ПБ 12-368-00, часть 2
Обход может проводиться одним рабочим, не реже 1 раза в 3 мес.
Выявленные неисправности должны устраняться, повреждения окраски газопроводов восстанавливаться.
3.3.7. При обходе подземных газопроводов должны выявляться утечки газа на трассе газопровода по внешним признакам и приборами - отбор и анализ проб на присутствие газа в колодцах и камерах инженерных подземных сооружений (коммуникаций), контрольных трубках, подвалах зданий, шахтах, коллекторах, подземных переходах, расположенных на расстоянии до 15 м по обе стороны от газопровода; уточняться сохранность настенных указателей и ориентиров сооружений; очищаться крышки газовых колодцев и коверов от снега, льда и загрязнений; выявляться пучения, просадки, оползни, обрушения и эрозии грунта, размывы газопровода паводковыми или дождевыми водами; контролироваться условия производства строительных работ, предусматривающие сохранность газопровода от повреждений.
3.3.8. Периодичность обхода трасс подземных газопроводов должна устанавливаться в зависимости от их технического состояния, наличия и эффективности электрозащитных установок, категории газопровода по давлению; от пучинистости, просадочности и степени набухания грунтов, горных подработок, сейсмичности района, времени года и других факторов, но не реже сроков, приведенных в таблице.
ПЕРИОДИЧНОСТЬ ОБХОДА
ТРАСС ПОДЗЕМНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ
‚ЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂ€ЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂѓ
Ѓ Газопроводы Ѓ Трассы газопроводов Ѓ
Ѓ †ЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂ€ЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂ€ЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂ‡
Ѓ Ѓ низкого Ѓ высокого и Ѓвсех давленийЃ
Ѓ Ѓ давления в Ѓ среднего Ѓв незастроен-Ѓ
Ѓ Ѓзастроенной Ѓ давления в Ѓной части го-Ѓ
Ѓ Ѓчасти городаЃзастроенной Ѓрода (насе- Ѓ
Ѓ Ѓ(населенногоЃчасти городаЃленного Ѓ
Ѓ Ѓ пункта) Ѓ(населенногоЃпункта) и Ѓ
Ѓ Ѓ Ѓ пункта) ЃмежпоселковыеЃ
†ЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЉЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂ‰ЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂ‰ЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂ‡
Ѓ1. Вновь построенные Ѓ Непосредственно в день пуска и на Ѓ
Ѓ Ѓ следующий день после пуска Ѓ
Ѓ Ѓ Ѓ
