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
( z0318-98 ) " 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 , передбачені графіками .
5.4 Під час експлуатації технологічних газопроводів і
арматури повинні виконуватись такі роботи :
зовнішній огляд ;
ревізія ;
періодичні випробування .
5.5 Під час зовнішнього огляду газопроводів і 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 і 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 відповідності 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
різьових 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 заходів , передбачених ПЛАС .
5.8 Зовнішній огляд наземних газопроводів , які 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 і обладнання
виявлені несправності , що загрожують безпеці людей , необхідно
негайно припинити подачу газу на АГНКС і вжити заходів ,
передбачених планом ліквідації аварій .
Витікання газу , а також довільне підвищення або зниження
тиску газу після вузлів редукування повинні усуватись негайно .
5.11 Газопроводи і 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 і призначені для здійснення певної частини
технологічного процесу ( наприклад , компресорний агрегат , установка
осушення газу тощо ). Під колектором розуміється газопровід , що
об ' єднує ряд агрегатів , які 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 товщиноміром ;
провести рентгено -, гаммапросвічування або ультразвукову
дефектоскопію зварних стиків , якість яких викликала сумнів ;
провести , за вказівкою начальника АГНКС , розбирання різьових
з ' єднань , які є на ділянці газопроводу , що підлягає ревізії , їх
огляд і промір різьовими калібрами ;
перевірити стан фланцевих з ' єднань , прокладок , кріпильних
деталей тощо , а також фасонних частин і арматури .
5.16 Під час ревізії газопроводів , що працюють під тиском
газу понад 9,8 МПа (100 кг / кв . см ), 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 і в найбільш потоншеній її частині ; для вимірів товщин
стінок труб та фасонних частин можуть застосовуватись
ультразвукові товщиноміри ;
ревізія різей фланцевого з ' єднання ;
вирізування поздовжніх зразків з різних місць вибракуваних
( за товщиною стінки або іншим дефектом ) труб або деталей і
визначення на цих зразках механічних властивостей , макро - та
мікроструктури металу .
5.17 Під час ревізії підземних технологічних газопроводів
необхідно провести розкриття і виймання грунту 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 , які в процесі ревізії були піддані
розбиранню , розрізуванню і зварюванню , повинні бути випробувані на
міцність і 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 відревізованої ділянки , а
інша - аналогічною відревізованій 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 і
перевіряється стан труб і всіх деталей , а також арматури , що
встановлена на газопроводі . Методи контролю і 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 і деталі газопроводу , що вийшли з
ладу , - замінені новими .
5.24 Після перевірки і складання газопровід повинен бути
випробуваний на міцність і герметичність відповідно до розділу 3
цих Правил .
5.25 Результати повної ревізії газопроводу , у тому числі дані
про заміну труб та їх деталей , результати випробувань газопроводу
на міцність і 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 місці
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 і 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 і заміни зношених
деталей з перевіркою герметичності з ' єднання клапан - сідло ;
опресовування зібраної арматури разом з газопроводом на
робочий тиск ; при цьому арматура повинна бути у відкритому
положенні , а випробувана ділянка газопроводу повинна бути
відглушена 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 і піддана випробуванням відповідно до
вимог паспортів підприємств - виробників і цих Правил .
5.33 Результати ремонту і 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 і справність дії затворного механізму , при цьому хід
шпинделя в засувках і вентилях повинен бути плавний ; затворний
механізм під час руху повинен переміщуватись без заїдань , поверхні
шпинделя і штоку повинні бути чистими і 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 і 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 і періодичних випробуваннях
газопроводів і 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 і мати
хвостовики , що виступають за межі фланців . На хвостовику повинне
бути вибите клеймо з указанням максимального тиску газу , діаметра
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 застосовувати 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 графіка 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 рукава ( 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 з вимогами розробленої на підприємстві Інструкції з
безпечного виконання гідравлічних випробувань заправних шлангів на
спеціальних стендах .
6 ВИМОГИ БЕЗПЕЧНОЇ ЕКСПЛУАТАЦІЇ ТА ОБСЛУГОВУВАННЯ
КОМПРЕСОРНИХ УСТАНОВОК
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 Адміністрація 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 і 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 , які
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 і напрямки потоків робочого середовища ;
акти індивідуальних випробувань ;
креслення загального вигляду основних вузлів обладнання та
деталей , що швидко зношуються , а також деталей , які 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
проводяться 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 - графік 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 і
безпеку праці ;
виконуються роботи з ремонту , що передбачені 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 і матеріалів ; документи
підприємства - виробника компресорної установки , норми граничного
зносу деталей і вузлів компресорної установки .
6.8 Попередня дефектна відомість повинна містити перелік
передбачуваних робіт на компресорній установці з указанням норм
витрати матеріалів і кількості запасних частин , необхідних для
ремонту .
Попередня дефектна відомість складається начальником АГНКС і
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 і деталей , складається акт на
аварію , і 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 і розкриття компресорної установки
експлуатаційний персонал АГНКС разом з представниками ремонтної
організації складає уточнену дефектну відомість на підставі
попередньої відомості і 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);