---

про заміну труб та їх деталей, результати випробувань газопроводу

на міцність і герметичність тощо, повинні оформлюватись

відповідним актом.

5.26 Ревізію та ремонт арматури, що встановлена на

газопроводах АГНКС, слід проводити під час ревізії газопроводів

або під час зупинки окремих агрегатів на ремонт.

5.27 Ревізія та ремонт арматури, що встановлена на

газопроводах АГНКС, повинні проводитись за інструкцією

підприємства - виробника арматури.

5.28 Ревізію та ремонт арматури можна проводити як на місці

її встановлення, так і зі зняттям її з газопроводу.

5.29 Під час ревізії арматури повинні бути виконані такі

роботи:

зовнішній огляд арматури;

розбирання її для огляду і ремонту ущільнювальних деталей;

огляд стану окремих деталей: шпинделя, клапана та його

кріплення, сідла клапана та його кріплення тощо;

огляд внутрішньої поверхні корпусу арматури з метою виявлення

корозії, ерозії та інших дефектів;

збирання арматури після усунення дефектів і заміни зношених

деталей з перевіркою герметичності з'єднання клапан-сідло;

опресовування зібраної арматури разом з газопроводом на

робочий тиск; при цьому арматура повинна бути у відкритому

положенні, а випробувана ділянка газопроводу повинна бути

відглушена від апарату та інших агрегатів заглушками (лінзами);

перед опресовуванням проводиться регулювання запобіжних

пристроїв на спеціальному стенді на задані за проектом величини,

після чого запобіжний пристрій пломбується, а результати

регулювання заносяться в журнал або паспорт цього пристрою.

5.30 Результати ревізії арматури повинні бути оформлені

актом.

5.31 Виявлена в процесі експлуатації несправна арматура

повинна бути відремонтована або замінена.

5.32 Після закінчення ремонту арматура повинна бути

перевірена на справність дії і піддана випробуванням відповідно до

вимог паспортів підприємств-виробників і цих Правил.

5.33 Результати ремонту і випробування арматури оформляються

актом.

5.34 Крім вказаного в 5.29 цього розділу, арматура, що

встановлена на газопроводах АГНКС, для перевірки справності її дії

повинна щоквартально випробуватись у робочих умовах.

Під час випробування перевіряється герметичність сальникового

пристрою і справність дії затворного механізму, при цьому хід

шпинделя в засувках і вентилях повинен бути плавний; затворний

механізм під час руху повинен переміщуватись без заїдань, поверхні

шпинделя і штоку повинні бути чистими і не мати видимих механічних

пошкоджень.

5.35 У процесі експлуатації надійність роботи газопроводів на

АГНКС повинна перевірятись шляхом періодичних випробувань їх на

герметичність.

5.36 Періодичні випробування газопроводів на міцність і

герметичність слід приурочувати до часу проведення ревізії

газопроводів.

5.37 Періодичні випробування газопроводів на міцність і

герметичність проводяться не рідше одного разу на чотири роки від

початку експлуатації. Випробування на міцність і герметичність

через вісім років від початку експлуатації суміщаються з

генеральною ревізією газопроводів.

5.38 Тиск випробувань і порядок проведення випробувань

повинні відповідати вимогам розділу 3 цих Правил.

5.39 Періодичні випробування газопроводів на герметичність

проводяться під керівництвом начальника АГНКС.

5.40 Результати випробувань газопроводів оформляються актом.

5.41 Газопровід, що підлягає ревізії, періодичним

випробуванням або ремонту, повинен бути відключений від діючих

газопроводів запірними пристроями з подальшою установкою заглушок,

після чого має бути продутий інертним газом.

5.42 Продування газопроводу вважається закінченим, якщо вміст

газу в двох послідовно відібраних пробах продувальних газів не

перевищує 2 % за об'ємом.

5.43 Під час ревізії, ремонтах і періодичних випробуваннях

газопроводів і арматури необхідно додержуватись вимог розділу 4

цих Правил.

5.44 Під час збирання фланцевих з'єднань необхідно всі гайки

болтового з'єднання затягувати поступово "хрест-навхрест".

