів періодичного огляду (обходу) ПРГ, форма якого наведена у додатку 14 до цих Правил.

Оператор ГРМ або інший суб’єкт господарювання, що здійснює технічне обслуговування системи газопостачання, здійснює облік виконаних робіт на системах телеметричного контролю у журналі виконаних робіт на системах телеметричного контролю.

13. При виявленні порушень режимів газопостачання або наявності аварійних ситуацій необхідно негайно повідомити АДС.

14. При перевірянні засмічення фільтрів максимальний перепад тиску природного газу в касеті фільтра не повинен перевищувати значень, встановлених виробником, та становити не більше для:

сітчастого та вісцинового — 500 даПа;

волосяного — 1000 даПа.

Для інших типів фільтруючого матеріалу максимальний перепад тиску природного газу визначається виробником, але не більше 1000 даПа.

Розбирання та очищення касет фільтра необхідно проводити у місцях, віддалених від ПРГ, легкозаймистих рідин, горючих матеріалів на відстані не менше ніж 5 м.

15. При зніманні для ремонту запобіжних пристроїв необхідно встановлювати запобіжні пристрої, що випробувані та налаштовані на відповідний тиск їх спрацювання.

Робота ПРГ без запобіжних пристроїв забороняється.

16. Під час технічного обслуговування ПРГ необхідно здійснювати:

перевірку роботи запірної арматури та запобіжних клапанів;

змащення тертьових частин і набивання сальників;

визначення щільності та чутливості мембран регуляторів тиску природного газу та регулятора управління до нього (за наявності);

продування імпульсних трубопроводів до регуляторів тиску природного газу, контрольно-вимірювальних приладів;

перевірку регуляторів тиску природного газу, ЗСК, ЗЗК з очищенням їх від корозії та забруднень;

перевірку щільності прилягання поверхні клапанів до сідла, стану мембран.

Розбирання регуляторів тиску, ЗСК та ЗСК допускається не виконувати за наступних умов:

конструкцією обладнання не передбачена можливість розбирання;

наявні обмеження виробника щодо розбирання;

застосовуються пристосування для визначення внутрішньої герметичності, еластичності та цілісності мембран без розбирання корпусу обладнання.

17. Запірна арматура на лінії редукування під час розбирання обладнання повинна бути в закритому положенні.

Для недопущення загазованості природним газом повітря робочої зони в/поруч ПРГ при виконанні даних робіт, внаслідок можливої негерметичності запірної арматури, на межі відключених ділянок необхідно встановлювати інвентарні заглушки, що відповідають вхідному максимальному тиску природного газу.

18. За наявності в ПРГ місцевого опалення з розташуванням індивідуальної опалювальної установки (теплогенератора) в допоміжному приміщенні необхідно контролювати газонепроникність стін (відсутність видимих тріщин, наскрізних отворів тощо), які відділяють технологічне приміщення ПРГ (за наявності) від приміщення, де встановлено опалювальну установку.

При виявленні в стінах, що відокремлюють технологічне приміщення ПРГ (за наявності) від приміщення, де встановлено опалювальну установку нещільностей використовувати опалювальні установки забороняється.

19. Перевірка та прочищення димових і вентиляційних каналів здійснюється відповідно до вимог глави 6 цього розділу з оформленням акта первинної, періодичної перевірки та прочищення димових і вентиляційних каналів комунально-побутових об’єктів, житлових та громадських будинків, форма якого наведена удодатку 15 до цих Правил (далі - акт ДВК).

20. Результати ремонту обладнання ПРГ, що пов’язані із заміною деталей і вузлів, необхідно заносити в експлуатаційні паспорти ПРГ.

Результати періодичного технічного обслуговування та/або поточного ремонту обладнання заносяться в журнал технічного обслуговування і ремонту ПРГ, під час виконання даних робіт, із зазначенням всіх виконаних робіт.

