ГОСТ Р 54982-2012 Системы газораспределительные. Объекты сжиженных углеводородных газов. Общие требования к эксплуатации. Эксплуатационная документация.
ГОСТ Р 54982-2012
Группа Б08
НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Системы газораспределительные
ОБЪЕКТЫ СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ
Общие требования к эксплуатации. Эксплуатационная документация
Gas distribution systems. Objects of liquid petroleum gases. General requirements for operation. Operational documentation
ОКС 75.160.30
Дата введения 2013-01-01
Предисловие
Сведения о стандарте
1 РАЗРАБОТАН Открытым акционерным обществом "Головной научно-исследовательский и проектный институт по использованию газа в народном хозяйстве" (ОАО "Гипрониигаз"), Открытым акционерным обществом "Газпромрегионгаз" (ОАО "Газпромрегионгаз")
2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 23 "Техника и технологии добычи нефти и газа" ПК 4 "Газораспределение и газопотребление"
3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 12 сентября 2012 г. N 293-ст
4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ
5 ПЕРЕИЗДАНИЕ. Июль 2014 г.
Правила применения настоящего стандарта установлены в ГОСТ Р 1.0-2012 (раздел 8). Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе "Национальные стандарты", а официальный текст изменений и поправок - в ежемесячном информационном указателе "Национальные стандарты". В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты". Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (gost.ru)
1 Область применения
1.1 Настоящий стандарт устанавливает требования к технической эксплуатации объектов, использующих сжиженные углеводородные газы (СУГ) по ГОСТ Р 52087, ГОСТ 27578, ГОСТ 20448 с номинальным давлением насыщенных паров не более 1,6 МПа при температурах воздуха от минус 40 °С до плюс 50 °С.
1.2 Объектами настоящего стандарта являются: газонаполнительные станции (ГНС), газонаполнительные пункты (ГНП), автомобильные газозаправочные станции (АГЗС), резервуарные установки, групповые и индивидуальные баллонные установки, промежуточные склады бытовых баллонов (ПСБ).
1.3 Национальный стандарт не распространяется на:
- передвижные газоиспользующие установки, в т.ч. тонары, газовое оборудование автомобильного, железнодорожного транспорта, летательных аппаратов, речных и морских судов;
- объекты экспериментального строительства и опытные образцы газового оборудования;
- технологические (внутриплощадочные) газопроводы, резервуары и технические устройства для металлургических производств, химических, нефтехимических, нефтедобывающих и нефтеперерабатывающих производств, использующих СУГ в качестве сырья и топлива, а также производства по их изготовлению и отгрузке для объектов СУГ;
- терминалы хранения СУГ и их слива-налива для транспортирования СУГ речными и морскими судами;
- контейнеры для транспортирования (перевозки) СУГ;
- специальное газовое и газоиспользующее оборудование военного назначения;
- установки, использующие энергию взрыва газовоздушных смесей и/или предназначенные для получения защитных газов.
1.4 Настоящий стандарт применяется на добровольной основе независимо от страны и/или места изготовления продукции, эксплуатации, хранения, перевозки, реализации и утилизации, выполнения работ и оказания услуг, видов или особенностей сделок и/или лиц, являющихся изготовителями, исполнителями, продавцами, приобретателями.
2 Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:
ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ГОСТ Р 15.201-2000 Система разработки и постановки продукции на производство. Продукция производственно-технического назначения. Порядок разработки и постановки продукции на производство
ГОСТ Р 52087-2003 Газы углеводородные сжиженные топливные. Технические условия
ГОСТ Р 52720-2007 Арматура трубопроводная. Термины и определения
ГОСТ Р 53865-2010 Системы газораспределительные. Термины и определения
ГОСТ Р 54961-2012 Системы газораспределительные. Сети газопотребления. Общие требования к эксплуатации. Эксплуатационная документация
ГОСТ Р 54983-2012 Системы газораспределительные. Сети газораспределения природного газа. Общие требования к эксплуатации. Эксплуатационная документация
ГОСТ 2.106-96 Единая система конструкторской документации. Текстовые документы
ГОСТ 2.114-95 Единая система конструкторской документации. Технические условия
ГОСТ 2.601-2006 Единая система конструкторской документации. Эксплуатационные документы
ГОСТ 9.602-2005 Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии
ГОСТ 15.005-86 Система разработки и постановки продукции на производство. Создание изделий единичного и мелкосерийного производства, собираемых на месте эксплуатации
ГОСТ 9238-83 Габариты приближения строений и подвижного состава железных дорог колеи 1520 (1524) мм
ГОСТ 15150-69 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды
ГОСТ 15860-84 Баллоны стальные сварные для сжиженных углеводородных газов на давление до 1,6 МПа. Технические условия
ГОСТ 18322-78 Система технического обслуживания и ремонта техники. Термины и определения
ГОСТ 20448-90 Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления. Технические условия
ГОСТ 27578-87 Газы углеводородные сжиженные для автомобильного транспорта. Технические условия
Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты" за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется принять в части, не затрагивающей эту ссылку.
