Требования безопасности при производстве земляных работ

Первичные средства пожаротушения.

Первичные средства пожаротушения (ящики с песком объемом 0,5-1 м3, бочки с водой кошмы, огнетушители и располагаемые на пожарных щитах, ручные огнетушители, ведра, топоры, лопаты) применяются для ликвидации небольших возгораний до приведения в действия основного пожарного оборудования. Этот инвентарь имеет отличительную красную окраску и надписи. Его нельзя использовать ни для каких других целей. Ручные огнетушители в зависимости от имеющихся в них огнегасящих составов.. Применяются жидкие, пенные, газообразные и порошковые огнегасительные вещества.

Как огнегасительное средство, широко используется вода. Она негорючая, инертна, доступна, дешева, обладает высокой теплоемкостью и большой теплотой парообразования. Первичные средства пожаротушения следует размещать вблизи мест наиболее вероятного их применения, на виду, обеспечив к ним свободный доступ.

Использование первичных средств пожаротушения не по назначению ЗАПРЕЩАЕТСЯ.

При температуре окружающей среды 0 С и ниже пенные огнетушители необходимо перенести в отапливаемое помещение.

Приведение огнетушителей в действие должно производиться в соответствии с инструкцией, имеющейся на корпусе каждого огнетушителя. Асбестовое полотно войлок(кошму) рекомендуется хранить в металлических футлярах с крышками, периодически (1раз в квартал) просушивать и очищать от пыли.

Углекислотные огнетушители должны предохраняться от чрезмерного нагревания и действия солнечных лучей.

Вместимость бочек для хранения воды должно быть не менее 0,2 м3 и комплектоваться ведром.

Земляные работы на территории промышленных площадок КС, ГРС, ПХГ, в охранных зонах ЛЧ МГ относят к газоопасным.

Земляные работы на объектах МГ проводят с обязательным наличием плана (схемы) их территории с нанесенными наземными и подземными коммуникациями и по со­гласованию между соответствующими подразделениями филиала ЭО.

Перед вскрытием подземных газопроводов и других коммуникаций их фак­тическое положение устанавливают ручным зондированием (шурфовкой) или инструменталь­ными методами.

Траншея может быть отрыта с вертикальными стенками без креплений в не­скальных и незамерзших грунтах выше уровня грунтовых вод глубиной (в метрах): не более чем 1,0 — в насыпных, песчаных и гравелистых грунтах; 1,25 — в супесях; 1,5 — в суглинках, глинах; 2,0 — в особо плотных нескальных грунтах.

При работе в котловане на газопроводе диаметром до 800 мм из него устраива­ют не менее двух выходов — по одному в каждую сторону от оси трубы. При работе в котловане на газопроводе диаметром 800 мм и выше котлован должен иметь не менее четырех выходов, расположенных по два с каждой стороны от оси трубы. Выходы выполняют в виде ступеней, пологих спусков и/или приставных лестниц.

Во время нахождения рабочих в траншее (котловане) без крепления стенок на поверхности рядом с траншеей не должны проводить какие-либо работы, а тяжелые меха­низмы размещают за пределами призмы возможного обрушения грунта.

Земляные работы с помощью механизмов при вскрытии газопроводов вы­полняют на расстоянии не ближе 0,5 м до крайней образующей газопровода (оборудования). В дальнейшем земляные работы ведут вручную, без применения ударных инструментов. Опорные части механизма запрещено устанавливать непосредственно над газопроводом (обо­рудованием).

Земляную работу, не связанную с эксплуатацией и ремонтом МГ и кабелей, может выполнять специализированная организация на расстоянии не менее 2 м от газопро­вода и кабеля в присутствии ответственного представителя службы эксплуатации МГ.

1. Основные способы диагностирования технического состояния ЛЧ МГ.

1.Техническое диагностирование МГ осуществляют на протяжении всего жизнен­ного цикла до вывода объекта из эксплуатации (за исключением периода ликвидации). В те­чение первого года эксплуатации вновь построенных газопроводов ЭО организует проведе­ние внутритрубного диагностирования с целью определения пространственного положения газопроводов, выявления строительных дефектов для последующего их устранения в рамках гарантийных обязательств.

