Требования промышленной безопасности при использовании сжиженных углеводородных газов (стр. 5 )

119. За работой насосов и компрессоров осуществляется контроль.

Эксплуатация насосов и компрессоров с отключенной автоматикой и блокировками с аварийной вентиляцией не допускается.

120. Давление газа на всасывающей линии насоса на 0,1-0,2 МПа выше упругости насыщенных паров жидкой фазы при данной температуре.

121. Давление газа в нагнетательном патрубке компрессора не превышает давления конденсации паров СУВГ при температуре нагнетания.

Максимальное давление газа после компрессора не превышает 1,6 МПа.

122. Насосы и компрессоры при ремонтных и регламентных работах в насосно-компрессорных отделениях (далее - НКО), во время производства газоопасных работ в производственной зоне останавливаются.

На объектах СУВГ ведется журнал технического обслуживания и ремонта оборудования в соответствии с приложением 5 к настоящим Требованиям.

Глава 11. Организация технического обслуживания и ремонта

опасных производственных объектов систем газораспределения и газопотребления СУВГ

123. В каждой организации из числа руководителей или специалистов, прошедших проверку знаний настоящих Правил и других нормативных правовых актов и технических документов в области промышленной безопасности, назначаются лица, обеспечивающие контроль за безопасной эксплуатацией опасных производственных объектов СУВГ.

124. Функции лица, осуществляющего контроль за безопасной эксплуатацией опасных производственных объектов СУВГ, предусматривают:

1) участие в рассмотрении проектов газоснабжения и в работе комиссий по приемке газифицируемых объектов в эксплуатацию в соответствии с настоящими Требованиями;

2) разработку технологических регламентов, инструкций, плана ликвидации аварий, планов взаимодействий;

3) участие в комиссиях по проверке знаний требований промышленной безопасности;

4) проверку соблюдения порядка допуска специалистов и рабочих к самостоятельной работе, установленного законодательством Республики Казахстан о промышленной безопасности;

5) производственный контроль за эксплуатацией опасного производственного объекта, выполнением планов ремонта газопроводов и газового оборудования, проверкой ведения технической документации при эксплуатации и ремонте;

6) приостановку работы неисправных газопроводов и газового оборудования;

7) выдачу руководителям и специалистам предписаний по устранению нарушений настоящих Требований и контроль за их выполнением;

8) контроль выполнения мероприятий по замене и модернизации газового оборудования;

9) организацию и проведение тренировок специалистов и рабочих по ликвидации возможных аварий.

125. Лица, осуществляющие контроль за безопасной эксплуатацией опасных производственных объектов газопотребления:

1) осуществляют связь с газоснабжающей (газораспределительной) организацией, с организациями, выполняющими по договору работы по техническому обслуживанию и ремонту;

2) отстраняют от обслуживания газового оборудования и выполнения газоопасных работ лиц, не прошедших проверку знаний или показавших неудовлетворительные знания настоящих Требований и других нормативных правовых актов и технологических регламентов;

3) осуществляют контроль при реконструкции и техническом перевооружении опасных производственных объектов.

Глава 12. Наружные газопроводы и сооружения

126. Сжиженные углеводородные газы, подаваемые потребителям, соответствуют требованиям государственных стандартов, устанавливающих технические характеристики для горючих углеводородных газов.

127. Интенсивность запаха газа (одоризация) соответствует в конечных точках газораспределительной сети, в местах заправки, в баллонах в пределах 3-4 баллов.

128. Контроль и периодичность отбора проб, интенсивность запаха газа (одоризация) определяется на ГНС, ГНП, АГЗС и газораспределительными организациями в соответствии с технологическим регламентом и записью результатов в журнале.

129. Величина давления газа соответствует проекту.

130. Проверка наличия конденсата в газопроводах и его удаление проводится с периодичностью, исключающей возможность образования закупорок.

131. Установленные на газопроводах запорная арматура и компенсаторы подвергаются ежегодному техническому обслуживанию и ремонту.

Сведения о техническом обслуживании заносятся в журнал в соответствии с приложениями 6 и 7 к настоящим Требованиям, а о капитальном ремонте (замене) - в паспорт газопровода.

132. Действующие наружные газопроводы подвергаются периодическим обходам, приборному техническому обследованию, диагностике технического состояния, текущим и капитальным ремонтам.

Диагностируются подземные газопроводы со сроком эксплуатации:

1) стальные - 40 лет;

2) полиэтиленовые - 50 лет.

Газовое оборудование (технические устройства) диагностируется после срока эксплуатации, установленного изготовителем, но не более 20 лет эксплуатации.

