Стр. 3
Страницы:
Стр.1 |
Стр.2 |
Стр.3 |
Стр.4 |
Стр.5 |
Стр.6 |
Стр.7 |
Стр.8 |
Стр.9 |
Стр.10
газоснабжающими организациями сроки, обеспечивающие безопасность
эксплуатации газопроводов. Сроки обхода должны утверждаться
организацией, эксплуатирующей газопроводы и сооружения на них по
согласованию с Проматомнадзором.
При определении периодичности обхода трасс газопроводов должны
учитываться конкретные условия их эксплуатации: продолжительность
эксплуатации и техническое состояние газопроводов, опасность
коррозии и эффективность электрозащитных установок, давление газа,
наличие сигнализаторов загазованности в подвалах, пучинистость
грунтов, горных подработок, сейсмичность, характер местности и
плотность застройки, время года и тому подобное.
90. Обход трасс подземных газопроводов, расположенных на
проезжей части дорог (улиц), должен производиться бригадой в составе
не менее двух человек. В остальных случаях обход трасс газопроводов
допускается производить одним рабочим.
91. Работникам, занятым техническим обслуживанием газопроводов
и сооружений на них путем обхода, должны вручаться под расписку
маршрутные карты, на которых указаны схемы трасс газопроводов с
местоположением газовых сооружений, подвалов зданий и колодцев
других коммуникаций, подлежащих проверке на загазованность.
Маршрутные карты должны уточняться в течение года. Перед допуском к
первому обходу рабочие должны быть ознакомлены с трассой газопровода
на местности.
92. Результаты обхода газопроводов и выявленные неисправности
должны отражаться в рапорте. Срок хранения рапорта не менее 1 года.
93. Вдоль трассы подземного газопровода в пределах 2 м по обе
стороны не допускаются складирование материалов и оборудования, в
том числе для временного хранения, а также посадка деревьев и
кустарников в пределах 1,5 м по обе стороны от газопровода.
94. Собственники, землевладельцы и землепользователи, по
территории которых проложен газопровод, должны обеспечить доступ
персонала организации, эксплуатирующей газопроводы, для проведения
его осмотра, ремонта, локализации и ликвидации аварийных ситуаций.
95. Собственники смежных подземных коммуникаций, проложенных в
радиусе 50 м от газопровода, обязаны обеспечить своевременную
очистку крышек колодцев и камер от загрязнения, снега и наледи для
проверки их на загазованность и наличие настенных указателей
(привязок) этих сооружений.
Колодцы инженерных коммуникаций, расположенные на расстоянии до
15 м от подземных газопроводов, должны иметь в крышках люков
отверстия диаметром не менее 12 мм для контроля наличия в них газа.
96. Собственники зданий и (или) уполномоченные ими лица несут
ответственность за исправность уплотнения вводов подземных
инженерных коммуникаций, содержание подвалов и технических подпольев
в состоянии, обеспечивающем возможность их постоянного проветривания
и проверки на загазованность.
97. Подземные газопроводы, находящиеся в эксплуатации, должны
подвергаться техническому обследованию с помощью специальных
приборов.
98. Техническое обследование, КПО производятся:
98.1. межпоселковых газопроводов, в незастроенной части и с
малоэтажным (не более 2 этажей) жилым фондом - не реже 1 раза в
год;
98.2. газопроводов в городах и других населенных пунктах - не
реже 1 раза в 4 года;
98.3. газопроводов со сроком эксплуатации свыше 25 лет - не
реже 1 раза в 3 года;
98.4. газопроводов, техническое состояние которых при очередном
обследовании признано недостаточно надежным, - периодичность КПО до
их ремонта или перекладки устанавливается в каждом отдельном
случае;
98.5. по трассе газопровода, где будут выполняться работы по
строительству, ремонту твердых дорожных покрытий, - независимо от
срока эксплуатации газопровода до начала производства указанных
работ;
98.6. для выявления необходимости капитального ремонта
газопровода - после 20 лет с начала эксплуатации;
98.7. газопроводов, пересекающих автомобильные и железные
дороги, а также проходящих параллельно железным и автомобильным
дорогам I и II категорий на расстоянии 75 м при условном диаметре
300 мм и менее, до 150 м при условном диаметре свыше 300 мм до 800
мм вне зависимости от давления, - 1 раз в год после оттаивания
грунтов.
Указанные требования распространяются и на газопроводы,
расположенные вблизи линий и станций метрополитена.