3 Термины, определения и сокращения
3.1 В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ Р 53865, ГОСТ Р 54983, а также следующие термины с соответствующими определениями:
3.1.1 аварийное обслуживание объектов СУГ: Комплекс работ по локализации и/или ликвидации аварий для устранения непосредственной угрозы здоровью и жизни людей, имущества физических или юридических лиц, государственного или муниципального имущества, выполняемых аварийно-диспетчерской службой газораспределительной организации (ГРО) (аварийной службой эксплуатационной организации) на основании заявок физических или юридических лиц.
3.1.2 база хранения СУГ: Место для размещения резервуаров СУГ на ГНС и ГНП.
3.1.3 газопроводы обвязки технического устройства: Газопроводы с запорной и предохранительной арматурой, обеспечивающие функционирование технического устройства.
3.1.4 двустенный трубопровод: Трубопровод типа "труба в трубе", в котором по внутреннему трубопроводу транспортируется жидкая фаза СУГ, а межстенное пространство заполнено азотом и оборудовано системой контроля герметичности.
3.1.5 двустенный резервуар: Резервуар, состоящий из корпуса и "рубашки", внутри корпуса которого находится СУГ, а межстенное пространство заполнено азотом и оборудовано системой контроля герметичности.
3.1.6 защитное покрытие: Антикоррозионное, теплоизоляционное или искробезопасное покрытие структурных элементов объекта.
3.1.7 капитальный ремонт: Ремонт, выполняемый для восстановления работоспособности и полного или близкого к полному восстановлению ресурса отдельных структурных элементов объекта с заменой или восстановлением любых его частей, включая базовые, проведением стендовых испытаний и настройкой, включая работы по техническому обслуживанию, текущему ремонту, диагностированию, освидетельствованию.
3.1.8 консервация: Комплекс мероприятий по обеспечению определенного технической и проектной документацией срока хранения или временного бездействия структурных элементов объекта.
3.1.9 колонка (пост) наполнительная: Техническое устройство, предназначенное для обеспечения наполнения СУГ автоцистерны из резервуаров базы хранения.
3.1.10 колонка (пост) сливная: Техническое устройство, предназначенное для обеспечения слива СУГ из автоцистерны в резервуары базы хранения.
3.1.11 колонка заправочная: Техническое устройство, предназначенное для обеспечения заправки СУГ газобаллонных автомобилей из резервуаров базы хранения (складской площадки).
3.1.12 ликвидация: Комплекс мероприятий, связанных с утилизацией структурных элементов объекта.
3.1.13 нештатная ситуация: Ситуация, при которой производственный процесс или состояние технических устройств технологической системы выходит за рамки нормального функционирования и может привести к аварии.
3.1.14 неисправность: Каждое отдельное несоответствие структурного элемента объекта нормативным требованиям, выявленное в процессе эксплуатации (дефекты, повреждения, деформации, потеря устойчивости, трещины, свищи, пористость сварных швов, вмятины, отдулины, риски основного материала и т.д.).
3.1.15 недопустимая неисправность: Превышение допустимых отклонений от нормативных требований на технические устройства, при которых их эксплуатация без проведения ремонта или замены недопустима.
3.1.16 опасная концентрация СУГ: Концентрация (объемная доля СУГ) в воздухе, превышающая 20% от нижнего концентрационного предела распространения пламени (НКПР).
3.1.17 объекты, поднадзорные Ростехнадзору: ГНС, ГНП, АГЗС, ПСБ, резервуарные установки в поселениях, резервуарные и групповые баллонные установки на опасных производственных объектах.
3.1.18 объекты, не поднадзорные Ростехнадзору: Резервуарные установки жилых одноквартирных домов, групповые и индивидуальные баллонные установки коммунально-бытового назначения.
3.1.19 посторонние лица: Лица, которые не принимают участие в эксплуатации технологической системы объекта, сливо-наливных операциях СУГ, локализации и ликвидации аварий на объекте.
3.1.20 расконсервация: Комплекс мероприятий по обеспечению восстановления работоспособности структурных элементов объекта после консервации.
3.1.21 сети инженерно-технического обеспечения: Наружные и внутренние тепловые, водопроводные, канализационные и т.п. сети.
3.1.22 складская площадка: Место, предназначенное для размещения резервуаров СУГ на территории АГЗС.
3.1.23 структурные элементы объектов СУГ: Технические устройства технологической системы, здания и сооружения производственной зоны ГНС, ГНП, АГЗС и сети инженерно-технического обеспечения.
3.1.24 сооружения на сетях инженерно-технического обеспечения: Колодцы, конденсатосборники, тепловые камеры, дренчерные, лафетные установки и другие подобные сооружения.
3.1.25 текущий ремонт: Ремонт, выполняемый для обеспечения или восстановления работоспособности отдельных структурных элементов объектов и заключающийся в замене и/или восстановлении отдельных частей этих элементов, производимый на месте их установки, включающий в себя работы по техническому обслуживанию.
3.1.26 техническое устройство: Единица промышленной продукции (изделие) полной заводской готовности.
3.1.27 техническое состояние: Соответствие или несоответствие отдельных структурных элементов объекта проектной, конструкторской документации, выявляемое в процессе эксплуатации.
3.1.28 техническое обслуживание: Комплекс операций или операция по поддержанию работоспособности или исправности отдельных структурных элементов объекта при использовании по назначению, ожидании (консервации), хранении и транспортировании.