133. При обходе надземных газопроводов выявляются утечки газа, перемещения газопроводов за пределы опор, наличие вибрации, сплющивания, недопустимого прогиба газопровода, просадки и повреждения опор, состояние отключающих устройств и изолирующих фланцевых соединений, средств защиты от падения электропроводов, состояние креплений и окраски газопроводов и габаритных знаков на переходах в местах проезда автотранспорта.

Обход производится не реже одного раза в 3 месяца.

Выявленные неисправности своевременно устраняются.

134. При обходе подземных газопроводов в поселениях выявляются утечка газа на трассе газопровода по внешним признакам и приборами 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; уточняется сохранность настенных указателей, ориентиров сооружений и устройств электрохимической защиты; очищаются крышки газовых колодцев и коверов от снега, льда и загрязнений; выявляются пучения, просадки, оползни, обрушения и эрозии грунта, размывы газопровода паводковыми или дождевыми водами; контролируются условия производства строительных работ, предусматривающие сохранность газопровода от повреждений.

135. Периодичность обхода трасс подземных газопроводов устанавливается в зависимости от их технического состояния, наличия и эффективности электрозащитных установок, категории газопровода по давлению, пучинистости, просадочности и степени набухания грунтов, горных подработок, сейсмичности района, времени года и других факторов, но не реже сроков, установленных требованиями о безопасности систем газораспределения и газопотребления.

Периодичность обхода трасс подземных газопроводов приведена в приложении 8 к настоящим Требованиям.

136. При подаче жидкой фазы СУВГ на ГНС по газопроводу устанавливается отключающее устройство вне территории ГНС на расстоянии не менее 50 метров от ограждения.

137. На сбросных газопроводах от предохранительных клапанов установка отключающих устройств не допускается.

138. В нерабочее время вся запорная арматура на технологических газопроводах СУВГ закрывается.

139. Планово-предупредительные ремонты газопроводов и оборудования проводятся в сроки, предусмотренные графиками.

При эксплуатации газопроводов, транспортирующих СУВГ, и арматуры выполняются следующие работы:

1) техническое обслуживание;

2) технический ремонт;

3) периодические испытания.

140. При техническом обслуживании газопроводов и арматуры производится:

1) ежедневный наружный обход и осмотр газопроводов для выявления неплотностей в сварных швах и фланцевых соединениях;

2) проверка состояния креплений, теплоизоляции и окраски, опорных конструкций, фундаментов, подвесок, правильности работы подвижных и неподвижных опор, компенсирующих устройств, состояния дренажных устройств, арматуры, колодцев.

141. При наружном осмотре арматуры проверяются герметичность ее сальников, плавность хода шпинделя в задвижках и вентилях.

Обнаруженные дефекты устраняются.

142. Давление настройки предохранительных сбросных клапанов не превышает более чем на 15 % рабочее давление.

143. Газопроводы и установленная на них арматура подвергаются периодическим техническим ремонтам по графикам, утвержденным в установленном порядке.

144. Технический ремонт арматуры, предохранительных, сбросных, скоростных и обратных клапанов производится в сроки, предусмотренные в паспортах заводов-изготовителей, но не реже одного раза в год.

Глава 13. Эксплуатация насосов, компрессоров и испарителей

145. При эксплуатации компрессоров, насосов и испарителей соблюдают требования заводов-изготовителей, настоящих Требований и технологических регламентов.

146. При превышении предусмотренного проектом давления на нагнетательных линиях компрессоров, насосов и на выходе испарителей электродвигатели и подача теплоносителя в испарители автоматически отключаются.

147. Не допускается работа компрессоров, насосов и испарителей при отключенной вентиляции, контрольно-измерительных приборах или их отсутствии, при наличии в помещении концентрации газа, превышающей 10 % нижнего концентрационного предела распространения пламени.

148. Сведения о режиме работы, количестве отработанного времени компрессоров, насосов и испарителей, о неполадках в работе отражаются в эксплуатационном журнале.

149. Вывод компрессоров, насосов, испарителей из рабочего режима в резерв производится согласно технологического регламента.

После остановки компрессора, насоса запорная арматура на всасывающей и нагнетательной линиях закрывается.

При отключении испарителя закрывается запорная арматура на вводе и выходе теплоносителя и газа.

150. Температура воздуха в насосно-компрессорном отделении с оборудованием с водяным охлаждением в рабочее время находится не ниже 10° С.

151. Не допускается эксплуатация компрессоров и насосов при отсутствии ограждения на муфте сцепления и клиноременных передачах с электродвигателем.

152. В насосно-компрессорном и испарительном отделениях хранятся технологические схемы оборудования, трубопроводов и КИП, инструкции по эксплуатации установок и эксплуатационные журналы.

153. При техническом обслуживании компрессоров и насосов выполняют ежесменно:

1) осмотр агрегатов, запорной и предохранительной арматуры, средств измерений, автоматики и блокировок с целью выявления неисправностей и утечек газа;