Стр. 19
Страницы:
Стр.1 |
Стр.2 |
Стр.3 |
Стр.4 |
Стр.5 |
Стр.6 |
Стр.7 |
Стр.8 |
Стр.9 |
Стр.10 |
Стр.11 |
Стр.12 |
Стр.13 |
Стр.14 |
Стр.15 |
Стр.16 |
Стр.17 |
Стр.18 |
Стр.19 |
Стр.20 |
Стр.21 |
Стр.22 |
Стр.23 |
Стр.24
помощью резинотканевых рукавов в соответствии с ТНПА,
устанавливающими требования в этой области класса I на рабочее
давление до 0,6 МПа или другими ТНПА, если технические требования,
предъявляемые к рукавам, будут соответствовать требованиям
упомянутого стандарта.
Резинотканевые рукава должны быть длиной не более 1 м и
закрепляться на штуцерах газопроводов и приборов хомутами.
1977. Применение радиоактивных изотопов допускается в случае
невозможности применения других методов контроля за техническими
процессами с соблюдением требований пункта 2114.
1978. Ширина проходов между щитами КИП и оборудованием или
стеной здания должна быть не менее 0,8 м.
ГЛАВА 112
ТРУБЫ И МАТЕРИАЛЫ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ ПРИ СООРУЖЕНИИ ГАЗОПРОВОДОВ И ГАЗОВЫХ
УСТАНОВОК
1979. Для сооружения газопроводов должны применяться стальные
трубы в соответствии с требованиями, приведенными в приложении 7.
1980. Изготовление аппаратов газовых установок и труб из
стального листа должно производиться в соответствии с ТНПА,
устанавливающими требования в этой области.
1981. Уплотнение фланцевых соединений должно производиться:
на газопроводах природного газа низкого давления при любом
диаметре фланцев - плетеным асбестовым шнуром, пропитанным суриком
на натуральной олифе;
на газопроводах природного газа среднего и высокого давления
независимо от диаметра фланцев - паронитом.
1982. Для уплотнения резьбовых соединений должна применяться
льняная прядь, пропитанная суриком или белилами на натуральной
олифе.
Применение пеньки или заменителей натуральной олифы не
допускается.
ГЛАВА 113
СВАРОЧНЫЕ РАБОТЫ
1983. Сборка и сварка газопроводов должны осуществляться в
соответствии с Правилами технической безопасности в области
газоснабжения Республики Беларусь и настоящим разделом. Контроль
сварных стыков и проведение испытаний газопроводов на прочность и
плотность осуществляются в соответствии с требованиями глав 114-116.
Нормы контроля сварных стыков газопроводов физическими методами -
согласно приложению 8.
1984. При сооружении газопроводов из сварных труб продольные
сварные швы при стыковке труб должны смещаться относительно друг
друга не менее чем на 50 мм.
При сооружении газопроводов как из сварных труб, так и из
цельнотянутых труб привариваемые к трубам патрубки отводов, штуцеры,
патрубки люков, свечей и так далее должны отстоять от сварных стыков
на расстоянии не менее 100 мм, считая от образующей патрубка, и не
должны располагаться на сварных швах трубопроводов.
1985. Работы по присоединению новых участков газопроводов и
газовых установок к действующим газопроводам относятся к газоопасным
и должны выполняться эксплуатационным персоналом или под его
руководством с соблюдением требований главы 126 настоящего раздела.
ГЛАВА 114
ИСПЫТАНИЕ ГАЗОПРОВОДОВ И ГАЗОВЫХ УСТАНОВОК. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ
1986. Все вновь сооружаемые и реконструируемые газопроводы и
газовые установки должны быть испытаны на прочность и плотность.
1987. До проведения испытаний строительно-монтажная
организация должна предъявить для внешнего осмотра представителям
организации газопроводы и газовые установки после окончания основных
строительно-монтажных работ.
При внешнем осмотре должны быть проверены соответствие
сооруженного объекта проекту, наличие всех врезок, работоспособность
отключающих задвижек и готовность объекта к испытанию. Результаты
осмотра должны оформляться актом.
1988. Испытание газопроводов и газовых установок должно
проводиться строительно-монтажной организацией с участием
представителей организации. Испытание должно проводиться в
соответствии с программой, составленной с учетом требований
настоящего раздела, согласованной с руководством организации и
утвержденной главным инженером строительно-монтажной организации.
О проведении испытаний должны составляться акты с указанием
результатов испытания.
