ID Muallif Muhokamaga chiqarish sanasi Yakunlanish sanasi Takliflar soni
153 Государственный комитет промышленной безопасности Республики Узбекистан 09/08/2018 24/08/2018 0

Muhokama yakunlandi

Idoralarning buyruq yoki qarori
ПРАВИЛА технической эксплуатации автомобильных газонаполнительных компрессорных станций (АГНКС)
ID-153

Приложение

к постановлению Государственной инспекции

по  надзору за геологическим  изучением недр,

безопасным ведением  работ в промышленности,

горном деле и коммунально-бытовом секторе и

Узбекской Государственной инспекции по

контролю  за использованием нефтепродуктов и газа

при Кабинете Министров Республики Узбекистан

№ _________, №_________

«___»__________20___г.

 

 

 

ПРАВИЛА

технической эксплуатации автомобильных

газонаполнительных компрессорных станций (АГНКС)

 

Настоящие Правила в соответствии с Законом  Республики Узбекистан
«О промышленной безопасности опасных производственных объектов» (Собрание законодательства Республики Узбекистан 2006 г., № 39, ст.386) и постановлением Кабинета Министров Республики Узбекистан от 11 мая 2011 года № 131 «О мерах
по дальнейшему совершенствованию структуры Государственной инспекции
по надзору за геологическим изучением недр, безопасным ведением работ
в промышленности, горном деле и коммунально-бытовом секторе при Кабинете Министров Республики Узбекистан» (Собрание законодательства Республики Узбекистан 2011 г., № 19, ст.191) определяют порядок технической эксплуатации автомобильных газонаполнительных компрессорных станций (АГНКС)
для организаций, эксплуатирующих все типы АГНКС.

 

І. Общие положения

§ 1.  Основные термины, определения и сокращения. 

 

1. В настоящих Правилах применяются следующие термины, определения
и сокращения:

Авария – разрушение сооружений и (или) технических устройств, неконтролируемый взрыв и (или) выброс опасных веществ.

Блокировка – устройство, обеспечивающее невозможность пуска газа или включение агрегата при нарушении персоналом требований безопасности.

Газ – природный, нефтяной (попутный), добываемый на промыслах, вырабатываемый и собираемый газо- и нефтеперерабатывающими предприятиями.

Газоопасные работы – работы, выполняемые в среде при которых возможен выход газа.

Газопроводы – трубопроводы, средой которого является газ.

Диагностика – область знаний, охватывающая теорию, методы и средства определения технического состояния объектов (газопроводов и сооружений).

Индивидуальные испытания технических устройств отдельное испытание технического устройства после проведения ремонтных работ.

Инертный газ – газ (азот), предназначенный для продувки технологического оборудования перед первоначальным заполнением системы, ремонтами и т.д.

Инцидент -  отказ или повреждение технических устройств, отклонение от режима технологического процесса, нарушение требований, содержащихся в актах законодательства, а также нормативных технических документах.

Калибр – отношение длины трубопровода к его внутреннему диаметру.

Наряд – задание на безопасное производство работ, оформленное на специальном бланке установленной формы.

Огневые работы – работы, связанные с применением открытого огня, искрообразованием, нагреванием сооружений, оборудования, инструмента, материалов до температуры воспламенения (самовоспламенения) газовоздушной смеси, появление которой в опасных концентрациях возможно в зоне выполнения этих работ.

Опасная концентрация газа – концентрация (объемная доля газа) в воздухе, превышающая 20 % от нижнего предела концентрации распространения пламени.

Пожар неконтролируемое горение, сопровождающееся причинением вреда жизни и (или) здоровью людей, имуществу юридических и физических лиц, а также окружающей природной среде.

Противоаварийная защита – устройство аварийного отключения АГНКС.

Распоряжение –задание на производство работы, определяющее ее содержание, место, время, меры безопасности и лиц, которым поручено ее выполнение.

Ремонт – комплекс операций по восстановлению исправности или работоспособности изделий (газопроводов и сооружений) и восстановлению ресурсов изделий или их составных частей.

Свеча – устройство для выпуска продувочного газа в атмосферу.

Сигнализация - устройство, обеспечивающее подачу звукового или светового сигнала при достижении предупредительного значения контролируемого параметра.

Система очистки и осушки – система, предназначенная для удаления влаги и механических примесей из исходного природного газа.

Специалист – работник, имеющий специальное образование.

Технические устройства – резервуары, наполнительные устройства (заправочные колонки), насосы, компрессоры, испарительные установки, газопроводы, установки электрохимической защиты газопроводов и резервуаров от электрохимической коррозии (ЭХЗ), редукционные головки на резервуарах, регуляторы давления, системы автоматики, защиты, блокировки и сигнализации, КИП, вспомогательные устройства, а также арматура (задвижки, клапаны, вентили и др.), комплекс технологического и всех других видов оборудования, трубопроводов, электротехнические, санитарно-технические и другие устройства и системы автоматизации.

Техническое обслуживание – комплекс операций или операция по поддержанию работоспособности или исправности изделия (технического устройства) при использовании по назначению, ожидании, хранении и транспортировании.

АВО – аппараты воздушного охлаждения.

АТС – автотранспортные средства

АГНКС - автомобильные газонаполнительные компрессорные станции.

ГБО – газобаллонное оборудование.

ГЗК – газозаправочные колонки.

ГОСТ – Государственные стандарты.

ИТР – инженерно – технические работники.

КИП и А – контрольно-измерительные приборы и автоматики.

КМК (СНиП) – Строительные нормы и правила. 

КУ – компрессорная установка.

О’zDSt – Государственный стандарт Республики Узбекистан.

ОТ – охрана труда.

ПАГЗ – передвижные автогазозаправщики.

ППР – планово-предупредительный ремонт.

ПТБ – Правила техники безопасности.

ПТЭ – Правила технической эксплуатации.

ПУЭ – Правила устройства электроустановок.

СИ – средства измерений.

СИЗ – средства индивидуальной защиты.

СКУ – система компрессорной установки.

СКУР – системы контроля управления и регулирования.

ССБТ – системы стандартов безопасности труда.

ШНК – Градостроительные нормы и правила.

ЭХЗ – электрохимическая защита.

 

§ 2. Общие требования.

 

2. Наряду с настоящими Правилами при вводе в эксплуатацию, эксплуатации, ремонте и вывод из эксплуатации технических устройств, машин и механизмов АГНКС рекомендуется использовать нормативные технические документы, примерный перечень которых приведен в приложении 1.

3. На каждой АГНКС на видном месте вывешивается:

табличка форматом не менее А3 с указанием фамилии, имени, отчества
и должности лица, ответственного за пожарную безопасность, а также ответственных за руководство работами по локализации и ликвидации пожароопасных ситуаций
и пожаров со стороны эксплуатирующей организации;

-инструкция о мерах пожарной безопасности;

-вывеска о принадлежности АГНКС с указанием адреса и телефона вышестоящей организации;

-номера телефонов вызова служб первой необходимости (пожарной, милиции, скорой помощи).

4. К телефонным аппаратам, предусмотренным для вызова
службы пожарной безопасности обеспечивается свободный доступ в любое время суток.

5. Во взрывоопасных помещениях телефонный аппарат и сигнальное устройство к нему должны быть во взрывозащищенном исполнении, соответствующем категории и группе взрывоопасной зоны;

6. На дверях помещений указываются класс взрывоопасной и пожароопасной зоны по ПУЭ и категория по взрывопожарной и пожарной опасности.

7. Организация работ по охране труда, технике безопасности и контроль
за безопасностью технологических процессов на АГНКС, а также порядок разработки, одобрения и утверждения на АГНКС инструкций по охране труда, а также требования к их построению, содержанию и оформлению производятся в соответствии
с требованиями «Типового положения об организации работ по охране труда»  
(рег. № 273 от 14 августа 1996г.).

8. На АГНКС предусматривается современная система контроля за техническим состоянием ГБО АТС, подключенная к единой электронной системе контроля ГБО АТС, и исключающая въезд АТС, ГБО которых не отвечают установленным требованиям.

9. На АГНКС рекомендуется вести документацию в объеме указанном в приложении 2.

10. На каждой АГНКС разрабатываются и утверждаются начальником АГНКС планы ликвидации аварийных ситуаций, в том числе план локализации
и ликвидации пожароопасных ситуаций и пожаров на АГНКС, которые подлежат ежегодному пересмотру.

11. В планах ликвидации аварийных ситуаций предусматриваются:

-вид и место возможных аварий;

-условия, опасные для людей и окружающей среды;

-мероприятия по эвакуации людей и охране окружающей среды;

-мероприятия по отключению поврежденного участка и по ликвидации аварии;

-действие специалистов и рабочих при аварии;

-место нахождения персонала и средств для ликвидации аварий;

-распределение обязанностей между отдельными лицами, участвующими в ликвидации аварий;

-данные о привлекаемых силах и средствах для ликвидации аварии и тушения пожара;

-мероприятия по тушению пожара.

12. Природный газ, поступающий на АГНКС, должен соответствовать требованиям ГОСТ 5542-87 «Газы горючие природные для промышленного
и коммунально-бытового назначения. Технические условия» или O’zDSt 948-1999 «Газы горючие, природные, подаваемые в магистральные газопроводы».

13. Компримированный (сжатый) природный газ, используемый как топливо для газобаллонного автотранспорта, должен соответствовать требованиям
ГОСТ 27577-2000 «Газ природный топливный компримированный для двигателей внутреннего сгорания. Технические условия».

14. Эксплуатация систем отопления, водоснабжения, канализации, вентиляции, системы электроснабжения и кондиционирования на АГНКС должна отвечать требованиям «Правил технической эксплуатации теплоиспользующих установок и тепловых сетей» (рег. №1549 от 28 февраля 2006 года), «Правил техники безопасности при эксплуатации теплоиспользующих установок и тепловых сетей»
(рег. №1572 от 5 апреля 2006 года), «Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей» (рег. №1383 от 9 июля 2004 года), «Правил устройства электроустановок» и Инструкции по эксплуатации соответствующего оборудования заводов-изготовителей.

15. Организация обучения и проверка знаний руководителей, специалистов, рабочих и служащих АГНКС по охране труда проводится в соответствии с
«Типовым положением об организации обучения и проверки знаний по охране труда» (рег. № 272 от 14 августа 1996 года), а также ГОСТ 12.0.004-90 «ССБТ. Организация обучения безопасности труда. Общие положения».

 

§ 4. Содержание территории и производственных помещений.

 

16. Территория АГНКС, на которой расположены наружные технологические установки (кроме газозаправочных колонок) ограждается проветриваемой оградой из негорючих материалов. Вход на огражденную территорию посторонним лицам воспрещается. Не допускается эксплуатация АГНКС при отсутствии штатного ограждения ее территории.

17. Территория АГНКС должна содержаться в чистоте. Проезды и проходы должны быть свободными для движения, не иметь ям, рытвин, канав, провалов.
В зимнее время проезды и проходы, а также крышки пожарных гидрантов и люков пожарных водоемов (резервуаров), наружные лестницы зданий и сооружений должны очищаться от снега и льда, а в необходимых случаях посыпаться песком.

18. На территории АГНКС должны быть установлены знаки безопасности по ГОСТ 12.4.026-76 «ССБТ. Цвета сигнальные и знаки безопасности» и знаки дорожного движения согласно ГОСТ 23457-86 «Технические средства организации движения. Правила применения» (определяющие скорость, направления движения автотранспорта и т.д.).

19. Размеры знаков безопасности приведены в приложении 3.

20. Подземные сооружения и кабельные трассы на территории АГНКС должны иметь опознавательные знаки, позволяющие определить их месторасположение.

21. Не допускаются какие-либо земляные работы на территории АГНКС без наличия выкопировки из генплана и одобрения этих работ с организациями, имеющими на территории АГНКС подземные коммуникации.

22. По окончании ремонтно-строительных работ участок территории,
на котором они  велись, должен быть спланирован и очищен от строительного мусора. Кроме того, на участках проезда автомобильного транспорта, а также на участках, прилегающих к помещениям и сооружениям, должно быть восстановлено дорожное покрытие.

23. Водостоки для отвода ливневых вод необходимо прочищать по мере надобности, но не реже одного раза в месяц.

24. Хранение материалов, инструмента, оборудования, машин и т.п. должно осуществляться в местах, определенных для этих целей проектом АГНКС.

25. Не допускается беспорядочное хранение материалов, оборудования и т.п. на территории АГНКС.

26. Не допускается применение открытого огня и курение на территории АГНКС, за исключением мест, обусловленных технологическим регламентом или инструкциями.

27. Не допускается загромождать проходы в помещениях и между технологическими блоками АГНКС материалами или какими-либо предметами.

28. Уборка полов производственных помещений должна производиться по мере необходимости, но не реже одного раза в смену влажным или другим способами, не допускающими пылевыделения.

29. Не допускается применять для мытья полов бензин, керосин, другие горючие и легковоспламеняющие жидкости.

30. Не допускается хранение в помещениях АГНКС предметов и материалов, не относящихся к данному производству.

31. Использованный обтирочный материал необходимо собирать в специальные металлические ящики с крышками и вывозить в специально отведенные места.

32. Отработанное трансформаторное масло должно вывозиться на станции его регенерации.

33. Сушка одежды, полотенец и т.п., а также приготовление пищи производится в местах, определенных для этих целей проектом АГНКС, а при отсутствии таковых в проекте определяется начальником АГНКС.

34. Периодичность осмотра оборудования и проверок состояния производственных помещений АГНКС определяется администрацией организаций, при этом осмотр технических устройств, а также проверка исправности пожарной техники, средств пожаротушения и работоспособность вентиляционных систем должны производиться обслуживающим персоналом не реже одного раза в смену.

35. Проверка воздуха рабочей зоны, проверка уровня шума, а также проверка гигиенических норм вибрации и вибрации оборудования должны производиться службами организации или специализированными организациями не реже одного раза в год в соответствии с требованиями ГОСТ 12.1.005-88 «ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны», ГОСТ 12.1.003-83  «ССБТ. Шум. Общие требования безопасности» и ГОСТ 12.1.012-78 «ССБТ. Вибрационная безопасность. Общие требования».

36. Уровень интенсивности вибраций (виброскорость) трубопроводов и аппаратов должен быть не более 18 mm/s; оснований фундаментов и опорных конструкций – не более 7 mm/s, компрессорных установок – не более 11,25 mm/s;

37. Проверка автоматического включения (выключения) аварийных и резервных вентиляторов и аварийного отключения оборудования, а также проверка световой и звуковой сигнализаций, извещающих о повышенной концентрации газа или пожаре в помещениях, производится специально обученным персоналом. Периодичность проверок определяется графиком планово-предупредительных ремонтов, но должна быть не реже одного раза в пять дней.

38. Включение аварийных вентиляторов производится при концентрации природного газа в воздухе, равной 10 % от нижнего предела концентрации распространения пламени.

39. Аварийное отключение оборудования производится при концентрации природного газа в воздухе выше 20 % нижнего предела взрываемости.

40. Не реже одного раза в смену производится проверка всех помещений АГНКС на содержание природного газа переносными газоанализаторами.

41. На запорную, предохранительную и регулирующую арматуры, а также на технологическое оборудование должны быть нанесены несмываемой краской номера (вывешены бирки с указанием сроков следующей проверки), соответствующие их номерам на технологической схеме АГНКС. Предохранительные клапаны должны быть опломбированы.

42. Неисправности осветительной и силовой электросети в производственных помещениях АГНКС должны немедленно устраняться.

43. Работы по ремонту электроустановок во взрывоопасных зонах должны производиться при снятом напряжении.

44. Во время работы рабочие должны пользоваться средствами индивидуальной защиты, а также установленной для них спецодеждой и спецобувью.

45. Производственные помещения АГНКС должны быть снабжены аптечками, укомплектованными медицинскими средствами для оказания первой помощи.

46. Все производственные помещения и наружные технологические установки АГНКС должны быть обеспечены пожарной техникой и первичными средствами пожаротушения.

47. Оборудования, запорное устройство, контрольно-измерительные приборы и т.п., требующие постоянного обслуживания и расположенные на высоте более 0,75 m, должны быть оборудованы маршевыми лестницами с площадками и перилами (ограждениями), отвечающие требованиям КМК 3.01.02-2000 «Техника безопасности в строительстве». Для периодического обслуживания (замена светильников и т.д.) применяются переносные лестницы.

 

II. Приёмка и ввод АГНКС в эксплуатацию

 

48. Приёмка и ввод АГНКС в эксплуатацию производится в соответствии
с требованиями ШНК 3.01.04-04 «Приёмка в эксплуатацию законченных строительством объектов. Основные положения», а его оснащение средствами измерений и вспомогательным оборудованием для входного контроля поставляемого газа осуществляется в соответствии с требованиями ГОСТ 5542-87 «Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия», ГОСТ 27577-2000 «Газ природный топливный компримированный для двигателей внутреннего сгорания. Технические условия».

49. Приёмка технологического оборудования и технологических трубопроводов (далее по тексту - оборудование и газопроводы) по окончании монтажа производится
в соответствии с требованиями КМК 3.05.05-98 «Технологические оборудования
и технологические трубопроводы».

