Глава 8. Приемка в эксплуатацию и пусконаладочные работы

82. Приемка оборудования, газопроводов, сооружений СУВГ после капитального ремонта, технического перевооружения осуществляется без участия инспектора по согласованию с территориальным подразделением уполномоченного органа.

83. Резервуары, газопроводы и оборудование после окончания монтажных работ перед проведением пусконаладочных работ испытываются строительно-монтажной организацией:

1) резервуары - по требованиям к устройству и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением;

2) газопроводы и оборудование - по строительным нормам и требованиям, настоящим Требованиям.

Испытания оформляются актом.

84. Приемочные испытания газопроводов, газового оборудования ГНС, ГНП, АГЗС, резервуарных установок проводятся пусконаладочной организацией.

85. Перед началом приемочных испытаний организация, их проводящая:

1) назначает контролирующее лицо и укомплектовывает персонал по обслуживанию и ремонту технологического оборудования, газопроводов, средств автоматизации, санитарно-технических и вентиляционных систем, электрооборудования;

2) вывешивает на рабочих местах технологические схемы газопроводов и оборудования;

3) утверждает технологические регламенты, должностные и производственные инструкции, графики технического обслуживания и ремонта, планы локализации и ликвидации аварий, обеспечивает взаимодействие с пожарной командой, скорой помощью, газораспределительными организациями;

4) обеспечивает средства пожаротушения в соответствии с нормативными требованиями;

5) подготавливает проектную (исполнительскую) и эксплуатационную документацию, акты на проверку эффективности вентиляционных систем, электрооборудования, средств автоматики безопасности.

86. К моменту проведения пусконаладочных работ на объекте СУВГ выполняются следующие мероприятия:

1) назначаются лица, контролирующие выполнение газоопасных работ, техническое состояние и безопасную эксплуатацию сосудов, работающих под давлением, электрохозяйство и вентиляционное оборудование;

2) регистрируются сосуды, работающие под давлением, проводится их техническое освидетельствование и получается разрешение на эксплуатацию;

3) оформляется исполнительно-техническая документация и подписывается акт на проведение пусконаладочных работ и комплексное опробование оборудования;

4) проставляются номера согласно технологической схеме на насосах, компрессорах, испарителях, резервуарах, наполнительных и сливных колонках, электродвигателях, вентиляторах, запорной и предохранительной арматуре и других технических устройствах;

5) указывается направление движения газа на газопроводах, а на маховиках запорной арматуры - направление вращения при открытии и закрытии;

6) наносятся обозначения категории пожарной опасности и класса помещений по взрывоопасности в соответствии с проектом и действующими нормативными документами, утвержденными в установленном порядке;

7) обеспечивается подготовка и аттестация работников в области промышленной безопасности, проводится проверка знаний настоящих Требований и других нормативных правовых актов и технических документов.

87. Перед проведением пусконаладочных работ и заполнением резервуаров сжиженным газом обеспечивается приемка оборудования для комплексного опробования, задействуются автоматические средства противоаварийной и противопожарной защиты.

При проведении пусконаладочных работ на объектах СУВГ перед продувкой газом газопроводы, резервуары и газовое оборудование подвергаются контрольной опрессовке воздухом или инертным газом давлением 0,3 МПа в течение часа.

Результаты испытания на герметичность считаются положительными при отсутствии видимого падения давления в газопроводе по манометру класса точности 0,6, а по манометрам класса точности 0,15 и 0,4 - если падение давления не превышает одного деления шкалы.

88. Пусконаладочные работы на технологическом оборудовании выполняются на холостом ходу и под нагрузкой, в проектном режиме работы.

89. При контрольной опрессовке все сварные стыки, резьбовые и фланцевые соединения, сальниковые уплотнения проверяются обмыливанием или высокочувствительными приборами.

В условиях отрицательных температур мыльная эмульсия разбавляется спиртом в концентрации, исключающей ее замерзание.