21. Перевірку зовнішнього стану, герметичності з’єднань КБРТ необхідно проводити при кожному періодичному огляді (обході) мереж газопостачання за допомогою ЗВТ (газоаналізаторів, течошукачів тощо) або мильної емульсії.

22. Здійснення технічного обслуговування КБРТ з дотриманням періодичності, згідно з вимогами виробника забезпечує власник (орендар (наймач) та/або управитель).

1. На підприємстві, де експлуатується система газопостачання власними силами, повинно бути:

створена газова служба;

затверджено відповідне положення про газову службу та визначено особу, відповідальну за газове господарство.

2. До технічного обслуговування і ремонту споруд та об’єктів системи газопостачання промислових і сільськогосподарських підприємств, підприємств комунально-побутового обслуговування населення допускається залучення суб’єктів господарювання, які мають право виконувати дані роботи, та підготовлений персонал.

Графіки періодичного огляду, технічного обслуговування, технічного діагностування і ремонту об’єктів систем газопостачання затверджуються уповноваженою посадовою особою підприємства - власника (орендаря (наймача та/або управителя) споруд та об’єктів систем газопостачання.

3. Технічне обслуговування засобів ЕХЗ підземних газопроводів, виявлення і ліквідація корозійно-небезпечних зон на них, ремонт установок ЕХЗ забезпечуються власником (орендарем (наймачем) та/або управителем).

4. Розмежування ділянок обслуговування (відповідальності) мереж газопостачання, а також газопроводів і установок всередині підприємства повинно бути оформлене з додаванням схеми граничних ділянок із зазначенням меж балансової належності з урахуванням вимог глави 5 розділу III Кодексу ГРМ.

5. Технічне обслуговування систем газопостачання (періодичний огляд (обхід), технічне обстеження систем газопостачання, технічне діагностування), їх поточний та капітальний ремонт забезпечуються власником (орендарем (наймачем) та/або управителем) системи газопостачання.

6. Перед пуском природного газу на газифікований об’єкт власником (орендарем (наймачем) та/або управителем) газових мереж складається паспорт на газове господарство (цех, ділянку, котельню, установку, що використовує природний газ), оформлений відповідно до вимог законодавства України.

У паспорті необхідно зазначати всі зміни, які вносяться до системи газового господарства, з додаванням відповідних схем.

7. Всі однотипні установки, що використовують природний газ, а також обладнання, запобіжна і запірна арматура, КВП на установці повинні бути пронумеровані.

8. Біля кожної установки, що використовує природний газ, повинні бути вивішені схеми газового обладнання із зазначенням номерів обладнання, запобіжної та запірної арматури, контрольно-вимірювальних приладів.

9. Всі газопроводи та установки, що використовують природний газ, підлягають технічному обслуговуванню і ремонту у терміни, що зазначені в паспортах або інструкціях виробників обладнання, приладів, апаратів з урахуванням місцевих умов експлуатації.

Технічне обслуговування необхідно здійснювати не рідше ніж один раз на місяць, а поточний ремонт - не рідше ніж один раз на дванадцять місяців.

Перевірку та прочищення димоходів, газоходів, димових і вентиляційних каналів та систем необхідно здійснювати одночасно з поточним ремонтом печей, котлів та іншого обладнання, а також після кожного випадку порушення тяги, але не рідше ніж один раз на рік (до початку опалювального сезону). Результати таких робіт оформляються актом ДВК.

10. Перевірку герметичності з’єднання імпульсних труб і гумотканинних рукавів зі штуцерами приладів або газопроводів необхідно здійснювати за допомогою відповідних приладів, або мильної емульсії не рідше ніж один раз на тиждень.

11. Контрольний огляд газового господарства необхідно здійснювати не рідше ніж два рази на рік, з оформленням у довільній формі акта контрольного огляду газового господарства.

12. Зовнішні поверхні газопроводів, обладнання, арматуру необхідно фарбувати не рідше ніж один раз на п’ять років відповідно до вимог встановлених законодавством України, з проставленням відмітки у паспорті газопроводу, ПРГ, установки ЕХЗ.