99. Внеочередные приборные технические обследования стальных
газопроводов должны проводиться при обнаружении негерметичности или
разрыва сварных стыков, сквозных коррозионных повреждений, а также
если у электрозащитных установок в течение года были перерывы в
работе:
более 1 месяца - в зонах опасного действия блуждающих токов;
более 6 месяцев - 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.
100. При техническом обследовании подземных стальных
газопроводов должны проверяться герметичность (отсутствие утечек
газа), состояние защитного покрытия и металла труб.
Порядок обследования и назначения газопроводов на капитальный
ремонт или замену определяется отраслевыми техническими нормативными
правовыми актами.
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 месяца, а в остальных случаях
- не позднее трех месяцев после их обнаружения.
101. Осмотр подземных стальных газопроводов с целью определения
состояния защитного покрытия металла трубы (путем вскрытия на
газопроводах контрольных шурфов длиной не менее 1,5 м) должен
выполняться только в местах выявления повреждений покрытий, а также
на участках, где использование приборов затруднено индустриальными
помехами.
Места вскрытия контрольных шурфов, их количество в зонах
индустриальных помех определяются главным инженером газоснабжающей
организации или начальником газовой службы. Для визуального
обследования должны выбираться участки, подверженные наибольшей
коррозионной опасности, места пересечения газопроводов с другими
подземными коммуникациями, конденсатосборники, гидрозатворы. При
этом должно вскрываться не менее одного шурфа на каждые 500 м
распределительных газопроводов и на каждые 200 м
газопроводов-вводов.
102. Проверку герметичности и обнаружение мест утечек газа из
подземных газопроводов допускается производить методом бурения
скважин с последующим взятием проб прибором.
На распределительном газопроводе скважины бурятся у стыков
газопровода. При отсутствии схемы расположения стыков, а также на
газопроводах-вводах скважины должны буриться через каждые 2 м.
Глубина бурения их в зимнее время должна быть не менее глубины
промерзания грунта, в остальное время - соответствовать глубине
укладки трубы. Скважины закладываются на расстоянии не менее 0,5 м
от стенки газопровода.
При использовании высокочувствительных газоискателей для
определения газа допускается уменьшать глубину скважин и выполнять
их по оси газопровода при условии, что расстояние между верхом трубы
и дном скважины будет не менее 40 см.
103. Определение наличия газа в скважине должно производиться с
использованием приборов.
104. Допускается проверять герметичность газопроводов
опрессовкой воздухом по нормам испытаний, указанным в строительных
нормах и правилах.
105. При техническом обследовании полиэтиленовых газопроводов,
изготовленных из полиэтилена высокой плотности, эксплуатирующей
организацией должна проверяться герметичность газопроводов с помощью
высокочувствительного газоискателя (в застроенной части - не реже 1
раза в год, преимущественно в весенний период; в незастроенной части
- не реже 1 раза в 5 лет).
106. По результатам технического обследования должен
составляться акт, в котором с учетом выявленных дефектов и оценки
технического состояния следует дать заключение о возможности
дальнейшей эксплуатации газопровода, необходимости и сроках
проведения его ремонта или замены. Акт технического обследования
должен утверждаться руководителем организации, выполнявшей эти
работы.
107. Обследование подводных переходов заключается в уточнении
местоположения газопроводов и выявлении повреждений их изоляционного
покрытия. Работы должны производиться не реже 1 раза в 3 года, при
этом обследование переходов через судоходные водные преграды должно
выполняться организацией, имеющей лицензию (разрешение), выданную
Проматомнадзором, подготовленными для таких работ специалистами с
оформлением акта или отчета.
108. Утечки газа на газопроводах должны устраняться в
максимально короткие сроки в порядке, установленном отраслевыми
техническими нормативными правовыми актами. При обнаружении опасной
концентрации газа в подвалах, подпольях зданий, коллекторах,
подземных переходах, галереях газопроводы должны быть немедленно
отключены и приняты меры по их вентилированию. До устранения
негерметичности эксплуатация их запрещается.
109. Об отключениях газопроводов, связанных с их ремонтом, а
также о времени возобновления подачи газа потребители должны
предупреждаться заблаговременно.
110. Организация-собственник и (или) уполномоченное им лицо
должны своевременно принимать меры по ремонту защитных покрытий и
предотвращению дальнейшего разрушения подземных стальных
газопроводов. Дефекты изоляции на газопроводах, расположенных в
зонах действия блуждающих токов и вблизи зданий с возможным
скоплением людей, должны устраняться в первую очередь, но не позднее
чем через месяц после их обнаружения.