Ѓ2. Эксплуатируемые в Ѓ Устанавливается главным инженером Ѓ
Ѓ нормальных условиях иЃ эксплуатирующей организации, но: Ѓ
Ѓ находящиеся в Ѓ Ѓ
Ѓ удовлетворительном Ѓне реже Ѓне реже Ѓне реже 1 Ѓ
Ѓ техническом состоянииЃ1 раза в Ѓ2 раз в мес.Ѓраза в 6 мес.Ѓ
Ѓ Ѓмес. Ѓ Ѓпри ежегодномЃ
Ѓ Ѓ Ѓ Ѓприборном Ѓ
Ѓ Ѓ Ѓ Ѓобследовании Ѓ
Ѓ Ѓ Ѓ Ѓили 1 раза в Ѓ
Ѓ Ѓ Ѓ Ѓ2 мес. без Ѓ
Ѓ Ѓ Ѓ Ѓего Ѓ
Ѓ Ѓ Ѓ Ѓпроведения Ѓ
Ѓ Ѓ Ѓ Ѓ Ѓ
Ѓ3. После реконструкции ЃТо же ЃТо же ЃТо же Ѓ
Ѓ методом протяжки Ѓ Ѓ Ѓ Ѓ
Ѓ полиэтиленовых труб Ѓ Ѓ Ѓ Ѓ
Ѓ или санированием Ѓ Ѓ Ѓ Ѓ
Ѓ Ѓ Ѓ Ѓ Ѓ
Ѓ4. Проложенные в зоне ЃНе реже ЃНе реже ЃНе реже Ѓ
Ѓ действия источников Ѓ1 раза Ѓ2 раз Ѓ1 раза Ѓ
Ѓ блуждающих токов, в Ѓв неделю Ѓв неделю Ѓв 2 недели Ѓ
Ѓ грунте с высокой Ѓ Ѓ Ѓ Ѓ
Ѓ коррозионной Ѓ Ѓ Ѓ Ѓ
Ѓ активностью и не Ѓ Ѓ Ѓ Ѓ
Ѓ обеспеченные Ѓ Ѓ Ѓ Ѓ
Ѓ минимальным защитным Ѓ Ѓ Ѓ Ѓ
Ѓ электропотенциалом Ѓ Ѓ Ѓ Ѓ
Ѓ Ѓ Ѓ Ѓ Ѓ
Ѓ5. Имеющие дефекты ЃНе реже ЃНе реже ЃНе реже Ѓ
Ѓ защитных покрытий Ѓ1 раза Ѓ2 раз Ѓ1 раза Ѓ
Ѓ после приборного Ѓв неделю Ѓв неделю Ѓв 2 недели Ѓ
Ѓ технического Ѓ Ѓ Ѓ Ѓ
Ѓ обследования Ѓ Ѓ Ѓ Ѓ
Ѓ Ѓ Ѓ Ѓ Ѓ
Ѓ6. Имеющие положительныеЃЕжедневно ЃЕжедневно ЃНе реже Ѓ
Ѓ и знакопеременные Ѓ Ѓ Ѓ2 раз Ѓ
Ѓ значения Ѓ Ѓ Ѓв неделю Ѓ
Ѓ электропотенциалов Ѓ Ѓ Ѓ Ѓ
Ѓ Ѓ Ѓ Ѓ Ѓ
Ѓ7. Находящиеся в ЃЕжедневно ЃЕжедневно ЃНе реже Ѓ
Ѓ неудовлетворительном Ѓ Ѓ Ѓ2 раз Ѓ
Ѓ техническом Ѓ Ѓ Ѓв неделю Ѓ
Ѓ состоянии, подлежащиеЃ Ѓ Ѓ Ѓ
Ѓ замене Ѓ Ѓ Ѓ Ѓ
Ѓ Ѓ Ѓ Ѓ Ѓ
Ѓ8. Проложенные в ЃНе реже ЃНе реже ЃНе реже Ѓ
Ѓ просадочных грунтах Ѓ1 раза Ѓ2 раз Ѓ1 раза Ѓ
Ѓ Ѓв неделю Ѓв неделю Ѓв 2 недели Ѓ
Ѓ Ѓ Ѓ Ѓ Ѓ
Ѓ9. С временно Ѓ Ежедневно до проведения ремонта Ѓ
Ѓ устраненной утечкой Ѓ Ѓ
Ѓ (бинт, бандаж) Ѓ Ѓ
Ѓ Ѓ Ѓ
Ѓ10. Находящиеся в Ѓ Ежедневно до устранения угрозы Ѓ
Ѓ радиусе 15 м от Ѓ повреждения газопровода Ѓ
Ѓ места производства Ѓ Ѓ
Ѓ строительных работ Ѓ Ѓ
Ѓ Ѓ Ѓ
Ѓ11. Береговые части Ѓ Ежедневно в период паводка Ѓ
Ѓ переходов через Ѓ Ѓ
Ѓ водные преграды и Ѓ Ѓ
Ѓ овраги Ѓ Ѓ
„ЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂ‰ЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂЂ…
3.3.9. Обход трасс подземных газопроводов должен производиться бригадой в составе двух человек.
В незастроенной части города (поселка), а также вне проезжей части дорог при отсутствии в 15-метровой зоне от газопроводов колодцев, других подземных сооружений (коммуникаций) допускается обход производить одним рабочим.