50. Испытания на прочность и герметичность газопроводов давлением
до 1,2 МРа (12 kgf/cm2), подводящих газ к АГНКС, проводится в соответствии
с требованиями КМК 3.05.02-96 «Газоснабжение. Организация, производство
и приёмка работ».

 

III. Газоопасные и огневые работы

 

51. Газоопасные работы на АГНКС производятся в соответствии с требованиями «Типовой  инструкции по организации безопасного проведения газоопасных работ», утвержденной приказом ГИ «Саноатгеоконтехназорат» №274 от 02.12.2008 г. (согласно заключению Минюста № 20-15-340/12 от 23.10.2008 г. документ отнесен
к техническим нормам и правилам).

52. Проводить монтаж оборудования, установок, а также огневые работы без принятия мер, исключающих возможность возникновения пожара и взрыва,
не допускается.

53. Для защиты сгораемых конструкций, оборудования и предметов от искр электрической дуги рабочие места электрогазосварщиков, находящихся как
в помещении, так и на открытом воздухе, следует ограждать постоянными или переносными щитами, а сгораемые полы защищать металлическими листами.

54. Место проведения огневых работ следует обеспечить средствами пожаротушения (огнетушитель, ящик с песком, лопаты, ведро с водой, кошма и др.). При наличии внутреннего противопожарного водопровода к месту проведения огневых работ должны прокладывать пожарные рукава со стволами.

55. После окончания ремонтно-монтажных работ запрещается оставлять в помещениях баллоны с кислородом и горючими газами. Эти баллоны необходимо направлять на место их постоянного хранения.

56. Должностное лицо, ответственное за пожарную безопасность здания, цеха или помещения, должно обеспечить тщательную проверку места проведения огневых работ или других пожароопасных временных работ в течение 3–5 часов после их окончания.

 

IV. Техническое обслуживание газопроводов, арматуры и

требования безопасности при их эксплуатации

 

57. Начальник АГНКС должен обеспечить правильное содержание, эксплуатацию и ремонт газопроводов и арматуры, а также их безопасное обслуживание и надежность работы.

58. Эксплуатация газопроводов, подводящих газ на АГНКС, должна производиться в установленном порядке.

59. Работы по техническому обслуживанию газопроводов должны проводиться в сроки, предусмотренные графиками. График сроков проведения работ технического обслуживания газопроводов по АГНКС приведен в приложении 4.

60. При эксплуатации технологических газопроводов и арматуры должны выполнятся следующие работы:

наружный осмотр;

ревизия (техническое обслуживание);

периодические испытания.

61. При наружном осмотре газопроводов и арматуры должен выполняться следующий комплекс работ:

проверка на загазованность атмосферы колодцев и других подземных сооружений, расположенных на территории АГНКС;

наблюдение за сохранностью и состоянием люков колодцев, указательных знаков и реперов и их очистка от грязи, снега, льда и т.п.;

наблюдение за работами сторонних организаций на территории АГНКС с целью предупреждения повреждения газопроводов и оборудования;

наблюдение за состоянием газопроводов и их деталей, сварных швов, сальниковых уплотнений и фланцевых соединений, включая крепеж, антикоррозионной защиты и изоляции, дренажных устройств, опорных конструкций     и т.п. Осмотр газопроводов, расположенных на высоте до 5 m, допускается производить с уровня земли;

проверка соответствия показаний контрольно-измерительных приборов заданному технологическому режиму работы оборудования.

62. Наружный осмотр технологических газопроводов, их деталей следует производить не реже одного раза в сутки, кроме того, не реже одного раза в месяц должна производиться проверка герметичности фланцевых и резьбовых соединений,
а  также сальниковых соединений обмыливанием.

63. Наличие газа в колодцах и других подземных сооружениях, расположенных на территории АГНКС, должно определяться переносными газоанализаторами не реже одного раза в два дня.

64. При определении наличия газа в колодцах и других подземных сооружениях, спускаться в них запрещается. При обнаружении газа в колодцах и других подземных сооружениях необходимо принять меры, предусмотренные планом ликвидации аварий.

65. Наружный осмотр надземных газопроводов, расположенных на АГНКС, следует производить без снятия тепловой изоляции. Однако, при необходимости проверки состояния стенок газопровода или его сварных соединений, тепловую изоляцию следует частично или полностью удалить. Снятие тепловой
изоляции производится по указанию начальника АГНКС или лица, осуществляющего надзор за техническим состоянием газопровода на АГНКС.

66. Осмотр опор и креплений газопроводов, подверженных вибрации, а также фундаментов под опоры и эстакад для газопроводов, должен производиться персоналом АГНКС ежедневно.

Результаты наружного осмотра газопроводов и их деталей (опор, креплений и т.п.), а также результаты работ по устранению дефектов должны фиксироваться в эксплуатационном журнале. Эксплуатационный журнал газопроводов и их деталей приведен в приложении 5.

67. Если при наружном осмотре газопроводов и их деталей, а также при осмотре узлов регулирования и оборудования выявлены неисправности и неполадки, угрожающие безопасности людей, необходимо немедленно прекратить подачу газа на АГНКС и принять меры, предусмотренные планом ликвидации аварий.

Утечка газа, а также самопроизвольное повышение или понижение давления газа после узлов редуцирования должны устраняется немедленно.

68. Газопроводы и арматуры на АГНКС в процессе эксплуатации должны подвергаться ревизиям, при которых проверяется состояние газопроводов, арматуры и других элементов газопроводов.

69. Первая ревизия газопровода должна производиться не позднее, чем через два года после ввода АГНКС в эксплуатацию, и в последующем – через каждые четыре года.

70. Ревизия запорных устройств, регуляторов давления газа, обратных и предохранительных клапанов должна производиться в сроки, предусмотренные в паспортах заводов-изготовителей, но не реже одного раза в год. Проверка настройки предохранительных клапанов – один раз в шесть месяцев. Акт ревизии газопровода и устройств АГНКС приведен в приложении 6.

71. Участки газопровода, подлежащие ревизии, определяются начальником АГНКС или лицом, осуществляющим надзор за техническим состоянием газопроводов на АГНКС. При этом ревизии должны подвергаться обвязочные газопроводы агрегатов, а также участки межцеховых или внутрицеховых коллекторов.

Под агрегатом понимается группа аппаратов и машин, соединенных обвязочными трубопроводами и предназначенных для осуществления определенной части технологического процесса (например, компрессорный агрегат, установка осушки газа и т.п.). Под коллектором понимается газопровод, объединяющий ряд параллельно работающих агрегатов.

Число участков подземных газопроводов, подлежащих ревизии, должно приниматься из расчета один участок на 200 m длины газопровода, но не менее одного участка на газопровод.

72. При ревизии намеченного участка газопровода необходимо:

произвести наружный осмотр в соответствии с требованиями настоящей Главы;

промерить в нескольких местах толщину стенки газопровода ультразвуковым толщиномером;

произвести рентгеногамма-просвечивание или ультразвуковую дефектоскопию сварных стыков, качество которых вызвало сомнение;

произвести, по указанию начальника АГНКС, разборку имеющихся на ревизуемом участке газопровода резьбовых соединений, их осмотр и промер резьбовыми калибрами;

проверить состояние фланцевых соединений, прокладок, крепежа и т.д., а также фасонных частей и арматуры.

Ультразвуковую толщинометрию и рентгеногаммаграфирование или УЗК имеют право выполнять специализированные предприятия.

73. При ревизии газопроводов, работающих при давлении газа выше 9,8 МРа (100 kgf/cm2), кроме перечисленного в пункте 72 настоящих Правил, детали демонтированного для ревизии участка (трубы, фланцы, линзы, крепежные изделия и т.д.) Необходимо подвергнуть всестороннему исследованию. При этом должны быть произведены:

полный обмер трубы с определением толщины стенки, как по концам, так и в наиболее утонченной части;

для замеров толщин стенок труб и фасонных частей могут применяться ультразвуковые толщиномеры;

ревизия резьбы фланцевого соединения;

вырезка продольных образцов из разных мест, отбракованных (по толщине стенки или другому дефекту) труб или деталей и определение на этих образцах механических свойств, макро-и микроструктуры металла.

74. При ревизии подземных газопроводов необходимо произвести вскрытие и выемку грунта на отдельных участках длиной не менее 2 m каждый с последующим снятием изоляции, осмотром антикоррозионной защиты газопровода, промером толщин стенок, а при необходимости – вырезкой отдельных участков.

75. Газопроводы, которые в процессе ревизии подвергались разборке, резке и сварке, должны быть испытаны на прочность и герметичность, в соответствии с требованиями Главы II настоящих Правил, а сварные соединения должны быть испытаны физическими методами контроля.

76. Результаты ревизии газопровода должны быть сопоставлены с результатами приёмки после монтажа или предыдущей ревизии, после чего составляется акт ревизии газопровода (приложение 6), который утверждается начальником АГНКС.

77. При неудовлетворительных результатах ревизии газопроводов необходимо произвести ревизию еще двух дополнительных участков  газопровода, из которых один должен являться продолжением отревизованного участка, а второй- аналогичным отревизованному участку, но на другом агрегате (коллекторе). При ревизии дополнительных участков в первую очередь должен проверяться показатель,  давший неудовлетворительный результат.

78. При получении неудовлетворительных результатов ревизии  дополнительных участков должна быть произведена полная ревизия этого газопровода, а также участков других газопроводов, работающих в аналогичных условиях.

79. При полной ревизии разбирается весь газопровод и проверяется состояние труб и всех деталей, а также арматуры, установленной на газопроводе. Методы контроля и испытаний при этом должны быть аналогичны указанным в пунктах 73, 74, 75, 76, 87, 90 настоящих Правил.

80. Выявленные при ревизиях газопроводов дефекты должны быть устранены, а пришедшие в негодность участки и детали газопровода – заменены новыми.

81. После проверки и сборки газопровод  должен быть испытан на прочность и герметичность в соответствии с Главой II настоящих Правил.

82. Результаты полной ревизии газопровода, в том числе данные о замене труб и их деталей, результаты испытаний газопроводов на прочность и герметичность и т.п., должны оформляться соответствующим актом.

83. Ревизию и ремонт арматуры, установленной на газопроводах АГНКС, следует производить в период ревизии газопроводов или во время остановки отдельных агрегатов на ремонт.

84. Ревизия и ремонт арматуры, установленной на газопроводах АГНКС, должны производиться по инструкции завода-изготовителя арматуры.

85. Ревизия и ремонт арматуры можно производить как  на месте ее установки, так и со снятием ее с газопровода.

86. При ревизии арматуры должны быть выполнены следующие работы:

внешний осмотр арматуры;

разборка ее для осмотра и ремонта уплотнительных деталей;

осмотр состояния отдельных деталей: шпинделя, клапана и его крепления, седла клапана и его крепления и т.д.;

осмотр внутренней поверхности корпуса арматуры на предмет обнаружения коррозии, эрозии и других дефектов;

сборка арматуры после устранения дефектов и замены изношенных деталей с проверкой герметичности соединения клапан-седло;

опрессовка собранной арматуры вместе с газопроводом на рабочее давление; при этом арматура должна быть в открытом положении,  и испытуемый участок газопровода должен быть отглушен от аппарата и других агрегатов заглушками (линзами);

перед опрессовкой производится регулировка предохранительных устройств на специальном стенде на заданные по проекту величины, после чего предохранительное устройство пломбируется, а результаты регулировки заносятся в журнал или паспорт этого устройства.

87. Результаты ревизии арматуры должны быть оформлены актом (приложение 7).

88. Выявленная в процессе эксплуатация неисправная арматура должна быть отремонтирована или заменена.

89. По окончании ремонта арматура должна быть проверена на исправность действия и подвергнута испытаниям в соответствии с требованиями паспортов заводов-изготовителей и настоящих Правил.

90. Результаты ремонта и испытания арматуры должны быть  оформлены актом (приложение 8).

91. Арматура установленная на газопроводах АГНКС, для проверки исправности ее действия должна ежеквартально опробоваться в рабочих условиях, кроме указанной в пункте 86  настоящих Правил.

При опробовании проверяется  герметичность сальникового устройства и исправность действия затворного механизма.

92. Ход шпинделя в задвижках и вентилях должен быть плавным; затворный механизм при движении должен перемещаться без заедания, поверхности шпинделя и штока должны быть чистыми и не иметь видимых механических повреждений.

93. В процессе эксплуатации надежность работы газопроводов на АГНКС должна проверяться путем периодических испытаний их на герметичность.

94. Периодические испытания газопроводов на герметичность следует приурочить во времени проведения ревизии газопроводов.

95. Периодические испытания газопроводов на герметичность должны проводиться не реже одного раза в 5 лет.

96. Периодические испытания газопроводов на герметичность должны проводиться под руководством начальника АГНКС.

97. Результаты испытаний газопроводов должны быть оформлены актом.

98. Газопровод, подлежащий ревизии, периодическим испытаниям или ремонту, должен быть отключен от действующих газопроводов запорными устройствами с заглушками и после чего продуть воздухом или инертным газом.

99. Продувка газопровода проводится согласно КМК 3.05.02-96 «Газоснабжение. Организация, производство и приёмка работ» и считается законченной, если содержание газа в двух последовательно отобранных пробах продувочных газов не превышает 2 % по объему.

100. При ревизии, ремонтах и периодических испытаниях газопроводов и арматуры необходимо соблюдать требования  Главы III настоящих Правил.

101. При сборке фланцевых соединений необходимо все гайки болтового соединения затягивать постепенно «крест-накрест».

102. Устанавливаемые на газопроводе заглушки или глухие линзы должны соответствовать максимальному давлению газа и иметь хвостовики, выступающие за пределы фланцев. На хвостовике должно быть выбито (нанесено несмываемой краской) клеймо с указанием давления газа и диаметра газопровода.

103. Производить подтяжку крепежных деталей фланцевых или муфтовых соединений, если газопровод находится под давлением, не допускается. Снимать давление или повышать его следует постепенно, по установленному регламенту.

Ремонтные работы на газопроводах, находящихся под давлением, не допускаются.

104. Не допускается сокращение толщины сальниковой набивки арматуры расколачиванием ее молотком.

105. Не допускается применение каких-либо дополнительных рычагов при закрытии или открытии арматуры.

106. Подтяжка сальниковых болтов или шпилек при уплотнении набивки должна производиться равномерно.

107. Ликвидация ледяных или гидратных пробок на газопроводах должна производиться путем их разогрева паром или горячей водой, после снижения давления газа в газопроводе до атмосферного.

Допускается применение метанола для ликвидации ледяных или гидратных пробок на газопроводах при условии соблюдения требований безопасности.

 

V. Техническое обслуживание компрессорных установок и

 требования безопасности при их эксплуатации

 

108. Эксплуатация компрессорных установок должна отвечать требованиям  «Правил устройства и безопасной эксплуатации компрессорных установок с поршневыми компрессорами, работающими на взрывоопасных и вредных газах», утвержденных приказом ГИ «Саноатгеоконтехназорат» от 4 мая 2009 года № 87 (заключение Минюста РУз от 29 мая 2009 года № 20-75-200/13) и «Руководства по эксплуатации компрессорной установки» завода-изготовителя.

109. Начальник АГНКС должен обеспечить правильное содержание, эксплуатацию и ремонт компрессорных установок, а также безопасность обслуживания и надежность работы оборудования.

110. Для обеспечения правильного содержания, эксплуатации и ремонта компрессорных установок на АГНКС должна быть следующая техническая документация:

паспорт или формуляр компрессорной установки;

техническое описание компрессорной установки, инструкции по эксплуатации,  техническому обслуживанию, пуску, обкатке, ведомости запасных частей;

руководство (техническое условие) по ремонту компрессорной установки,  предельные нормы износа основных быстроизнашивающихся деталей и узлов;

описание типового технологического процесса ремонта;

схема трубопроводов обвязки с указанием мест размещения арматуры, аппаратов и контрольно-измерительных приборов, их назначению, проходные сечения, рабочие давления, температуры и направления потока среды;

акты индивидуальных испытаний;

чертежи общего вида основных узлов оборудования и быстроизнашивающихся деталей, а также деталей, которые в процессе эксплуатации периодически подвергаются неразрушающему контролю;

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

сменный журнал учета работы компрессорной установки, ремонтный формуляр;

график планово-предупредительных ремонтов.

Эксплуатационный журнал учета работы компрессора приведен
в приложении 9.

111. Техническое обслуживание и ремонт компрессорных установок производится по графику планово-предупредительных ремонтов (ППР), утвержденному руководителем АГНКС.

112. Перед началом ремонта компрессорной установки должны быть проведены следующие подготовительные мероприятия:

составляется предварительная дефектная ведомость по утвержденной форме. В процессе проведения ремонта предварительная ведомость может быть откорректирована;

составляется план-график работы персонала;

согласно предварительной дефектной ведомости заготавливаются необходимые материалы и запасные части;

проверяется наличие и исправность необходимого инструмента, приспособления, такелажного оборудования, грузоподъемных кранов;

проводится подготовка рабочих мест для проведения ремонта;

осуществляются мероприятия, обеспечивающие пожарную безопасность и технику безопасности;

выполняются работы, предусмотренные руководством (техническими условиями) по ремонту.

Дефектный акт № ____ (ведомость) осмотра компрессорной установки приведен в приложении 10.