2.Основными задачами ПОЭ в области контроля и диагностирования технического состояния ЛЧ МГ являются:

- планирование диагностических работ;

- организация подготовки ЛЧ МГ к проведению диагностических работ;

- контроль за выполнением диагностических работ;

- анализ технического состояния ЛЧ МГ и разработка предложений по ремонту и ре­конструкции по результатам диагностических обследований;

- внесение информации о результатах диагностических работ в корпоративный банк данных ОАО «Газпром».

3. Для контроля технического состояния ЛЧ МГ применяют следующие основныеспособы диагностирования:

- внутритрубное диагностирование, предназначенное для обнаружения дефектов в теле
трубы и в сварных соединениях, контроля геометрии трубы и геодезического позициониро­вания;

наземные обследования с применением транспортных средств, пеших обходов, экс­кавации газопроводов (шурфование), специальных обследований;

- обследование газопроводов с применением летательных и космических аппаратов, в том числе спутниковых систем;

- приборное и водолазное обследование подводных переходов;

- обследование газопроводов с приложением контрольных нагрузок;

- другие способы обследований.

В качестве основных методов неразрушающего контроля используют:

- акустические;

- магнитные;

- оптические;

- электромагнитные;

- электрометрические;

- радиографические;

- тензометрические;

- аэрокосмические;

- геодезические (геодезическое позиционирование);

- радиолокационные с применением георадаров;

- другие методы неразрушающего контроля.

6.6.6 Работы по техническому диагностированию ЛЧ МГ проводят на основании плана проведения диагностирования газопроводов ОАО «Газпром». Для составления планов прове­дения диагностирования газопроводов ЭО предоставляют в ОАО «Газпром» проекты планов с указанием объема работ по диагностированию и затрат на эти работы.

6.6.7 При составлении проектов планов технического диагностирования ЛЧ МГи уста­новлении сроков его проведения, периодичности и объемов ЭО учитывают:

- категорию газопровода;

- срок эксплуатации газопровода;

- конструкционные особенности газопровода;

- наличие нарушений охранных зон прохождения газопровода;

- отказы на ЛЧ МГ;

- особенности района расположения газопровода;

- наличие участков МГ, относящихся к потенциально опасным и особо ответствен­ным и сложным для диагностирования.

В ходе обследований ЛЧ МГ ЭО и специализированные организации могут про­водить:

- выявление свищей и утечек газа; выявление коррозионных и эрозионных повреждений, трещин и других дефектов ме­талла;

- определение состояния защитного покрытия;

- измерение механических напряжений металла, выявление перемещений и деформа­ций участков газопроводов;

- оценку технического состояния опор, креплений и других конструктивных элемен­тов, воздушных переходов, узлов запуска-приема ВТУ, ГИС (расходомерных пунктов) и т.п.;

- оценку технического состояния подводных переходов;

- определение глубины заложения подземных газопроводов;

- оценку гидравлической эффективности, определение местных гидравлических со­противлений;

- оценку возможностей пропуска ВТУ (для участков, где такие устройства ранее не про­пускались);

- визуальную, инструментальную и приборную оценку состояния металла и защитного покрытия в шурфах и местах выхода газопровода из грунта;

- другие работы.

6.6.9 Результаты обследований оформляют документами (актами, заключениями, про­токолами или др.), оригиналы которых хранят в филиале ЭО у лица, ответственного за безо­пасную эксплуатацию объекта МГ, копии направляют в ПОЭ ЭО и в электронную базу дан­ных о техническом состоянии объекта.

6.6.10 Обследования выполняют с применением технических средств, оборудова­ния и по технологиям, прошедшим аттестацию и разрешенным к применению на объектах ОАО «Газпром».

6.6.11 По результатам обследований в зависимости от технического состояния объекта МГ ЭО принимает

решение о режиме его эксплуатации, необходимости проведения, сроках и объеме ремонтных работ.

6.6.12 Работники специализированной организации и ЭО, привлекаемые к диагности­рованию ЛЧ МГ, проходят внеочередной инструктаж по технике безопасности с обязательным рассмотрением особенностей конкретного участка газопровода.

6.6.13 В случае выявления при проведении диагностических работ на ЛЧ МГ опасных дефектов специализированная организация незамедлительно сообщает об этом ЭО для при­нятия мер по их устранению.

6.6.14 ЭО в присутствии представителей специализированной организации может осуществить проверку достоверности полученных результатов и освидетельствование дефект­ных мест с использованием других методов и средств диагностического обследования.

Дата добавления: 2015-06-27