3.1.29 техническое освидетельствование: Комплекс операций или операция по проверке соответствия технических параметров резервуаров или баллонов и определение фактического технического состояния и возможности дальнейшей безопасной эксплуатации при установленных режимах работы до очередного технического освидетельствования.
3.1.30 техническое обследование зданий: Комплекс мероприятий по определению и оценке фактических значений контролируемых параметров, характеризующих их эксплуатационное состояние, пригодность и работоспособность и определяющих возможность их дальнейшей эксплуатации или необходимость ремонта, восстановления, усиления или демонтажа.
3.1.31 техническое перевооружение: Замена морально устаревших технических устройств на существующих площадях.
3.1.32 технологическая система: Производственный комплекс объекта, состоящий из технических устройств и предназначенный для хранения и транспортирования СУГ в жидкой и паровой фазах.
3.1.33 техническое диагностирование: Определение технического состояния сосудов (газопроводов), поиск мест и определение причин отказов (неисправностей), а также прогнозирование их технического состояния.
3.1.34 эксплуатация: Комплекс работ по вводу объекта в эксплуатацию, выполнению производственных функций, для которых предназначен объект, и поддержанию его структурных элементов в работоспособном состоянии путем проведения технического обслуживания, ремонтов, технического диагностирования и т.п.
3.1.35 эксплуатационная организация: Газораспределительная организация или другая специализированная организация, осуществляющая эксплуатацию объекта. Эксплуатационной организацией может быть организация - собственник объекта СУГ либо организация, заключившая с организацией - собственником объекта СУГ договор на ее эксплуатацию.
3.1.36 эксплуатационная документация объекта: Проектная, исполнительная документация и/или обмерочные чертежи, журналы, протоколы, акты, заполняемые при строительстве и вводе в эксплуатацию, технические паспорта объектов, эксплуатационные журналы, акты, наряды-допуски, инструкции по эксплуатации, паспорта и разрешительные документы на технические устройства (сертификаты соответствия, разрешения на применение), заполняемые в процессе эксплуатации.
3.2 В настоящем стандарте применены следующие сокращения:
АСУ ТП - автоматизированная система управления технологическими процессами.
ИТР - инженерно-технический работник.
КИП - контрольно-измерительные приборы.
ТЭД - технико-эксплуатационная документация.
4 Классификация
4.1 Газонаполнительные станции классифицируются по годовой производительности (реализации) в тоннах.
4.2 Газонаполнительные пункты классифицируются по годовой производительности (реализации) в тоннах.
4.3 Автомобильные газозаправочные станции классифицируются по количеству заправок автомобилей (легковых, грузовых) в сутки.
4.4 Резервуарные установки классифицируются по часовому расходу паровой фазы СУГ в кубических метрах.
4.5 Групповые и индивидуальные баллонные установки классифицируются по числу баллонов в установке.
4.6 Промежуточные склады баллонов классифицируются по общей вместимости наполненных баллонов.
5 Требования к эксплуатации
5.1 Требования настоящего стандарта распространяются на производственные зоны ГНС, ГНП, элементы технологических систем СУГ АГЗС, резервуарные и баллонные установки.
5.2 При эксплуатации объектов СУГ следует руководствоваться требованиями настоящего стандарта, [1]*, документов по эксплуатации структурных элементов объектов СУГ, эксплуатационной документации предприятий - изготовителей технических систем и устройств, применяемых на данных объектах, норм и правил по промышленной, пожарной, механической, экологической безопасности. Для АГЗС должны также выполняться требования ТЭД, согласованной в установленном порядке. При эксплуатации объектов не допускаются отступления от проектной документации. При изменении структурных элементов объектов СУГ их следует выполнять в соответствии с проектной документацией на реконструкцию, техническое перевооружение, капитальный ремонт, консервацию, расконсервацию, ликвидацию объекта.
5.3 Требования к эксплуатационной документации на блоки полной заводской готовности объектов СУГ должны выполняться в соответствии с ГОСТ 15.005, ГОСТ 2.601, ГОСТ 2.106, ГОСТ 2.114, ГОСТ Р 15.201, ГОСТ 18322, ГОСТ 15150, ГОСТ Р 52720, [1] и [2]*. При этом конструкции, узлы, детали и используемые материалы блоков должны обеспечивать сохранение их прочности с учетом воздействия на них СУГ и окружающей среды в течение срока и при условиях эксплуатации, установленных эксплуатационной документацией.
5.4 Сроки и виды работ при проведении технического обслуживания, текущего и капитального ремонтов, технического освидетельствования и диагностирования структурных элементов объектов следует принимать по эксплуатационной документации, но не реже чем указано в 9.
5.5 Сроки проведения технического обслуживания, текущего и капитального ремонтов средств электрохимической защиты допускается совмещать со сроками проведения соответствующих работ на подземных технических устройствах (резервуарах, газопроводах).
5.6 Техническое обслуживание, текущий и капитальный ремонты технических устройств и газопроводов обвязки допускается выполнять в одни сроки.
5.7 Технические устройства подлежат диагностированию после окончания срока эксплуатации, установленного предприятием-изготовителем, а также после длительного перерыва в работе (более 6 мес), аварии, пожара, землетрясения. При положительных результатах диагностирования технические устройства следует включать в работу после проведения пусконаладочных работ.