3.3.10. Обходчикам подземных газопроводов должны вручаться под расписку маршрутные карты, на которых указаны схемы трасс газопроводов с местоположением газовых (в том числе электрозащиты) и других сооружений (коммуникаций), колодцев, подвалов зданий, подлежащих проверке на загазованность (15 м по обе стороны от газопровода). Маршрутные карты должны ежегодно выверяться.
Перед допуском к первому обходу рабочие должны быть ознакомлены с трассой газопровода на местности.
3.3.11. При обнаружении загазованности сооружений на трассе газопровода или утечки газа по внешним признакам рабочие, проводящие обход, обязаны немедленно известить аварийно - диспетчерскую службу и до приезда бригады принять меры по предупреждению окружающих (жильцов дома, прохожих) о загазованности и недопустимости курения, пользования открытым огнем, электроприборами и необходимости проветривания помещений.
Дополнительно должна быть организована проверка приборами и проветривание загазованных подвалов, цокольных и первых этажей зданий, колодцев и камер подземных сооружений (коммуникаций) на расстоянии 50 м по обе стороны от газопровода.
3.3.12. Результаты обхода газопроводов должны отражаться в журнале.
В случае выявления неисправностей или самовольного ведения работ в охранной зоне газопровода должен составляться рапорт.
3.3.13. Вдоль трассы подземного газопровода в пределах 2 м по обе стороны не допускается складирование материалов, оборудования, в том числе для временного хранения.
3.3.14. Администрация организации, по территории которой газопровод проложен транзитом, должна обеспечить доступ обслуживающего персонала эксплуатационной организации для проведения осмотра, ремонта газопровода, локализации и ликвидации аварийных ситуаций.
3.3.15. Владельцы смежных с газопроводом подземных сооружений (коммуникаций) должны своевременно производить очистку крышек колодцев и камер на расстоянии не менее 15 м от газопровода для проверки их на загазованность.
3.3.16. Владельцы зданий должны содержать подвалы и технические подполья в состоянии, обеспечивающем возможность их постоянного проветривания и проверки на загазованность.
3.3.17. Приборное техническое обследование действующих подземных газопроводов должно производиться не реже 1 раза в 5 лет.
Газопроводы, требующие капитального ремонта или включенные в план на замену (перекладку), должны подвергаться приборному техническому обследованию не реже 1 раза в год.
3.3.18. Внеочередные приборные технические обследования стальных газопроводов должны проводиться при обнаружении неплотности или разрыва сварных стыков, сквозных коррозионных повреждений, а также если у электрозащитных установок в течение года были перерывы в работе:
более 1 мес. - в зонах опасного действия блуждающих токов;
более 6 мес. - в зонах отсутствия блуждающих токов, если защита газопровода не обеспечена другими установками.
Коррозионное состояние металла и изоляционного покрытия трубы должно определяться во всех шурфах, отрываемых в процессе эксплуатации газопровода или смежных сооружений.
Качество сварных стыков на вскрытых участках газопроводов проверяется, если ранее на газопроводе были обнаружены поврежденные сварные соединения.
3.3.19. При приборном техническом обследовании подземных стальных газопроводов должны выявляться места повреждения изоляционных покрытий и утечки газа.
3.3.20. В местах выявленных повреждений изоляционного покрытия, а также на участках, где использование приборов затруднено индустриальными помехами, должны быть отрыты контрольные шурфы длиной не менее 1,5 м для визуального обследования.
Количество шурфов в зонах индустриальных помех должно составлять не менее 1 на каждые 500 м распределительных газопроводов и на каждые 200 м газопроводов - вводов.
3.3.21. С целью проверки герметичности подземного газопровода и для обнаружения мест утечек газа допускается производить бурение скважин.
Скважины закладываются на расстоянии не менее 0,5 м от стенки газопровода через каждые 2 м глубиной не менее глубины промерзания грунта в зимнее время, в остальное время - на глубину укладки трубы.