90. При пусконаладочных работах по вводу объектов СУВГ в эксплуатацию осуществляются:

1) внешний осмотр оборудования, арматуры и приборов;

2) проверка работоспособности средств пожаротушения и вентиляции взрывоопасных помещений;

3) проверка работы стационарных сигнализаторов взрывоопасной концентрации газа;

4) продувка резервуаров, газопроводов, оборудования паровой фазой сжиженного газа или инертным газом до содержания кислорода не более 1 %;

5) проверка работы контрольно-измерительных приборов и уровнемеров;

6) слив сжиженного газа в резервуары базы хранения;

7) опробование в работе всех компрессоров, испарителей и насосов;

8) заполнение баллонов, заправка газобаллонных автомобилей, пуск газа потребителям;

9) отработка технологических режимов в течение 72 часов.

91. Выявленные и неустранимые в работе оборудования неполадки отражаются в акте.

Вопросы устранения неполадок и продолжения пусконаладочных работ рассматриваются комиссией.

92. В период пусконаладочных работ отрабатываются технологические операции, уточняются и дополняются производственные инструкции.

93. Перед началом пусконаладочных работ эксплуатационный персонал инструктируется на рабочих местах руководителем пусконаладочных работ о мерах безопасности.

94. Во время пусконаладочных работ на объектах СУВГ за их безопасное проведение несет ответственность руководитель пусконаладочной бригады.

Все работы выполняются по его указанию.

95. На время комплексного опробования организуется дежурство обслуживающего персонала для наблюдения за состоянием технологического оборудования и принятия мер по своевременному устранению неисправностей и утечек газа.

96. Персонал станции обучается, инструктируется о возможных неполадках и способах их устранения, обеспечивается необходимыми схемами и инструкциями, средствами защиты и пожаротушения, спецодеждой, необходимыми инструментами, приборами и оборудованием.

97. После комплексного 72-часового опробования оборудования и выполнения технологических операций пусконаладочные работы считаются законченными, объект сдается руководителем пусконаладочной бригады приемочной комиссии с оформлением соответствующего акта.

98. Ввод объекта в эксплуатацию осуществляется после подписания акта государственной (приемочной) комиссией.

Глава 9. Декларирование и регистрация объектов сувг
99. Декларирование промышленной безопасности и регистрация систем газораспределения и газопотребления СУВГ осуществляется с целью установления и обеспечения условий их безопасной эксплуатации в соответствии с Законом Республики Казахстан от 3 апреля 2002 года «О промышленной безопасности на опасных производственных объектах».

100. Объекты, использующие сжиженный углеводородный газ (пропан-бутан), идентифицируются по признаку его хранения, транспортировки по газопроводам и использования как воспламеняющегося (горючего, взрывоопасного) газа в качестве топлива.

101. К опасным производственным объектам СУВГ в соответствии с Законом Республики Казахстан от 3 апреля 2002 года «О промышленной безопасности на опасных производственных объектах» относятся:

1) кустовые базы хранения и реализации СУВГ и ГНС, ГНП, АГЗС, в том числе здания и сооружения;

2) резервуары и наружные газопроводы, эксплуатирующиеся одной газораспределительной организацией;

3) объекты хранения и газопотребления на промышленных, сельскохозяйственных и других производствах, использующие газ в виде топлива;

4) производственные, отопительно-производственные и отопительные котельные.

102. Регистрация опасного производственного объекта СУВГ в территориальных подразделениях уполномоченного органа осуществляется на основании идентификации после окончания строительно-монтажных работ и приемки в эксплуатацию.

1) выполняет комплекс мероприятий, обеспечивающих содержание опасных производственных объектов газораспределения и газопотребления СУВГ в безопасном состоянии, соблюдает настоящие Требования;

2) имеет договоры с организациями, выполняющими работы по техническому обслуживанию и ремонту газопроводов и технических устройств, обеспечивающими их безопасное проведение;

3) обеспечивает проведение технической диагностики газопроводов, сооружений и газового оборудования (технических устройств) в сроки, установленные настоящими Требованиями.

104. Для лиц, занятых эксплуатацией объектов газового хозяйства, разрабатываются и утверждаются руководителем организации:

1) положение о производственном контроле;

2) технологические регламенты, соблюдение требований которых обеспечивает безопасное проведение работ с учетом профиля производственного объекта, конкретных требований к эксплуатации газового оборудования (технических устройств), технологическую последовательность выполнения работ, методы и объемы проверки качества их выполнения.