13. Перед пуском у роботу установок, що використовують природний газ, їхні топки й газоходи повинні бути провентильовані (провітрені).

Закінчення вентиляції визначають за допомогою газоаналізатора (вміст природного газу не повинен перевищувати 20 відсотків НКМЗ).

14. До розпалювання установки, що використовує природний газ, повинні бути послідовно продуті природним газом:

газопровід перед колектором установки;

колектор установки;

відводи до пальників.

Продування газопроводу і колектору необхідно здійснювати при закритій запірній арматурі перед пальниками. Закінчення продування визначають газоаналізатором або спалюванням проб (полум’я має бути рівномірним і блакитного кольору).

15. Запірну арматуру безпосередньо перед пальником допускається відкривати тільки після включення запального пристрою або піднесення до нього запальника, який горить.

Подавання природного газу в топки, які обладнані автоматизованими газопальниковими блоками, що працюють за програмою, визначається інструкцією виробника такого блоку.

16. Якщо установки працюють на різних видах палива і мають спільні газоходи, то пуск установок на газовому паливі необхідно здійснювати за умови вимкнення установок, які використовують інші види палива, зокрема, мазут, вугілля, дрова та паливні брикети.

17. Перед ремонтом і при тривалій зупинці (понад три доби) установки (за винятком котлоагрегатів, що знаходяться в резерві) газопровід до неї та газопровід до пальника (при його живленні від колектору до відключення на установку) необхідно відключати від діючих газопроводів першим по ходу природного газу до неї запірним пристроєм із встановленням інвентарної заглушки.

Газопроводи безпеки у цей час повинні залишатися у відкритому стані.

18. Газоходи установок, що виведені в ремонт або зупинку на строк понад один місяць, необхідно відключати від діючих за допомогою глухих шиберів. Газоходи установок, що заново монтуються, повинні бути відключені від діючих за допомогою глухих перегородок.

19. Зняття заглушки й пуск природного газу після тривалої зупинки (понад три доби) або ремонту установки допускається після проведення контрольного випробування газопроводів на герметичність та оформлення у довільній формі відповідних актів перевірки топок, газоходів, контрольно-вимірювальних приладів і систем автоматики безпеки та регулювання.

20. Робота установок, що використовують природний газ, забороняється при несправності або при відключенні приладів контролю і захисту.

21. Якщо при розпалюванні або в процесі регулювання пальника сталися відрив, проскакування або погашення полум’я, подавання природного газу на пальник і запальний пристрій необхідно негайно припинити.

Якщо відрив факела стався під час розпалювання першого пальника, до повторного розпалювання допускається приступати після вентиляції топки та газоходів, а також після усунення причини несправності.

22. Робота установок, що використовують природний газ, без постійного перебування працівників, які їх експлуатують та обслуговують, допускається за умови:

розміщення установок, що використовують природний газ, і допоміжного обладнання у відокремлених (які замикаються) приміщеннях, обладнаних системами охоронної та пожежної сигналізації й аварійним вибухозахищеним освітленням із ввімкненням його поза приміщенням;

оснащення установок, що використовують природний газ, системами автоматизації, які забезпечують їх безаварійну роботу, протиаварійний захист, відключення подавання природного газу на установку при загазованості, пожежі в приміщенні та вимкненні електропостачання;

виведення сигналів про загазованість приміщення і спрацювання захистів на диспетчерський пункт або в приміщення з постійною присутністю чергового;

наявності в оперативному підпорядкуванні диспетчера чергових працівників, які експлуатують та обслуговують обладнання, що здатні виконати роботи з аварійної зупинки обладнання.

За інших умов забороняється робота установок, що використовують природний газ, без постійного перебування працівників, які їх експлуатують та обслуговують.