График работы персонала согласно дефектному акту приведен в приложении 11.

113. При составлении предварительной дефектной ведомости используется следующая документация: ремонтный формуляр на компрессорную установку; требования (предписания) организаций, контролирующих работу АГНКС; описание и перечень типовых работ планово-предупредительных ремонтов компрессорных установок; руководство (технические условия) по ремонту; ведомости запасных частей и нормы расхода запасных частей и материалов: документы завода-изготовителя компрессорной установки, нормы предварительного износа деталей и узлов компрессорной установки.

114. Предварительная дефектная ведомость должна содержать перечень предполагаемых работ по компрессорной установке с указанием норм расхода материалов и количества запасных частей, необходимых для ремонта.

Предварительная дефектная ведомость составляется инженером АГНКС совместно с представителями ремонтной организации и утверждается начальником.

115. Перед началом ремонта компрессорной установки персонал АГНКС совместно с представителем ремонтной организации проводит проверку и измерения,  указанные в Руководстве по ремонту компрессорных установок завода-изготовителя.

116. Остановка работы компрессорной установки для сдачи в ремонт производится персоналом АГНКС в соответствии с инструкцией по эксплуатации компрессорной установки.

117. При аварийных остановках компрессорной установки, связанных с разрушением узлов и деталей, составляется акт на аварию, и компрессорная установка подлежит не плановому, а аварийно-восстановительному ремонту. Акт аварийной остановки компрессора приведен в приложении 12.

118. Время начала ремонта компрессорной установки должно быть сообщено ремонтной организации не позднее, чем за 15 дней до начала работы.

119. После остановки и вскрытия компрессорной установки эксплуатационный персонал АГНКС совместно с представителями ремонтной организации составляет уточненную дефектную ведомость, на основании предварительной дефектной ведомости и дефектов, выявленных при вскрытии компрессорной установки.

120. При эксплуатации компрессорных установок рекомендуются следующие ориентировочные виды технического обслуживания:

ежесменное;

через каждые 500 h – техническое обслуживание (ТО-1);

через каждые 1500 h – техническое обслуживание (ТО-2);

через каждые 3000 h – текущий ремонт  (ТР-1);

через каждые 6000 h – текущий ремонт (ТР-2);

через каждые 12000 h – средний ремонт (СР);

через каждые 36000 h – капитальный ремонт (КР).

Кроме указанных выше видов технического обслуживания в начальный период эксплуатации компрессорной установки проводятся следующие разовые работы:

смена масла в системе смазки механизма движения через первые 50-100 h работы. При этом производятся промывка, чистка рамы и масляных фильтров, и проверяется состояние механизма движения по температурному режиму, рекомендованному заводом-изготовителем;

смазочный насос (лубрикатор) регулируется на повышенный расход масла в соответствии с рекомендациями завода-изготовителя, в дальнейшем, исходя из конкретных условий эксплуатации, расход масла доводится до нормы;

проверка и регулировка натяжения ремней клиноременных передач (если таковые имеются) в соответствии с рекомендациями завода-изготовителя;

разборка, чистка и регулировка работы автоматических клапанов в системе сброса конденсата в соответствии с рекомендациями завода-изготовителя.

121. Интервалы между видами технического обслуживания и ремонтами могут быть изменены, исходя из рекомендаций заводов-изготовителей компрессорных установок и из конкретных условий эксплуатации. 

122. При ежесменном техническом обслуживании компрессорной установки осуществляется контроль за показаниями контрольно-измерительных приборов, за работой световой сигнализации и исполнительных механизмов. Кроме того, при ежемесячном техническом обслуживании производится:

обтирка ветошью сухой или смоченной  растворителем компрессорной установки, арматуры, трубопроводов;

проверка уровня масла в раме компрессорной установки (уровень должен быть не ниже 2/3 высоты  масломерного стекла);

визуальный осмотр оборудования (холодильников, влагомаслоотделителей, трубопроводов, арматуры) с целью выявления механических повреждений и утечек газа, масла и охлаждающей жидкости  и при необходимости их устранения;

контроль за исправностью ограждающих устройств и креплением аппаратов и трубопроводов и при необходимости их крепление;

контроль за состоянием лакокрасочных покрытий и при необходимости их восстановление;

проверка наличия заземления.

123. При техническом обслуживании ТО-1 выполняются следующие работы:

весь объем работы ежесменного технического обслуживания;

промывка рамы компрессорной установки и замена масла в системе смазки механизма движения;

осмотр и промывка масляных фильтров и при необходимости их замена;

промывка лубрикатора и его резервуара (при наличии последнего приемочного фильтра лубрикатора и замена масла в лубрикаторе;

проверка на ощупь температуры (нагрева) нижних головок шатунов и коренных подшипников;

проверка соосности клиноременных шкивов и чистка их канавок;

проверка затяжки гаек фундаментных болтов, а также крепежных  элементов подвижных деталей компрессорной установки ( штоков, поршней и т.п.);

устранение дефектов, выявленных при обслуживании.

124. При техническом обслуживании ТО-2 выполняются следующие работы:

весь объем технического облуживания ТО-1;

ревизия всасывающих и нагнетательных клапанов и при необходимости замена пружин и пластин последних;

осмотр и при необходимости замена поршневых колец;

устранение выявленных дефектов.

объемы технических обслуживаний ТО-1 и ТО-2 должны быть уточнены в соответствии с «Руководством по эксплуатации  компрессорной установки» завода-изготовителя.

125. При остановке компрессорной установки на текущий ремонт ТР-1 выполняются следующие работы:

все работы, предусмотренные техническим обслуживанием ТО-2;

замена всасывающих и нагнетательных клапанов или их деталей, если иная периодичность не оговорена в технической документации завода-изготовителя;

замена пружин и пластин в комбинированных клапанах;

проверка поршневых колец и в случае необходимости их замена;

промывка газопровода и труб системы продувки;

чистка холодильников и водяных рубашек цилиндров от накипи и загрязнений;

чистка холодильников и влагомаслоотделителей от масляных отложений;

проверка плотности и настройка предохранительных клапанов;

проверка зазора между статором и ротором электродвигателя;

устранение выявленных дефектов.

126. При остановке компрессорной установки на текущий ремонт ТР-2 выполняются следующие работы:

весь объем работ, предусмотренный текущим ремонтом ТР-1 (кроме замены пластин и пружин в комбинированных клапанах);

проверка состояния поверхности скольжения гильз цилиндров и при необходимости их замена;

проверка комбинированных клапанов и при необходимости их замена;

осмотр мембранных клапанов и при необходимости их замена;

проверка состояния шатунных болтов на наличие трещин, забоин, коррозии, повреждений резьбы и при необходимости их замена;

ревизия сальников и при необходимости замена уплотнительных и маслосъемных колец;

осмотр узлов, арматуры, трубопроводов, а также щитов контрольно-измерительных приборов;

ревизия нагревательных и охлаждающих элементов системы смазки (если таковая имеется);

ревизия запорной и регулирующей арматуры и обратных клапанов в системе смазки;

устранение выявленных дефектов.

127. При остановке компрессорной установки на средний ремонт выполняется следующий комплекс работ:

весь объем работ, предусмотренный текущим ремонтом ТР-2;

контроль состояния фундамента;

контроль состояния поверхности скольжения гильзы крейцкопфа;

контроль состояния и величины выработки пальца крейцкопфа;

контроль состояния и величины выработки крейцкопфных подшипников и втулки;

продувка масляных каналов;

проверка состояния тонкостенных вкладышей нижней головки шатуна;

проверка состояния шатунов цветной или магнитной дефектоскопией с целью выявления усталостных трещин;

контроль состояния крейцкопфа с целью выявления трещин;

контроль состояния и выработки зеркала цилиндров;

контроль состояния канавок под поршневые кольца, качество фиксации поршня на штоке;

контроль величины выработки и биения поршневых штоков; проверки их магнитной или ультразвуковой дефектоскопией с целью выявления усталостных трещин;

проверка величины износа поршневых колец и замена изношенных колец;

проверка состояния сальниковых уплотнений, пропиловка  замков уплотняющих колец и замена изношенных колец;

проверка состояния межступенчатых аппаратов и в случае необходимости их чистка;

устранение всех замеченных дефектов;

проверка и регулировка зазоров, линейных «мертвых» пространств цилиндров;

испытания на холостом ходу и под нагрузкой природным газом.

128. При остановке компрессорной установки на капитальный ремонт производятся следующие работы:

все работы среднего ремонта;

замена шатунных болтов;

ревизия фундамента и проверка его осадки;

проверка горизонтальности установки;

контроль качества прилегания рамы к фундаменту, проверка затяжки фундаментных болтов;

ревизия цилиндров с промером выработки зеркала и замена гильз по мере надобности;

ревизия поршневых групп;

полная ревизия коленчатого вала, контроль выработки шеек, горизонтальности вала, замена шпонок, шестерни спиральной и уплотнение вала по мере необходимости;

ревизия камер сальников и при необходимости замена их пружин и колец;

ревизия маслонасоса;

ревизия и чистка маслосистемы от шлаковых отложений;

ревизия холодильников и влагомаслоотделителей;

чистка теплообменных поверхностей;

гидравлические испытания трубопроводов;

гидравлические испытания сосудов в сроки, предусмотренные «Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением»;

ревизия и ремонт запорной и регулирующей арматуры;

ремонт электродвигателя, контрольно-измерительных приборов и автоматики;

дефектоскопический контроль коленчатого вала в местах возможной концентрации напряжений, шатунов и штоков, корпуса крейцкопфа и пальца, контргайки и гайки закладной крейцкопфов, гайки нажимной крепления шток-поршень.

После завершения капитального ремонта компрессорная установка должна быть обкатана на холостом ходу и под нагрузкой природным газом.

129. Результаты технического обслуживания фиксируются в сменном журнале. Все замеченные неисправности должны быть устранены немедленно или при ближайшем ремонте.

130. Результаты ремонтов должны фиксироваться в ремонтном формуляре на компрессорную установку.

131. Перед разборкой компрессора необходимо:

обесточить электрооборудование; у выключателя (рубильника) вывесить табличку с надписью «Не включать! Работают люди»;

убедиться, что в системе нет давления, проверить положение вентилей компрессорной установки (вентили разгрузки, продувки, «на свечу» и воздушники – открыты; вентили на трубопроводах всасывания и нагнетания – закрыты);

закрыть вентиль подвода охлаждающей жидкости и слить ее из компрессора и холодильников, отвернув сливные пробки;

отсоединить компрессорную установку от газовых коммуникаций глухими заглушками (линзами).

132. Ремонтные работы, связанные с разборкой узлов компрессорной установки, выполняются по наряду – допуску на газоопасные работы.

133. Перед пуском компрессорной установки в эксплуатацию после окончания монтажа, переконсервации или ремонта необходимо произвести индивидуальные испытания последней на холостому ходу и под нагрузкой в соответствии с требованиями руководства по эксплуатации завода-изготовителя и настоящими Правилами. Кроме того, перед пуском компрессорной установки после ремонта или расконсервации необходимо проверить линейную величину «мертвого» пространства цилиндра, которая должна соответствовать данным формуляра на компрессорную установку.

134. При индивидуальных испытаниях компрессорной установки на холостом ходу предварительно производятся работы по подготовке  (наладке) систем:

смазки цилиндров и сальников;

смазки механизма давления;

охлаждения;

автоматического управления.

135. При подготовке системы смазки цилиндров и сальников необходимо: снять  с лубрикатора верхнюю крышку, промыть лубрикатор и его резервуар внутри растворителем и протереть насухо. Промыть снаружи весь механизм насоса, залить в лубрикатор чистое фильтрованное масло и проверить его уровень. Отсоединить масляные трубки от обратных клапанов и прокачать масло вручную, повернуть рукоятку лубрикатора на 50–60 оборотов (точное количество оборотов указывается в «Руководстве по эксплуатации компрессорной установки» завода-изготовителя). При этом из всех трубок должно капать масло. Затем присоединить трубки к своим местам и повернуть рукоятку лубрикатора еще на 30–40 оборотов. Для смазки цилиндра и сальников должны применяться масла, рекомендованные заводом-изготовителем компрессорных установок.

Виды растворителей указываются в руководстве по эксплуатации завода-изготовителя.

136. При подготовке системы смазки механизма движения необходимо:

снять фильтры очистки масла, промыть фильтры и их гнезда растворителем, продуть воздухом и установить фильтр на место;

осмотреть и промыть растворителем картер, просушить и залить последний чистым фильтрованным маслом до верхней риски маслоуказателя;

проверить состояние бумажного фильтра (если таковой имеется) и при необходимости его заменить;

установить запорные вентили на трубопроводах подачи масла в рабочее положение.

Для смазки механизма движения должны применяться масла, рекомендованные заводом-изготовителем компрессорных установок.

137. При подготовке системы охлаждения необходимо предварительно спрессовать ее пробным пуском воды или антифриза с давлением,  равным 1,5 Р раб
(Р раб. – рабочее давление охлаждающей жидкости). Результаты опрессовки признаются удовлетворительными, если во время испытаний не произошло падения давления по манометру и во всех соединениях (сварных, резьбовых и фланцевых) не обнаружено течи и запотевания.

Опрессовать систему трубопроводов горячей воды нагревательных элементов (если таковые имеются) системы смазки пробным пуском воды с давлением, равным  1,5 Р раб (Р раб-рабочее давление горячей воды). Результаты опрессовки признаются удовлетворительными, если во время испытаний не произошло падение давления по манометру и во всех соединениях не обнаружено течи и запотевания.

Проверить уровень охлаждающей жидкости в резервуаре и отрегулировать работу автоматических сигнализаторов уровня.

При заполненной системе охлаждения охлаждающей жидкостью проверить по сливу поступление ее (жидкости) ко всем охлаждаемым точкам, отрегулировать ее расход, убедиться в отсутствии утечки жидкости и произвести настройку приборов сигнализации и блокировки системы автоматизации по протоку охлаждающей жидкости.

138. При подготовке системы автоматического управления необходимо проверить:

наличие заземления щитов и электродвигателя;

внешним осмотром наличие и исправность измерительных приборов, светосигнальной арматуры выключателей, переключателей и командных кнопок;

по паспортам, клеймам и пломбам, что контрольно-измерительные приборы прошли соответствующую проверку и пригодны для эксплуатации;

исходные положения выключателей, переключателей, кнопок и т.п., предназначенных для управления работой компрессорных установок,  в зависимости, от положения которых осуществляется пуск компрессорной установки либо по месту, либо с пульта (щита) управления, установленного вне компрессорного отделения.

139. Перед пуском компрессорной установки на холостом ходу необходимо:

проверить состояние затяжки резьбовых соединений крепления цилиндров и электродвигателя к раме, крышек цилиндров, фланцев промежуточных холодильников к цилиндрам;

проверить затяжку фундаментных и шатунных болтов, а также контровку шатунных болтов и штоков;

снять по одному клапану на каждой полости сжатия;

открыть люки, чтобы иметь возможности наблюдать за сальником и кривошипно-шатунным механизмом во время работы компрессорной установки;

вручную рукояткой провернуть коленчатый вал, не менее чем, на один полный оборот и убедиться в правильной установке поршней, после чего рукоятку снять;

провернуть рукоятку лубрикатора на 50–60 оборотов, проверить подачу масла на каждую смазанную точку, наблюдая в смотровые окна лубрикатора. После чего рукоятку снять;

проверить наличие необходимого протока воды в системе охлаждения;

проверить степень натяжения ремня клиноременной передачи привода насоса охлаждающей жидкости в соответствии с рекомендациями завода-изготовителя;

при наличии вентилятора наддува приводного электродвигателя необходимо открыть заслонку на линии наддува и пустить в работу вентилятор;

проверить исходные положения выключателей, переключателей, кнопок и т.п., предназначенных для пуска и управления  работой компрессорной установки.

Минимальный объем предпусковых операций должен быть уточнен в соответствии с «Руководством по эксплуатации компрессорной установки» завода-изготовителя.

140. Пуск компрессорной установки без нагрузки осуществляется в соответствии с инструкцией по ее эксплуатации.

141. Индивидуальные испытания компрессорной установки на холостом ходу должны производиться в несколько этапов с целью выявления и устранения неисправностей, вызванных  погрешностями монтажа сборки.

Количество этапов и их продолжительность должно быть указано в «Руководстве по эксплуатации компрессорной установки»  завода-изготовителя.

142. Во время работы компрессорной установки на холостом ходу необходимо контролировать:

направление вращения электродвигателя и отсутствие резкого стука;

отсутствие утечек из системы смазки цилиндров и сальников;

исправность работы масляного насоса, как по манометру, так и через люк по наличию разбрызгиваемой смазки;

нагрев коренных подшипников, верхних и нижних головок шатунов, крейцкопфов;

нижних и верхних головок шатунов, крейцкопфов и их гильз, температура которых не должна превышать температуры, указанной в инструкции по монтажу и эксплуатации завода-изготовителя;

обнаружение нагрева какой-либо детали выше допустимой температуры, необходимо принять меры по устранению причин нагрева, проверить зазоры и поступление смазки. После устранения выявленных дефектов осуществляется повторный пуск компрессорной установки;

отсутствие посторонних шумов и стуков в цилиндрах и механизме движения;

давление в системе смазки;

работу лубрикатора по наличию капель смазки, через смотровые окна, при необходимости отрегулировать количество подаваемой смазки согласно паспортным данным  лубрикатора.

