Вогневі роботи на АГНКС проводяться відповідно до вимог
ДНАОП 0.00-5.12-01 «Інструкція з організації безпечного ведення вогневих робіт на вибухонебезпечних і вибухопожежонебезпечних об’єктах», затвердженого Мінпраці України від 05.06.2001 р. № 265 і зареєстрованого Мінюстом України 23.06.2001р. № 541/5732, або розробленого в його розвиток, та розділу 6 «Правил пожежної безпеки в газовій промисловості України» (ППБГП-97).
5.1 Начальник АГНКС зобов’язаний забезпечити правильне утримання, експлуатацію i ремонт газопроводів та арматури, а також їх безпечне обслуговування та надійність роботи.
5.2 Експлуатація газопроводів, що підводять газ на АГНКС, повинна проводитись відповідно до вимог ДНАОП 0.00-1.20–98 «Правила безпеки систем газопостачання України» та НАОП 1.1.23-1.01-88 «Правила технічної експлуатації магістральних газопроводів».
5.3 Роботи з обслуговування газопроводів повинні проводитись у терміни, передбаченi графіками.
5.4 Під час експлуатації технологічних газопроводів i арматури повинні виконуватись такі роботи:
- зовнішній огляд;
- ревізія;
- періодичні випробування.
5.5 Під час зовнішнього огляду газопроводів i арматури повинен виконуватись такий комплекс робіт:
- перевірка на загазованість атмосфери колодязів та інших підземних споруд, що розташовані на території АГНКС;
- нагляд за збереженням та станом люків колодязів, вказівних знаків та реперів i їх очищення від бруду, снігу, льоду, тощо;
- нагляд за роботами сторонніх організацій на території АГНКС з метою попередження пошкодження газопроводів та обладнання;
- нагляд за станом газопроводів та їх деталей (зварних швів, сальникових ущільнень та фланцевих з’єднань, у тому числі кріплень, антикорозійного захисту та ізоляції, дренажних пристроїв, опорних конструкцій, тощо).Огляд газопроводів, розташованих на висоті до 5 м, допускається проводити з рівня землі;
- перевірка вiдповiдностi показів контрольно-вимірювальних приладів заданому технологічному режиму роботи обладнання.
5.6 Зовнішній огляд технологічних газопроводів та їх деталей слід проводити не рідше одного разу на зміну, крім того, не рідше одного разу на місяць повинна проводитись перевірка фланцевих та рiзьових з’єднань, а також сальникових з’єднань омилюванням.
5.7 Наявність газу в колодязях та інших підземних спорудах, що розташовані на території АГНКС, повинна визначатись переносними газоаналізаторами один раз у два дні і безпосередньо перед виконанням робіт у колодязях.
Не дозволяється спускатись у колодязі та інші підземні споруди, якщо в них виявлена наявність газу. У цьому випадку необхідно вжити заходи, передбаченi ПЛАС.
5.8 Зовнішній огляд надземних газопроводів, якi прокладені на АГНКС, слід проводити без зняття теплової ізоляції. Однак, за необхідності перевірки стану стінок газопроводу або його зварних з’єднань, теплову ізоляцію слід частково або повністю видалити. Зняття теплової ізоляції проводиться за вказівкою начальника АГНКС або особи, що здійснює нагляд за технічним станом газопроводів на АГНКС.
5.9 Огляд опор та кріплень газопроводів, що піддаються вібрації, а також фундаментів під опори та естакад для газопроводів, повинен проводитись персоналом АГНКС щоденно.
Результати зовнішнього огляду газопроводів та їх деталей (опор, кріплень, тощо), а також результати робіт з усунення дефектів повинні фіксуватись в експлуатаційному журналі.
5.10 Якщо під час зовнішнього огляду газопроводів та їх деталей, а також під час огляду вузлів регулювання i обладнання виявлені несправності, що загрожують безпеці людей, необхідно негайно припинити подачу газу на АГНКС i вжити заходи, передбачені планом лiквiдацiї аварій.
Витікання газу, а також довільне підвищення або зниження тиску газу після вузлів редукування повинні усуватись негайно.
5.11 Газопроводи i арматура на АГНКС у процесі експлуатації повинні піддаватись ревізіям, під час яких перевіряється стан газопроводів, арматури та інших елементів газопроводів.
5.12 Перша ревізія технологічних газопроводів повинна проводитись не пізніше, ніж через два роки після введення АГНКС в експлуатацію, і надалі – через кожні чотири роки від початку експлуатації. Генеральна ревізія (зовнішній і внутрішній огляд та гідравлічне випробування газопроводів) проводиться через кожні вісім років від початку експлуатації.