3.3.22. Применение открытого огня для опробования устья скважин разрешается не ближе 3 м от зданий и сооружений.
Если газ в скважине не воспламенится, проверка его наличия должна проводиться приборами.
3.3.23. При использовании высокочувствительных приборов для определения наличия газа глубина скважин может быть уменьшена с целью их закладки вдоль оси газопровода.
3.3.24. Допускается производить проверку плотности газопроводов опрессовкой по нормам испытаний вновь построенных газопроводов на герметичность.
Газопроводы давлением до 0,005 МПа проверяются на герметичность давлением 0,3 МПа в течение 1 часа. Видимое падение давления по образцовому манометру не допускается.
3.3.25. При обследовании подводных переходов уточняется местоположение газопровода и наличие повреждений изоляционного покрытия по методике, разработанной специализированной организацией и утвержденной владельцем газопровода.
Работы по обследованию переходов через водные преграды должны производиться не реже 1 раза в 5 лет.
3.3.26. Утечки газа на газопроводах, обнаруженные при приборном техническом обследовании, устраняются в аварийном порядке.
Дефекты изоляционных покрытий, выявленные на газопроводах, расположенных в зонах опасного влияния блуждающих токов и на расстоянии менее 15 м от административных, общественных и жилых зданий, должны устраняться в течение 1 мес., в остальных случаях - не позднее чем через 3 мес. после их обнаружения.
3.3.27. По результатам приборного технического обследования должен составляться акт, в котором с учетом выявленных дефектов и оценки технического состояния дается заключение о возможности дальнейшей эксплуатации газопровода, необходимости и сроках проведения его ремонта или перекладки (замены).
3.3.28. Внеочередные технические обследования (диагностика технического состояния) газопроводов должны проводиться по истечении расчетного ресурса работы, принимаемого для стальных газопроводов 40 лет и для полиэтиленовых 50 лет.
Диагностика с целью определения необходимости замены или остаточного ресурса с разработкой мероприятий, обеспечивающих безопасную эксплуатацию газопровода на весь срок продления жизненного цикла, должна проводиться в соответствии с методиками, утверждаемыми Госгортехнадзором России.
3.3.29. Производство строительных и земляных работ в охранной зоне газопровода (ближе 15 м) допускается по письменному разрешению организации - владельца газопровода, в котором должны быть указаны условия и порядок их проведения и приложена схема газопровода с привязками.
До начала работ эксплуатирующей организации газового хозяйства представляется проект плана производства работ для согласования мероприятий, обеспечивающих сохранность газопровода.
Производство строительных работ в охранной зоне газопровода без разрешения запрещается.
3.3.30. До начала работ ударных механизмов и землеройной техники должно быть определено фактическое местоположение газопровода отрытием шурфов вручную в присутствии представителя организации газового хозяйства.
Ударные механизмы для рыхления грунта могут применяться не ближе 3 м от газопровода, а способные на отклонение от вертикали (клин - баба) - не ближе 5 м от газопровода.
Эксплуатационным организациям газового хозяйства допускается производить вскрытие газопровода механизированным способом, при условии удаления последнего слоя грунта (200 - 300 мм) вручную.
3.3.31. При строительстве вблизи действующих газопроводов зданий, инженерных сооружений (коммуникаций), дорог и в случаях пересечения ими газопроводов строительными организациями должны быть выполнены требования действующих нормативных документов и проекта.
3.3.32. При проведении работ по расширению и капитальному ремонту железнодорожных, трамвайных путей и автомобильных дорог в местах пересечения их с газопроводами последние, независимо от сроков предыдущей проверки, должны быть подвергнуты внеочередному техническому обследованию и, при необходимости, ремонту или перекладке.
Эксплуатационные организации газового хозяйства должны быть заблаговременно уведомлены о предстоящем ремонте или расширении путей (дорог).