1989. Перед испытанием внутренние полости смонтированных
газопроводов и газовых установок должны быть очищены от
строительного мусора и посторонних предметов и монтажных
приспособлений, а также продуты воздухом или инертным газом (если
доступ персонала внутрь их невозможен). Скорость потока в
продуваемой полости должна в два раза превышать максимальную
скорость газа, рассчитанную из условий одновременной работы всех
потребителей.
1990. Испытание газопроводов и газовых установок на прочность
и плотность должно проводиться воздухом или инертным газом, за
исключением испытаний на прочность наружных газопроводов высокого
давления выше 0,3 МПа, которые должны проводиться водой.
В зимнее время, а также при диаметре газопровода более 300 мм
допускается замена воды воздухом или инертным газом при условии
осуществления дополнительных мероприятий по безопасности согласно
требованиям пункта 1996 настоящего раздела.
1991. Испытания должны проводиться при закрытой отключающей
арматуре без установки заглушек. Если арматура, оборудование,
предохранительные и регулирующие устройства или приборы не
рассчитаны на испытательное давление, они должны быть на время
испытания на прочность отключены с помощью заглушек. Отключение
испытываемого газопровода от оборудования и других газопроводов,
находящихся под давлением газа, должно производиться только
заглушками; использование для этой цели запорной арматуры
запрещается.
1992. Заглушки, устанавливаемые на испытываемом объекте,
должны быть рассчитаны в проекте организации работ на максимальное
испытательное давление и соответствовать требованиям пункта 1858
настоящего раздела.
1993. При проведении испытаний газопроводов и газовых
установок должны применяться манометры, обеспечивающие необходимую
точность замеров давления:
при испытательном давлении до 0,1 МПа включительно - U-
образные жидкостные манометры с ртутным заполнением и пружинные
манометры по ТНПА, устанавливающим требования в этой области;
при испытательном давлении выше 0,1 МПа на прочность и на
плотность следует применять пружинные манометры класса не ниже 1,5.
Каждый манометр и дифманометр должен иметь непросроченное и
ненарушенное государственное поверительное клеймо.
1994. Испытания на давление 0,07 МПа и более разрешается
производить при наружной температуре воздуха выше минус 20 °С,
испытания на давление до 0,7 МПа - при температуре воздуха выше
минус 30 °С.
ГЛАВА 115
ИСПЫТАНИЕ ГАЗОПРОВОДОВ
1995. Все вновь сооруженные и реконструированные цеховые и
межцеховые газопроводы должны подвергаться испытаниям. Испытания
цеховых и межцеховых газопроводов проводятся раздельно.
Наружные цеховые газопроводы, проложенные на отдельно стоящих
опорах, по стенам снаружи зданий и крышам, должны испытываться
отдельно от внутрицеховых газопроводов.
1996. Перед пневматическим испытанием газопроводов на
прочность должны быть установлены опасные зоны, из которых должны
быть удалены люди, не связанные с проведением испытания. Граница
зоны на время испытаний должна быть отмечена красными флажками и
охраняться.
Размеры зоны должны быть:
для газопроводов, расположенных вне помещений, - не менее 50 м
во все стороны от испытуемого объекта при испытательном давлении
выше 0,3 МПа и не менее 25 м при испытательном давлении выше 0,1 до
0,3 МПа;
для газопроводов, расположенных внутри помещения, опасная зона
должна быть установлена по согласованию с начальником
соответствующего цеха, но не менее 10 м во все стороны от объекта.
Должны быть также предусмотрены мероприятия по защите
трубопроводов и сосудов, расположенных в опасной зоне и находящихся
под давлением газа или воздуха выше 0,07 МПа. Эти мероприятия должны
быть разработаны строительно-монтажной организацией, согласованы с
предприятием и отражены в программе испытаний, предусмотренной в
пункте 1988 настоящего раздела.
При проведении испытания на плотность после испытания на
прочность установление опасной зоны не производится.
1997. Печные газовые коллекторы с отводами к горелкам должны
испытываться на прочность с обязательной установкой заглушек за
кранами или задвижками перед горелками. Испытание на плотность всего
отвода к каждой печи от цехового коллектора до горелок должно
проводиться со всей установленной арматурой без установки заглушек.