К технологическим регламентам по техническому обслуживанию и ремонту оборудования прилагаются технологические схемы газопроводов и газового оборудования.

Технологические схемы пересматриваются и переутверждаются после реконструкции, технического перевооружения опасного производственного объекта.

105. Порядок организации и проведения работ по техническому обслуживанию и ремонту объектов СУВГ определяется настоящими Требованиями, инструкциями заводов-изготовителей, требованиями законодательства Республики Казахстан о промышленной безопасности.

106. Графики (планы) технического обслуживания и ремонта объектов СУВГ утверждаются техническим руководителем организации и согласовываются с организацией, осуществляющей обслуживание газопроводов и газового оборудования.

107. Проектную и исполнительскую документацию хранят в течение всего срока эксплуатации опасного производственного объекта (до ликвидации).

Порядок и условия ее хранения определяются решением руководителя организации.

108. На каждый наружный газопровод, электрозащитную установку и резервуар составляется эксплуатационный паспорт, содержащий основные технические характеристики, данные о проведенных капитальных ремонтах.

109. На газопроводах ГНС, ГНП, АГЗС указываются направления движения потока газа.

110. Технологическое оборудование, газопроводы, арматура, электрооборудование, вентиляционные системы, средства измерений, противоаварийной защиты, блокировки и сигнализации на ГНС, ГНП, АГЗС ежесменно осматриваются, выявленные неисправности своевременно устраняются. На ГНС, АГЗС ведется технический паспорт в соответствии с приложением 1 к настоящим Требованиям.

Пуск станций в работу производится после предварительного осмотра (обхода).

111. Неисправные агрегаты, резервуары, газопроводы отключаются, обнаруженные утечки газа устраняются.

112. Разборка арматуры, резьбовых и фланцевых соединений на газопроводах допускается после их отключения и продувки инертным газом или паром.

Не допускается подтягивать крепежные детали фланцевых соединений, удалять (менять) болты на газопроводах и оборудовании под давлением.

113. Техническое обслуживание, ремонт газопроводов, арматуры и технологического оборудования, за исключением аварийно-восстановительных работ, производят в дневное время. На ГНС, АГЗС ведется журнал приема-сдачи в соответствии с приложением 2 к настоящим Требованиям.

Запорная арматура, обратные и скоростные клапаны обеспечивают быстрое и надежное отключение.

114. Обслуживание и текущий ремонт арматуры производятся не реже одного раза в 12 месяцев.

115. Резервуары и газопроводы оборудуются предохранительными сбросными клапанами.

116. Предохранительные сбросные клапаны проверяются:

1) кратковременным принудительным открыванием (подрывом) не реже одного раза в месяц;

2) в соответствии с инструкцией завода-изготовителя, если подрыв клапана не предусмотрен.

117. Проверка параметров настройки клапанов и регулировка производится на стенде или по месту с помощью специального приспособления с периодичностью:

1) предохранительные сбросные клапаны резервуаров - не реже одного раза в 6 месяцев;

2) остальные - при проведении текущего ремонта, но не реже одного раза в 12 месяцев.

Снимаемый для ремонта или проверки клапан заменяется исправным.

Клапаны после проверки параметров настройки пломбируются и регистрируются в журнале, оформленном в соответствии с приложением 3 к настоящим Требованиям.

118. Режим эксплуатации, количество отработанного времени и неполадки в работе компрессоров и насосов фиксируются в эксплуатационном журнале, оформленном в соответствии с приложением 4 к настоящим Требованиям.

119. За работой насосов и компрессоров осуществляется контроль.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

6) приостановку работы неисправных газопроводов и газового оборудования;

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

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

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

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

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

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

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

Глава 12. Наружные газопроводы и сооружения
126. Сжиженные углеводородные газы, подаваемые потребителям, соответствуют требованиям государственных стандартов, устанавливающих технические характеристики для горючих углеводородных газов.

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

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

129. Величина давления газа соответствует проекту.

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

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

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

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

Диагностируются подземные газопроводы со сроком эксплуатации:

1) стальные - 40 лет;

2) полиэтиленовые - 50 лет.

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

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

Обход производится не реже одного раза в 3 месяца.