5.13 Ревізія запірних пристроїв, регуляторів тиску газу, зворотних і запобіжних клапанів повинна проводитись у терміни, передбачені паспортами підприємств-виробників, але не рідше одного разу на рік. Запобіжні клапани повинні регулюватись на стенді один раз на шість місяців. Стенди для регулювання запобіжних клапанів повинні мати технологічну схему та інструкцію з безпечного виконання робіт.
5.14 Ділянки газопроводу, що підлягають ревізії, визначаються начальником АГНКС або особою, яка здійснює нагляд за технічним станом газопроводів на АГНКС. У цьому випадку ревізії повинні піддаватись обв’язувальні газопроводи агрегатів, а також ділянки міжцехових або внутрішньоцехових колекторів (під агрегатом розуміється група апаратів або машин, що з’єднані технологічними трубопроводами i призначені для здійснення певної частини технологічного процесу (наприклад, компресорний агрегат, установка осушення газу, тощо). Під колектором розуміється газопровід, що об’єднує ряд агрегатів, якi працюють паралельно).
Кількість ділянок підземних газопроводів, що підлягають ревізії, повинна прийматись з розрахунку одна ділянка на 200 м довжини газопроводу, але не менше однієї ділянки на газопровід.
Довжина ділянки, яка вирізається, повинна бути не менше діаметра труби.
5.15 Під час ревізії визначеної ділянки газопроводу необхідно:
- провести зовнішній огляд відповідно до вимог цього розділу;
- виміряти в кількох місцях товщину стінки газопроводу ультразвуковим товщиномiром;
- провести рентгено-, гаммапросвiчування або ультразвукову дефектоскопію зварних стиків, якість яких викликала сумнів;
- провести, за вказівкою начальника АГНКС, розбирання рiзьових з’єднань, якi є на ділянці газопроводу, що підлягає ревізії, їх огляд i промір рiзьовими калібрами;
- перевірити стан фланцевих з’єднань, прокладок, кріпильних деталей, тощо, а також фасонних частин i арматури.
5.16 Під час ревізії газопроводів, що працюють під тиском газу понад
9,8 МПа (100 кг/см 2), крім переліченого в 5.15, деталі демонтованої для ревізії ділянки (труби, фланці, лінзи, кріпильні вироби, тощо) необхідно піддати всебічному дослідженню. У цьому разі мають бути проведені:
- повне обмірювання труби з визначенням товщини стінки як на кінцях, так i в найбільш потоншеній її частині; для вимірів товщин стінок труб та фасонних частин можуть застосовуватись ультразвукові товщиномiри;
- ревізія різей фланцевого з’єднання;
- вирізування поздовжніх зразків з різних місць вибракуваних (за товщиною стінки або іншим дефектом) труб або деталей i визначення на цих зразках механічних властивостей, макро- та мікроструктури металу.
5.17 Під час ревізії підземних технологічних газопроводів необхідно провести розкриття i виймання ґрунту на окремих ділянках довжиною не менше
2 м кожна з наступним зняттям ізоляції, оглядом антикорозійного захисту газопроводу, проміром товщин стінок, а за необхідності - вирізуванням окремих ділянок.
5.18 Газопроводи, якi в процесі ревізії були піддані розбиранню, розрізуванню i зварюванню, повинні бути випробувані на міцність i герметичність, відповідно до вимог розділу 3 цих Правил, а зварні з’єднання повинні бути випробувані фізичними методами контролю.
5.19 Результати ревізії газопроводу повинні бути зпівставлені з результатами приймання після монтажу або попередньої ревізії, після чого складається акт ревізії газопроводу, який затверджується головним інженером підприємства.
5.20 Якщо результати ревізії газопроводів незадовільні, необхідно провести ревізію ще двох додаткових ділянок газопроводу, з яких одна повинна бути продовженням вiдревiзованої ділянки, а інша - аналогічною вiдревiзованій ділянці, але на іншому агрегаті (колекторі). Під час ревізії додаткових ділянок у першу чергу повинен перевірятись показник, який дав незадовільний результат.
5.21 Якщо одержані результати ревізії додаткових ділянок незадовільні, повинна бути проведена повна ревізія цього газопроводу, а також ділянок інших газопроводів, що працюють в аналогічних умовах.