23. Подавання природного газу на установку негайно припиняється засобами автоматики (пристроями захисту) або працівниками, які експлуатують та обслуговують обладнання, у разі:

згасання полум’я пальників;

неприпустимого підвищення або зниження тиску природного газу;

відключення дуттьових вентиляторів або неприпустимих відхилень у подаванні повітря для згоряння природного газу на пальниках з примусовим подаванням повітря;

відключення димососів або неприпустимого пониження розрідження в топковому просторі;

появи нещільностей в обмуруванні, газоходах і запобіжно-вибухових клапанах;

припинення подавання електроенергії або зникнення напруги на пристроях дистанційного та автоматичного управління і ЗВТ;

несправностей КВП, засобів автоматизації й сигналізації загазованості та системи пожежної сигналізації;

відмови запобіжних і блокувальних пристроїв;

несправності пальників;

появи загазованості, виявлення витоків природного газу на газовому або газовикористовуючому обладнанні та газопроводах;

вибуху в топковому просторі, вибуху або загоряння пальних відкладень у газоходах.

24. При вибуху або пожежі в цеху або котельні необхідно перекрити подавання природного газу запірним пристроєм, що встановлений на вводі газопроводу в приміщення для установок, що використовують природний газ, а для дахових котелень —- запірним пристроєм, що встановлений на ПРГ, від якої подається природний газ на дану котельню, або безпосередньо на вводі газопроводу до приміщення дахової котельні.

25. Перед включенням у роботу установок сезонної дії, у тому числі опалювальних котлів, необхідно забезпечити прочищення газоходів, перевірку справності газоходів і систем вентиляції, проведення технічного обслуговування газового та газовикористовуючого обладнання, КВП, засобів автоматизації.

У вбудованих і прибудованих котельних необхідно перевірити газонепроникність огороджувальних конструкцій приміщень.

Готовність до роботи обладнання сезонної дії, що використовує природний газ, необхідно оформляти відповідним актом, який оформлюється власником у довільній формі.

Зняття заглушок і пуск природного газу допускаються при готовності до роботи установок сезонної дії, що використовують природний газ.

26. Плани локалізації та ліквідації можливих аварій в системі газопостачання повинні бути розроблені та затверджені керівником суб’єкта господарювання, відповідно до вимог статті 11 Закону України "Про об’єкти підвищеної небезпеки".

1. Подавання природного газу від позаплощадкових газопроводів у розподільну мережу ТЕС і їх котелень необхідно здійснювати:

для енергетичних, парових і водогрійних котлів - через ГРП або ГРУ;

для ТЕС потужністю понад 1000 МВт, які використовують природний газ як основне або резервне паливо, із забезпеченням двох вводів і двох ГРП та організацією взаємного резервування;

для газомазутних енергоблоків потужністю 800 МВт і вище — через блочний ГРП.

2. Конструкція котлоагрегата, в якому спалюється газове паливо, компонування газопальникових пристроїв та організація системи рециркуляції продуктів згоряння в топці повинні забезпечувати стійкий процес горіння і контроль за цим процесом, а також унеможливлювати утворення невентильованих зон.

3. Газоходи для відведення продуктів згоряння котельних установок і газоходи системи рециркуляції, а також закриті простори, в яких розміщуються колектори, не повинні мати невентильованих ділянок.

4. Конструкцію топки та газоходів необхідно розраховувати на внутрішній тиск, який перевищує тиск атмосферного повітря (розмір перевищення визначає виробник котла).

5. Кількість вибухозапобіжних клапанів та місця їх встановлення визначаються проєктною документацією на об’єкт.

6. У топці котла необхідно встановлювати пристрої, що забезпечують можливість нагляду за горінням та унеможливлюють викид полум’я. Дверцята лазів, люків і пристроїв для нагляду за горінням повинні бути щільними та мати запори, що унеможливлюють самовільне відкриття.

7. На газові пальники необхідно мати паспорти виробників.

8. Газові пальники повинні працювати без відриву і проскакування факела в діапазоні регулювання теплового навантаження котла.

9. Котельні установки необхідно обладнувати технологічними захистами, що забезпечують безпеку всіх режимів експлуатації.