1998. Нормы испытательных давлений на прочность и плотность
надземных межцеховых и цеховых газопроводов должны приниматься в
соответствии с данными, указанными ниже:
-------------------------------T---------------------------------------¬
¦ Расчетное давление Р газа в ¦ Испытательное давление, МПа ¦
¦ газопроводе, МПа ¦ ¦
¦ +---------------T-----------------------+
¦ ¦ на прочность ¦ на плотность ¦
+------------------------------+---------------+-----------------------+
¦ ¦ ¦ ¦
¦Низкое давление, Р <=0,1 ¦ - ¦ 1,25 Р, но не менее ¦
¦ ¦ ¦ 0,02 ¦
¦ ¦ ¦ ¦
¦Среднее и высокое давление,¦ 1,25 Р ¦ Р ¦
¦0,1 < Р <=1,2 ¦ ¦ ¦
L------------------------------+---------------+------------------------
1999. Цеховые и межцеховые газопроводы, предназначенные для
работы под разрежением, следует подвергать пневматическому испытанию
на прочность давлением, равным расчетному разрежению с коэффициентом
2, и на плотность - с коэффициентом 1,25. После этого газопроводы
должны быть испытаны под разрежением, создаваемым тягодутьевыми
средствами системы, и выдержаны под испытательным разрежением в
течение 1 ч.
2000. Цеховые и межцеховые газопроводы при испытании на
прочность должны выдерживаться под испытательным давлением не менее
1 ч, после чего давление должно снижаться до нормы, установленной
для испытания на плотность, и производится осмотр газопровода и
арматуры. При этом, если газопроводы испытываются пневматически,
должна проверяться плотность сварных швов, фланцевых и резьбовых
соединений мыльным раствором или незамерзающим пенным индикатором.
Во время осмотра и проверки соединений мыльным раствором или
незамерзающим пенным индикатором в газопроводе должно поддерживаться
постоянное давление.
Устранение выявленных при испытании дефектов должно
производиться после снижения давления в газопроводе до атмосферного.
Повышение и понижение давления в газопроводах при проведении
испытаний должно производиться плавно.
Газопровод считается выдержавшим испытание при отсутствии
деформаций и повреждений элементов газопроводов, видимого падения
давления по манометру и утечек воздуха или воды за время испытания
на прочность.
2001. Испытание газопроводов на плотность как в помещениях,
так и вне помещений должно проводиться только после того, как
температура в газопроводе будет выровнена, а также уравнена с
температурой окружающей среды. Для наблюдения за температурой в
газопроводе в начале и в конце испытываемого участка должны быть
установлены термометры.
Давление и температура воздуха в газопроводе определяются как
среднее арифметическое показаний всех манометров и термометров,
установленных на газопроводе во время испытаний.
2002. Цеховые и межцеховые газопроводы при испытании на
плотность должны выдерживаться под испытательным давлением не менее
2 ч, а газопроводы среднего и высокого давлений - не менее 12 ч,
после чего, не снижая давления, следует произвести осмотр трассы
газопровода и проверку плотности фланцевых и резьбовых соединений и
сальниковых уплотнений мыльным раствором или пенным индикатором.
2003. Газопровод считается выдержавшим испытание, если падение
давления в нем за время испытания его на плотность, подсчитанное по
формуле
Ркон Тнач
P = 100 ·(1 - ---------- · -------------- ),
Рнач Ткон
где Р - фактическая величина падения давления, % от начального
испытательного давления;
Рнач - сумма манометрического и барометрического давлений в
начале испытания, МПа;
Ркон - то же, в конце испытания, МПа;
Тнач - абсолютная температура воздуха в газопроводе в начале
испытания, К;
Ткон - то же, в конце испытания, К, -
для внутрицеховых газопроводов будет не более 1 %;
для наружных газопроводов будет не более следующих значений:
диаметр газопровода, мм:
до 300 и менее - 2,0 %;
более 300 до 1000 - 1,5 %;
более 1000 - 1,0 %.
Кроме того, при проверке фланцевых и резьбовых соединений и
сальниковых уплотнений мыльным раствором должны отсутствовать утечки
воздуха или инертного газа.
ГЛАВА 116
ИСПЫТАНИЕ ГАЗОРЕГУЛЯТОРНЫХ ПУНКТОВ И ГАЗОРЕГУЛЯТОРНЫХ УСТАНОВОК
2004. Испытание всех вновь сооруженных и реконструированных
газопроводов и газового оборудования ГРП и ГРУ должно производиться
на прочность и плотность воздухом или инертным газом в границах от
задвижки на входном газопроводе до задвижки на выходном газопроводе
со всеми импульсными линиями к КИП до кранов перед этими приборами.
Элементы управления регуляторов давления и головки сбросных
предохранительных клапанов при испытании на прочность и плотность
отключаются, если они не рассчитаны по паспорту на эти давления.