3.4. Газорегуляторные пункты,
газорегуляторные установки
3.4.1. Режим работы ГРП, ГРУ должен устанавливаться в соответствии с проектом.
3.4.2. Параметры настройки регуляторов в ГРП городов и населенных пунктов для бытовых потребителей не должны превышать 300 даПа <*>.
--------------------------------
<*> Декапаскаль (даПа) равен 10 Па.
3.4.3. Предохранительные сбросные клапаны, в том числе встроенные в регуляторы давления, должны обеспечить сброс газа при превышении максимального рабочего давления после регулятора не более чем на 15%; верхний предел срабатывания предохранительно - запорных клапанов (ПЗК) не должен превышать максимальное рабочее давление газа после регулятора более чем на 25%.
3.4.4. Параметры настройки оборудования ГРУ газоиспользующих установок промышленных, сельскохозяйственных производств, отопительных котельных и других организаций должны устанавливаться проектом и уточняться при пусконаладочных работах.
3.4.5. Колебание давления газа на выходе из ГРП, ГРУ допускается в пределах 10% от рабочего давления.
Неисправности регуляторов, вызывающие повышение или понижение рабочего давления, неполадки в работе предохранительных клапанов, а также утечки газа, должны устраняться в аварийном порядке.
3.4.6. Включение в работу регулятора давления в случае прекращения подачи газа должно производиться после выявления причины срабатывания предохранительно - запорного клапана (ПЗК) и принятия мер по устранению неисправности.
3.4.7. На случай ремонта оборудования необходимо предусматривать резервную линию редуцирования или обводной газопровод (байпас).
Устройство байпаса при подаче газа на установки, рассчитанные на работу только в автоматическом режиме, не требуется.
Газ по обводному газопроводу (байпасу) допускается подавать только в течение времени, необходимого для ремонта оборудования и арматуры. Работа должна выполняться бригадой рабочих в составе не менее двух человек, один из которых назначается старшим.
3.4.8. Температура воздуха в помещении ГРП определяется проектом в зависимости от конструкции применяемого оборудования и контрольно - измерительных приборов в соответствии с паспортами заводов - изготовителей.
3.4.9. При эксплуатации ГРП и ГРУ должны выполняться:
осмотр технического состояния (обход) в сроки, устанавливаемые производственной инструкцией, обеспечивающие безопасность и надежность эксплуатации;
проверка параметров срабатывания предохранительно - запорных и сбросных клапанов - не реже 1 раза в 3 мес., а также по окончании ремонта оборудования;
техническое обслуживание - не реже 1 раза в 6 мес.;
текущий ремонт - не реже 1 раза в 12 мес., если изготовители газового оборудования не устанавливают иные сроки ремонта;
капитальный ремонт - при замене оборудования, средств измерений, ремонте здания, систем отопления, вентиляции, освещения - на основании дефектных ведомостей, составленных по результатам осмотров и текущих ремонтов.
3.4.10. Организационно - технические мероприятия и работы, выполняемые при осмотре технического состояния (обходе), техническом обслуживании, текущем и капитальном ремонте ГРП, ГРУ, должны соответствовать требованиям "Правил технической эксплуатации и требований безопасности труда в газовом хозяйстве Российской Федерации".
3.4.11. Осмотр технического состояния (обход) ГРП должен, как правило, производиться двумя рабочими.
Обход ГРП, оборудованных системами телемеханики, оснащенных сигнализаторами загазованности с контролируемым выводом сигнала, шкафных регуляторных пунктов (ШРП), а также ГРУ допускается производить одним рабочим.
Эксплуатационным организациям газового хозяйства разрешается производить обход ГРП одним рабочим, из числа постоянного персонала служб по эксплуатации газорегуляторных станций. В этих случаях должна разрабатываться специальная инструкция, определяющая дополнительные меры безопасности.