10. Блокування, захист від зупинення котла і переведення його на понижене навантаження слід здійснювати відповідно до технологічної документації котельної установки виробника.

11. Введення і виведення захистів і блокувань, які перешкоджають пуску та зупинці котла, необхідно здійснювати для:

захистів із погашенням загального факела і факела розпалювального пальника - автоматично;

періодичної перевірки згідно з графіком, затвердженим керівником суб’єкта господарювання.

12. Виведення з роботи пристроїв технологічного захисту, блокувань і сигналізації на діючому обладнанні допускається тільки у випадках необхідності їх відключення. При цьому повинен забезпечуватись безперервний контроль експлуатаційним персоналом роботи обладнання і ЗВТ.

13. Зняття заглушок на газопроводах необхідно виконувати після проведення контрольного опресовування газопроводів повітрям при тиску 0,01 МПа із забезпеченням швидкості падіння тиску за одну годину не більше ніж 60 даПа.

14. Пуск природного газу в газопроводи агрегату, який виводять із режиму консервації, необхідно проводити після технічного обслуговування, з зазначенням виконаних робіт в експлуатаційній документації.

15. При пуску природного газу після простою тривалістю понад три доби необхідно перевіряти справність і готовність механізмів дуття і тяги агрегату, допоміжного обладнання, засобів контролю й управління механізмами та арматурою, а також працездатність захистів, блокувань та засобів оперативного зв’язку.

При подаванні на пальники енергетичних котлів природного газу та наявності резервного палива-мазуту і необхідності збереження циркуляції мазуту в мазутопроводах котла необхідно забезпечити можливість виключення дії блокувань природного газу на вхідний запірний орган мазутопроводу і рециркуляції зі збереженням блокувань на всі запірні органи на мазуті перед пальниками.

При пуску природного газу після простою тривалістю не більше трьох діб перевірянню підлягають тільки обладнання, механізми, пристрої захисту, блокування, засоби контролю та управління, на яких здійснювали ремонт під час зазначеного простою.

16. Перед розпалюванням котла, який був у стані резерву, необхідно проводити передпускову перевірку герметичності затвора, запірних пристроїв перед пальниками та перевірку настроювання і спрацьовування ЗЗК із зазначенням результатів виконаних робіт в експлуатаційній документації.

Розпалювання котла при виявленні нещільності затворів забороняється.

17. Заповнення газопроводів котла природним газом здійснюють при ввімкнених тягодуттьових пристроях у послідовності, зазначеній в інструкції з експлуатації котельної установки, затвердженої суб’єктом господарювання.

18. Продування газопроводів котла через трубопроводи безпеки та пальникові пристрої забороняється.

19. Перед розпалюванням агрегату повинна бути виконана вентиляція топки, газоходів (у тому числі й рециркуляційних), теплої скриньки (за її наявності), а також повітропроводів протягом не менше десяти хвилин при відкритих шиберах газоповітряного тракту і при витраті повітря не менше ніж 25 відсотків номінального.

20. Вентиляцію котлів, які працюють під наддувом, а також водогрійних котлів при відсутності димососів необхідно здійснювати дуттьовими вентиляторами та димососами рециркуляції (за наявності).

21. Розпалювання котла з врівноваженою тягою здійснюють при увімкнених димососах і дуттьових вентиляторах, а розпалювання котлів, які працюють під наддувом,- при увімкнених дуттьових вентиляторах.

22. Розпалювання котла, на якому відсутні ЗЗК у всіх пальників і визначена група запальних пальників, повинно розпочинатися з розпалювання цих пальників. При погашенні пальника необхідно негайно припинити подавання природного газу до нього, вимкнути його ЗЗП і провести вентиляцію пальникового пристрою при повному відкритті запірного органу на повітропроводі до нього.

Продовження розпалювання забезпечується розпалюванням наступних пальників, а повторне розпалювання відключеного пальника повинно бути проведене після усунення несправностей.