Выявленные неисправности своевременно устраняются.

134. При обходе подземных газопроводов в поселениях выявляются утечка газа на трассе газопровода по внешним признакам и приборами на присутствие газа в колодцах и камерах инженерных подземных сооружений (коммуникаций), контрольных трубках, подвалах зданий, шахтах, коллекторах, подземных переходах, расположенных на расстоянии до 15 м по обе стороны от газопровода; уточняется сохранность настенных указателей, ориентиров сооружений и устройств электрохимической защиты; очищаются крышки газовых колодцев и коверов от снега, льда и загрязнений; выявляются пучения, просадки, оползни, обрушения и эрозии грунта, размывы газопровода паводковыми или дождевыми водами; контролируются условия производства строительных работ, предусматривающие сохранность газопровода от повреждений.

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

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

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

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

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

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

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

1) техническое обслуживание;

2) технический ремонт;

3) периодические испытания.

140. При техническом обслуживании газопроводов и арматуры производится:

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

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

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

Обнаруженные дефекты устраняются.

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

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

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

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

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

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

149. Вывод компрессоров, насосов, испарителей из рабочего режима в резерв производится согласно технологическому регламенту.

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

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

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

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

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

153. При техническом обслуживании компрессоров и насосов выполняют ежесменно:

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

2) очистку оборудования и КИП от пыли и загрязнений, проверку наличия и исправности заземления и креплений;

3) наблюдение за отсутствием посторонних шумов, характерных вибраций, температурой подшипников, уровнем, давлением и температурой масла и охлаждающей воды;

4) проверку исправности доступных для осмотра движущихся частей;

5) исправного состояния и положения запорной арматуры и предохранительных клапанов;

6) соблюдение требований заводов-изготовителей оборудования;

7) отключение неисправного оборудования.

154. Дополнительно выполняются работы, предусмотренные инструкциями по эксплуатации компрессоров.

155. Давление газа в нагнетательном газопроводе компрессора не превышает давление конденсации паров СУВГ при температуре нагнетания и давлении 1,6 МПа.

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

157. Клиновидные ремни передач компрессоров и насосов защищаются от воздействия веществ, влияющих на их прочность и передачу усилий, и соответствуют требованиям технологических регламентов.

158. Техническое обслуживание насосов проводится ежемесячно.

При техническом обслуживании выполняют:

1) проверку соотношения привода насоса с электродвигателем, пальцев соединительной муфты;

2) проверку работы обратного клапана, устранение утечек газа между секциями многоступенчатых секционных насосов;

3) подтяжку направляющих и анкерных болтов.

Кроме перечисленных работ выполняются работы, предусмотренные заводскими указаниями по эксплуатации насосов.

Использование для компрессоров и насосов смазочных масел, не предусмотренных заводскими указаниями, не допускается.

159. Техническое обслуживание компрессоров, насосов и испарителей осуществляется эксплуатационным персоналом под руководством лица контроля, ответственного за проведение этих работ.

160. При текущем ремонте насосно-компрессорного и испарительного оборудования проводят его осмотр, частичную разборку оборудования и ремонт с заменой быстроизнашивающихся частей и деталей.

161. Сроки текущего и капитального ремонта насосно-компрессорного оборудования устанавливаются заводами-изготовителями и графиками, утвержденными руководителем объекта.

162. При текущем ремонте компрессоров выполняются работы:

1) вскрытие крышек цилиндров, очистка цилиндров, поршней от нагара, частичная замена поршневых колец, проверка износа поршневых колец, поршней, штоков, цилиндров;

2) проверка шеек коленчатого вала на конусность и эллипсность, их проточка и шлифовка;

3) проверка состояния и шабровка подшипников нижней головки шатуна;

4) регулировка зазора между вкладышами и мотылевой шейкой коленчатого вала;

5) проверка и замена роликовых подшипников;

6) осмотр шатунных болтов и проверка их размеров;

7) проверка состояния втулки верхней головки шатуна и пальца крейцкопфа, их ремонт или замена;

8) очистка рубашек цилиндров и холодильников от грязи и накипи;

9) регулировка «вредных пространств» и зазоров между сопрягаемыми частями с доведением их до размеров, предусмотренных инструкцией завода-изготовителя;

10) ремонт маслопроводов, чистка и промывка картера, полная замена масла, набивка сальников и предсальников;

11) ремонт и замена запорной арматуры и предохранительных клапанов;

12) проверка и ремонт всех болтовых соединений, их шплинтовка;

13) ремонт и замена всасывающих и нагнетательных клапанов;

14) шлифовка и притирка клапанных гнезд;

15) ремонт установок осушки воздуха.