111. Производство сварочных и изоляционных работ при
присоединении и ремонте стальных подземных газопроводов, контроль их
качества должны выполняться в соответствии с требованиями
строительных норм и правил.
112. Производство ремонтных, строительных и земляных работ в
зоне расположения подземных газопроводов, ограниченной условными
линиями, проходящими в 5 м от оси газопроводов низкого и среднего
давления и 10 м от оси газопровода высокого давления и границ зданий
ГРП, ограждений резервуарных и групповых баллонных установок,
допускается только по письменному разрешению эксплуатирующей
организации или его подразделения, в котором должны быть указаны
условия и порядок их проведения. К разрешению должна прилагаться
схема газопровода с привязками.
Организация или граждане, осуществляющие работы, должны
представить газоснабжающей организации для согласования проект плана
их производства, разработанный с учетом требований строительных норм
и правил, ордер на раскопки, а также заявление (письмо) на получение
разрешения на производство работ.
При обнаружении производства строительных работ без
соответствующего письменного разрешения в охранной зоне газопровода
газоснабжающая организация должна принять меры по их приостановке.
113. До начала работ ударных механизмов и землеройной техники
вблизи трассы подземного газопровода необходимо определить
фактическое местоположение его путем вскрытия шурфов вручную.
Ударные механизмы для рыхления грунта могут применяться на
расстоянии не менее 3 м от подземного газопровода, а механизмы,
способные значительно отклоняться от вертикальной оси (шар,
клин-баба и тому подобное), - на расстоянии не менее 5 м.
114. При строительстве, благоустройстве территории вблизи
действующего подземного газопровода зданий, каналов, коллекторов и
тоннелей и пересечения газопроводов указанными инженерными
сооружениями, а также при строительстве, реконструкции или ремонте
железных и автомобильных дорог (улиц) строительными организациями
должны выполняться требования, предусмотренные проектом.
115. Газопроводы в местах пересечения с железнодорожными путями
и автомобильными дорогами независимо от сроков предыдущей проверки и
ремонта должны быть подвергнуты внеочередному комплексному
приборному обследованию и при необходимости ремонтироваться или
заменяться при проведении работ по расширению и капитальному ремонту
основания дороги.
О предстоящем ремонте или расширении путей (дорог) организации,
эксплуатирующие газораспределительную систему, должны быть
уведомлены заблаговременно.
116. Внеочередные технические обследования (диагностика
технического состояния) 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 специализированной организацией
по методике, утвержденной в установленном порядке и согласованной с
Проматомнадзором.
Глава 11
ГАЗОРЕГУЛЯТОРНЫЕ ПУНКТЫ, ГАЗОРЕГУЛЯТОРНЫЕ УСТАНОВКИ, ШКАФНЫЕ
РЕГУЛЯТОРНЫЕ ПУНКТЫ И КОМБИНИРОВАННЫЕ РЕГУЛЯТОРЫ ДАВЛЕНИЯ
117. Режим работы ГРП, ШРП, ГРУ и КРД должен устанавливаться в
соответствии с проектом.
118. Параметры настройки регуляторов давления в ГРП городов и
населенных пунктов (комбинированных регуляторов) для бытовых
потребителей не должны превышать 300 даПа (300 мм вод.ст.).
ПСК, в том числе встроенные в регуляторы давления, должны
обеспечивать сброс газа при превышении максимального рабочего
давления после регулятора не более чем на 15%.
Верхний предел срабатывания ПЗК не должен превышать
максимальное рабочее давление газа после регулятора более чем на
25%.
При наличии в ГРП дополнительной линии редуцирования регулятор
давления на ней настраивается на давление на 10% ниже, а ПЗК - на
10% выше, чем на основной линии.
Параметры настройки оборудования ГРП, ГРУ, газоиспользующих
установок промышленных, сельскохозяйственных производств,
отопительных котельных и других организаций, а также промежуточных
ГРП должны устанавливаться проектом и уточняться при пусконаладочных
работах.
119. Не допускается колебание давления газа на выходе из ГРП
(ГРУ), превышающее 10% рабочего давления. Неисправности регуляторов,
вызывающие повышение или понижение рабочего давления, неполадки в
работе предохранительных клапанов, а также утечки газа должны
устраняться в аварийном порядке.
120. Включение в работу регулятора давления в случае
прекращения подачи газа должно производиться после установления
причины срабатывания ПЗК и принятия мер по ее устранению.