2005. Нормы испытательных давлений ГРП и ГРУ должны
приниматься: на прочность 1,25 Р, на плотность Р, где Р - расчетное
давление газа на высокой стороне.
2006. При испытании ГРП и ГРУ на прочность испытательное
давление в системе должно выдерживаться в течение 1 ч, после чего
давление снижают до норм, установленных для испытаний на плотность,
и производят выявление дефектных мест путем внешнего осмотра
оборудования и проверки мыльной эмульсией всех соединений. ГРП и ГРУ
считаются выдержавшими испытание, если видимое падение давления по
манометру за время испытания отсутствует, а также нет деформаций,
трещин и других повреждений.
2007. Испытание ГРП и ГРУ на плотность должно проводиться в
течение 12 ч. При этом падение давления, подсчитанное по формуле
пункта 2003, за время испытания не должно превышать 1 % начального
давления.
После испытания ГРП на плотность с отключенными регуляторами и
головками сбросных предохранительных клапанов должно быть проведено
второе испытание на плотность с включенными регуляторами и головками
сбросных предохранительных клапанов по нормам, указанным в паспортах
на это оборудование.
2008. Дефекты, выявленные в оборудовании в процессе проведения
испытания ГРП и ГРУ, должны устраняться после снижения давления до
атмосферного.
Дефекты в сварных швах (непровар, трещины и другое) должны
устраняться путем вырубки или вырезки всего шва и повторной сварки.
Неплотные фланцевые и резьбовые соединения должны быть разобраны и
собраны вновь.
После устранения обнаруженных утечек и дефектов испытание на
плотность должно быть повторено.
ГЛАВА 117
ПРИЕМКА В ЭКСПЛУАТАЦИЮ ОБЪЕКТОВ ГАЗОВОГО ХОЗЯЙСТВА
2009. Объекты газового хозяйства после окончания строительства
(реконструкции) или капитального ремонта должны быть приняты рабочей
комиссией в соответствии с требованиями СНБ 1.3.04-2000 и Правил
технической безопасности в области газоснабжения Республики
Беларусь.
2010. При приемке в эксплуатацию газопроводов и газовых
установок высокого давления свыше 0,3 МПа в состав комиссий должны
включаться представители Проматомнадзора, которые должны быть
извещены о предстоящей приемке объекта в эксплуатацию не менее чем
за 5 дней.
2011. Запрещается приемка в эксплуатацию объектов газового
хозяйства, имеющих отступление от настоящего раздела.
2012. Акт рабочей комиссии о приемке в эксплуатацию
законченного строительством или капитально отремонтированного
объекта является разрешением на ввод объекта в эксплуатацию.
2013. Если объект газового хозяйства, принятый рабочей
комиссией, не был введен в эксплуатацию в течение шести месяцев, то
перед вводом его в эксплуатацию должно быть проведено повторное
испытание газопроводов и газовых установок на плотность и проверено
состояние дымоотводящих и вентиляционных систем, комплектность и
исправность оборудования, арматуры, защитно-предохранительных
устройств и систем автоматики. Все обнаруженные дефекты должны быть
устранены до ввода объекта в эксплуатацию.
2014. Акты рабочих комиссий должны храниться у заказчика и
передаются государственной комиссии по приемке производственного
комплекса, в состав которого входит объект газового хозяйства.
ГЛАВА 118
ДИСПЕТЧЕРСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ, СВЯЗЬ И СИГНАЛИЗАЦИЯ
2015. Для обеспечения рационального газораспределения по цехам-
потребителям, поддержания нормального газового режима и обеспечения
безопасной эксплуатации газопроводов и газовых установок, а также
повышения надежности и оперативности управления и контроля за
работой газового хозяйства в целом в организациях должна быть
организована диспетчерская служба газового хозяйства.
2016. Вновь строящиеся и реконструируемые диспетчерские пункты
газового хозяйства в организациях должны быть оборудованы средствами
телемеханизации.
Объем телеметрической информации, передаваемой на
диспетчерский пункт газового хозяйства (далее - ДПГХ), должен
определяться проектом и обеспечивать возможность оперативного
вмешательства диспетчера в управление системой газоснабжения.
В технически обоснованных случаях должна быть предусмотрена
возможность компьютеризации для оптимального автоматического
перераспределения газов при изменении условий газопотребления.