3.4.12. Перепад давления газа на фильтре не должен превышать величины, установленной заводом - изготовителем.
Разборка и очистка кассеты фильтра должны производиться при техническом обслуживании вне помещения ГРП (ГРУ) в местах, удаленных от легковоспламеняющихся веществ и материалов не менее чем на 5 метров.
3.4.13. Режим настройки и проверки параметров срабатывания предохранительных клапанов не должен приводить к изменению рабочего давления газа после регулятора.
Настройку и проверку параметров срабатывания предохранительных клапанов допускается выполнять с помощью регулятора давления, если верхний предел срабатывания предохранительного клапана не превышает 300 даПа.
3.4.14. При разборке оборудования отключающие устройства должны быть закрыты. На границах участка устанавливаются заглушки, рассчитанные на максимальное входное давление газа.
Для удобства установки заглушек при монтаже газопроводов должны предусматриваться фланцевые соединения для установки поворотной или листовой заглушки с приспособлением для разжима фланцев и токопроводящей перемычкой.
3.4.15. Техническое обслуживание и текущий ремонт регуляторов с гарантированным сроком эксплуатации может производиться в соответствии с паспортом (инструкцией) завода - изготовителя.
По истечении гарантийного срока такие регуляторы должны пройти поверку и сервисное обслуживание.
3.4.16. Ремонт электрооборудования ГРП и замена электроламп должны проводиться при снятом напряжении.
3.4.17. Снаружи здания ГРП, на ШРП и ограждении ГРУ должны быть предупредительные надписи - "Огнеопасно - газ".
3.4.18. При определении видов и необходимого количества первичных средств пожаротушения в ГРП, ГРУ следует руководствоваться нормами противопожарной службы МВД России.
3.5. Газонаполнительные станции, газонаполнительные
пункты, автомобильные газозаправочные станции
сжиженных углеводородных газов
3.5.1. Ведение производственных процессов, техническое состояние технологического и электрооборудования, газопроводов, санитарно - технических сооружений на ГНС, ГНП и АГЗС должны обеспечивать безаварийную работу и безопасность персонала.
3.5.2. Производственные процессы должны вестись согласно утвержденным производственным инструкциям и технологическим схемам, согласованным с Госгортехнадзором России, с соблюдением требований настоящих Правил.
3.5.3. Расширение (дополнительная установка технологического оборудования), техническое перевооружение (замена на новый тип оборудования) или полная реконструкция ГНС, ГНП, АГЗС должны осуществляться по проектам, разработанным в соответствии с требованиями действующих нормативно - технических документов и утвержденным в установленном порядке.
3.5.4. Для каждого производственного помещения и наружной установки в зависимости от характера технологического процесса должны быть определены в проекте категории и класс по взрывопожарной опасности.
На газопроводах ГНС (ГНП), АГЗС должны быть указаны направления движения потока газа.
3.5.5. Технологическое оборудование, газопроводы, арматура, электрооборудование, вентиляционные системы, средства измерений, противоаварийной защиты, блокировки и сигнализации в производственной зоне ГНС, ГНП, АГЗС должны ежесменно осматриваться, выявленные неисправности своевременно устраняться.
Включение станций в работу без предварительного внешнего осмотра (обхода) запрещается.
3.5.6. Неисправные агрегаты, резервуары, газопроводы должны отключаться, обнаруженные утечки газа устраняться незамедлительно.
3.5.7. Устранение утечек газа на работающем технологическом оборудовании не разрешается.
Разборка арматуры, резьбовых и фланцевых соединений на газопроводах допускается после их отключения и продувки инертным газом или паром.
Запрещается подтягивать крепежные детали фланцевых соединений, удалять (менять) болты на газопроводах и оборудовании под давлением.
3.5.8. Техническое обслуживание, ремонт газопроводов, арматуры и технологического оборудования, за исключением аварийно - восстановительных работ, должны производиться в дневное время.