163. При текущем ремонте насосов, кроме работ, производимых при техническом обслуживании, выполняются:

1) извлечение ротора и осмотр внутренних поверхностей корпуса;

2) ремонт или частичная замена дисков;

3) шлифовка шеек вала, его правка;

4) смена уплотнительных колец;

5) балансировка ротора;

6) смена прокладок;

7) ремонт, набивка и (или) замена сальниковых уплотнений;

8) замена подшипников.

164. При эксплуатации испарителей выполняются требования по безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением.

Текущий ремонт испарителей проводится не реже одного раза в год.

165. Техническое обслуживание и ремонт испарителей проводятся в объеме и в сроки, указанные в паспорте завода-изготовителя.

166. Компрессоры и насосы останавливаются в случаях:

1) утечек газа и неисправностей запорной арматуры;

2) появления вибрации, посторонних шумов и стуков;

3) выхода из строя подшипников и сальникового уплотнения;

4) выхода из строя электропривода, пусковой арматуры;

5) неисправности муфтовых соединений, клиновых ремней и их ограждений;

6) повышения или понижения установленного давления газа во всасывающем и напорном газопроводе.

167. Эксплуатация испарителей не допускается в случаях:

1) повышения или понижения давления жидкой и паровой фазы выше или ниже установленных норм;

2) неисправности предохранительных клапанов, КИП и средств автоматики;

3) непроведения поверки контрольно-измерительных приборов;

4) неисправности или неукомплектованности крепежных деталей;

5) обнаружения утечки газа или потения в сварных швах, болтовых соединениях, нарушения целостности конструкции испарителя;

6) попадания жидкой фазы в газопровод паровой фазы;

7) прекращения подачи теплоносителя в испаритель.

168. На опасном производственном объекте СУВГ при эксплуатации насосов, компрессоров, карусельных газонаполнительных агрегатов и испарительных установок оформляется документация:

1) паспорт и формуляр;

2) техническое описание, технологические регламенты;

3) схемы обвязки газопроводов с указанием мест размещения арматуры, аппаратов и контрольно-измерительных приборов, их назначение, рабочие параметры (давление, температура и другие), направление движения потока газа;

4) акты индивидуальных испытаний;

5) чертежи общего вида основных узлов оборудования, быстроизнашивающихся деталей, деталей, которые подвергаются периодическому неразрушающему контролю в процессе эксплуатации;

6) паспорта сосудов и аппаратов, работающих под давлением, предохранительных клапанов, электродвигателей, аппаратов воздушного охлаждения;

7) сертификаты на смазочные материалы или результаты их лабораторного анализа;

8) сменный журнал работы насосов, компрессоров, карусельных газонаполнительных агрегатов и испарительных установок, ремонтный формуляр;

9) графики планово-предупредительных ремонтов.

169. Компрессорные установки с водяным охлаждением и насосы располагают в отдельных НКО.

Допускается размещение компрессоров с воздушным охлаждением и насосов под навесом, если изготовитель допускает такое размещение.

170. В помещении НКО не допускается устанавливать оборудование, не связанное с компрессорами, кроме насосов, перекачивающих сжиженный газ.

171. Масса фундамента под компрессорный или насосный агрегат (компрессор или насос с электроприводом) больше массы соответствующего агрегата.

Конструкция фундамента определяется проектом.

172. Корпуса компрессоров, насосов, электродвигателей и опорные плиты заземляются.

173. Во избежание передачи колебаний компрессорной или насосной установки на газопроводы входные и выходные патрубки агрегатов соединяют с газопроводами с помощью компенсирующих колебания вставок.

174. В помещении насосно-компрессорного отделения не допускается устройство приямков, подпольных каналов.