Розпалювання інших пальників котла повинно проводитися тільки при всіх працюючих запальних пальниках.

У разі не загоряння або згасання при розпалюванні будь-якого з пальників, що не входить у розпалювальну групу, необхідно припинити подачу природного газу на цей пальник і вимкнути його запальний пристрій.

Повторне розпалювання пальника котла можливе тільки після продування його повітрям, усунення причин не загоряння або згасання.

23. Розпалювання котла, всі пальники якого обладнані ЗЗК і ЗЗП, може починатися з розпалювання будь-якого пальника в послідовності, зазначеній в інструкції з експлуатації котельної установки, затвердженої уповноваженою посадовою особою суб’єкта господарювання.

При згасанні пальника необхідно припинити подачу природного газу до нього, вимкнути його ЗЗП і провести вентиляцію пальникового пристрою при повному відкритті запірного пристрою на повітропроводі до нього.

Продовження розпалювання котла забезпечується розпалюванням наступних пальників. Повторне розпалювання відключеного пальника повинно бути проведене після усунення несправностей.

24. Відключати запальний пристрій пальника допускається після встановлення стійкого горіння і стабілізації факела кожного конкретного пальника.

25. При переведенні котла з твердого або рідкого палива на природний газ при багатоярусному компонуванні пальників першими повинні переводитися на природний газ пальники нижніх ярусів.

26. Перед переведенням агрегату на спалювання природного газу необхідно проводити перевірку спрацювання ЗЗК і працездатності технологічних захистів і блокувань із газопостачання на спрацювання виконавчих механізмів або на сигнал в обсязі, який не перешкоджає роботі агрегату.

27. У випадку повного відриву факела в топці (згасання топки) необхідно негайно припинити подавання природного газу до агрегату і відключити всі ЗП.

Повторне розпалювання вентиляції топки котла, газоходів, включаючи рециркуляційні, а також замкнутий простір, який примикає до котла, із допоміжними елементами, а саме колекторами, камерами, вхідними та вихідними частинами екранів та інше ("тепла скринька") проводиться тільки після усунення причин згасання факела.

28. При зупиненні агрегату необхідно:

припинити подавання природного газу у газопроводи котла і до пальників;

відкрити запірні пристрої на продувних трубопроводах і трубопроводах безпеки;

відключити ЗЗП і ЗП пальників;

виконати вентиляцію топки, газоходів і "теплої скриньки" (за її наявності) протягом десяти хвилин;

відключити тягодуттьові механізми котла.

При внутрішньому огляді та ремонті котли та інші газифіковані агрегати повинні відключатися від газопроводу за допомогою заглушок.

29. Подавання природного газу в газопроводи котла негайно припиняється персоналом ТЕС у випадках:

неспрацювання технологічних захистів, які передбачені на котельній установці;

розриву газопроводів котла;

вибуху в топці, вибуху або загоряння горючих відкладень у газоходах, неприпустимого розігрівання несучих балок каркаса котла;

обвалення обмурування, а також інших пошкоджень конструкцій, які загрожують персоналу або небезпечні для обладнання;

зникнення напруги на пристроях дистанційного або автоматичного управління;

виникнення пожежі у приміщеннях ТЕС або на обладнанні чи системах управління агрегату.

30. Аварійна зупинка агрегату здійснюється за допомогою систем захистів і блокувань, а за потреби - діями персоналу ТЕС.

При аварійній зупинці агрегату необхідно:

припинити подавання природного газу у газопроводи агрегату та до пальників котла закриттям відповідних запірних пристроїв/арматури;

відкрити запірні пристрої на трубопроводах безпеки;

відключити ЗЗП і ЗП пальників.

31. При виведенні агрегату або системи газопроводів у резерв необхідно перекривати:

ЗЗП (з електроприводом) на газопроводі до агрегату;

ЗЗП на газопроводі перед кожним пальником;

ЗЗП на загальному внутрішньому газопроводі до агрегату і перед кожним пальником. Після перекриття зазначених пристроїв до агрегату і перед кожним пальником необхідно відкрити ЗЗП на продувних газопроводах і трубопроводах безпеки.