5.22 Під час повної ревізії розбирається весь газопровід i перевіряється стан труб i всіх деталей, а також арматури, що встановлена на газопроводі. Методи контролю i випробувань повинні бути аналогічні тим, що вказані в
5.16, 5.17, 5.18, 5.19 цього розділу.
5.23 Виявлені під час ревізій газопроводів дефекти повинні бути усунені, а ділянки i деталі газопроводу, що вийшли з ладу - замiненi новими.
5.24 Після перевірки i складання газопровід повинен бути випробуваний на міцність i герметичність відповідно до розділу 3 цих Правил.
5.25 Результати повної ревізії газопроводу, у тому числі данi про заміну труб та їх деталей, результати випробувань газопроводу на міцність i герметичність, тощо, повинні оформлюватись відповідним актом.
5.26 Ревізію та ремонт арматури, що встановлена на газопроводах АГНКС, слід проводити під час ревізії газопроводів або під час зупинки окремих агрегатів на ремонт.
5.27 Ревізія та ремонт арматури, що встановлена на газопроводах АГНКС, повинні проводитись за інструкцією підприємства-виробника арматури.
5.28 Ревізію та ремонт арматури можна проводити як на мiсцi її встановлення, так і зі зняттям її з газопроводу.
5.29 Під час ревізії арматури повинні бути виконані такі роботи:
- зовнішній огляд арматури;
- розбирання її для огляду i ремонту ущільнювальних деталей;
- огляд стану окремих деталей: шпинделя, клапана та його кріплення, сідла клапана та його кріплення, тощо;
- огляд внутрішньої поверхні корпусу арматури з метою виявлення корозії, ерозії та інших дефектів;
- збирання арматури після усунення дефектів i заміни зношених деталей з перевіркою герметичності з’єднання клапан-сiдло;
- опресовування зібраної арматури разом з газопроводом на робочий тиск; при цьому арматура повинна бути у відкритому положенні, а випробувана ділянка газопроводу повинна бути вiдглушена від апарату та інших агрегатів заглушками (лінзами);
- перед опресовуванням проводиться регулювання запобіжних пристроїв на спеціальному стенді на задані за проектом величини, після чого запобіжний пристрій пломбується, а результати регулювання заносяться в журнал або паспорт цього пристрою.
5.30 Результати ревізії арматури повинні бути оформлені актом.
5.31 Виявлена в процесі експлуатації несправна арматура повинна бути відремонтована або замінена.
5.32 Після закінчення ремонту арматура повинна бути перевірена на справність дії i піддана випробуванням відповідно до вимог паспортів підприємств-виробників i цих Правил.
5.33 Результати ремонту i випробування арматури оформляються актом.
5.34 Крім вказаного в 5.29 цього розділу, арматура, що встановлена на газопроводах АГНКС, для перевірки справності її дії повинна щоквартально випробуватись у робочих умовах.
Під час випробування перевіряється герметичність сальникового пристрою i справність дії затворного механізму, при цьому хід шпинделя в засувках i вентилях повинен бути плавний; затворний механізм під час руху повинен переміщуватись без заїдань, поверхні шпинделя i штоку повинні бути чистими i не мати видимих механічних пошкоджень.
5.35 У процесі експлуатації надійність роботи газопроводів на АГНКС повинна перевірятись шляхом періодичних випробувань їх на герметичність.
5.36 Періодичні випробування газопроводів на міцність і герметичність слід приурочувати до часу проведення ревізії газопроводів.
5.37 Періодичні випробування газопроводів на міцність і герметичність проводяться не рідше одного разу на чотири роки від початку експлуатації. Випробування на міцність і герметичність через вісім років від початку експлуатації суміщаються з генеральною ревізією газопроводів.
5.38 Тиск випробувань i порядок проведення випробувань повинні відповідати вимогам розділу 3 цих Правил.
5.39 Періодичні випробування газопроводів на герметичність проводяться під керівництвом начальника АГНКС.
5.40 Результати випробувань газопроводів оформляються актом.
5.41 Газопровід, що підлягає ревізії, періодичним випробуванням або ремонту, повинен бути відключений від діючих газопроводів запірними пристроями з подальшою установкою заглушок, після чого має бути продутий інертним газом.
5.42 Продування газопроводу вважається закінченим, якщо вміст газу в двох послідовно відібраних пробах продувальних газів не перевищує 2 % за об’ємом.
5.43 Під час ревізії, ремонтах i періодичних випробуваннях газопроводів i арматури необхідно додержуватись вимог розділу 4 цих Правил.