175. Насосно-компрессорное оборудование, применяемое на объектах СУВГ, является специально предназначенным для перекачки сжиженных газов, герметичным с уплотнениями, исключающими возможность проникновения газа в окружающую среду.

176. Техническое обслуживание и ремонт насосных и компрессорных установок проводятся по графику планово-предупредительных ремонтов, утвержденному техническим руководителем объекта.

177. Не допускается оставлять без контроля работающие насосы и компрессоры.

178. При работе компрессора не допускают его вибрации и шумов в процессе работы.

Показания манометров и термометров на всасывающей и нагнетательной линиях соответствуют заданному режиму.

При повышенном нагреве, вибрации или стуке в работающем компрессоре, он останавливается для выяснения их причин.

179. На всасывающих линиях компрессоров предусматриваются конденсатосборники (отделители жидкости), которые оборудуются сигнализаторами уровня и дренажными устройствами.

Сигнализаторы уровня имеют блокировку с компрессорами, обеспечивающую остановку компрессора при максимальном уровне сжиженного газа в конденсатосборнике.

На нагнетательных линиях компрессоров устанавливаются маслоотделители.

180. Во время работы насосов для перекачки жидкой фазы сжиженного газа следят за:

1) температурой электродвигателей;

2) температурой подшипников;

3) температурой торцевого уплотнения;

4) давлением на всасывающей и нагнетательной линиях по манометрам;

5) герметичностью торцевого уплотнения и фланцевых соединений с арматурой;

6) отсутствием вибрации и посторонних шумов.

181. Аварийная остановка компрессоров осуществляется при:

1) отказе средств защиты компрессора;

2) показании давления на манометрах на любой ступени сжатия выше допустимого;

3) прекращении подачи охлаждающей жидкости или обнаружении неисправности системы охлаждения;

4) нарушении уплотнений и утечки газа;

5) появлении посторонних стуков и ударов в компрессоре и в двигателе или обнаружении их неисправности, которая приводит к аварии;

6) выходе из строя контрольно-измерительных приборов в случае невозможности их замены на работающей компрессорной установке;

7) отсутствии освещения;

8) пожаре;

9) обнаружении опасных трещин на фундаменте.

182. Аварийная остановка насосов осуществляется при:

1) утечке сжиженного газа из какой-либо части насоса;

2) вибрации насоса или при явно слышимом звуке;

3) повышении температуры подшипника или торцевого уплотнения;

4) внезапном падении напора на нагнетании более чем на 10 %.

183. Работа компрессоров и насосов с неисправными манометрами и термометрами или без них не допускается.

184. Продувка и дренирование насосов, компрессоров и трубопроводов в насосно-компрессорном помещении не допускаются.

Для сбора дренированных продуктов и отвода продувочных газов используют централизованные системы.

185. Утечки в сальниках компрессоров, насосов и задвижек, в торцевых уплотнениях насосов, в соединениях газопроводов устраняются.

До их устранения насосы и компрессоры останавливаются.

186. Следят за затяжкой анкерных болтов на установках для предупреждения возникновения вибрации газопроводов.

Передача вращения от двигателя к насосу и компрессору допускается прямая, через эластичные муфты или при помощи клиновидных ременных передач.

Плоскоременная передача от двигателя к агрегату не допускается.

Клиновидные ремни изготавливаются из электропроводных материалов.

Установка заземляется.

Все движущиеся части насосов и компрессоров ограждаются.

187. Фундаменты компрессоров, насосов и двигателей защищаются от попадания масла или других жидкостей под фундаментные рамы.

188. Планово-предупредительный ремонт компрессоров и насосов производится в сроки, предусмотренные графиками.

Демонтируемый для ремонта компрессор или насос освобождается от газа, отключается от обвязывающих газопроводов заглушками и пропаривается.

189. Производить ремонт насосов и компрессоров на местах установки допускается с соблюдением дополнительных требований безопасности.

При установке заглушек на газопроводах компрессора или насоса, подлежащего ремонту, работа остальных компрессоров и насосов прекращается.

190. Хранение смазочных материалов в НКО допускается в количестве не более суточной потребности.

191. Отработанное масло хранится в отведенном месте и утилизируется.