2017. На ДПГХ должны выноситься сигнальные лампы и приборы,
контролирующие давление и температуру газа в наиболее характерных
точках газопроводов, давление, температуру и расход газа,
поступающего в газопроводы организации, давление и расход газа у
всех крупных и наиболее удаленных потребителей, у работающих в
автоматическом режиме объектов.
2018. На мнемосхеме в ДПГХ должны указываться крайние
положения задвижек дистанционного управления.
ДПГХ должен быть оснащен средствами управления задатчиками
регуляторов давления, дроссельными клапанами и задвижками на
газопроводах природного газа.
2019. Установки оперативного контроля, регулирования, связи и
сигнализации объектов газового хозяйства на ДПГХ должны снабжаться
электроэнергией по I категории.
2020. ДПГХ должен быть связан телефонной связью со всеми
цехами, производящими и потребляющими газы.
Прямая телефонная связь обязательна с помещениями управления
каждой печи, машинными залами непрерывного литья, газоспасательной
службой, пожарной охраной организации, медпунктом, основными
службами газового цеха, диспетчером организации и главным
энергетиком.
ДПГХ крупных организаций должны быть оборудованы оперативной
радиосвязью и оперативной автомашиной, иметь ремонтную группу и
обходчиков с магнитофонами для записи команд диспетчера.
2021. На ДПГХ должна быть выведена охранная сигнализация от
объектов газового хозяйства, работающих без постоянного
обслуживающего персонала.
2022. ДПГХ допускается размещать отдельно или совместно с
диспетчерскими пунктами других видов энергохозяйства организации.
Здание ДПГХ должно быть I и II степени огнестойкости.
Ввод горючих газов в ДПГХ не допускается. Размещение
диспетчерских пунктов в помещениях категории А запрещается.
2023. В оперативном подчинении диспетчера должны находиться
аварийно-ремонтная бригада и специально оборудованная автомашина. В
обязанность указанной бригады должно входить выполнение всех работ,
связанных с аварийной остановкой оборудования и профилактическим
надзором за оборудованием, работающим без постоянного обслуживающего
персонала.
2024. В структуре управления газовым цехом крупных организаций
должны предусматриваться гараж для оперативной машины и помещение
для аварийно-ремонтной бригады, оснащенное прямой связью и
сигнализацией с ДПГХ.
ГЛАВА 119
ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОВОГО ХОЗЯЙСТВА. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ
2025. Разграничение участков обслуживания и надзора между
газовым цехом или газовой службой и цехами, в ведении которых
находятся цеховые газопроводы и установки, а также между цехами,
имеющими общий газопровод, должно быть оформлено приказом
(распоряжением) по организации с приложением схем пограничных
участков с четким указанием границ.
2026. При снабжении организации газом от магистральных или
городских газопроводов границей обслуживания газопроводов должна
приниматься граница организации. При этом кроме отключающего
устройства, установленного вне границ организации и находящегося в
ведении организации, подающей газ, должно быть установлено
отключающее устройство при вводе газопровода на организацию на ее
территории.
При подаче газа металлургическим предприятием другому
предприятию границей обслуживания газопровода является граница
территории предприятия, подающего газ.
2027. Границей обслуживания между газовым цехом или газовой
службой и цехом-потребителем, как правило, должна быть задвижка на
отводе от межцехового газопровода к цеху-потребителю, находящаяся в
ведении газового цеха или газовой службы.
2028. ГРП могут быть в ведении как газового цеха или газовой
службы организации, так и цеха - потребителя газа. Если ГРП
находится в ведении газового цеха или газовой службы, то границей
обслуживания должна быть задвижка за ГРП, находящаяся в ведении
газового цеха или газовой службы, а при ее отсутствии - наружная
грань здания цеха-потребителя.
Если ГРП находится в ведении цеха-потребителя, границей
обслуживания должна быть задвижка перед ГРП, находящаяся в ведении
газового цеха или газовой службы. ГРУ должны относиться к газовому
хозяйству цеха-потребителя и находиться в его ведении.
2029. На каждую газоиспользующую установку (печи, другие
агрегаты) в организации (заказчиком) должен быть составлен
технический паспорт по форме, согласованной с Проматомнадзором.
В период эксплуатации в паспорте должны указываться все
изменения, внесенные в объект, с приложением чертежей или схем
изменений, а также данные о проведенных капитальных ремонтах.
Ведение паспортов возлагается на руководство цеха, в котором
находятся объекты газового хозяйства.
2030. Регуляторы различного назначения, автоматические
сигнализаторы, индикаторы загазованности и другие устройства должны
иметь паспорта заводов-изготовителей.