143. После 50 минут работы (время зависит от типа компрессорной установки ) на холостом ходу компрессорную установку необходимо остановить для осмотра, при котором проверяется нагрев сальников трущихся пар кривошипно-шатунного механизма, допустимая температура которых не должна превышать температуру, рекомендованную «Руководством по эксплуатации компрессорной установки» завода-изготовителя, затяжка резьбовых соединений, отсутствие задиров и рисок трущихся поверхностей.

144. Во время испытаний компрессорной установки на холостом ходу необходимо произвести продувку холодильников, влагомаслоотделителей и трубопроводов  согласно «Руководству по эксплуатации компрессорной установки» завода–изготовителя. При этом давление всасывания и нагнетания –  атмосферное. При работе компрессорной установки на холостом ходу проверяется исправность действия и плотность закрытия арматуры, установленной на продувочных линиях.

Не допускается производить продувку при испытаниях компрессорной установки на холостом ходу в продувочную ёмкость (бак).

145. Перед индивидуальным испытанием компрессорной установки под нагрузкой на природном газе последняя и газовый тракт должны быть продуты инертным или природным газом (продувка считается законченной, если содержание кислорода в последовательно двух отобранных пробах продувочного газа не превышает 1 % по объему).

146. Пуск компрессорной установки на природном газе при индивидуальных испытаниях под нагрузкой производится при открытых вентилях: на трубопроводах всасывания, ручной  продувки всех ступней сжатия и на байпасе. При этом вентили сброса газа «на свечу» и на трубопроводе нагнетания – закрыты. При отсутствии байпаса вентиль на трубопроводе нагнетания – открыт.

Подъём давления нагнетания до номинального производится после закрытия всех вентилей ручной продувки (начиная с первой ступени сжатия) и постепенного закрытия вентиля на байпасе.

Интервалы повышения давления и продолжительность работы в каждом интервале должны  быть указаны в руководстве  по эксплуатации компрессорной установки завода-изготовителя.

147. Индивидуальные испытания компрессорной установки под нагрузкой производятся в течение времени, указанного в «Руководстве по эксплуатации компрессорной установки» завода–изготовителя. За это время необходимо проконтролировать:

распределение давления по ступеням, которое должно стабилизироваться к концу испытаний и соответствовать данным, указанным в формуляре на компрессорную установку;

соответствие температур (по показаниям термометров) нагнетаемого газа после каждой ступени давления температурам, указанным в формуляре;

исправность системы смазки цилиндров и сальников;

исправность системы смазки механизма давления (давление и температура масла должна быть в допустимых пределах);

отсутствие стука (на слух);

визуально плотность соединений  систем подачи масла, охлаждения и горячей воды (утечки воды и масла не допускаются);

обмыливанием плотность газопровода, импульсных линий и трубопроводов продувки;

соответствие температур охлаждающей жидкости на входе в каждую линию охлаждения и на выходе температурам, указанным в руководстве по эксплуатации заводов-изготовителей компрессорных установок;

соответствие давления охлаждающей жидкости и условия охлаждения каждой точки охлаждения в зависимости от температур, создаваемых работающей компрессорной установкой, давлению и условиям охлаждения, рекомендованным заводом-изготовителем. При необходимости – отрегулировать систему охлаждения;

исправность систем воздушного охлаждения;

исправность системы продувок. При продувках какой-либо ступени сжатия должно наблюдаться снижение давления по ступеням сжатия.

148. Остановка работы компрессорной установки после ее испытания под нагрузкой проводится путем открытия вентиля на байпасе и вентилей ручной продувки, начиная с четвертой ступени сжатия, остановки работы электродвигателя, закрытия вентилей на всасывающем газопроводе и ручных вентилей на продувочных линиях, открытия вентиля сброса газа на свечу.

149. После устранения всех неисправностей, выявленных в процессе индивидуальных испытаний, подтяжка всех соединений и полной замены масла компрессорная установка считается подготовленной к эксплуатации.

150. Перед пуском компрессорной установки в работу необходимо:

проверить уровень масла в раме компрессорной установки и резервуаре лубрикатора (при необходимости-произвести долив масла);

открыть ручные продувочные вентили холодильников;

открыть вентили на подводящем и отводящем коллекторах охлаждающей воды и у циркуляционных насосов, а также у насосов, находящихся в резерве;

открыть вентили на байпасе и на нагнетательном трубопроводе. Вентиль сброса газа «на свечу» должен быть закрыт;

открыть вентиль на всасывающем трубопроводе.

151. Если компрессорная установка пускается в работу после длительной остановки (более трех суток) или из резерва, кроме требований, перечисленных в пункте 150 настоящих Правил необходимо выполнить следующие операции:

открыть люки и рамы, смазать гильзы крейцкопфа и штоки маслом из рамы;

проверить затяжку фундаментных болтов и штоков, соединений газопровода, крепление цилиндров и электродвигателя, контровку шатунных болтов и штоков;

прокачать масло вручную, провернув ручку лубрикатора на 50-60 оборотов, и проверить подачу масла в каждую смазываемую точку, отсоединив коммуникации на место, повернуть лубрикатор вручную на 30-40 оборотов и снять ручку;

рукояткой повернуть коленчатый вал не менее, чем на 1-2 оборота, при этом не должно быть стуков и заеданий, после чего рукоятку снять.

152. Пуск компрессорной установки производится в соответствии с инструкцией по эксплуатации соответствующей компрессорной установки от завода-изготовителя.

После пуска компрессорной установки необходимо:

проверить по показаниям манометра и термометра давление и температуру масла в системе смазки кривошипно-шатунного механизма и, если в течение 30 сек. Давление масла не достигает нижнего предела давления, рекомендованного руководством  по эксплуатации завода-изготовителя, и не срабатывает система автоматической блокировки, компрессорную установку следует немедленно остановить и устранить неисправности;

проверить через контрольные окна подачу масла лубрикатором, закрыть ручные продувочные вентили холодильников, начиная с первой ступени, и вентиль на байпасе;

прослушать работу компрессора и при обнаружении стука или звуков, не свойственных нормальной работе, остановить компрессорную установку и устранить неполадки;

проверить по показаниям манометров и термометров давление и температуру газов по ступеням сжатия, которые должны соответствовать давлениям и температурам, указанным в формуляре (паспорте).

В случае остановки компрессорной установки из-за прекращения ее охлаждения запрещается подача охлаждающей жидкости на компрессорную установку до ее полного остывания  в нерабочем состоянии.

153. Если пуск компрессорной установки производится после длительной остановки или из резерва, то после 30 минутной работы ее необходимо остановить, открыть люки рамы и проверить на ощупь гильзы крейцкопфов, коренные подшипники и головки шатуна. В случае нагрева какой-либо детали выше температуры, указанной в формуляре, необходимо устранить причину нагрева.

154. Во время работы компрессорной установки машинист должен:

следить за показаниями КИП, установленных на щите и непосредственно на компрессорной установке;

контролировать и фиксировать в журнале, форма которого приведена в формуляре, не реже одного раза в час наличие газа в  баке антифриза, встроенного в компрессор;

контролировать и фиксировать в журнале, не реже одного раза  в два часа:

давление и температуру газа после каждой ступени сжатия;

температуру сжатого газа после холодильников;

температуру воды в нагревательном контуре системы смазки,  если таковая имеется, которая должна быть не более 90 °С;

температуру охлаждающей жидкости на входе и выходе из системы охлаждения;

давление и температуру масла в системе кривошипно-шатунного механизма;

давление сжатого воздуха, поступающего на наддув  электронагревателя;

силу тока и напряжение на приводном электродвигателе;

регулярно проверять работу лубрикатора и уровень масла в резервуаре лубрикатора и при необходимости добавлять масло. Лубрикатор должен подавать масло в таком количестве, чтобы на стенках  цилиндра и нагнетательных клапанов образовалась тонкая пленка масла;

если в лубрикатор попала вода, компрессорную установку следует немедленно остановить, спустить из резервуара лубрикатора масло, промыть лубрикаторы и залить его свежим маслом;

следить за уровнем масла в раме компрессорной установки, который должен находиться между рисками маслоуказателя;

следить за исправностью предохранительных клапанов, проверяя их не реже одного раза в шесть месяцев, путем подъема шпинделя специальным ключом. Следить за сохранность пломбы предохранительного клапана;

в период обкатки компрессорной установки производить вручную продувку холодильника первой ступени сжатия и влагомаслоотделителей всех ступеней сжатия через каждый час;

в период рабочего режима работы компрессорной установки  производить вручную контрольные продувки холодильников и влагомаслоотделителей, начиная с первой  ступени сжатия, через каждые четыре часа, непосредственно после окончания автоматической продувки. При наличии остатков конденсата в влагомаслоотделителях следует увеличить частоту автоматических продувок, а также увеличить время продувок;

следить за герметичностью соединений;

один раз в смену производить очистку пластинчато-щелевого фильтра путем поворота рукоятки;

следить за состоянием фундамента (наличие трещин) и затяжкой фундаментных болтов;

содержать компрессорную установку, применяемый инструмент и помещение цеха в чистоте. Не допускать попадания масла на фундамент.

155. Машинист должен остановить компрессорную установку, не дожидаясь срабатывания автоматической защиты, если:

манометры на любой ступени сжатия, а также нагнетательной линии, показывают давление выше допустимого;

манометр системы смазки механизма движения показывает давление ниже величины, указанной в «Руководстве по эксплуатации компрессорной установки» завода-изготовителя;

повысилось или понизилось давление газа на приёме компрессорной установки, против заданных величин;

прекратилась подача охлаждающей жидкости или обнаружилась неисправность системы охлаждения;

прекратилась подача воздуха на наддув электродвигателя, а также на охлаждение газа (при наличии  системы воздушного охлаждения газа);

прослушивается стук, удары в компрессорной установке и в двигателе  обнаружены их неисправности, которые могут привести к аварии;

температура сжатого газа выше допустимой нормы;

приборы на щите компрессорной установки указывают на перегрузку электродвигателя;

вышли из строя контрольно-измерительные приборы, а также средства автоматической защиты;

появился запах гари или дым на компрессорной установке, или электродвигателе;

заметно увеличилась вибрация компрессорной установки;

обнаружены трещины на фундаменте;

отсутствует освещение в помещении;

возник пожар;

произошла аварийная разгерметизация оборудования технологической системы АГНКС, или топливной системы заправляемого транспортного средства.

156. Остановка работы компрессорной установки производится аналогично требованиям пункта 148 настоящих Правил. При этом перед остановом работы электродвигателя необходимо закрыть вентиль на нагнетательном трубопроводе. После останова компрессорной установки необходимо закрыть вентиль на трубопроводе подачи охлаждающей жидкости.

157. Если компрессорная установка останавливается на длительное время (более трех дней), то необходимо все оборудование продуть газовой средой, рекомендованной заводом-изготовителем, а затем  воздухом цилиндры и движущиеся части обильно смазать, прокрутив ручку лубрикатора на 40-50 оборотов, и повернуть вал компрессорной установки на 1-2 оборота. Если в помещении компрессорной установки температура воздуха ниже 5 °С, необходимо слить воду из системы охлаждения компрессорной установки.

158. При аварийной остановке компрессорной установки, прежде всего, выключается электродвигатель, затем выполняются операции, предусмотренные в пункте 156 настоящих Правил.

159. Не допускается оставлять без наблюдения работающую компрессорную установку.

160. Не допускается пуск компрессорной установки в работу с неисправной автоматикой безопасности (средств  блокировки и сигнализации).

161. Не допускается открывать люки работающей компрессорной установки.

162. Не допускается производить подтяжку болтовых соединений, находящихся под давлением.

163. Не допускается производить ремонт, чистку движущихся частей и устранение других дефектов на работающей компрессорной установке.

164. Компрессорная установка перед пуском в работу после вскрытия для осмотра или ремонта, хотя бы одного узла, работающего в среде природного газа, должна быть продута газовой средой, рекомендованной  заводом-изготовителем.

165. Техническое обслуживание сосудов, работающих под давлением на АГНКС должна производиться в соответствии с требованиями «Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением», утвержденных приказом  ГИ «Саноатгеоконтехназорат» №258 от 23.11.2011 г. (Заключение Министерства юстиции №6-24/11-13112/6 от 23.12.2011 г.), а также «Инструкцией по эксплуатации сосудов заводов-изготовителей».   

 

VI. Техническое обслуживание оборудования установок осушки газа и

 меры безопасности при их эксплуатации

 

166. Эксплуатация оборудования установок осушки газа на АГНКС должна отвечать требованиям «Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением», утвержденных приказом ГИ «Саноатгеоконтехназорат» №258 от 23.11.2011 г. (Заключение Министерства юстиции №6-24/11-13112/6 от 23.12.2011 г.), «Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей» (рег. №1383, от 9июля 2004 года), «Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей» (рег. №1400 от 20 августа 2004 года)  «Инструкции по монтажу и эксплуатации» заводов-изготовителей соответствующего оборудования и настоящих Правил.

167. Установки осушки газа на АГНКС состоят из следующего технологического оборудования: адсорберов, теплообменников, электрических подогревателей газа регенерации и стенки абсорберов, сепараторов, холодильников, влагомаслоотделителей, трубопроводов и арматуры.

168. При эксплуатации оборудования установок осушки газа на АГНКС должны предусматриваться следующие виды обслуживания:

ежесменное;

ежемесячное;

полугодовое;

текущие и капитальные ремонты.

169. При ежесменном обслуживании оборудования установок осушки газа следует производить следующие работы:

визуальный контроль за техническим состоянием оборудования, контрольно-измерительных приборов, трубопроводов и арматуры (наличие полного комплекта оборудования, отсутствие механических  повреждений, наличие пломб и клейм на предохранительных клапанах и манометрах, крепление оборудования, газопроводов и арматуры, целостность изоляции электропроводки и надежность ее крепления);

проверка работы контрольно-измерительных приборов (при отключении стрелка должна устанавливаться на нуль) и снятие их показателей;

очистка рабочей площадки от загрязнений;

регенерация адсорбента и продувка влагомаслоотделителей.

170. При ежемесячном обслуживании оборудования установок осушки газа следует производить следующие работы:

комплекс работ по ежедневному обслуживанию;

проверка крепежа ниппельных и фланцевых соединений;

проверка работоспособности запорной и регулирующей арматуры на плавность хода и отсутствие заеданий;

проверка состояния покрытий поверхностей оборудования на их сохранность и отсутствие коррозии;

проверка сопротивления изоляции и заземления установки, при этом сопротивление изоляции должно быть не менее 0,5 mом, заземления – не более 0,1 Ом, заземляющего устройства – не более 4 Ом. Кроме того, не реже одного раза в три месяца должна производиться проверка сопротивления изоляции нагревательных лент электроподогревателей газа и стенок адсорберов;

не допускается работа установки осушки газа, если измеренные величины электрических сопротивлений заземления выше допустимых величин, а изоляции –ниже допустимой величины;

проверка работы световой сигнализации и систем автоматики;

досыпка адсорбента (цеолита) в адсорберы (методика проведения работ указана в паспорте установки завода-изготовителя).

адсорбент перед его засыпкой в адсорбер должен быть просеян с целью удаления пыли;

проверка адсорберов и сепараторов на герметичность в течение часа давлением, равным рабочему, при этом утечки испытательной среды не допускаются;

устранение выявленных дефектов.

171. При полугодовом обслуживании оборудования установок осушки газа следует производить следующие работы:

комплекс работы по ежемесячному обслуживанию;

проверка состояния нижнего слоя адсорбента. При осмотре адсорбент должен быть сухим и не должно быть его пыли. В случаях увлажнения или размельчения потерявшую работоспособность часть цеолита необходимо удалить и произвести досыпку адсорбента в адсорбер;

внутренний осмотр влагомаслоотделителей, сепараторов и фильтра на отсутствие коррозии и повреждений фильтрующих элементов (сеток);

проверка герметичности адсорбера в течение часа давлением, равным рабочему, при этом утечки испытательной среды не допускаются;

проверка работоспособности предохранительных клапанов путем трехкратного открытия их вручную при рабочем давлении перед клапанами;

проверка герметичности запорных устройств. При этом пропуск газа не допускается;

проверка состояния  электрооборудования;

чистка и смазка взрывозащищенных поверхностей электрооборудования, коробок выводов электроподогревателей и задвижек с электроприводом.

172. При проведении текущего ремонта оборудования установок осушки газа следует производить следующие работы:

комплекс работ по полугодовому обслуживанию;

ревизия и при необходимости очистка внутренних поверхностей холодильника;

чистка, промывка влагомаслоотделителей, фильтров, сепараторов и их элементов;

ревизия обратных клапанов, дросселирующих шайб, предохранительных клапанов и запорной арматуры и при необходимости их ремонт или замена.

Текущий ремонт оборудования установки осушки газа производится один раз в год.

173. Кроме работ, перечисленных в пунктах 169, 170, 171, 172 настоящих Правил, сосуды установок осушки газа, работающие под давлением, подвергаются техническому освидетельствованию в соответствии с требованиями Главы VI настоящих Правил.