121. Газ по обводной линии допускается подавать только в
течение времени, необходимого для ремонта оборудования и арматуры, а
также в период снижения давления газа перед ГРП или ГРУ до величины,
не обеспечивающей надежную работу регулятора давления. Работа должна
выполняться бригадой рабочих в составе не менее двух человек под
руководством специалиста.
122. Температура воздуха в помещении, где установлены
оборудование и средства измерения, должна быть не ниже
предусмотренной в паспортах завода - изготовителя оборудования и
КИП.
123. Снаружи здания ГРП, вблизи ограждения ГРУ на видном месте,
на шкафах ШРП и комбинированных регуляторов должны быть
предупредительные надписи: "Газ. Огнеопасно".
124. При эксплуатации ГРП и ГРУ должны выполняться:
124.1. осмотр технического состояния в сроки, устанавливаемые
инструкцией, обеспечивающие безопасность и надежность эксплуатации;
124.2. проверка параметров срабатывания ПЗК и ПСК не реже 1
раза в 3 месяца, а также по окончании ремонта оборудования;
124.3. техническое обслуживание - не реже 1 раза в 6 месяцев;
124.4. текущий ремонт - не реже 1 раза в год, если завод -
изготовитель регуляторов давления, предохранительных клапанов,
телемеханических устройств не требует проведения ремонта в иные
сроки;
124.5. капитальный ремонт - при замене оборудования, средств
измерений, отопления, освещения и восстановлении строительных
конструкций здания на основании дефектных ведомостей, составленных
по результатам осмотров и текущих ремонтов.
125. При осмотре технического состояния ГРП (ГРУ) путем обхода
должны выполняться:
проверка по приборам давления газа до и после регулятора,
перепада давления на фильтре, температуры воздуха в помещении,
отсутствия утечки газа с помощью прибора или мыльной эмульсии;
контроль за правильностью положения молоточка и надежности
сцепления рычагов или положением рукоятки взвода ПЗК;
смена картограмм регистрирующих приборов, прочистка и заправка
перьев, завод часового механизма. Проверка исправности манометров
(показывающих, регистрирующих, дифференциальных и тому подобных)
путем кратковременного их отключения и посадки на "нуль" - не реже 1
раза в 15 дней;
проверка состояния и работы электроосвещения, вентиляции,
системы отопления, визуальное выявление трещин и негерметичности
стен, отделяющих основное и вспомогательное помещения;
внешний и внутренний осмотр здания. При необходимости - очистка
помещения и оборудования от загрязнения.
126. Осмотр технического состояния (обход) ГРП должен, как
правило, проводиться двумя рабочими.
Обход ГРП, оборудованных системами телемеханики, оснащенных
сигнализаторами загазованности с контролируемым выводом сигнала,
шкафных регуляторных пунктов (ШРП), ГРУ, а также КРД допускается
производить одним рабочим.
Организациям, эксплуатирующим объекты газораспределительной
системы, разрешается производить обход ГРП одним рабочим из числа
постоянного состава персонала подразделений. В этом случае должна
разрабатываться специальная инструкция, определяющая дополнительные
меры безопасности.
127. При проверке степени засоренности фильтра максимальный
перепад давления газа на нем не должен превышать величины,
установленной заводом-изготовителем, но быть не более 10 кПа (1000
мм вод.ст.).
Разборка и очистка кассеты фильтра должна производиться вне
помещения ГРП (ГРУ) в местах, удаленных от легковоспламеняющихся
веществ и материалов на расстоянии не менее чем 5 м.
128. При настройке и проверке параметров срабатывания
предохранительных клапанов не должно изменяться рабочее давление
газа после регулятора.
Настройку и проверку параметров срабатывания допускается
выполнять с помощью регулятора давления, если верхний предел
срабатывания предохранительного клапана не превышает максимального
рабочего давления, указанного в пункте 118 настоящих Правил.
129. В тупиковых газораспределительных системах сбросные
предохранительные клапаны ГРП (ГРУ) должны обеспечивать их
срабатывание раньше срабатывания ПЗК. В системах закольцованных
газопроводов (сетей) сбросные предохранительные клапаны ГРП (ГРУ)
должны обеспечивать их срабатывание после срабатывания ПЗК.
130. При техническом обслуживании ГРП, ГРУ, ШРП и КРД должны
выполняться:
проверка хода и герметичности запорной арматуры и
предохранительных клапанов;
проверка герметичности всех соединений, устранение утечек газа,
осмотр фильтра;
смазка трущихся частей и перенабивка сальников;
определение чувствительности мембран регуляторов давления и
управления;
продувка импульсных трубок к КИП, ПЗК и регулятору давления;
проверка параметров настройки ПЗК и ПСК.