2031. На отдельных объектах газового цеха, а также в цехах, в
составе которых имеются объекты газового хозяйства, должны вестись
агрегатный журнал с указанием выполненных ремонта, ревизий и
настройки приборов агрегатов, а также эксплуатационный (сменный)
журнал, в который должны записываться неисправности, выявленные в
течение каждой смены, в том числе нарушения настоящего раздела и
инструкций по безопасности труда, а также мероприятия по устранению
нарушений и фактические сроки их выполнения.
Журналы должны быть прошнурованы и находиться в ведении
дежурного персонала, который должен вести регулярные записи в
эксплуатационном журнале.
2032. Контроль за правильным ведением паспортов, а также
документации по эксплуатации и ремонту объектов газового хозяйства
осуществляется лицом, ответственным за техническое состояние и
безопасную эксплуатацию.
2033. Непосредственно у агрегата или у места нахождения
обслуживающего персонала должны быть вывешены копии четких схем
газовых устройств с обозначением мест установки запорной арматуры,
газового оборудования и КИП. Нумерация запорной арматуры должна
соответствовать ее нумерации на схеме.
2034. Задвижки, краны и вентили перед установкой на
газопроводах должны подвергаться ревизии и испытанию согласно
требованиям соответствующих технических условий.
2035. Газопроводы, газовые установки и газовое оборудование
должны подвергаться планово-предупредительным осмотрам, техническому
обслуживанию и ремонту в сроки, предусмотренные графиками,
утвержденными нанимателем (главным энергетиком). При составлении
графиков ремонта должны соблюдаться сроки, указанные в паспортах или
инструкциях заводов-изготовителей, с учетом местных условий
эксплуатации каждого вида оборудования.
2036. Исправное действие автоблокировки и сигнализации должно
проверяться в соответствии с инструкцией по эксплуатации приборов не
реже одного раза в месяц путем имитации, а также при плановой
остановке газопотребляющего агрегата при достижении заданного
предельного параметра. Ревизия систем автоблокировки и сигнализации
должна производиться в сроки, указанные в паспортах или технических
условиях заводов-изготовителей.
2037. Плотность присоединения импульсных труб и резинотканевых
рукавов к штуцерам газопроводов КИП, расположенных в помещениях,
должна проверяться не реже одного раза в неделю, а вне помещений -
не реже одного раза в месяц. Проверка плотности должна
осуществляться визуально или с помощью газоанализаторов.
2038. Осмотр газопроводов, газовых установок и газового
оборудования должен производиться не менее двух раз в год комиссией,
назначенной начальником цеха, в ведении которого находятся объекты
газового хозяйства.
Осмотр должен включать проверку:
состояния и исправности действия затворов, свечей,
конденсатоотводчиков, компенсаторов, регуляторов, пылеспускных
устройств, запорной арматуры, газогорелочных устройств и устройств
для продувки и сигнализации;
плотности люков и свечей, проверку водяных затворов;
плотности швов и фланцевых соединений газопроводов и
аппаратов, находящихся внутри зданий;
состояния трубопроводов, положения трубопроводной арматуры,
колонн, их опорных седел и башмаков, анкерных болтов и надземной
части фундаментов;
выполнения настоящего раздела и местных инструкций по технике
безопасности, а также ведения агрегатного и эксплуатационного
журналов.
Результаты осмотра должны оформляться актами с указанием
необходимых мероприятий по устранению выявленных дефектов и работ по
планово-предупредительному ремонту.
Акты цеховых комиссий должны утверждаться начальником цеха и
храниться в делах цеха. Копии утвержденных актов цеховых комиссий
должны направляться цехами отделу главного энергетика, а при его
отсутствии - ответственному специалисту по эксплуатации газового
хозяйства для осуществления контроля.
О всех работах, проведенных во исполнение мероприятий,
указанных в актах, необходимо делать записи в агрегатном журнале.
2039. Наружные поверхности межцеховых и цеховых газопроводов,
а также газовых аппаратов должны через каждые 5 лет, а фланцы и
Страницы:
Стр.1 |
Стр.2 |
Стр.3 |
Стр.4 |
Стр.5 |
Стр.6 |
Стр.7 |
Стр.8 |
Стр.9 |
Стр.10 |
Стр.11 |
Стр.12 |
Стр.13 |
Стр.14 |
Стр.15 |
Стр.16 |
Стр.17 |
Стр.18 |
Стр.19 |
Стр.20 |
Стр.21 |
Стр.22 |
Стр.23 |
Стр.24
|