5.8 Техническое диагностирование технических устройств, в т.ч. газопроводов, должно выполняться по методикам, утвержденным Ростехнадзором в установленном порядке.
5.9 Включение в работу технических устройств после технического освидетельствования, диагностирования или ремонта, связанных с их остановкой и отсоединением от газопроводов, должно проводиться по письменному разрешению технического руководителя эксплуатационной организации.
5.10 Техническое обслуживание, ремонты, техническое освидетельствование технических устройств с закончившимся назначенным сроком эксплуатации должны проводиться по рекомендациям и в сроки, указанные в заключении экспертизы по промышленной безопасности организации, выполнявшей техническое диагностирование.
5.11 Технические устройства, применяемые на объектах, в т.ч. зарубежного производства, должны иметь разрешительные документы на применение.
5.12 Технические устройства, изготовленные до введения требований о получении разрешений Ростехнадзора на применение, могут использоваться при условии обеспечения дополнительных мероприятий, согласованных с территориальными органами Ростехнадзора, которые должны быть разработаны в производственных инструкциях до начала эксплуатации объекта.
5.13 Объекты, поднадзорные Ростехнадзору, должны эксплуатироваться при наличии в эксплуатационной организации разрешительных документов, полученных в соответствии с [3]*.
5.14 В организации, эксплуатирующей объекты СУГ, должен осуществляться производственный контроль.
5.15 Ответственность за осуществление и организацию производственного контроля несет руководитель эксплуатационной организации и лицо, на которое возложены такие обязанности в соответствии с [4].
5.16 При количестве СУГ на базе хранения объекта более 200 т эксплуатационной организацией должна разрабатываться декларация промышленной безопасности. Допускается разработка декларации промышленной безопасности сторонней организацией, имеющей право на выполнение данного вида работ, при отсутствии в эксплуатационной организации квалифицированных специалистов.
5.17 Эксплуатационные организации, обслуживающие ГНС, ГНП, АГЗС, резервуарные установки, поднадзорные Ростехнадзору, должны:
а) обеспечивать надежную и безопасную эксплуатацию;
б) обеспечивать надежное и безопасное функционирование технологической системы и других структурных элементов объектов;
в) осуществлять контроль технического состояния устройств;
г) соблюдать требования производственных инструкций;
д) проводить техническое обслуживание, текущий и капитальный ремонты, техническое освидетельствование и диагностирование структурных элементов объектов в сроки, установленные графиками, утвержденными руководителями объектов. Внеочередное проведение данных работ должно выполняться по требованию (предписанию) надзорных органов при выявлении недопустимых неисправностей, по распоряжению ответственного за эксплуатацию, после возникновения нештатных ситуаций (аварии, пожары, землетрясения и т.д.). При составлении графиков, кроме требований настоящего стандарта, следует учитывать техническое состояние структурных элементов объекта, сроки их эксплуатации, наличие и эффективность установок электрохимической защиты подземных стальных конструкций, особых природных и грунтовых условий;
е) обеспечивать наличие:
1) проектной и/или исполнительной документации, документации, заполняемой строительно-монтажной, пусконаладочной и эксплуатационной организациями при сдаче объекта в эксплуатацию, которые должны храниться в течение всего срока эксплуатации объекта (до его ликвидации),
2) производственных и/или должностных инструкций, инструкций по охране труда, пожарной безопасности, по безопасному проведению газоопасных работ,
3) плана-схемы ближайших водоисточников, используемых для пожаротушения, плана эвакуации людей и транспортных средств (для ГНС, ГНП, АГЗС),
4) журналов регистрации инструктажа на рабочем месте,
5) документации, заполняемой эксплуатационной организацией. Формы основных документов, заполняемых при эксплуатации, приведены в приложениях А-Я и 1-24. При необходимости допускается разрабатывать дополнительные формы эксплуатационных журналов и актов,
6) других документов (по усмотрению технического руководителя объекта);
ж) обеспечивать разработку, согласование и утверждение в установленном порядке планов локализации и ликвидации аварий, проводить не реже двух раз в год их практическую отработку, а также пересмотр в соответствии с графиком (для ГНС, ГНП, АГЗС);
и) информировать надзорные органы о произошедших авариях;
к) осуществлять мероприятия по ликвидации последствий аварий и оказывать содействие надзорным органам в расследовании их причин;
л) обеспечивать своевременное расследование, учет и анализ аварий, а также разработку мероприятий по их предупреждению;
м) принимать участие в техническом расследовании причин аварий в составе комиссий;
н) предоставлять в надзорные органы информацию о выполнении мероприятий, предусмотренных их предписаниями;
п) не допускать проведение строительных и монтажных работ без согласования с руководителем объекта;
р) не допускать строительства в пределах противопожарных расстояний, при невозможности соблюдения данного требования следует сообщать о нарушениях в соответствующие надзорные органы;
с) прекращать проведение сливо-наливных и ремонтных работ, техническое освидетельствование и диагностирование резервуаров на объектах, а также замену баллонов в групповых и индивидуальных баллонных установках во время грозы и во время опасности проявления атмосферных разрядов, при пожаре, аварии или других чрезвычайных и нештатных ситуациях, снижающих безопасность объекта и/или его персонала;
т) обеспечивать выполнение работ по реконструкции, техническому перевооружению, капитальному ремонту, консервации, расконсервации, ликвидации отдельных структурных элементов и объекта в целом в соответствии с документацией, разработанной с учетом требований [5];
у) не допускать без проекта выполнение перепланировки помещений, устройства пристроек к зданиям, подвальных помещений, приямков или заглублений для установки оборудования, а также делать надстройку этажей или устанавливать оборудование на кровле.