174. При капитальном ремонте оборудования установки осушки газа выполняются работы в объеме текущего ремонта с заменой отдельных узлов и деталей оборудования.

Объем капитального ремонта должен определяться на основании результатов текущего ремонта, гидравлических и пневматических испытаний оборудования установки, а также дефектов, выявленных при ее эксплуатации.

Объемы всех видов обслуживания и ремонтов должны быть уточнены в соответствии с «Руководством по эксплуатации установки осушки газа» завода-изготовителя.

175. Все выявленные при техническом обслуживании неисправности оборудования установок осушки газа должны немедленно устраняться.

176. Если в процессе эксплуатации оборудования установок осушки газа выявлены неисправности и неполадки, угрожающие безопасности людей, необходимо немедленно отключить установку осушки газа.

177. Все работы по техническому обслуживанию оборудования установок осушки газа на АГНКС должны выполняться в сроки, предусмотренные графиком планово-предупредительного ремонта.

178. Ежемесячное техническое обслуживание оборудования установки осушки газа производится машинистом технологических компрессорных установок. Результаты технического обслуживания должны фиксироваться в эксплуатационном журнале. Эксплуатационный журнал обслуживания оборудования приведен в приложении 13.

179. Ежемесячные и полугодовые технические обслуживания, а также ремонты оборудования установки осушки газа проводятся обслуживающим персоналом АГНКС под руководством специалиста. Результаты технического обслуживания должны фиксироваться в формуляре установки и оформляться актами.

180. Меры безопасности при проведении работ по техническому обслуживанию и ремонтам оборудования установок осушки газа, а также при техническом освидетельствовании оборудования регламентируются  Главами III, VI, X  настоящих Правил.

181. Пуск установки осушки газа производится в соответствии с «Инструкцией по монтажу и эксплуатации установки осушки газа» завода-изготовителя.

182. Во время работы установки осушки газа машинист компрессорной установки должен:

следить за показаниями контрольно-измерительных приборов;

фиксировать в журнале не реже одного раза в смену:

давление газа в адсорбере;

температуру газа после адсорбера;

температуру газа после электроподогревателей;

температуру и давление газа регенерации после его охлаждения;

расход газа регенерации;

температуру охлаждающей среды газа регенерации;

точку росы осушенного газа;

перепады давлений газа на адсорберах, сепараторах и фильтрах;

напряжение и силу тока на электроподогревателях газа и нагревателях поверхностей адсорберов;

уровень конденсата в сепараторах;

осуществлять, по  мере необходимости, ручные продувки сепараторов и влагомаслоотделителей;

следить за герметичностью соединений;

содержать установку в чистоте.

183. Машинист компрессорного цеха должен остановить работы установки осушки газа, не дожидаясь срабатывания автоматической защиты, если:

температура осушенного газа выше 50 º С;

перепад давления газа на фильтрах, сепараторах и адсорберах выше допустимой величины;

температура стенки электронагревателя и адсорбера  выше допустимой величины;

вышли из строя контрольно-измерительные приборы, а  также средства автоматической защиты;

появилась загазованность;

отсутствует  освещение;

возникновение пожара, а  также при невозможности устранения вручную причин, вызвавших повышение температуры точки росы осушенного газа и давления газа регенерации выше допустимых величин, а расход газа регенерации – ниже допустимой величины.

184. Остановка работы установок осушки газа производится путем закрытия (автоматически, дистанционно,  вручную) запорных устройств на входе и выходе из установки, открытия (автоматически, дистанционно, вручную) запорных устройств на дренирование сепараторов, влагомаслоотделителей, пылеуловителей, и сброса газа в атмосферу из адсорберов через продувочный трубопровод (свечу), выключения (автоматически, дистанционно, «по месту») электроподогревателей газа и нагревателей поверхности адсорберов, закрытия запорных устройств на трубопроводе подвода охлаждающей жидкости.

185. Не допускается эксплуатация АГНКС с отключенным оборудованием установки осушки газа.

186. Не допускается пуск в работу установок осушки газа с неисправными средствами автоматических защит.

187. Не допускается производить подтяжку всех болтовых соединений, находящихся под давлением.

188. Установки осушки газа перед пуском в работу после длительной остановки (более трех дней) должны быть продуты природным газом.

 

VII. Требования по заправке автотранспорта и ПАГЗ сжатым газом

 

189. Операцию по заправке автомобиля выполняет строго наполнитель (оператор).

Максимальное давление газа заправки автотранспорта и сосудов ПАГЗ не должно превышать допустимого давления, установленного для газобаллонного оборудования, на которой производится заправка.

Для учета, отпущенного потребителю газа, газозаправочные колонки должны быть оснащены расходомерами (счетчиками), погрешность которых не превышает
1,5 %.

При заправке газом переоборудованных автотранспортных средств на АГНКС должны вести контроль на соответствие полной комплектации газобаллонного оборудования требованиям О’zDSt 35.110:2011 (Правила ЕЭК ООН № 110) и О’zDSt 35.67:2011 (Правила ЕЭК ООН № 67), техническими условиями на переоборудование конкретных типов и категорий автотранспортных средств. 

190. При заправке автомобилей не допускается создавать на заправочной колонке давление, превышающее рабочее давление баллона и оставлять заправочные колонки и автомобили без надзора оператора, а также производить выброс газа из баллонов в атмосферу.

191. Техническое обслуживание газозаправочных колонок должно производиться по графикам, утвержденным начальником АГНКС.

192. Объем и сроки проведения технического обслуживания газозаправочных колонок те же, что и при техническом обслуживании технологических газопроводов АГНКС, и должны соответствовать требованиям Глав IV, IX, X настоящих Правил.

Техническое обслуживание электроприводов трубопроводной арматуры, установленной на подводящих технологических газопроводах к газозаправочным колонкам, производится во время технического обслуживания арматуры.

193. Заправка автотранспорта и ПАГЗ сжатым газом на АГНКС может производиться либо автоматически (дистанционно) с пульта управления (операторной), либо вручную через запорные устройства, установленные на газозаправочной колонке.

194. При ручном способе заправки автотранспорта необходимо:

убедиться, что запорные устройства на подводящих газопроводах к газозаправочной колонке - открыты;

убедиться, что запорные устройства, установленные на газозаправочной колонке, закрыты, а на «свече» - открыты. При наличии на газозаправочной колонке трехходового крана, последний должен быть установлен в положение «сброс»;

закрыть запорное устройство, установленное на «свече» (при наличии трехходового крана, последний устанавливается в положение «Закрыто») и убедиться по манометру, установленному на газозаправочной колонке, что давление газа равно нулю;

присоединить заправочную головку шланга газозаправочной колонки к вентилю газобаллонной установки автотранспорта и открыть его (вентиль);

проверить остаточное давление газа в газобаллонной установке автотранспорта и открыть запорные устройства, установленные на газозаправочной колонке (при наличии трехходового крана, последний устанавливается в положение «открыто»);

по окончании заправки автотранспорта (давление газа на газозаправочной колонке и в газобаллонной установке автотранспорта не более 20 МРа) закрыть вентиль газобаллонной установки автотранспорта и запорные устройства, установленные на газозаправочной колонке, открыть вентиль на «свечу» (при наличии трехходового крана,  последний устанавливается в положение «сброс»);

убедиться по манометру, что давление газа равно нулю и отсоединить шланг от вентиля газобаллонной установки автотранспорта.

195. При автоматическом или дистанционном способах заправки автотранспорта необходимо:

проверить положение запорной арматуры, установленной на газозаправочной колонке (вентиль подачи газа, дроссель и вентиль, установленных на  «свече» - открыты. При наличии трехходового крана, последний должен находиться в положении «сброс»);

закрыть вентиль, установленный на «свече», или перевести трехходовой кран в положение «открыто»;

убедиться по манометру, установленному на газозаправочной колонке, что давление газа равно нулю;

подключить заправочную головку шланга газозаправочной колонки к вентилю газобаллонной установки автотранспорта, открыть вентиль газобаллонной установки;

проверить по соответствующим световым сигналам на пульте управления необходимое (для заправки) положение запорной арматуры, установленной на подводящих газопроводах к газозаправочной колонке;

при отсутствии прибора (счетчика) по определению количества газа, поступающего на заправку, проверить наличие остаточного давления в газобаллонной установке автотранспорта (по манометру, установленному на пульте управления заправкой);

убедиться в отсутствии посторонних людей в боксе заправляемого автотранспорта;

осуществить заправку автотранспорта путем соответствующих переключений ключей управления или нажатия кнопки, расположенных на пульте управления.

196. По окончании заправки автотранспорта необходимо:

закрыть вентиль на газобаллонной установке автомобиля;

путем соответствующих переключений ключей управления или нажатия кнопки, расположенных на пульте управления, установить необходимое (для заправки) положение запорной арматуры на подводящих газопроводах к газозаправочной колонке;

открыть вентиль, установленный на «свече», а при наличии трехходового крана,  последний установить в положение «сброс»;

убедиться (по манометру) в отсутствии давления газа на газозаправочной колонке;

отсоединить заправочную головку со шлангом от газобаллонной установки автотранспорта.

В процессе эксплуатации не реже одного раза в шесть месяцев рукава (шланги) газозаправочной колонки должны подвергаться гидравлическим испытаниям на давление, равное 1,25 рабочего давления, указанного в паспорте на газозаправочную колонку.

Меры безопасности при проведении технического обслуживания газозаправочных колонок должны соответствовать требованиям Главы III и X настоящих Правил.

197. Заправка автотранспорта и ПАГЗ сжатым газом на АГНКС должна производиться в порядке очереди. Для автомобилей скорой медицинской помощи, милиции, рейсовых автобусов и микроавтобусов выделяются отдельные газозаправочные колонки.

198. Въезд автотранспорта и ПАГЗ на заправку должен производиться по соответствующей световой сигнализации. Не допускается въезд автотранспорта и ПАГЗ на заправку при наличии пассажиров в их кабинах или кузовах.

199. Высадка и посадка пассажиров транспортных средств, подлежащих заправке, должна осуществляться на специально предусмотренных для этого площадках, расположенных за территорией АГНКС.

200. На территории АГНКС водитель автотранспорта (ПАГЗ) должен выполнять распоряжения наполнителя (оператора), касающиеся его маршрута движения, проведения технологических операций и эвакуации, а также соблюдать знаки дорожного движения. При этом скорость движения автотранспорта  не должно превышать 5,0 km/h.

201. После остановки автотранспорта у газозаправочной колонки водитель должен выключить двигатель, включить стояночный ручной тормоз, извлечь ключ из замка зажигания и покинуть кабину. Не допускается заправка автотранспорта при наличии людей в боксе заправляемого автотранспорта, а также нахождение людей в зоне возможного травмирования при обрыве (срыве) заправочного шланга. Не допускается оставлять без постоянного визуального контроля заправляемое транспортное средство со стороны водителя. В случае возникновения нештатной ситуации оператор (наполнитель) действует в соответствии с планом ликвидации аварии.

202. Количество газа, закачиваемого в газобаллонную установку автотранспорта или в сосуды ПАГЗ, должно определяться по приборам (счетчикам), а при их отсутствии по «Методике определения объема газа, заправляемого в газобаллоны  автомобилей  на АГНКС» или по другому аналогичному документу, утвержденному в установленном порядке.     

203. На АГНКС следует вести журнал «Заправка автотранспорта и ПАГЗ сжатым газом»  согласно  приложению 14.

204. Не допускается заправка сжатым газом автотранспорта и сосудов ПАГЗ при неисправностях их заправочных вентилей.

205. Не допускается заправка сжатым газом автотранспорта и ПАГЗ при наличии утечки газа на газозаправочной колонке, в шлангах, а также на газобаллонной установке автотранспорта и сосудов ПАГЗ.

206. При обнаружении утечки газа из газобаллонной установки автотранспорта или сосудов ПАГЗ в момент заправки необходимо принять меры, указанные в плане ликвидации аварий.

207. Не допускается ремонт автотранспорта, его газового оборудования на территории АГНКС.

208. Не допускается заправка автотранспорта и ПАГЗ во время грозы и опасности проявления атмосферных разрядов.

 

VIII. Требования безопасности при эксплуатации систем автоматики

и контрольно-измерительных приборов

 

209. Требования настоящей главы распространяются на системы контроля управления и регулирования (СКУР) основного и вспомогательного оборудования АГНКС и контрольно-измерительные приборы (КИП), эксплуатируемые на АГНКС.

210. СКУР и КИП на АГНКС должны эксплуатироваться в соответствии с требованиями «Руководства по эксплуатации» заводов-изготовителей, «Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей» (рег. № 1383 от 9 июля 2004 года), норм Узбекского агентства по стандартизации, метрологии и сертификации для измерительных приборов и настоящими Правилами.

211. Техническое обслуживание КИП (внешние осмотры и профилактические ремонты) должно проводиться по графикам планово-предупредительных ремонтов, утвержденных в установленном порядке.

212. Объем и периодичность технического обслуживания и ремонтов СКУР и КИП на АГНКС определяются соответствующими инструкциями по эксплуатации, разработанными заводами-изготовителями.

213. Ремонты и внешние осмотры СКУР и КИП должны производиться персоналом АГНКС (организации) или специализированных организаций, специально обученным и допущенным к соответствующим работам в порядке, предусмотренном настоящими Правилами.

214. При внешних осмотрах СКУР и КИП проверяется:

наличие клейм (пломб) и условных знаков взрывозащищенности;

герметичность и крепление импульсных линий и приборов;

надежность крепления кабелей и заземляющих болтовых соединений;

наличие механических повреждений приборов, изоляции соединительных линий и обрыва заземляющих проводов;

правильность показаний приборов по нулевому значению;

чистка карманов термометров и заливка их маслом;

герметичность взрывонепроницаемых оболочек и уплотнений вводных устройств и приборов. Не допускается эксплуатировать взрывозащищенные аппараты и приборы с ослабленными элементами уплотнений.

Кроме того, не реже одного раза в шесть месяцев, должна производиться проверка рабочих манометров контрольным манометром для определения погрешностей показаний в рабочей точке шкалы.

Внешний осмотр СКУР и КИП должен производиться ежедневно.

215. Неисправности, выявленные при внешнем осмотре СКУР и КИП  должны немедленно устраняться. При невозможности устранения дефектов, которые могут отразиться на правильности показаний КИП, и при просроченных сроках проверок, эксплуатация последних не допускатся.

216. При профилактических ремонтах КИП производятся:

смазка подвижных частей измерительных механизмов;

частичная или полная замена изношенных деталей и узлов;

замена фильтрующих элементов ( при наличии последних);

проверка целостности устройств, обеспечивающих взрывозащиту приборов;

проверка сопротивления изоляции электрических цепей приборов;

проверка соответствия номинальных значений предохранителей и сопротивления заземления;

проверка работы приборов и при необходимости их регулировка и т.д.

217. Профилактические ремонты СКУР и КИП должны проводиться по мере надобности, но не реже периодичности, указанной в инструкциях по эксплуатации заводов-изготовителей на соответствующие приборы и системы.

При этом выходные характеристики датчиков технологических параметров и измерительных преобразователей должны проверяться не реже одного раза в шесть месяцев, системы контроля загазованности помещений один раз в пять дней и переносные газоанализаторы не реже одного раза в месяц.

Проверка газоанализаторов эталонными газовыми смесями производится специально обученным для этих целей персоналом организации или силами специализированной организации.

Взамен снятого на проверку газоанализатора должен быть установлен газоанализатор, прошедший необходимую поверку.

Не допускается работа технологического оборудования во взрывоопасной зоне помещения без наличия в последнем необходимого количества проверенных  и   установленных газоанализаторов.

Вскрытие стационарных электроизмерительных приборов для осмотра или ремонта производится персоналом, допущенным к данному виду работ.

218. Капитальный ремонт СКУР должен производиться по мере необходимости, объем ремонта устанавливается по фактическому состоянию устройств на основании результатов технических обслуживаний и систематического контроля функционирования СКУР, а  также анализа отказов и неисправностей.

СКУР, вводимые в эксплуатацию после капитального ремонта, должны испытываться по методикам и программам организации, производившей ремонт.

219. Результаты осмотров КИП и СКУР должны фиксироваться в «Журнале сменного осмотра СКУР и КИП на АГНКС» согласно приложению 15. Результаты ремонта должны оформляться актами.

220. Средства измерений, установленные на  АГНКС, подлежат поверке (приложение 16).

221. Прочие средства измерения могут подвергаться калибровке в аккредитованных органах в соответствии с графиком калибровки.

222. На циферблате контрольно-измерительного прибора должна быть нанесена красная черта через деление шкалы, соответствующее допускаемому рабочему давлению, расходу, температуре и т.п.

Допускается взамен красной черты, наносимой на циферблат, укреплять пайкой снаружи КИП металлическую пластинку, окрашенную в красный цвет и плотно прилегающую к стеклу КИП.

223. Не допускается эксплуатация КИП при рабочих нагрузках, давлениях и температурах, превышающих допустимые нагрузки давления и температуры, регламентированные паспортами заводов-изготовителей на соответствующие приборы.

224. Продувка импульсных трубных проводок КИП, установленных на действующих трубопроводах или оборудовании, допускается с ведома начальника АГНКС с предварительным снятием давления, закрытием запорных устройств, при необходимости с установкой заглушки и т.п.