3.5.9. Техническое обслуживание, текущий и капитальный ремонт газопроводов, арматуры и технологического оборудования должны производиться в соответствии с инструкциями заводов - изготовителей по монтажу и эксплуатации оборудования и с требованиями настоящих Правил.
3.5.10. Запорная арматура, обратные и скоростные клапаны должны обеспечивать быстрое и надежное отключение.
На маховиках арматуры должно быть обозначено направление вращения при открывании и закрывании арматуры.
Обслуживание и текущий ремонт арматуры должны производиться в соответствии с регламентом не реже 1 раза в 12 мес.
3.5.11. Резервуары и газопроводы должны быть оборудованы предохранительными сбросными клапанами.
Эксплуатация технологического оборудования при неисправных и неотрегулированных предохранительных сбросных клапанах запрещается.
3.5.12. Верхний предел срабатывания предохранительных сбросных клапанов не должен превышать максимальное рабочее давление в резервуарах, газопроводах более чем на 15%.
3.5.13. Исправность предохранительных сбросных клапанов должна проверяться:
кратковременным принудительным открыванием (подрывом) не реже 1 раза в мес.;
в соответствии с инструкцией завода - изготовителя, если ручное приоткрывание клапана не предусмотрено.
3.5.14. Проверка параметров настройки клапанов, их регулировка должны производиться на стенде или на месте установки с помощью специального приспособления с периодичностью:
предохранительные сбросные клапаны резервуаров - не реже 1 раза в 6 мес.;
остальные - при проведении текущего ремонта, но не реже 1 раза в 12 мес.
3.5.15. Снимаемый для ремонта или проверки клапан должен заменяться исправным.
Клапаны после проверки параметров настройки пломбируются и регистрируются в журнале.
3.5.16. Режим эксплуатации, количество отработанного времени и замеченные неполадки в работе компрессоров и насосов должны фиксироваться в эксплуатационном журнале.
3.5.17. Работающие насосы и компрессоры должны находиться под постоянным надзором. Эксплуатация насосов и компрессоров с отключенными или вышедшими из строя автоматикой, аварийной вентиляцией, блокировкой с вентиляторами вытяжных систем запрещается.
3.5.18. Давление газа на всасывающей линии насоса должно быть на 0,1 - 0,2 МПа выше упругости насыщенных паров жидкой фазы при данной температуре.
3.5.19. Давление газа в нагнетательном патрубке компрессора не должно превышать давления конденсации паров СУГ при температуре нагнетания.
Максимальное давление газа после компрессора не должно быть выше 1,6 МПа.
3.5.20. Компрессоры и насосы подлежат аварийной остановке в случаях:
утечек или неисправностей отключающих устройств;
вибрации, посторонних шумов и стуков;
выхода из строя подшипников и сальникового уплотнения;
изменения допустимых параметров масла и воды;
выхода из строя электропривода, пусковой арматуры;
неисправности механических передач и приводов;
повышения или понижения нормируемого давления газа во входном и выходном патрубках.
3.5.21. Насосы и компрессоры при ремонтных и регламентных работах в насосно - компрессорных отделениях (НКО) станций (пунктов), а также на время производства газоопасных работ в производственной зоне должны быть остановлены.
3.5.22. На станциях (пунктах) должен назначаться ответственный за эксплуатацию вентиляционных систем.
3.5.23. Вентиляционные системы должны быть определены по функциональному признаку (приточная, вытяжная, аварийная) с присвоением порядкового номера.
Обозначения наносятся на кожухе вентилятора и воздуховодах.
3.5.24. На вентиляционные системы должны составляться паспорта. В каждом паспорте должны быть информация о производительности системы, ее схема, характеристики и тип вентилятора и электродвигателя, сведения о ремонтах и наладках.
3.5.25. Все изменения в конструкции вентиляционных систем должны вноситься на основании проекта.
3.5.26. Пуск вентиляционных систем в производственной зоне должен производиться за 15 мин. до включения технологического оборудования.