5.18 При отсутствии нарушений работы технических устройств в процессе эксплуатации в период между сроками проведения ремонта, предусмотренными графиками, последующий ремонт может не проводиться по решению руководителя организации.
5.19 В объем работ по текущему ремонту должны включаться работы по техническому обслуживанию, а капитальному ремонту - работы по техническому обслуживанию и текущему ремонту.
5.20 Капитальный ремонт технических устройств должен проводиться по результатам технического обслуживания, текущего ремонта, технического освидетельствования и/или технического диагностирования при выявлении неисправностей, которые могут вызвать возникновение аварийных ситуаций, если иное не установлено предприятием-изготовителем.
5.21 Допускается пересматривать сроки проведения текущего и капитального ремонтов лицом, ответственным за эксплуатацию по результатам эксплуатации в межремонтный период.
5.22 Замену технических устройств допускается проводить при экономической нецелесообразности выполнения капитального ремонта или при отсутствии требований по его выполнению в эксплуатационной документации предприятия-изготовителя.
5.23 Техническое обслуживание технических устройств должно проводиться персоналом эксплуатационной организации или сторонней организацией по договору.
5.24 Текущий и капитальный ремонты должны проводиться персоналом эксплуатационной организации или персоналом специализированной организации.
5.25 Допускается проводить ремонт газопроводов, сетей инженерно-технического обеспечения, в т.ч. сетей электроснабжения, автоматизации, молниезащиты с привлечением специализированной организации.
5.26 Капитальный ремонт зданий и сооружений должен проводиться специализированной организацией.
5.27 После ремонта технические устройства должны быть испытаны, проверены и отрегулированы в соответствии с требованиями эксплуатационной документации предприятий-изготовителей.
5.28 При выполнении работ по ремонту подземных стальных конструкций, в т.ч. газопроводов и резервуаров, установки электрохимической защиты должны быть отключены на время проведения работ.
5.29 На основании требований настоящего стандарта с учетом местных условий должны быть разработаны и утверждены в установленном порядке производственные и должностные инструкции, инструкции по пожарной безопасности и охране труда.
5.30 Производственные инструкции должны содержать требования технологической последовательности и методов выполнения операций при:
- подготовке объектов к пуску;
- эксплуатации;
- техническом обслуживании;
- ликвидации;
- консервации;
- расконсервации;
- ремонтах;
- аварийно-восстановительных работах;
- выполнении газоопасных работ (кроме индивидуальных баллонных установок).
5.31 В производственных инструкциях должен быть указан порядок проведения работ. К производственным инструкциям должны прилагаться технологические схемы с указанием мест установки технических устройств с их нумерацией (для ГНС, ГНП, АГЗС).
5.32 На рабочих местах на ГНС, ГНП, АГЗС должны находиться производственные инструкции, технологические схемы, планы локализации и ликвидации аварий, схемы эвакуации людей.
5.33 Производственные инструкции и технологические схемы должны пересматриваться и утверждаться в установленном порядке после реконструкции, технического перевооружения, консервации, расконсервации отдельных структурных элементов, при введении в действие новых нормативных документов, требования которых распространяются на объекты СУГ.
5.34 Производственные и должностные инструкции должны выдаваться персоналу объекта на руки.
5.35 В должностных инструкциях должны быть указаны перечень видов работ, права и обязанности работника, ответственность за выполняемую работу.
5.36 Эксплуатационные организации, обслуживающие объекты СУГ, не поднадзорные Ростехнадзору, должны:
а) обеспечивать надежную и безопасную эксплуатацию;
б) обеспечивать надежное и безопасное функционирование технологической системы;
в) осуществлять контроль технического состояния технических устройств;
г) проводить техническое обслуживание, текущий и капитальный ремонты;
д) обеспечивать наличие:
1) проектной и/или исполнительной документации, документации, заполняемой строительно-монтажной, пусконаладочной и эксплуатационной организациями при сдаче объекта в эксплуатацию, которые должны храниться в течение всего срока эксплуатации объекта (до его ликвидации),
2) документации, заполняемой эксплуатационной организацией. Формы основных документов, заполняемых при эксплуатации, приведены в приложениях А-Я и 1-24. При необходимости допускается разрабатывать дополнительные формы эксплуатационных журналов и актов,
3) производственных и/или должностных инструкций, инструкций по охране труда, пожарной безопасности,
4) журналов регистрации и инструктажа на рабочем месте,
5) других документов (по усмотрению руководителя эксплуатационной организации);
е) осуществлять мероприятия по ликвидации последствий аварий;
ж) не допускать проведение строительных и монтажных работ без согласования с руководителем эксплуатационной организации;
и) не допускать строительства в охранных зонах объекта, указанных в проектной документации;
к) прекращать проведение сливо-наливных и ремонтных работ, техническое освидетельствование и диагностирование резервуаров на объектах, а также замену баллонов в групповых и индивидуальных баллонных установках во время грозы и во время опасности проявления атмосферных разрядов, землетрясении, пожаре, аварии или других чрезвычайных и нештатных ситуациях, снижающих безопасность объекта и его персонала.