225. Не допускается ремонт КИП до отключения его от электрической сети.

226. Не допускается ремонт КИП, установленных на действующих трубопроводах и оборудовании.

227. Не допускается работа технологического оборудования и газопроводов АГНКС в случае выхода из строя КИП, обеспечивающих их безопасную эксплуатацию.

228. Сигнализаторы взрывоопасных концентраций должны быть  оттарированы, опломбированы и подлежат ежедневному осмотру с отметкой о результатах в соответствующих документах.

 

IX. Требования безопасности при эксплуатации электроустановок

 

229. Эксплуатация электроустановок на АГНКС производиться в соответствии с требованиями «Правил устройства электроустановок» (ПУЭ) (2007 год, г.Ташкент, инспекция «Узгосэнергонадзор») «Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей» (рег.№ 1383 от 9 июля 2004 года) и «Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей» (рег.№ 1400  от  20 августа 2004 года).

230. Средства защиты, используемые при эксплуатации электроустановок должны отвечать требованиям «Правил применения и испытания средств защиты, используемых в электроустановках», утвержденных приказом агентства «Узгосэнергонадзор» от 29 ноября 2001 года № 374.

 

X. Требования, предъявляемые к освещенности

 

231. Естественное и искусственное освещение производственных помещений должно соответствовать требованиям КМК 2.01.05-98 «Естественное и искусственное освещение».

232. Не допускается подсоединение других потребителей к сети аварийного освещения. Аварийное освещение должно проверяться не менее одного раза в квартал.

233. Осветительные средства должны быть в чистоте и исправном состоянии. Окна, на которые падает свет, должны чиститься не менее 2-х раз в год.

234. Не допускается загромождать различными предметами (оборудования, готовая продукция и пр.) окна и двери, на которые падает свет.

235. Искусственные освещения применяется при общей и объединенной системе (совместно с общим и местным освещением). Запрещается применять только местное освещение.

236. На участках и помещениях, имеющих вероятность концентрированного скопления взрывоопасных газов и пыли, система электроосвещения должна быть исполнена отдельно во взрывозащищенном варианте.

237. Для питания ручных светильников в помещениях с повышенной опасностью и особо опасных  должно применяться напряжение не выше 42 В. При наличии особо неблагоприятных условий, когда опасность поражения электрическим током усугубляется теснотой, неудобным положением работающего, соприкосновением с большими металлическими, хорошо заземленными поверхностями (бункеры, паровые камеры, котлы) для питания ручных светильников должно применяться напряжение не выше 12 В.

238. Для питания светильников местного стационарного освещения с лампами накаливания должны применяться напряжения:

в помещениях без повышенной опасности – не выше 220 В;

в помещениях с повышенной опасностью и оособо опасных не выше 42 В.

 

XI. Эксплуатация вспомогательного оборудования,

эксплуатация систем вентиляции  и отопления

 

239. На каждую вентиляционную установку АГНКС должен быть составлен паспорт (приложение 17), в котором указываются основные технические данные, характеризующие вентиляционную установку,  и ее техническое описание.

240. На АГНКС приказом по организации должно быть назначено лицо, ответственное за вентиляционные установки.

241. Системы отопления и вентиляции производственных зданий и помещений должны соответствовать требованиям главы КМК 2.04.05-97 «Отопление, вентиляция и кондиционирование».

242. Все металлические воздуховоды, трубопроводы, фильтры и другое оборудование вытяжных установок в производственных помещениях должны заземляться.

243. Вентиляторы для производственных помещений следует применять во взрывобезопасном исполнении в соответствии с требованиями ПУЭ.

244. Применение печного отопления для зданий, располагаемых на площадках АГНКС, не допускается.

245. На вентиляционные установки АГНКС должен быть составлен эксплуатационный формуляр, содержащий:

указания по ведению формуляра;

схему системы воздуховодов с указанием диаметров труб, расположением арматуры, компенсаторов, предохранительных, огнезадерживающих и дренажных устройств, обратных клапанов, контрольно-измерительных приборов, а также оборудования, входящего в установку;

акт приемки в эксплуатацию вентиляционной установки;

паспорт на оборудование, являющийся неотъемлемой частью вентиляционной установки;

учет времени работы установки;

учет неисправностей при эксплуатации установки;

учет технического обслуживания и ремонтов оборудования и элементов установки;

сведения о замене элементов установки.

246. Техническое обслуживание вентиляционных установок производится  производственным персоналом организации или АГНКС по графикам, утвержденным в установленном порядке.

247. При эксплуатации вентиляционных установок производятся  ежедневные осмотры, техническое обслуживание и ремонты (текущий, капитальный).

248. Техническое обслуживание вентиляционных установок должно производиться в сроки, предусмотренные паспортами заводов-изготовителей, но не реже одного раза в месяц, текущий ремонт – не реже одного раза в год, капитальный ремонт – не реже одного раза в пять лет.

249. Меры безопасности при ремонтах вентиляционных установок должны отвечать требованиям  Главы V, IX, X настоящих Правил.

250. При ежедневном осмотре вентиляционных установок производиться:

контроль за параметрами воздуха, нагнетаемого в помещение, проверка действия обратных клапанов, а также параметров теплоносителя калориферов;

проверка наличия и целостности заземления;

проверка крепления электродвигателей, воздухопроводов, трубопроводов теплоносителя и т.п.;

контроль за состоянием ограждений вращающихся частей;

проверка состояния коробок выводов электродвигателей.

251. При техническом обслуживании вентиляционных установок производятся:

визуальный контроль с целью выявления наличия механических повреждений и коррозии, герметичность воздухопроводов, вентиляционных камер и труб калориферов, нарушений целостности окраски, шума и вибрации;

проверка действия дроссель – клапанов, шиберов и жалюзийных решеток и правильности направления вращения рабочих колес центробежных вентиляторов и крыльчатки осевых вентиляторов (с проверкой действия вентиляционных установок);

проверка зазоров между роторами и кожухами у центробежных вентиляторов и между крыльчаткой и обечайкой у осевых вентиляторов;

определение загрязненности фильтров, пластин и секций у калориферов и проверка заполнения кассет фильтрующим материалом;

контроль за температурой подшипников электродвигателей и проверка наличия заземления последних;

контроль за параметрами воздуха, нагнетаемого в помещение;

проверка герметичности дверей вентиляционных камер и состояния тепловой изоляции камер.

252. При текущих ремонтах вентиляционных установок производятся следующие характерные работы:

устранение дефектов, выявленных при техническом обслуживании;

разборка и чистка электродвигателей;

проверка работы электродвигателей под нагрузкой и на холостом ходу;

проверка параметров взрывозащиты электродвигателей;

проверка сопротивления заземляющих устройств;

ремонт или замена токоведущих частей; ремонт магнитных пускателей и контакторов;

ремонт или замена подшипников вентиляторов и электродвигателей;

замена смазки в подшипниках;

ремонт отдельных лопаток рабочих колес центробежных вентиляторов и крыльчатки осевых вентиляторов;

крепление вентиляторов и электродвигателей;

чистка воздухопроводов, вентиляторов, вентиляционных камер, заборных и вытяжных шахт и т.д.;

ремонт вентиляционных камер, рукавов, кассет, шиберов и т.п.;

устранение неплотностей в трубах калориферов;

испытания и регулировка вентиляционных систем с определением аэродинамических характеристик.

253. Эксплуатация аппаратов воздушного охлаждения (АВО) должна производиться в соответствии с требованиями паспортов заводов-изготовителей и настоящей главы. Кроме того, дополнительно к требованиям, изложенным выше, необходимо при техническом обслуживании АВО производить: проверку величин вибрации и нагрузки электродвигателей и проверку угла установки лопаток (лопастей) вентилятора, а при текущем ремонте – замер сопротивления изоляции статора.

254. Не допускается работа технологического оборудования АГНКС при неисправных или неработающих вентиляционных установках и АВО.

XII. Эксплуатация системы сжатого воздуха (газа), необходимого для питания пневматических устройств систем автоматического регулирования и контроля

 

255. Настоящая глава распространяется на системы подготовки сжатого воздуха (газа), необходимого для питания пневматических устройств систем автоматического регулирования, контроля и защиты, если таковые имеются.

256. В качестве рабочего тела для питания пневматических устройств систем автоматического регулирования, контроля и защиты могут применяться сжатый воздух или сжатый природный газ, которые должны отвечать следующим требованиям:

температура точки росы – не менее минус 40 °С;

давление – не более 0,7 МРa (7 kgf/сm2);

содержание воды и масла в жидком состоянии не допускается;

содержание твердых примесей – не более 2  mq/m3 ;

размер единичной твердой частицы – не более 10 mkm.

257. На системы подачи сжатого воздуха (газа) должен быть составлен эксплуатационный формуляр.

258. При техническом обслуживании система подачи сжатого воздуха (газа) производится производственным персоналом организации (АГНКС) или силами специализированной организации по графикам  в утвержденном порядке.

259. При техническом обслуживании системы подачи сжатого воздуха (газа) производятся ежедневные осмотры и плановые ремонты.

260. Техническое обслуживание дутьевых средств, установки осушки  воздуха (газа), регуляторов давления воздуха (газа), КИП и автоматики, электрооборудования, сосудов, работающих под давлением, трубопроводов и арматуры, входящих в состав системы подачи сжатого воздуха (газа), необходимого для питания пневматических устройств системы автоматического регулирования, контроля и защиты должно производиться в соответствии с требованиями паспортов заводов-изготовителей соответствующего оборудования и Глав III, IV, V, VIII, IX настоящих Правил.

 

XIII. Эксплуатация молниезащиты и заземлений

 

261. Молниезащита на АГНКС должна отвечать требованиям «Указаний по проектированию и устройству молниезащиты зданий и сооружений».

262. Заземление электроустановок АГНКС должно соответствовать требованиям действующих ПУЭ.

263. На каждое находящееся в эксплуатации на АГНКС заземляющее устройство должен быть составлен паспорт, содержащий схему заземления, основные технические  данные, данные о результатах проверки заземляющего устройства, о характере ремонтов и изменениях, внесенных в данное устройство.

264. В процессе эксплуатации каждое заземляющее устройство  на АГНКС должно подвергаться техническому обслуживанию и ремонту. Объемы работ и сроки технического обслуживания и ремонтов их должны соответствовать объемам и срокам, указанным в ПТЭ.

265. Результаты технического обслуживания заземляющих устройств, а  также обнаруженные неисправности и принятые меры по их устранению должны фиксироваться в журнале осмотра заземляющих устройств или оперативном журнале.

266. Не допускается эксплуатация электроустановок величины, сопротивления заземляющих устройств которых больше допустимых величин, указанных в ПУЭ.

267. Сроки проведения технического обслуживания и ремонтов заземляющих устройств необходимо приурочивать к срокам периодического обслуживания и ремонтов технологического оборудования. Работы по техническому обслуживанию и ремонтам заземляющих устройств должны производиться по графикам, утвержденным в установленном порядке.

268. Меры безопасности при эксплуатации молниезащиты и систем заземления должны отвечать требованиям ПТБ и Глав III  и X настоящих Правил.

269. Системы заземления и молниезащиты должны быть приняты в эксплуатацию до начала пусконаладочных испытаний технологического оборудования АГНКС.

 

XIV. Требования безопасности при эксплуатации

противопожарного оборудования

 

270. АГНКС должны быть обеспечены противопожарным оборудованием и первичными средствами пожаротушения. Кроме того, каждая АГНКС должна быть оснащена следующими средствами пожаротушения:

в районе площадки для заправки автомобилей: пожарный щит, укомплектованный в соответствии с «Нормами положенности первичных средств пожаротушения в газовой промышленности», порошковые огнетушители ОП-503 – 2 шт.;

в компрессорном отделении – порошковые огнетушители ОП-103 – 2 шт.;

в операторной – углекислотный огнетушитель  ОУ-2 – 1 шт.; порошковый огнетушитель  ОП-103 – 1 шт.;

в электрощитовой- порошковые огнетушители  ОП-103 – 2 шт.;

в щитовой КИП - углекислотный огнетушитель  ОУ-2 – 2 шт.

Огнетушители должны размещаться не выше 1,5 m от уровня пола до нижнего торца огнетушителя и на расстоянии не менее 1,2 m от края открывающейся двери. Огнетушители, предназначенные для помещений, характеризующихся затруднениями с манипуляцией огнетушителями при тушении (плотное расположение оборудования, стесненность пространства и т.п.), должны располагаться снаружи помещения в непосредственной близости от его входной двери. Огнетушитель следует устанавливать так, чтобы была видна инструктивная надпись на его корпусе.

Войлок (кошму) рекомендуется хранить в металлических футлярах с крышками, периодически (один раз в год) просушивать и очищать от пыли.

Ящики для песка должны вмещать 0,5 m3 песка, иметь плотно закрывающиеся крышки Песок перед засыпкой в ящик необходимо просушить и просеять для предупреждения его комкования.

271. На установках автоматического пожаротушения должно проводиться техническое обслуживание и планово-предупредительные ремонты в сроки, определяемые технической документацией на них.

272. Использование противопожарного оборудования не по назначению не допускается.

273. Исправность противопожарного оборудования следует определять наружным осмотром. Оборудование должно быть чистым, без трещин, надломов, погнутостей, рабочие части лопат, багров и т.п.

274. Пожарные стволы необходимо проверять один раз в месяц. При этом следует осмотреть опрыски стволов (не должно быть вмятин и забоин), соединительные головки, проверять наличие и состояние прокладок и прочность плечевого ремня, очистить стволы от пыли и грязи, а также смазать резьбовые соединения, краны и т.п.

275. Соединительная арматура пожарных рукавов должна проверяться не реже одного раза в месяц.

276. Пожарные рукава должны быть испытаны один раз в год. Объем испытаний определяется требованиями инструкции по эксплуатации и ремонту пожарных рукавов.

277. Углекислотные и порошковые огнетушители должны подвергаться наружному осмотру ежедневно. Углекислотные огнетушители один раз в три месяца должны взвешиваться для определения наличия необходимого количества углекислоты. При уменьшении веса углекислоты более чем на 10 % огнетушители подлежат замене на новые.

Порошковые огнетушители (ОП-10, ОП-50) должны перезаряжаться не реже одного раза в год. В случае падения давления в корпусе огнетушителя необходима закачка в него сжатого воздуха до давления, указанного в паспорте завода-изготовителя.

278. Не реже одного раза в пять лет огнетушители и баллоны системы автоматического пожаротушения должны подвергаться техническому освидетельствованию.

279. Результаты осмотров и проверок противопожарного оборудования и первичных средств пожаротушения должны фиксироваться в специальном журнале.

280. Ответственность за сохранность противопожарного оборудования, первичных средств пожаротушения и за исправность автоматической системы пожаротушения должна быть возложена на начальника АГНКС.

 

XV. Эксплуатация изолирующих средств индивидуальной защиты

органов дыхания, шланговых противогазов,

спасательных поясов, веревок, лестниц и защитных диэлектрических средств

 

281. При выполнении газоопасных работ на АГНКС используются шланговые противогазы или изолирующие средства индивидуальной защиты органов  дыхания.

282. Резерв шланговых противогазов на АГНКС должен составлять 10 % (но не менее одного) от  количества людей, пользующихся ими.

283. Перед работой в шланговом противогазе необходимо проверить исправность маски и шланга противогаза. Последний считается годным, если при зажиме рукой шланга дышать в противогазе невозможно.

Маска противогаза должна плотно прилегать к лицу, не вызывая болевых ощущений.

284. Шланг противогаза должен быть длиной не менее 8 m и не более 15 m.

285. Во время работы в шланговом противогазе необходимо следить, чтобы свободный конец шланга находился в зоне чистого воздуха, а сам шланг не прогибался, не скручивался и не был зажат какими-либо предметами. Конец шланга должен быть закреплен для предупреждения возможного перемещения.

286. К работе в изолирующих средствах индивидуальной защиты органов дыхания могут быть допущены лица, прошедшие специальный инструктаж по правилам пользования подобным противогазом.

287. Продолжительность работы в шланговом противогазе без перерыва не должна  быть более 30 минут.

288. Противогазы на АГНКС должны храниться в специальных шкафах. При хранении изолирующих средств индивидуальной защиты органов дыхания последние должны быть в вертикальном положении, а вентили баллонов должны быть закрыты.

Не допускается смазка изолирующих средств индивидуальной защиты органов дыхания каким-либо маслом.

289. Ответственность за состояние и содержание шланговых противогазов и изолирующих средств индивидуальной защиты органов дыхания возлагается приказом по  организации на начальника АГНКС или на специалиста, специально выделенного для этих целей.

290. Степень пригодности спасательных поясов, карабинов и веревок следует определять наружными осмотрами и испытаниями.

291. Наружный осмотр спасательных поясов, карабинов и  веревок должен производиться каждый раз перед их применением и по окончании работы ответственным лицом за производство газоопасной работы. Кроме того, наружный осмотр должен производиться один раз в 10 дней лицом, ответственным за состояние и содержание спасательных поясов и веревок на АГНКС.

292. Не допускается применение спасательных поясов при повреждениях поясной ленты, плечевых лямок и ремней для застегивания (надрыв, порез и т.п. Независимо от  их величины).