131. При ежегодном текущем ремонте ГРП, ГРУ, ШРП и КРД следует
обязательно выполнять:
разборку регуляторов давления, предохранительных клапанов с
очисткой их от коррозии и загрязнений, проверкой плотности
прилегания клапанов к седлу состояния мембран, смазкой трущихся
частей, ремонтом или заменой изношенных деталей, проверкой
надежности крепления конструкционных узлов, не подлежащих разборке;
разборку и притирку запорной арматуры, не обеспечивающей
герметичности закрытия;
работы, перечисленные в пункте 130 настоящих Правил.
132. Отключающие устройства на линии редуцирования при разборке
оборудования должны быть в закрытом положении. На границах
отключенного участка после отключающих устройств должны
устанавливаться заглушки, соответствующие максимальному давлению
газа.
133. Ремонт электрооборудования ГРП и замена перегоревших
электроламп должны проводиться при снятом напряжении. При
недостаточном естественном освещении допускается применение
переносных светильников во взрывозащищенном исполнении.
134. Помещения ГРП (ГРУ) должны быть укомплектованы средствами
пожаротушения. При определении видов и необходимого количества
средств пожаротушения в ГРП (ГРУ) следует руководствоваться Общими
правилами пожарной безопасности Республики Беларусь для промышленных
предприятий (ППБ РБ 1.01-94), утвержденными приказом Главного
государственного инспектора Республики Беларусь по пожарному надзору
от 30 декабря 1994 г. № 29 (далее - Общие правила пожарной
безопасности Республики Беларусь для промышленных предприятий (ППБ
РБ 1.01-94).
Хранить обтирочные, горючие и другие материалы в указанных
помещениях не разрешается.
135. Защита газопроводов от молнии должна осуществляться в
соответствии с РД 34.21.122-87 "Инструкция по устройству
молниезащиты зданий и сооружений".
Глава 12
ГАЗОНАПОЛНИТЕЛЬНЫЕ СТАНЦИИ, ГАЗОНАПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ПУНКТЫ,
АВТОМОБИЛЬНЫЕ ГАЗОЗАПРАВОЧНЫЕ СТАНЦИИ СЖИЖЕННЫХ
УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ
136. Ведение производственных процессов, техническое состояние
технологического и электрооборудования, газопроводов,
санитарно-технических сооружений на ГНС, ГНП и АГЗС должны
обеспечивать безаварийную работу и безопасность персонала.
137. Производственные процессы должны вестись согласно
утвержденным технологическим инструкциям, схемам и инструкциям по
охране труда.
138. Отработка новых производственных процессов, проведение
испытаний образцов вновь разрабатываемого оборудования, опробование
опытных средств механизации и автоматизации должны выполняться по
специальной программе, согласованной с территориальным органом
Проматомнадзора.
139. Для каждого производственного помещения и наружной
установки в зависимости от характера технологического процесса
должны быть определены проектом категория и класс по взрывопожарной
опасности, установленные в соответствии с Общими правилами пожарной
безопасности Республики Беларусь для промышленных предприятий (ППБ
РБ 1.01-94), нормами пожарной безопасности Республики Беларусь
"Категорирование помещений, зданий и наружных установок по
взрывопожарной и пожарной опасности. НПБ 5-2000", утвержденными
постановлением Министерства по чрезвычайным ситуациям Республики
Беларусь от 28 декабря 2000 г. № 36 (Национальный реестр правовых
актов Республики Беларусь, 2001 г., № 20, 8/4924) (далее - НПБ
5-2000), и Правилами устройства электроустановок, утвержденными
Министерством энергетики и электрификации СССР в 1986 году (далее -
Правила устройства электроустановок).
140. Техническое обслуживание, ремонт газопроводов и
технологического оборудования производятся в порядке, установленном
регламентом работы ГНС, по специальным инструкциям.
141. На АГЗС должно быть обеспечено круглосуточное дежурство
обслуживающего персонала. При односменной работе АГЗС передается под
ответственность сторожевой охраны в нерабочее время. Включение АГЗС
после перерыва в работе должно осуществляться после внешнего осмотра
технологического оборудования, резервуаров и газопроводов.
142. Прием и передача смены при ликвидации аварии запрещается.