5.37 ГРО должна быть определена зона обслуживания аварийной бригадой резервуарных и баллонных установок, исходя из обеспечения ее прибытия в течение 40 мин после поступления диспетчеру сообщения об аварии.
5.38 Лица, проживающие в жилых домах и квартирах, в которых газоснабжение осуществляется от резервуарных, групповых и/или индивидуальных баллонных установок, должны заключать договоры на техническое обслуживание, проходить инструктаж по безопасной эксплуатации установок и газоиспользующего оборудования, своевременно сообщать в аварийно-диспетчерскую службу ГРО о замеченных неисправностях в работе установок и газоиспользующего оборудования.
5.39 На объектах могут выполняться следующие основные технологические операции.
5.39.1 Газонаполнительные станции и газонаполнительные пункты:
а) слив СУГ из железнодорожных, автомобильных цистерн и/или подача по газопроводам с газоперерабатывающих и нефтеперерабатывающих заводов в резервуары базы хранения;
б) наполнение автомобильных цистерн и баллонов;
в) заправка газобаллонных автомобилей (при наличии топливозаправочного пункта);
г) внутриплощадочные перекачки СУГ с использованием насосов и/или компрессоров и/или испарителей;
д) техническое освидетельствование баллонов (на ГНС), резервуаров, сосудов автоцистерн;
е) текущий и капитальный ремонты баллонов (на ГНС);
ж) техническое диагностирование элементов технологических систем;
и) удаление СУГ и неиспарившихся остатков из резервуаров и баллонов;
к) прием порожних и выдача наполненных баллонов, доставляемых с использованием специальных автотранспортных средств ГНС и ГНП;
л) транспортирование баллонов по территории ГНС, ГНП с использованием специальных автотранспортных средств.
5.39.2 Автомобильные газозаправочные станции:
а) слив СУГ из автомобильных цистерн в резервуары складской площадки или подача СУГ в колонки из резервуаров базы хранения СУГ ГНС;
б) заправка газобаллонных автомобилей;
в) внутриплощадочные перекачки СУГ с использованием насосов и/или компрессоров;
г) удаление СУГ и неиспарившихся остатков из резервуаров в автомобильные цистерны.
5.39.3 Резервуарные установки:
а) слив СУГ из автомобильных цистерн в резервуары;
б) испарение жидкой фазы с использованием испарителей и редуцирование паровой фазы СУГ с использованием регуляторов давления и подача в наружный газопровод к газоиспользующему оборудованию;
в) удаление СУГ и неиспарившихся остатков из резервуаров в автомобильные цистерны.
5.39.4 На групповых и индивидуальных баллонных установках выполняется редуцирование паровой фазы СУГ с использованием регуляторов давления и подача в наружный газопровод к газоиспользующему оборудованию.
5.40 Контроль за выполнением работ по эксплуатации, в т.ч. по техническому обслуживанию, текущему и капитальному ремонтам, техническому освидетельствованию и диагностированию осуществляется ответственным лицом, назначенным руководителем эксплуатационной организации.
5.41 Перед назначением ответственных лиц за эксплуатацию отделений и участков ГНС и ГНП должно быть проведено разграничение участков технологической системы (с указанием границ на технологической схеме по ближайшей запорной арматуре) с оформлением приказа. Кроме того, должны быть назначены ответственные лица за эксплуатацию сетей инженерно-технического обеспечения (водопровод, канализация, вентиляция и т.д.).
5.42 При эксплуатации должны соблюдаться следующие требования, обеспечивающие безопасность объекта и его персонала:
а) сливо-наливные операции, а также работы по техническому обслуживанию, техническому освидетельствованию, техническому диагностированию и ремонтам должны проводиться, как правило, в светлое время суток. При необходимости допускается проводить сливо-наливные операции в ночное время при соответствующем освещении, предупреждении персонала о возможности возникновения чрезвычайных ситуаций, а также заправку газобаллонных автомобилей на АГЗС;
б) не допускается создание перепада давления между цистерной и резервуаром сбросом в атмосферу паровой фазы СУГ из наполняемого резервуара;
в) передача смены должна проводиться после окончания работы предыдущей смены. Не допускается передача смены во время ликвидации аварий и проведения сливо-наливных операций;
г) перед пуском технических устройств их внутренние полости должны быть очищены от грязи, окалины, остатков масляных загрязнений и посторонних предметов. При этом перед пуском технических устройств в эксплуатацию после длительного перерыва в работе (более 6 мес) необходимо проверить их работоспособность, а также работоспособность КИП, средств автоматизации и сигнализации;
д) не допускается эксплуатация технических устройств ГНС, ГНП, АГЗС при:
1) грозе и во время опасности проявления атмосферных разрядов, землетрясении, пожаре, аварии или других чрезвычайных и нештатных ситуациях, снижающих безопасность объекта и/или его персонала,
2) отключении электроэнергии,
3) неисправной или отключенной системе вентиляции в производственных помещениях с взрывоопасными зонами,
4) выходе из строя или отключении КИП и средств автоматизации и сигнализации;
е) не допускается удаление болтов из фланцевых соединений без снижения давления в технических устройствах до атмосферного;