293. Не допускается применение карабинов при :

деформации затворов (не открывается и не закрывается);

наличии выступов и неровностей в месте входа крепления в замок;

наличии неплотностей и выступов в месте шарнирного крепления затвора;

ослаблении натяга пружины затвора;

наличии на поверхности карабина шероховатостей и острых выступов.

294. Не допускается использовать веревки при наличии обрыва нитей или следов гнилости.

295. Спасательные пояса с кольцами для карабинов должны подвергаться один раз в шесть месяцев испытанию на прочность статической нагрузкой в 200 kg, для чего к кольцу пояса, застегнутого на обе пряжки, прикрепляют груз массой 200 kg , который остается в подвешенном состоянии в течение 5 минут, после снятия груза на поясе не должно быть никаких следов повреждений.

296. Поясные карабины подвергаются испытанию на прочность один раз в шесть месяцев статической нагрузок в 200 kg . Для этого к карабину прикрепляют груз массой в 200 kg   и карабин с открытым затвором остается под нагрузкой в течение 5 минут.

После снятия груза карабин не должен иметь измененной формы. Освобожденный затвор карабина должен правильно и свободно стать на своё  место.

297. Спасательные веревки подвергаются испытанию на прочность один раз в шесть месяцев статической нагрузкой в 200 kg  в течение 15 минут. После снятия нагрузки на веревке не должно быть никаких следов повреждений. Удлинение веревки от приложенной нагрузки не должно превышать 5 % ее первоначальной длины.

298. Все испытания спасательных поясов, карабинов и веревок должны производиться комиссией, назначенной приказом по организации, с оформлением соответствующего акта.

Все средства индивидуальной защиты, не выдержавшие испытания, должны уничтожаться. Каждому поясу и веревке, выдержавшим испытание, должны присваиваться инвентарные номера.

299. На всех переносных лестницах и стремянках, находящихся в эксплуатации, должны быть указаны: инвентарный номер, дата следующего испытания, принадлежность к АГНКС. Окрашивать деревянные лестницы красками не допускается.

300. Контроль за состоянием лестниц и стремянок осуществляет лицо из числа инженерно-технических работников, которое назначается распоряжением по предприятию. Это лицо периодически проводит их осмотр с записью в журнале.

301. Перед каждым применением переносной лестницы или стремянки персонал должен проверить внешним осмотром их исправность, и не истек ли срок очередного испытания.

302. Все переносные лестницы и стремянки должны испытываться статической нагрузкой в 200 kg после изготовления и капитального ремонта, а также периодически в процессе эксплуатации:

лестницы и стремянки металлические -1 раз в 12 месяцев;

лестницы и стремянки деревянные  -1 раз в 6 месяцев;

лестницы веревочные подвесные -1 раз в 6 месяцев.

303. Испытания переносных лестниц и стремянок проводится комиссией, назначенной приказом по организации, с оформлением соответствующего акта. Лестница или стремянка, не выдержавшая испытания, должна браковаться.

304. При выполнении работ, связанных с опасностью поражения электрическим током, должны применяться диэлектрические защитные средства.

К диэлектрическим защитным средствам относятся: диэлектрические перчатки, диэлектрические калоши, резиновые коврики.

305. Ответственность за наличие, пригодность, правильное хранение и использование защитных средств несет должностное лицо, назначенное приказом по организации. Осмотры и измерения изоляции проводятся лицом, имеющим группу по электробезопасности не ниже III. При обнаружении непригодных защитных средств обслуживающий персонал должен немедленно изъять их, поставить в известность руководителя и сделать запись в журнале учета и содержания защитных средств.

306. Защитные средства, находящиеся в эксплуатации должны храниться на специальных стеллажах, в условиях, обеспечивающих их исправность и пригодность к употреблению без предварительного восстановительного ремонта, поэтому они должны быть защищены от  увлажнения, загрязнения и механических повреждений.

307. Все защитные средства  должны быть зарегистрированы в книге учета, в которой указывается местонахождение и срок испытания.

308. Перед каждым применением защитного средства персонал должен:

проверить его исправность и отсутствие внешних повреждений, очистить и обтереть от пыли;

резиновые перчатки проверит на отсутствие проколов;

проверить по штампу, для какого напряжения допустимо применение данного средства и не истек ли срок периодического испытания.

309. Не допускается пользоваться защитными средствами, срок испытания которых истек.

310. Периодические испытания защитных средств и инструмента с изолирующими рукоятками проводятся в сроки:

указатели напряжения                                             1 раз в год;

инструмент с изолирующими рукоятками            1 раз в год;

перчатки резиновые, диэлектрические                  1 раз в 6 месяцев;

калоши резиновые, диэлектрические                     1 раз в год;

коврики резиновые, диэлектрические                    раз в 2 года.

 

XVI. Электрохимическая защита от коррозии

металлических подземных коммуникаций сооружений АГНКС

 

311. Защита от коррозии подземных коммуникаций и сооружений АГНКС (при их наличии) осуществляется  с помощью установок электрохимической (катодной) защиты.

312. Устройство и техническая эксплуатация установок катодной защиты должны отвечать требованиям «Правил устройства электроустановок», «Правил технической эксплуатации электроустановок  потребителей» (рег.№ 1383 от 9 июля 2004 года), «Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок» (рег. № 1614 от 18 августа 2006года) и настоящих Правил.

313. На входном газопроводе АГНКС необходимо устанавливать изолирующий фланец для электрического разделения подводящего газопровода и подземных металлических сооружений.

314. Эксплуатация установок катодной защиты и поддержание защитного потенциала осуществляется в соответствии с ГОСТ 25812-83 «Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии»

315. Измерения  защитных потенциалов подземных сооружение следует проводить не реже 2 раз в год.

316. Состояние изолирующей вставки (фланца) проверяется 1 раз в год. Состояние изолирующего фланца определяется путём одновременного измерения защитного потенциала трубопроводов до и  после изолирующего фланца. Исправное состояние изолирующего фланца считают при отсутствии влияния установок катодной защиты АГНКС на величину защитного потенциала подводящего трубопровода.

317. Техническое обслуживание установок катодной защиты включает в себя следующие мероприятия:

осмотр и запись в журнале показаний измерительных приборов - амперметра и вольтметра с периодичностью 1 раз в неделю;

ревизия и текущий ремонт установки с периодичностью 1 раз в год.

все работы выполняются в соответствии с инструкцией завода-изготовителя. Допустимый перерыв в работе установки катодной защиты – не более 80 часов в год.

318. При проведении ремонтных работ на технологическом оборудовании необходимо выполнять меры по исключению возникновения искры за счет работы установок электрохимической (катодной) защиты.

 

 

Заключительные положения

Настоящие  Правила согласованы с Министерством труда и социальной защиты населения Республики Узбекистан, Министерством  внутренних  дел Республики Узбекистан, Государственным комитетом Республики Узбекистан по архитектуре           и строительству, Советом Федерации профсоюзов Узбекистана,                                       Национальной холдинговой компанией «Узбекнефтегаз»,  Узбекской государственной инспекцией по контролю за использованием нефтепродуктов и газа  при Кабинете Министров Республики Узбекистан,  Акционерной компанией «Узтрансгаз»                             и  Узбекским агентством по стандартизации, метрологии и сертификации.

 

Министр труда

и социальной защиты

населения                                                                                               Хаитов А.А.

«___»____________20__ года                                                                  

 

Министр внутренних дел                                                                    Матлюбов Б.А.

 «___»____________20__ года                                                                   

 

Председатель Государственного

Комитета по архитектуре

и строительству                                                                                     Ходжаев Б.А.

 «____»____________20__года                                                                                                                    

Председатель Совета Федерации

Профсоюзов Узбекистана                                                                          Нарбаева  Т.К.                                                                                                                 

«___»____________ 20__года                                                              

 

Председатель НКХ «Узбекнефтгаз»                                                      Файзуллаев Ш.Н.

«___»____________ 20__года                                                              

Начальник

«Уздавнефтгазинспекция»                                                                   Махмудов Ш.Н. 

 «___»____________20__ года                                                               

 

Генеральный директор

АК  «Узтрансгаз»                                                                                    Жураев Т.Т.

 «___»____________20__ года                                                                   

 

Генеральный директор

Агентства «Узстандарт»                                                                        Абдувалиев А.А.

«____»____________20___года                                                               

Заключительные положения

 

 

Настоящие «Правила технической эксплуатации автомобильных компрессорных станций (АГНКС)»  согласованы с  инспекцией    «Узгосэнергонадзор».

 

 

Начальник  инспекции

«Узгосэнергонадзор»                                                              Ниматуллаев  А.Д.

 «___»____________20__ года                                                                  

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Приложение 1

к Правилам

технической эксплуатации

автомобильных

газонаполнительных

компрессорных  станций

(Рекомендованное)

 

 

ПРИМЕРНЫЙ ПЕРЕЧЕНЬ

нормативно-технической документации,

которыми  рекомендуется использовать

при эксплуатации АГНКС

 

пп

Документ

1

ГОСТ 12.4.002-74

ССБТ. Средства индивидуальной защиты рук от вибрации. Общие технические требования

2

ГОСТ 12.4.010-75

ССБТ. Средства индивидуальной защиты. Рукавицы специальные

3

ГОСТ 12.1.007-76

ССБТ. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности

4

ГОСТ 12.1.010-76

ССБТ. Взрывоопасность. Общие требования

5

ГОСТ 12.4.026-76

ССБТ. Цвета сигнальные и знаки безопасности

6

ГОСТ 17.2.3.02-78

ССБТ. Охрана природы. Атмосфера. Правила установления допустимых выбросов вредных веществ промышленными предприятиями

7

ГОСТ 12.1.019-79

ССБТ. Электробезопасность. Общие требования

8

ГОСТ 12.1.030-81

ССБТ. Электробезопасность. Защитное заземление. Зануление

9

ГОСТ 12.1.0

03-83

ССБТ. Шум. Общие требования безопасности

10

ГОСТ 25812-83

Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии

11

ГОСТ 12.4.089-86

ССБТ. Строительство. Пояса предохранительные. Общие технические условия

12

ГОСТ 12.0.004-90

ССБТ. Организация обучения безопасности труда. Общие положения

13

ГОСТ 12.1.004-91

ССБТ. Пожарная безопасность. Общие требования

 

ГОСТ 27577-2000

Газ природный топливный компримированный для двигателей внутреннего сгорания

14

ШНК 3.01.04-04

 

Приёмка в эксплуатацию законченных строительством объектов. Основные положения

15

КМК 3.01.02-2000   

Техника безопасности в строительстве

16

КМК 2.04.08-96

Газоснабжение. Нормы проектирования (2007г.)

17

КМК 3.05.02-96

Газоснабжение. Организация, производство и приёмка работ.

18

ШНК 2.09.20-08

Автозаправочные станции

 

 

 

19

О’zdst 35.67:2011 (правила ЕЭК ООН № 67)

Единообразные предписания, касающиеся:

1. Официального утверждения спецоборудования механических транспортных средств, двигатели которых работают на сжиженном нефтяном газе.

2. Официального утверждения транспортного средства, оснащенного спецоборудованием для использования сжиженного нефтяного газа в качестве топлива, в отношении установки такого оборудования.

20

О’zdst 35.110:2011  (правила ЕЭК ООН № 110) 

Единообразные предписания, касающиеся  официального утверждения:

1. Элементов специального оборудования механических транспортных средств, двигатели которых работают на сжатом природном газе (СПГ).

2. Транспортных средств в отношении установки элементов специального оборудования официально утвержденного типа для использования в их двигателях СПГ.

21

Технико-эксплуатационная документация (ТЭД) по применению моноблочных систем типа «FAS».

22

Правила безопасности в газовом хозяйстве

23

Правила аттестации сварщиков

24

Правила устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов

25

Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением

26

Правила устройства и безопасной эксплуатации компрессорных установок с поршневыми компрессорами, работающими  на взрывоопасных и вредных газах

27

Правила устройства и безопасной эксплуатации стационарных компрессорных установок, воздуховодов и газопроводов

28

Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов

29

Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей

30

Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей

31

Инструкция по составлению планов ликвидации аварий

32

Положение о расследовании и учету несчастных случаев на производстве

33

Правила техники  безопасности при эксплуатации электроустановок

34

Типовая инструкция по организации безопасного  проведения газоопасных работ

35

Правила устройства электроустановок (ПУЭ)

36

Типовое положение об организации работ по охране труда

37

Типовое положение об организации обучения и проверки знаний по охране труда

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Приложение 2

к Правилам

технической эксплуатации

автомобильных

газонаполнительных

компрессорных  станций

Рекомендованное

 

Техническая документация, используемая при эксплуатации АГНКС

 

№ пп

Наименование документации

Срок действия

Примечание

1

Проектная документация АГНКС

Постоянно

 

2

Технико-эксплуатационная документация на технологическую систему АГНКС

Постоянно

 

3

Акт приемочной комиссии по приемке АГНКС в эксплуатацию

Постоянно

 

4

Генеральный план АГНКС

Постоянно

 

5

Паспорт здания АГНКС

Постоянно

 

Перечни, инструкции, положения

1

Перечень газоопасных работ на АГНКС

3 года

 

2

Перечень огневых работ на АГНКС

3 года

 

3

Перечень средств пожаротушения на АГНКС

3 года

 

4

Перечень инструкций по профессиям и видам работ

3 года

 

5

Перечень инструкций по эксплуатации оборудования АГНКС

3 года

 

6

Перечень СИЗ

3 года

 

7

Должностные инструкции

3 года

 

8

Инструкции по эксплуатации оборудования АГНКС

3 года

 

9

Инструкции по профессиям и видам работ

3 года

 

10

Инструкция о мерах противопожарной безопасности, согласно требованиям ППБ 01-93 согласованная с государственной противопожарной службой

3 года

 

 

Паспорта, формуляры

 

 

1

Паспорта на оборудование АГНКС, приборы, заводские инструкции

Постоянно

 

2

Паспорта, сертификаты на применяемые масла, антифризы и результаты их лабораторного анализа

Постоянно

 

3

Паспорта на сосуды, работающие под давлением

Постоянно

 

4

Паспорта на грузоподъемные механизмы

Постоянно

 

5

Паспорта на газопроводы

Постоянно

 

6

Формуляры на оборудование АГНКС

Постоянно

 

 

Схемы

 

 

1

Принципиальная технологическая схема АГНКС

3 года

 

2

Схема отопления АГНКС

3 года

 

3

Схема вентиляции АГНКС и пожарного оборудования

3 года

 

4

Принципиальная технологическая схема АГНКС

3 года

 

5

Схема молниезащиты и заземления

3 года

 

6

Схема обвязки СКУ

3 года

 

7

Схема системы охлаждения КУ

3 года

 

8

Схема  системы сжатого воздуха питания кипиа

3 года

 

9

Схема строповки грузов

Постоянно

 

10

Схема эвакуации людей и автотранспорта при пожаре

3 года

 

11

Маршрутная карта машинистов КУ АГНКС при приемке смены

3 года

 

 

Планы, программы

 

 

1

План ликвидации возможных аварий на АГНКС

1 год

 

2

График проведения противоаварийных тренировок на АНГКС

1 год

 

3

Программы инструктажа на рабочем месте и проверке знаний работников АГНКС

1 год

 

4

Программы целевого обучения профессиям рабочих АГНКС

3 года

 

5

График проверки знаний работников АГНКС

1 год

 

6

Карточки регистрации инструктажа на рабочем месте

Постоянно

 

7

График ППР технологического оборудования

1 год

 

8

График ППР кипиа АГНКС

1 год

 

 

Акты, протоколы

 

 

1

Документация по генеральной ревизии

Постоянно

 

2

Протоколы результатов толщинометрии газопроводов, сосудов, аппаратов

Постоянно

 

3

Протоколы результатов виброобследования СКУ, аппаратов, газопроводов

Постоянно

 

4

Протоколы замеров сопротивления изоляции электрооборудования

Постоянно

 

5

Протоколы проверки сопротивления контуров заземления

Постоянно

 

6

Протоколы проверки знаний работников АГНКС

Постоянно

 

7

Акты отказов и вывода из ремонта оборудования АГНКС

Постоянно

 

8

Акты ревизии оборудования АГНКС

Постоянно

 

9

Акты проверок аварийного отключения АГНКС

Постоянно

 

10

Акты настройки и ревизии предохранительных клапанов

Постоянно

 

11

Акты гидравлических испытаний заправочных шлангов АГНКС и колонок

 

Постоянно

 

12

Акт обследования АГНКС по третьему уровню административно-производственного контроля за состоянием охраны труда и промышленной безопасности

Постоянно

 

 

Журналы

 

 

1

Журнал учета выполнения ППР технологического оборудования

Постоянно

 

2

Журнал учета выполнения ППР кипиа АГНКС

Постоянно

 

3

Журнал приема-сдачи смены АГНКС

Постоянно

 

4

Сменный журнал работы основного и вспомогательного оборудования

Постоянно

 

5

Эксплуатационный журнал СКУ

Постоянно

 

6

Сменный журнал учета заправки газом автотранспорта

Постоянно

 

7

Журнал проверки исправностей система аварийной вентиляции

Постоянно

 

8

Журнал ежесменного осмотра сосудов, работающих под давлением

Постоянно

 

9

Журнал осмотра и проверок противопожарного оборудования

Постоянно

 

10

Журнал регистрации осмотров состояния зданий и сооружений

Постоянно

 

11

Журнал  ежесменного осмотра технического обслуживания газопроводов и технологического оборудования

Постоянно

 

12

Журнал проверки технического состояния ГЗК и заправочных шлангов

Постоянно

 

13

Журнал профилактических осмотров и ремонтов оборудования

Постоянно

 

14

Журнал проверки помещений на загазованность

Постоянно

 

15

Журнал учета проверок СИЗ

Постоянно

 

16

Журнал регистрации выдачи нарядов-допусков на проведение газоопасных, огневых работ

Постоянно

 

17

Наряды-допуски на огневые, газоопасные работы.