5.44 Під час збирання фланцевих з’єднань необхідно всі гайки болтового з’єднання затягувати поступово «хрест-навхрест».
5.45 Заглушки або глухі лінзи, що встановлюються на газопроводі, повинні відповідати максимальному тиску газу i мати хвостовики, що виступають за межі фланців. На хвостовику повинне бути вибите клеймо з указанням максимального тиску газу, діаметру газопроводу та інвентаризаційний номер згідно журналу обліку заглушок (лінз).
Силові заглушки (глухі лінзи), що застосовуються на АГНКС мають бути промислового виготовлення. Загальний облік силових заглушок, облік їх встановлення і зняття з технологічних комунікацій здійснюється в журналі встановленої форми. Місця встановлення і зняття силових заглушок (лінз) визначаються нарядом-допуском (планом проведення робіт).
5.46 Проводити підтягування кріпильних деталей фланцевих або муфтових з’єднань необхідно за відсутності тиску в газопроводі. Понижувати тиск або підвищувати його слід поступово, за встановленим регламентом.
Не дозволяється виконувати ремонтні роботи на газопроводах, що знаходяться під тиском.
5.47 Не дозволяється зменшувати товщину сальникової набивки арматури розбиванням її молотком.
5.48 Не дозволяється застосувати будь-які додаткові важелі під час закривання або відкривання арматури.
5.49 Підтягування сальникових болтів або шпильок під час ущільнення набивки повинно проводитись рівномірно.
5.50 Ліквідація льодяних і гідратних пробок на газопроводах повинна проводитись шляхом їх розігріву парою або гарячою водою, після зниження тиску газу в газопроводі до атмосферного.
Допускається застосування метанолу для ліквідації льодяних або гідратних пробок за умови додержання вимог НАОП 1.1.23-5.14-75 «Інструкція про порядок одержання від постачальників, перевезення, зберігання, відпуску та застосування метанолу на газових промислах, магістральних газопроводах та СПЗГ».
5.51 Газозаправні колонки повинні підлягати періодичному зовнішньому огляду. Технічне обслуговування газозаправних колонок повинно проводитись один раз на шість місяців згідно графіку ППР АГНКС.
Заходи безпечного проведення технічного обслуговування газозаправних колонок повинні відповідати вимогам розділів 4 та 10 цих Правил.
5.52 У процесі експлуатації не рідше одного разу на шість місяців рукави (шланги) газозаправної колонки повинні піддаватись гідравлічним випробуванням на тиск, що дорівнює 1,25 робочого тиску, який указаний у паспорті на газозаправну колонку. Випробування заправних шлангів виконуються на спеціальних стендах згідно вимог розробленої на підприємстві «Інструкції з безпечного виконання гідравлічних випробувань заправних шлангів на спеціальних стендах».
6.1 Цей розділ визначає порядок безпечного обслуговування всіх типів компресорних установок, що знаходяться в експлуатації на АГНКС, та регламентує основні вимоги щодо їх безпечної експлуатації та обслуговування.
6.2 Експлуатація компресорних установок повинна відповідати вимогам ДНАОП 0.00-1.14-70 «Правила будови і безпечної експлуатації поршневих компресорів, що працюють на вибухонебезпечних і токсичних газах»,
ДНАОП 0.00-1.13-71 «Правила будови і безпечної експлуатації стаціонарних компресорних установок, повітропроводів і газопроводів» та керівництва з експлуатації компресорної установки підприємства-виробника.
6.3 Адмi нi страцi я підприємства разом з начальником АГНКС зобов’язані забезпечити правильне утримання, експлуатацію та ремонт компресорних установок, а також безпечність обслуговування та надійність роботи обладнання.
6.4 Для забезпечення правильного утримання, експлуатації та ремонту компресорних установок на АГНКС повинна бути така технічна документація:
- паспорт i формуляр компресорної установки;
- технічний опис компресорної установки, інструкції з експлуатації, технічного обслуговування, пуску, обкатки, відомості запасних частин;
- керівництво (технічні умови) з ремонту компресорної установки, граничні норми зносу основних деталей та вузлів, якi швидко зношуються;
- опис типового технологічного процесу ремонту;
- схема трубопроводів обв’язок із зазначенням місць розташування арматури, апаратів та контрольно-вимірювальних приладів, їх призначення, прохідні перерізи, робочі тиски, температури i напрямки потоків робочого середовища;
- акти індивідуальних випробувань;
- креслення загального вигляду основних вузлів обладнання та деталей, що швидко зношуються, а також деталей, якi в процесі експлуатації піддаються періодичному неруйнівному контролю;
- паспорти посудин та апаратів, що працюють під тиском, запобіжних клапанів, арматури, електродвигунів та апаратів повітряного охолодження;
- сертифікати на компресорне масло або результати його лабораторного аналізу;
- змінний журнал обліку роботи компресорної установки, ремонтний формуляр;
- графік планово-попереджувальних ремонтів.