ж) не допускается проведение ремонта технических устройств на местах установки без соблюдения дополнительных мероприятий, которые должны быть разработаны в производственных инструкциях до начала эксплуатации объекта;
и) не допускается демонтаж технических устройств перед проведением замены или ремонта без отключения участка газопровода для исключения поступления в него СУГ, освобождения от СУГ, продувки в соответствии с методикой, согласованной с территориальным органами Ростехнадзора и МЧС, установки заглушек. Заглушки должны быть рассчитаны на рабочее давление и иметь хвостовики, выступающие за пределы фланцев. На хвостовиках должно быть выбито клеймо с указанием давления СУГ и диаметра газопровода. Требования к проведению продувки приведены в 9.4;
к) не допускается вход и въезд посторонним лицам:
1) на территорию производственной зоны ГНС, ГНП,
2) на территорию размещения складской площадки резервуаров, площадки автоцистерны и заправочных островков АГЗС, за исключением водителя автотранспортного средства. На АГЗС с объектами сервисного обслуживания разрешается доступ посторонних лиц только на территорию данных объектов,
3) на площадку размещения резервуарных и баллонных установок,
4) на территорию размещения ПСБ, кроме водителей специальных автотранспортных средств для транспортирования баллонов;
л) высадка и посадка пассажиров автотранспортных средств должна проводиться за пределами ограждения складской зоны, площадки для автомобильной цистерны и зоны заправочных островков на соответствующих специальных площадках;
м) не допускается проведение огневых работ в радиусе 100 м от участка, где проводятся сливо-наливные операции. При проведении огневых работ в помещениях, а также на территории объекта в радиусе 20 м от места их проведения должен проводиться анализ воздушной среды на содержание СУГ не реже чем через каждые 10 мин. Опасной концентрацией СУГ в воздухе должна считаться концентрация равная или более 20% НКПР;
н) не допускается выявлять утечки СУГ открытым огнем. Выявление утечки СУГ должно проводиться внешним осмотром с помощью пенообразующего раствора или приборным методом. Внешними признаками утечки СУГ являются запах, обмерзание места утечки, шум выходящего из отверстия газа. Утечки СУГ следует немедленно устранять;
п) при выявлении утечки СУГ и невозможности ее немедленного устранения следует отключить поврежденный участок газопровода с помощью запорной арматуры и установки заглушек, а при утечке из резервуара приступить к немедленному его опорожнению в другие резервуары базы хранения или в аварийный резервуар посредством специально предназначенной для этого технологической линии;
р) не допускается подтягивать разъемные соединения технических устройств газопроводов, находящихся под давлением свыше 0,1 МПа;
с) не допускается применение ударного и искрообразующего инструментов для навинчивания болтов и гаек. Для этих целей следует применять омедненный инструмент;
т) не допускается устранение утечек СУГ на работающих технических устройствах. Ремонтные работы должны быть возобновлены только после устранения утечек СУГ.
5.43 В нерабочее время запорная арматура на газопроводах должна быть закрыта.
5.44 Давление настройки предохранительных сбросных клапанов не должно превышать более чем на 15% значения рабочего давления.
5.45 Проверка параметров настройки предохранительных сбросных клапанов и их регулировка должна проводиться на стенде или на месте с помощью специального приспособления с периодичностью:
- не реже одного раза в 6 мес - для предохранительных сбросных клапанов резервуаров;
- при проведении текущего ремонта, но не реже одного раза в год - для предохранительных сбросных клапанов, установленных на газопроводах.
5.46 Предохранительные сбросные клапаны после испытания должны быть опломбированы.
5.47 Персонал объекта должен быть обеспечен надежной связью с отделениями, участками и руководством объекта, газоспасательными службами и МЧС России.
5.48 Отвод воды после гидравлических испытаний резервуаров должен проводиться с исключением попадания СУГ в канализацию.
5.49 На ГНС, ГНП, АГЗС должны быть установлены соответствующие знаки безопасности и дорожные знаки, регламентирующие движение автотранспорта по территории объекта.
5.50 При возникновении нештатных ситуаций посторонние лица должны быть немедленно эвакуированы с территории объекта в безопасное место. При утечках СУГ, которые не могут быть ликвидированы персоналом, а также после возникновения пожара (взрыва) об этом должны быть оповещены органы МЧС, Ростехнадзора и другие организации, указанные в плане взаимодействия, привлекаемые к устранению аварий.
5.51 Прием и передача смен на каждом участке ГНС, ГНП, а также АГЗС должны сопровождаться проверкой:
- исправности технических устройств;
- наличия и работоспособности ограждений, КИП, систем противопожарной защиты и первичных средств пожаротушения;
- подключения средств автоматизации, сигнализации и блокировок, заземления;
- работоспособности систем освещения и вентиляции. Результаты осмотра должны заноситься в журнал приема и сдачи смены.
5.52 Эксплуатация, в т.ч. техническое обслуживание и ремонт внутренних газопроводов паровой фазы СУГ, поступающей от резервуарных и баллонных установок к газоиспользующему оборудованию, должны производиться в соответствии с требованиями ГОСТ Р 54961.