5.45 Заглушки або глухі лінзи, що встановлюються на

газопроводі, повинні відповідати максимальному тиску газу і мати

хвостовики, що виступають за межі фланців. На хвостовику повинне

бути вибите клеймо з указанням максимального тиску газу, діаметра

газопроводу та інвентаризаційний номер згідно журналу обліку

заглушок (лінз).

Силові заглушки (глухі лінзи), що застосовуються на АГНКС,

мають бути промислового виготовлення. Загальний облік силових

заглушок, облік їх встановлення і зняття з технологічних

комунікацій здійснюється в журналі встановленої форми. Місця

встановлення і зняття силових заглушок (лінз) визначаються

нарядом-допуском (планом проведення робіт).

5.46 Проводити підтягування кріпильних деталей фланцевих або

муфтових з'єднань необхідно за відсутності тиску в газопроводі.

Понижувати тиск або підвищувати його слід поступово, за

встановленим регламентом.

Не дозволяється виконувати ремонтні роботи на газопроводах,

що знаходяться під тиском.

5.47 Не дозволяється зменшувати товщину сальникової набивки

арматури розбиванням її молотком.

5.48 Не дозволяється застосовувати будь-які додаткові важелі

під час закривання або відкривання арматури.

5.49 Підтягування сальникових болтів або шпильок під час

ущільнення набивки повинно проводитись рівномірно.

5.50 Ліквідація льодяних і гідратних пробок на газопроводах

повинна проводитись шляхом їх розігріву парою або гарячою водою,

після зниження тиску газу в газопроводі до атмосферного.

Допускається застосування метанолу для ліквідації льодяних

або гідратних пробок за умови додержання вимог НАОП 1.1.23-5.14-75

"Інструкція про порядок одержання від постачальників, перевезення,

зберігання, відпуску та застосування метанолу на газових

промислах, магістральних газопроводах та СПЗГ".

5.51 Газозаправні колонки повинні підлягати періодичному

зовнішньому огляду. Технічне обслуговування газозаправних колонок

повинно проводитись один раз на шість місяців згідно графіка ППР

АГНКС.

Заходи безпечного проведення технічного обслуговування

газозаправних колонок повинні відповідати вимогам розділів 4 та 10

цих Правил.

5.52 У процесі експлуатації не рідше одного разу на шість

місяців рукава (шланги) газозаправної колонки повинні піддаватись

гідравлічним випробуванням на тиск, що дорівнює 1,25 робочого

тиску, який указаний у паспорті на газозаправну колонку.

Випробування заправних шлангів виконуються на спеціальних стендах

згідно з вимогами розробленої на підприємстві Інструкції з

безпечного виконання гідравлічних випробувань заправних шлангів на

спеціальних стендах.

6 ВИМОГИ БЕЗПЕЧНОЇ ЕКСПЛУАТАЦІЇ ТА ОБСЛУГОВУВАННЯ

КОМПРЕСОРНИХ УСТАНОВОК

6.1 Цей розділ визначає порядок безпечного обслуговування

всіх типів компресорних установок, що знаходяться в експлуатації

на АГНКС, та регламентує основні вимоги щодо їх безпечної

експлуатації та обслуговування.

6.2 Експлуатація компресорних установок повинна відповідати

вимогам ДНАОП 0.00-1.14-70 "Правила будови і безпечної

експлуатації поршневих компресорів, що працюють на

вибухонебезпечних і токсичних газах", ДНАОП 0.00-1.13-71 "Правила

будови і безпечної експлуатації стаціонарних компресорних

установок, повітропроводів і газопроводів" та керівництва з

експлуатації компресорної установки підприємства-виробника.

6.3 Адміністрація підприємства разом з начальником АГНКС

зобов'язані забезпечити правильне утримання, експлуатацію та

ремонт компресорних установок, а також безпечність обслуговування

та надійність роботи обладнання.