143. Технологическое оборудование, газопроводы, арматура,
электрооборудование, вентиляционные системы, средства измерений,
противоаварийной защиты, блокировок и сигнализации в
производственной зоне ГНС, ГНП и АГЗС должны ежесменно осматриваться
с целью выявления неисправностей и своевременного их устранения.
Результаты осмотра заносятся в журнал приемки смены.
144. Обнаруженные при эксплуатации утечки газа должны
немедленно устраняться.
145. Неисправные агрегаты, резервуары, газопроводы должны быть
отключены.
146. Запорная арматура, обратные и скоростные клапаны,
находящиеся в эксплуатации, должны обеспечивать быстрое и надежное
отключение. Обслуживание и ремонт арматуры должны производиться в
соответствии с регламентом, указанным в техническом паспорте или
другом документе, удостоверяющем качество арматуры.
На маховиках арматуры должно быть обозначено направление
вращения при открывании и закрывании арматуры.
Обслуживание и текущий ремонт должны производиться в
соответствии с регламентом не реже 1 раза в 12 месяцев.
147. Разборка арматуры, резьбовых и фланцевых соединений на
газопроводах с целью ремонта должна выполняться после их отключения
и продувки инертным газом или паром. Запрещается подтягивать
соединения, находящиеся под давлением. Удалять болты из фланцевых
соединений разрешается только после снятия избыточного давления.
148. Давление настройки предохранительных сбросных клапанов не
должно превышать более чем на 15% рабочее давление в резервуарах и
газопроводах.
149. Запрещается эксплуатация технологического оборудования
резервуаров и газопроводов при неисправных и неотрегулированных
предохранительных сбросных клапанах.
150. Исправность рычажных предохранительных сбросных клапанов
должна проверяться путем кратковременного их открытия не реже 1 раза
в месяц.
Проверка параметров настройки клапанов, их регулировка должны
производиться на специальном стенде или на месте с помощью
специального приспособления. Периодичность проверки для
предохранительных сбросных клапанов резервуаров - не реже 1 раза в 6
месяцев, для остальных - при проведении текущего ремонта, но не реже
1 раза в год. Клапаны после испытания пломбируются, результаты
проверки отражаются в журнале.
На место клапана, снимаемого для ремонта или проверки, должен
устанавливаться исправный предохранительный сбросной клапан.
151. Устройства для слива и налива СУГ, применяемые на ГНС, ГНП
и АГЗС, должны соответствовать техническим условиям и стандартам.
Они должны обеспечивать стойкость к транспортируемому газу при
заданных давлении и температуре и иметь защиту от статического
электричества.
Неисправные устройства, а также устройства, имеющие
повреждения, для сливо-наливных операций не допускаются.
152. Запрещается подтягивать накидные гайки рукавов,
отсоединять рукава, находящиеся под давлением, а также применять
ударный инструмент при навинчивании и отвинчивании гаек.
153. Оставлять без надзора работающие насосы, компрессоры не
разрешается.
154. Давление газа на всасывающей линии насоса должно быть на
0,1-0,2 МПа (1-2 кгс/кв.см) выше упругости насыщенных паров жидкой
фазы при данной температуре.
155. Давление газа в нагнетательном газопроводе компрессора не
должно превышать давления конденсации паров СУГ при температуре
нагнетания.
Максимальное давление газа после компрессора не должно быть
выше 1,6 МПа (16 кгс/кв.см).
156. Клиновидные ремни передач для привода компрессоров и
насосов должны быть защищены от попадания на них масла, воды и
других веществ, отрицательно влияющих на их прочность и передачу
усилий, удовлетворять требованиям ГОСТ 12.1.018-93 "ССБТ.
Пожаровзрывобезопасность статического электричества. Общие
требования".
157. Использовать для компрессоров и насосов смазочные масла,
не предусмотренные заводской инструкцией, запрещается.
158. Количество смазочных материалов, находящихся в
насосно-компрессорном отделении, не должно превышать их суточную
потребность при условии хранения в закрывающейся емкости.
159. Насосы и компрессоры при ремонтных и регламентных работах
в насосно-компрессорных отделениях станций (пунктов), а также на
время производства огневых работ в производственной зоне должны быть
остановлены.
160. Компрессоры и насосы подлежат аварийной остановке при:
утечках газов и неисправной запорной арматуре;
Страницы:
Стр.1 |
Стр.2 |
Стр.3 |
Стр.4 |
Стр.5 |
Стр.6 |
Стр.7 |
Стр.8 |
Стр.9 |
Стр.10
|