6.5 Технічне обслуговування та ремонт компресорних установок проводиться за графіком планово-попереджувальних ремонтів, що затверджений головним інженером підприємства, або посадовою особою на яку покладено виконання його обов’язків, та узгоджений з ремонтною організацією (за умови виконання ремонтних робіт сторонньою організацією). Результати виконаних робіт за графіком ППР оформляються згідно вимог 2.1.12 цих Правил.
6.6 Перед початком ремонту компресорної установки повинні бути проведені такі підготовчі заходи:
- складається попередня дефектна відомість за затвердженою формою. У процесі проведення ремонту попередня відомість може бути відкоригована;
- складається план-графiк роботи персоналу;
- відповідно до попередньої дефектної відомості заготовляються необхідні матеріали та запасні частини;
- перевіряється наявність та справність необхідного інструменту, пристосувань, такелажного та вантажопідіймального обладнання;
- здійснюються роботи, що забезпечують пожежну безпеку i безпеку праці;
- виконуються роботи з ремонту, що передбаченi керівництвом (технічними умовами).
6.7 Під час складання попередньої дефектної відомості використовується така документація: ремонтний формуляр на компресорну установку; вимоги (приписи) організацій, що контролюють роботу АГНКС; описи та перелік типових робіт, планово-попереджувальних ремонтів компресорних установок; посібник (технічні умови) з ремонту; відомості запасних частин та норми витрати запасних частин i матеріалів; документи підприємства-виробника компресорної установки, норми граничного зносу деталей i вузлів компресорної установки.
6.8 Попередня дефектна відомість повинна містити перелік передбачуваних робіт на компресорній установці з указанням норм витрати матеріалів i кількості запасних частин, необхідних для ремонту.
Попередня дефектна відомість складається начальником АГНКС i затверджується головним інженером підприємства, або посадовою особою на яку покладено виконання його обов’язків.
6.9 Перед початком ремонту компресорної установки персонал АГНКС разом з представником ремонтної організації зобов’язаний провести перевірки та вимірювання, які указані в керівництві з ремонту компресорних установок підприємства-виробника.
6.10 Зупинка роботи компресорної установки для здавання її в ремонт проводиться персоналом АГНКС відповідно до інструкції з експлуатації компресорної установки.
6.11 У разі аварійних зупинок компресорної установки, що пов’язані з руйнуванням вузлів i деталей, складається акт на аварію i компресорна установка підлягає не плановому, а аварійно-відновлювальному ремонту.
6.12 Час початку ремонту компресорної установки повинен бути повідомлений ремонтній організації не пізніше, як за 15 днів до початку роботи.
6.13 Після зупинки i розкриття компресорної установки експлуатаційний персонал АГНКС разом з представниками ремонтної організації складає уточнену дефектну відомість на підставі попередньої відомості i дефектів, що виявлені під час розкриття компресорної установки.
6.14 Під час експлуатації компресорних установок проводяться такі види технічного обслуговування:
- щозмінне;
- через кожні 500 год. - технічне обслуговування (ТО-1);
- через кожні 1500 год. - технічне обслуговування (ТО-2);
- через кожні 3000 год. - поточний ремонт (П-1);
- через кожні 6000 год. - поточний ремонт (П-2);
- через кожні 12000 год. - середній ремонт (С);
- через 36000 год. - капітальний ремонт (К).
Крім вказаних вище видів технічного обслуговування в початковий період експлуатації компресорної установки в обов’язковому порядку проводяться такі разові роботи:
- заміна масла в системі змащування механізму руху через перші
50-100 год. роботи. При цьому проводиться промивання, чищення рами i мастильних фільтрів i перевіряється стан механізму руху за температурним режимом, що рекомендований підприємством-виробником;
- мастильний насос (лубрикатор) регулюється на підвищену витрату масла відповідно до рекомендацій підприємства-виробника, а надалі, виходячи з конкретних умов експлуатації, витрата масла доводиться до норми;
- перевірка i регулювання натягу ременів клиноремiнних передач (якщо такі є) відповідно до рекомендацій підприємства-виробника;