Первоначально включаются вытяжные системы.
3.5.27. В местах забора воздуха приточными вентиляционными системами должна исключаться возможность появления паров сжиженных углеводородных газов и других вредных веществ.
3.5.28. При остановке приточных вентиляционных систем обратные клапаны на воздуховодах должны быть закрыты.
3.5.29. Вентиляционные системы не реже 1 раза в год, а также после капитального ремонта, наладки или неудовлетворительных результатов анализа воздушной среды должны подвергаться испытаниям.
Оценка эффективности работы вентиляционных систем подтверждается техническим отчетом специализированной организации с указаниями (рекомендациями) по режиму эксплуатации систем.
3.5.30. Принимаемые и поставляемые потребителям газы должны отвечать требованиям ГОСТ 20448-90 "Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально - бытового потребления" и ГОСТ 27578-87 "Газы углеводородные сжиженные для автомобильного транспорта".
3.5.31. Интенсивность запаха газа должна проверяться в соответствии с ГОСТ 22387.5-77 "Газ для коммунально - бытового потребления. Метод определения интенсивности запаха".
3.5.32. Подготовка к сливу сжиженных газов из железнодорожных цистерн должна быть начата после закрепления цистерн на рельсовом пути и удаления локомотива с территории ГНС.
3.5.33. Число железнодорожных цистерн, одновременно находящихся на территории ГНС, не должно превышать числа постов слива.
3.5.34. Сливоналивные операции должны выполняться по письменному распоряжению руководителя станции с соблюдением требований производственной инструкции.
Бригада должна состоять не менее чем из 3 рабочих.
3.5.35. Выполнение сливоналивных операций во время грозы и при проведении огневых работ запрещается.
3.5.36. Железнодорожные (автомобильные) цистерны, резинотканевые рукава должны заземляться.
Отсоединять заземляющие устройства разрешается после окончания сливоналивных операций и установки заглушек на штуцеры вентилей цистерн.
3.5.37. Резинотканевые рукава, применяемые при сливоналивных операциях, должны соответствовать техническим условиям и государственным стандартам, допускающим их применение для сжиженных углеводородных газов; для защиты от статического электричества они должны быть обвиты медной проволокой диаметром не менее 2 мм или медным тросиком площадью сечения не менее 4 кв. мм с шагом витка не более 100 мм.
Оба конца проволоки (тросика) соединяются с наконечниками рукава пайкой или болтом.
3.5.38. Допускается применение металлокордовых рукавов, а также гибких металлических газопроводов с шарнирными соединениями, рассчитанных на использование с сжиженными углеводородными газами.
Осмотр, испытания, отбраковка рукавов, используемых при сливоналивных операциях, должны проводиться в соответствии с требованиями "Правил безопасности при эксплуатации газового хозяйства автомобильных заправочных станций сжиженного газа".
3.5.39. Запрещается подтягивать накидные гайки рукавов, отсоединять рукава, находящиеся под давлением, а также применять ударный инструмент при навинчивании и отвинчивании гаек.
Открывать задвижки и вентили на газопроводах следует плавно, не вызывая гидравлических ударов.
3.5.40. Перед выполнением сливоналивных операций из автоцистерн, за исключением оборудованных насосами для перекачки СУГ, а также при заправке газобаллонных автомобилей двигатели автомашин должны быть отключены.
Включать двигатели разрешается только после отсоединения рукавов и установки заглушек на штуцеры.
3.5.41. Во время слива и налива СУГ оставлять без надзора наполнительные, сливные и заправочные колонки, железнодорожные и автомобильные цистерны, газобаллонные автомобили запрещается.
Между персоналом, выполняющим сливоналивные операции, и машинистами насосно - компрессорного отделения должна осуществляться телефонная, громкоговорящая или визуальная связь для передачи информации о давлении и уровне газа в цистерне и приемном резервуаре.