Після закінчення даної операції заглушку за запірним пристроєм на відгалуженні газопроводу до котла не встановлюють.

32. При виведенні газопроводів агрегату в режим консервації, а також перед виконанням робіт, пов’язаних із розбиранням газової арматури, ремонтом внутрішніх газопроводів агрегату, роботою всередині котла, перші за ходом природного газу запірні пристрої повинні бути перекриті зі встановленням за ними інвентарних заглушок.

Газопроводи необхідно звільнити від природного газу і продути інертним газом, азотом, вуглекислим газом, парою або повітрям. Продувка вважається задовільною при концентрації природного газу в продувочній суміші не вище 20 відсотків НКМЗ.

Результати проведеної роботи фіксуються в оперативному журналі, згідно з підпунктом 5.4.6 пункту 5.4 розділу 5 Правил технічної експлуатації теплових установок і мереж, затверджених наказом Міністерства палива та енергетики України від 14 лютого 2007 року № 71, зареєстрованих в Міністерстві юстиції України 05 березня 2007 року за № 197/13464.

33. Технічне обслуговування газопроводів, газового обладнання ТЕС і їх котелень повинно забезпечувати:

огляд технічного стану;

перевірку параметрів спрацьовування ЗЗК та ЗСК, встановлених в ГРП;

перевірку працездатності ЗП та ЗЗП, що включено до схеми захисту і блокування котлів;

перевірку щільності фланцевих з’єднань, різьбових і зварних з’єднань газопроводів, сальникових набивок арматури за допомогою приладів або мильної емульсії;

контроль загазованості повітря в ПРГ і котельної зали;

перевірку працездатності автоматичних сигналізаторів загазованості в ПРГ і котельної зали;

перевірку спрацювання обладнання технологічного захисту, блокування і дії сигналізаторів;

включення і відключення газопроводів та газового обладнання в режимі резерву, ремонту та консервації;

проведення режимно-налагоджувальних робіт на газовикористовуючому обладнанні, що використовує природний газ.

34. Періодичний огляд технічного стану необхідно проводити не рідше ніж один раз у зміну для ГРП, внутрішніх газопроводів котельної та котлів і один раз на місяць — для надземних і підземних газопроводів.

35. Підтягування сальників на арматурі, відкачування конденсату із дренажних систем газопроводів з тиском більше ніж 0,1 МПа не допускаються.

36. Експлуатація газопроводів і газового обладнання з виявленими при огляді порушеннями забороняється.

37. Перевірку параметрів спрацювання ЗЗК та ЗСК здійснюють не рідше ніж один раз у шість місяців, за графіком, затвердженим уповноваженою посадовою особою суб’єкта господарювання, а також після ремонту газового обладнання.

Результати проведеної роботи заносяться до журналу реєстрації результатів періодичного огляду (обходу) ПРГ, форма якого наведена у додатку 14 до цих Правил.

38. ЗСК в ПРГ повинні налаштовуватись на параметри, які забезпечують початок їх відкриття при перевищенні максимального робочого тиску на виході із ПРГ не більше ніж на 15 відсотків, а ЗЗК, у тому числі вмонтовані в регулятори тиску, при перевищенні робочого тиску не більше ніж на 25 відсотків.

39. При настроюванні та перевірянні параметрів спрацювання ЗЗК та ЗСК робочий тиск природного газу після регуляторів тиску на виході із ПРГ не повинен змінюватись.

40. Перевірку спрацювання ЗЗК котлів і пальників необхідно проводити перед розпалюванням котла на природному газі після простою понад три доби, перед плановим переведенням котла на використання природного газу, а також після ремонту газопроводів котла.

41. При перевірці засмічення фільтрів максимальний перепад тиску природного газу в касеті фільтра не повинен перевищувати значень, встановлених виробником, та становити не більше для:

сітчастого та вісцинового — 500 даПа;