3 месяца

 

18

Журнал учета газоопасных работ, проводимых без наряда-допуска

Постоянно

 

19

Журнал установки и снятия заглушек

Постоянно

 

20

Журнал проверки КИП

Постоянно

 

21

Журнал осмотра и проверки грузозахватных приспособлений

Постоянно

 

22

Журнал распоряжений

Постоянно

 

23

Журнал регистрации мероприятий, проводимых по охране труда (ОТ)

Постоянно

 

24

Журнал по охране труда на АГНКС

Постоянно

 

25

Журнал регистрации инструктажа на рабочем месте

Постоянно

 

26

Журнал учета противоаварийных тренировок

Постоянно

 

Приложение 3

к Правилам                                                                                                        

                                                                                                     технической эксплуатации

                                                                  автомобильных

                                                                                           газонаполнительных 

                                                                                                            компрессорных  станций

 

Размеры знаков безопасности и дополнительных табличек в зависимости от расстояния до наблюдателя, а также область применения знаков

 

Номера размеров знаков

Расстояние от знака до наблюдателя, (m)

Размеры знаков, (mm)

Размеры

дополни

тельных

табличек,

(mm)

Область

приме-нения

знаков

запреща-ющих

(внешний диаметр), предписы-вающих

(сторона квадрата)

предупреж-дающих

(сторона треуголь-ника)

указате-льных

(стороны

прямо-

уголь-ника)

1

2

3

4

5

6

7

1

До 20

280

360

280х360

280х85

280х110

360х120

360х140

на дверях

поме-

щений

2

Св. 20 до 40

360

450

360х450

360х120

360х140

450х140

450х180

в малых и средних поме-

щениях

3

Св.40 до 50

560

710

560х710

560х170

560х220

710х210

710х280

в боль-ших  помеще- ниях

и вне поме-щений

4

Св. 50 до 70

710

900

710х900

710х210

710х280

900х260

900х360

то же

5

Св. 70 до 100

900

1120

900х1120

900х260

900х360

1120х340

1120х450

то же

 

 

 

Примечания:

1. Для предупреждающих знаков задают сторону теоретического треугольника (без учета округления углов).

2. Допускается увеличивать высоту дополнительных табличек с поясняющей надписью в зависимости от числа строй надписи.

3. Радиусы округления углов должны быть:

На значках треугольной формы -0,05 стороны;

На знаках квадратной формы -0,04 стороны;

На знаках прямоугольной формы и табличках -0,02 меньшей стороны.

4. Допускается применять знаки более крупных размеров. Соотношение  между размерами должно соответствовать указанными в таблице.

 

Размеры запрещающих и предупреждающих знаков безопасности для производственного оборудования

 

Размеры знаков для оборудования

 

Номера размеров знаков для оборудования

1

2

3

4

5

6

Внешний диаметр,

(mm)

 

20

30

40

60

80

120

Сторона треугольника,  (mm)

25

40

50

80

100

160

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Приложение 4

к Правилам

технической эксплуатации

автомобильных газонаполнительных

компрессорных станций

 

 «Утверждаю»

 Начальник АГНКС

____________________

«___»__________20___г.

 

 

График

сроков проведения работ технического обслуживания

 газопроводов по АГНКС____________________

 

пп

участка

Дата ввода в эксплуа-тацию АГНКС

Дата послед-него прове-дения

ТО

Дата прове-дения

ТО

Ответст-венный за выпол-нение ТО,

долж-ность,

Ф.И.О.

Перечень

работ

Отметка

о выпол-

нении

работ,

долж-

ность,

роспись,

Ф.И.О.

Приме-чание

1

2

3

4

5

6

7

8

9

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Составили:                                         Подпись

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Приложение 5

к Правилам

технической эксплуатации

автомобильных  газонаполнительных

компрессорных станций

 

 

 

Эксплуатационный журнал

газопроводов и их деталей

 

пп

Дата

участок или

№ по схеме

Выявленные

замечания и недостатки

Ответст-венный за выпол-нение

работ, должность, Ф.И.О.

 

Дата устранения замечаний и недос-

таток

Подпись ответст-венного лица

о выпол-нении

замечаний

и недос-татков

Приме-чание

1

2

3

4

5

6

7

9

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Примечание: Журнал должен быть пронумерован, прошнурован и скреплен печатью

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Приложение 6

к Правилам

технической эксплуатации

автомобильных  газонаполнительных

компрессорных станций

 

 «Утверждаю»

 Начальник АГНКС

____________________

«___»__________20___г.

 

 

 

Акт

ревизии газопровода и устройств АГНКС № _____

 

 

Комиссия в составе: (список членов комиссии не менее 3-х человек) на основании приказа №____ от «___»________ 20___г. провела ревизию газопровода и устройств на соответствие работоспособности и исправности, согласно таблице №1.

 

 Таблица 1

пп

№ участка

Наименование

составных частей

Обнаружено дефек-тов

Заключе-ние комиссии

 

Срок устране-ния дефекта

Долж-ность,

Ф.И.О

ответ-ствен-ного за устра-нение дефекта

Приме-чание

1

2

3

4

5

6

7

8

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Подписи членов комиссии:

1.

2.

3.

 

 

 

 

 

 

                                  Приложение 7                                                                                                к Правилам                                                                                                        

                                                                                                      технической эксплуатации

                                                                                  автомобильных  газонаполнительных 

                                                                                                           компрессорных  станций

                                                                                                                        Рекомендованное

 

«Утверждаю»

 Начальник АГНКС

____________________

«___»__________20___г.

 

 

 

АКТ

ревизии и отбраковки арматуры

по установке №______ в  период «___»__________20___г.

по «____»______________20_____г.  произведена ревизия газопроводов и арматуры

 

Результаты ревизии приведены ниже:

 

пп

Назначение газопровода. подробное описание характера дефектов и место их расположения

Среда

Параметры работы газопровода

Испол-нитель

Примечание

рабочее давление

температура

1

2

3

4

5

6

7

 

На остальных арматурах дефектов, подлежащих ремонту, не обнаружено.

 

Инженер АГКНС_________________

 

Слесарь АГНКС_____________________

 

Оператор АГНКС____________

 

 

 

 

Приложение 8

к Правилам

 технической эксплуатации

автомобильных газонаполнительных

компрессорных станций

Рекомендованное

АКТ

на ремонт и испытание арматуры

в период с «___»__________20___г. по «____»______________20_____г.

 произведены ремонт и испытание нижеперечисленной арматуры

 

пп

Наименование

арматуры,

№ технической установки

Отметка о ремонте, связанном со сваркой

Сведения о замене деталей и их мате-риал

Арматура испытана

Приме-чание

 

ее шифр и номер

Ф.И.О. сварщика и его удосто-верение

сведения о сварочных материалах (марка и № сертификата) и качество сварки

сведения

о термо-

обработке

на прочность давлением

Р,

 MРa (kgf/cm2)

на герме-тичность

давлением

 Р,

 MРa (kgf/cm2) 

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Заключение: Ремонт и испытание арматуры произведены в соответствии с требованиями настоящих Правил. Арматура испытание выдержала и может быть допущена к дальнейшей эксплуатации в соответствии с паспортными данными

 

Начальник АГНКС _______________

Ответственный исполнитель______________

Лицо, принявшее арматуру из ремонта______________

 

Приложение 9

к Правилам

технической эксплуатации

 автомобильных газонаполнительных

компрессорных станций

Эксплуатационный журнал

учета работы  компрессора _________________________________________________

                                                     (марка)                            (заводской номер)

на _____________________________________АГНКС № _________________

                                                                           (наименование)

 

пп

Давление

газа (воздуха)

по ступеням,

MРa (kgf/cm2)

Температура газа (воздуха)

по ступеням, °С

Температура охлаждающей

жидкости, °С

Масло

I

II

III

IV

I

II

III

IV

поступаюўей на охлаждение

I

II

III

концового

давление

 MРa (kgf/cm2)

температура,  °С

расход в смену

на  входе

на выходе

на  входе

на выходе

на  входе

на выходе

на входе

на выходе

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Показание приборов

Время отработанное

компрессором, час

В какое время

проведена

продувка

масловлагоот-

делителя

воздухосборников

и пр., час

В какое время

проведена

проверка

предохранительных

клапанов и

манометров,

дата, число

Замечание

неисправности

компрессорной

установки и их

устранение

Машинист

технологических

компрессоров

Примечание

расходомера (счетчика) газа (воздуха)

вольтметра

амперметры

сепаратора

ротора

за смену

с начала эксплуатации

фамилия

подпись

22

23

24

25

26

27

28

29

30

31

32

33

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Приложение 10

к Правилам

 технической эксплуатации

автомобильных  газонаполнительных 

компрессорных станций

 

 «Утверждаю»

 Начальник АГНКС

____________________

«___»__________20___г.

 

 

Дефектный акт № ____

(ведомость)

осмотра компрессорной установки

Инв.№________

 

                            от «__»____________20__г.

 

Комиссия в составе: (не менее 3-х человек) на основании приказа №____ от «___»______ 20___г. Провела осмотр компрессорной установки инв.№____.

В результате осмотра компрессорной установки инв.№___ установила следующие дефекты оборудования:

1.

2.

3.

4.

 

При вскрытии оборудования обнаружены следующие дефекты:

1.

2.

3.

 

 

Подписи членов комиссии

1.

2.

3.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Приложение 11

к Правилам

 технической эксплуатации

автомобильных  газонаполнительных

 компрессорных станций

 

 

«Утверждаю»

 Начальник АГНКС

____________________

«___»__________20___г.

 

 

График

работы персонала согласно дефектному акту № ___

от «__»__________20__г.

 

пп

Установленные дефекты оборудования

Ответствен

ный по устранению дефектов,

должность, Ф.И.О.

Срок устранения

(день, неделя, час и т.д.)

Отметка о выполнении

Подпись ответст-венного лица

Приме-чание

1

2

3

4

5

6

7

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Составил:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Приложение 12

к Правилам

 технической эксплуатации

 автомобильных  газонаполнительных

 компрессорных станций

 

 

 «Утверждаю»

 Начальник АГНКС

____________________

«___»__________20___г.

 

 

 

Акт

аварийной остановки компрессора

 Инв № _____

 

 от «___»______20___г.

 

 

Комиссия в составе: (список членов комиссии не менее 3-х человек) на основании приказа (распоряжения)  №____ от «___»________ 20___г. Составила акт аварийной остановки компрессора инв.№____.

Комиссия выявила следующие неисправности (дефекты) работы компрессорной установки:

1.

2.

3.

4.

 

Заключение комиссии:

Комиссия считает, что компрессор подлежит ремонту.

 

 

Подписи членов комиссии

1.

2.

3.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Приложение 13

к Правилам

 технической эксплуатации

 автомобильных   газонаполнительных

 компрессорных станций

 

 

 

Эксплуатационный журнал

обслуживания оборудования

 

пп

Дата осмотра

Результат осмотра

(выявленные неполадки)

Ответственный

исполнитель работ (неполадок),

должность, Ф.И.О.

 

Сроки устранения неполадок

Подпись ответст-венного

исполнителя

Примечание

1

2

3

4

5

6

7

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Примечание: Журнал должен быть пронумерован, прошнурован и скреплен печатью

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Приложение 14

 к Правилам

 технической эксплуатации

автомобильных газонаполнительных

компрессорных станций

 

 

Журнал

заправки автотранспорта и ПАГЗ сжатым газом

 

 

пп

Дата

наполнения

Гос. номер автомобиля  и марка

Результаты

наружного

осмотра

газобаллон-

Темпера-тура

окружа-ющего

Оста-точное

давление,

МРа

Количе-ство

отпущен-ного

Лицо, проводившее осмотр и наполнение

 

ной

установки

воздуха, °С

 (kgf/cm2)

газа, m3

фамилия

подпись

1

2

3

4

5

6

7

8

9

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Примечание: Журнал должен быть пронумерован, прошнурован и скреплен печатью.

Срок хранения журнала не менее трех лет.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Приложение 15

 к Правилам

 технической эксплуатации

автомобильных  газонаполнительных

 компрессорных  станций

 

Журнал

сменного осмотра СКУР и КИП на АГНКС_____________________________

 

 

пп

Дата  осмотра

СКУР и КИП

Тип,

марка

Заводской

Номер

Результаты  осмотра

(выявленные неполадки)

Осмотр проводил

Осмотр проводил

Сведения о ремонте

 

фамилия, должность

Подпись

дата сдачи                     в ремонт

куда и кем сдан в ремонт

дата получения из  ремонта

результат  ремонта

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Примечание: Журнал должен быть пронумерован, прошнурован и скреплен печатью

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Приложение 16

к Правилам

 технической эксплуатации

автомобильных  газонаполнительных

 компрессорных  станций

                                                                                                                       

 

Приложение С

(рекомендуемое)

 

Форма графика поверки средств измерений

 

      Наименование заявителя

 

Адрес___________________

________________________

Тел. ____________________

                                                                                                                          УТВЕРЖДАЮ

                      

___________________________

Руководитель юридического лица,

 

______________________________

Осуществляющего поверку

 

_______________________________

                                                                                                 Подпись                         Ф.И.О.

 

 

 

ГРАФИК

поверки средств измерений

 

Вид измерений________________________________________________________________

 

 

Наиме-нование

СИ

Завод-    ской номер

Метрологические характеристики

Периодич-

ность

поверки

Дата послед-

ней

поверки

Место

прове-

дения

поверки

Сроки

проведе-

ния

поверки

предел (диапазон) измерений

погреш-

ность,

класс

точности

1

2

3

4

5

6

7

8

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                                                                                        ___________________

Руководитель заявителя                      подпись                                                           Ф.И.О.

 

 

 

Приложение 17

к Правилам

 технической эксплуатации

автомобильных  газонаполнительных

 компрессорных  станций

 Рекомендованное

 

ПАСПОРТ

приточной (вытяжной) вентиляционной установки №

 

Наименование организации

 

Общие сведения

 

1. Обслуживаемые помещения -

2. Характер установки –

3. Обслуживание оборудования или рабочие места-

4. Проект выполнен -

5. Монтаж выполнен -

6. Установка сдана в эксплуатацию

 

Технические сведения

По проекту

В натуре

Вентилятор, инвентарный №

7

Система, тип, завод-изготовитель

 

 

8

 

Номер вентилятора или его основные размеры

 

 

9

Диаметр и ширина шкива в mm

 

 

10

Число оборотов в минуту

 

 

11

Производительность в m3/ h

 

 

12

Полное давление в kg/ m3

 

 

Электродвигатель, инвентарный №

13

Тип или серия

 

 

14

Завод-изготовитель

 

 

15

Мощность в кw

 

 

16

Число оборотов в минуту

 

 

17

Диаметр и ширина шкива в mm

 

 

Воздухонагреватель

18

Тип

 

 

19

Модель

 

 

20

Завод-изготовитель

 

 

21

Основные размеры

 

 

22

Число и группировка нагревателей

 

 

23

Теплоноситель и его параметр

 

 

24

Температура воздуха до нагрева, °С

 

 

25

Температура воздуха после нагрева,  °С

 

 

26

Теплопроизводительность в kkal/h

 

 

27

Сопротивление по воздуху в

Kg/ m2

 

 

Воздухоохладительные устройства

28

Тип

 

 

29

Завод-изготовитель

 

 

30

Тип, количество диаметр форсунки

 

 

31

Тепловоспринимающий агент

 

 

32

Количество холода в kkal/h

 

 

33

Расход хладоагента

 

 

34

Сопротивление в mm Н2О

 

 

Пылеочистительные устройства

35

Тип

 

 

36

Фильтрующая среда и ее поверхность

 

 

37

Характерные габаритные размеры в mm

 

 

38

Производительность фильтра в m3/ h на 1 m2

 

 

39

Сопротивление на kg/ m2

 

 

40

Способ и сроки очистки от собранной пыли

 

 

Контрольно-измерительная арматура

41

Измерительные приборы

 

 

42

Где и за каким номером хранится проект вентиляционной установки

 

 

43

Переделка установки или изменение режима ее работы

 

 

44

Когда и кем производились испытания вентиляционной установки и где хранятся акты о результатах испытаний

 

 

 

Основания для заполнения паспорта

 

 

 

Проект вентиляционной установки и произведенные испытания

 

 

 

 

Паспорт составил (подпись)

 

Ответственный за вентиляционную установку (подпись)

 

Дата

 

 

 

 

 

 

 

 

Umumiy takliflar

3938