6.4 Для забезпечення правильного утримання, експлуатації та

ремонту компресорних установок на АГНКС повинна бути така технічна

документація:

паспорт і формуляр компресорної установки;

технічний опис компресорної установки, інструкції з

експлуатації, технічного обслуговування, пуску, обкатки, відомості

запасних частин;

керівництво (технічні умови) з ремонту компресорної

установки, граничні норми зносу основних деталей та вузлів, які

швидко зношуються;

опис типового технологічного процесу ремонту;

схема трубопроводів обв'язок із зазначенням місць

розташування арматури, апаратів та контрольно-вимірювальних

приладів, їх призначення, прохідні перерізи, робочі тиски,

температури і напрямки потоків робочого середовища;

акти індивідуальних випробувань;

креслення загального вигляду основних вузлів обладнання та

деталей, що швидко зношуються, а також деталей, які в процесі

експлуатації піддаються періодичному неруйнівному контролю;

паспорти посудин та апаратів, що працюють під тиском,

запобіжних клапанів, арматури, електродвигунів та апаратів

повітряного охолодження;

сертифікати на компресорне масло або результати його

лабораторного аналізу;

змінний журнал обліку роботи компресорної установки,

ремонтний формуляр;

графік планово-попереджувальних ремонтів.

6.5 Технічне обслуговування та ремонт компресорних установок

проводяться за графіком планово-попереджувальних ремонтів, що

затверджений головним інженером підприємства або посадовою особою,

на яку покладено виконання його обов'язків, та узгоджений з

ремонтною організацією (за умови виконання ремонтних робіт

сторонньою організацією). Результати виконаних робіт за графіком

ППР оформляються згідно вимог 2.1.12 цих Правил.

6.6 Перед початком ремонту компресорної установки повинні

бути проведені такі підготовчі заходи:

складається попередня дефектна відомість за затвердженою

формою. У процесі проведення ремонту попередня відомість може бути

відкоригована;

складається план-графік роботи персоналу;

відповідно до попередньої дефектної відомості заготовляються

необхідні матеріали та запасні частини;

перевіряється наявність та справність необхідного

інструменту, пристосувань, такелажного та вантажопідіймального

обладнання;

здійснюються роботи, що забезпечують пожежну безпеку і

безпеку праці;

виконуються роботи з ремонту, що передбачені керівництвом

(технічними умовами).

6.7 Під час складання попередньої дефектної відомості

використовується така документація: ремонтний формуляр на

компресорну установку; вимоги (приписи) організацій, що

контролюють роботу АГНКС; описи та перелік типових робіт,

планово-попереджувальних ремонтів компресорних установок; посібник

(технічні умови) з ремонту; відомості запасних частин та норми

витрати запасних частин і матеріалів; документи

підприємства - виробника компресорної установки, норми граничного

зносу деталей і вузлів компресорної установки.

6.8 Попередня дефектна відомість повинна містити перелік

передбачуваних робіт на компресорній установці з указанням норм

витрати матеріалів і кількості запасних частин, необхідних для

ремонту.

Попередня дефектна відомість складається начальником АГНКС і

затверджується головним інженером підприємства або посадовою

особою, на яку покладено виконання його обов'язків.

6.9 Перед початком ремонту компресорної установки персонал

АГНКС разом з представником ремонтної організації зобов'язаний

провести перевірки та вимірювання, які указані в керівництві з

ремонту компресорних установок підприємства-виробника.

6.10 Зупинка роботи компресорної установки для здавання її в

ремонт проводиться персоналом АГНКС відповідно до інструкції з

експлуатації компресорної установки.

6.11 У разі аварійних зупинок компресорної установки, що

пов'язані з руйнуванням вузлів і деталей, складається акт на

аварію, і компресорна установка підлягає не плановому, а

аварійно-відновлювальному ремонту.

6.12 Час початку ремонту компресорної установки повинен бути

повідомлений ремонтній організації не пізніше як за 15 днів до

початку роботи.

6.13 Після зупинки і розкриття компресорної установки

експлуатаційний персонал АГНКС разом з представниками ремонтної

організації складає уточнену дефектну відомість на підставі

попередньої відомості і дефектів, що виявлені під час розкриття

компресорної установки.

6.14 Під час експлуатації компресорних установок проводяться

такі види технічного обслуговування:

щозмінне;

через кожні 500 год. - технічне обслуговування (ТО-1);

через кожні 1500 год. - технічне обслуговування (ТО-2);

через кожні 3000 год. - поточний ремонт (П-1);

через кожні 6000 год. - поточний ремонт (П-2);