5.53 Персонал должен быть обеспечен сертифицированными спецодеждой, спецобувью и средствами индивидуальной защиты в соответствии с характером выполняемой работы.
5.54 Перед пуском объекта в эксплуатацию должны составляться технические паспорта, которые заполняются ежегодно. Формы технических паспортов приведены в приложениях А-Е.
6 Требования к должностным лицам и обслуживающему персоналу
6.1 К работе на объектах, поднадзорных Ростехнадзору, должны допускаться:
- руководители и специалисты, аттестованные аттестационными комиссиями Ростехнадзора (проверка знаний требований промышленной безопасности, нормативных правовых актов и документов в области стандартизации и технического регулирования, отнесенных к компетенции аттестуемых) в объеме, соответствующем должностным обязанностям;
- рабочие, прошедшие обучение и проверку знаний по безопасным методам и приемам выполнения работ в объеме требований, отнесенных к их трудовым обязанностям. Перед допуском к самостоятельному выполнению газоопасных работ (после проверки знаний) рабочий должен пройти стажировку под наблюдением опытного работника в течение не менее первых десяти рабочих смен. Стажировка и допуск к самостоятельному выполнению газоопасных работ оформляются приказом руководителя эксплуатационной организации.
6.2 К работе на объектах, не поднадзорных Ростехнадзору, должны допускаться:
- специалисты эксплуатационных организаций, в т.ч. ГРО, прошедшие проверку знаний настоящего стандарта, нормативных правовых актов, документов в области стандартизации и технического регулирования в объеме, соответствующем должностным обязанностям;
- рабочие, прошедшие обучение и проверку знаний по безопасным методам и приемам выполнения работ в объеме требований, отнесенных к их трудовым обязанностям. Перед допуском к самостоятельному выполнению газоопасных работ (после проверки знаний) рабочий должен пройти стажировку под наблюдением опытного работника в течение не менее первых десяти рабочих смен. Стажировка и допуск к самостоятельному выполнению газоопасных работ оформляются приказом руководителя эксплуатационной организации.
6.3 Сварочные работы должны выполняться сварщиками, аттестованными в установленном порядке.
6.4 Эксплуатация электрооборудования должна осуществляться персоналом, аттестованным в установленном порядке.
6.5 Должностная инструкция ответственного за безопасную эксплуатацию объекта должна предусматривать:
- участие в рассмотрении проектной и исполнительной документации перед проведением пусконаладочных работ;
- регистрацию в органах Ростехнадзора сосудов, работающих под давлением [резервуаров для хранения СУГ, для неиспарившихся остатков, сосудов автоцистерн, конденсатосборников (кроме установленных на газопроводах), воздушных ресиверов и т.п.];
- участие в комиссии по приемке и вводу в эксплуатацию объектов;
- организацию работ по вводу в эксплуатацию объекта;
- разработку производственных и должностных инструкций, плана локализации и ликвидации аварий, плана взаимодействия с заинтересованными организациями и заключение с ними договоров;
- проверку соблюдения порядка допуска специалистов и персонала к самостоятельной работе;
- производственный контроль за эксплуатацией опасного производственного объекта выполнением графиков технического обслуживания, ремонта, технического освидетельствования и диагностирования структурных элементов проверкой ведения эксплуатационных журналов;
- организацию и проведение тренировочных занятий специалистов и персонала по ликвидации потенциальных аварий;
- участие в проверках, проводимых надзорными органами;
- контроль за выполнением графиков технического обслуживания, ремонта, технического освидетельствования и диагностирования структурных элементов проверкой ведения эксплуатационных журналов.
6.6 Должностная инструкция ответственных за безопасную эксплуатацию участков (отделений и наружных установок) должна предусматривать:
- участие в рассмотрении проектной и исполнительной документации перед проведением пусконаладочных работ;
- участие в проведении пусконаладочных работ;
- разработку должностных инструкций;
- проверку соблюдения порядка допуска специалистов и персонала к самостоятельной работе.
6.7 Персонал объектов должен выполнять технологические операции в соответствии с производственными инструкциями, отнесенными к их трудовым обязанностям.
6.8 Работы, связанные с прямой угрозой жизни и здоровью персонала, должны выполняться специально обученным и допущенным к проведению данных работ персоналом.
6.9 Персонал участков должен вести эксплуатационные журналы учета работы структурных элементов объекта, проведения технического обслуживания и ремонтов, технического освидетельствования и технического диагностирования.
7 Ввод объектов в эксплуатацию
7.1 При строительстве объекта руководитель эксплуатационной организации должен назначить ответственного за осуществление технического надзора или привлечь представителя сторонней организации, аттестованного в установленном порядке.
7.2 По окончании строительства должен проводиться ввод объекта в эксплуатацию.
7.3 Перед вводом объектов в эксплуатацию должны быть выполнены:
- подготовительные работы;
- пусконаладочные работы.
7.4 К подготовительным работам относятся:
а) регистрация сосудов, работающих под давлением, поднадзорных органам Ростехнадзора;
б) получение разрешения Ростехнадзора на проведение ремонта и технического освидетельствования баллонов;
в) назначение застройщиком (заказчиком) приемочной комиссии из представителей заинтересованных организаций, в т.ч. и представителя эксплуатационной организации;
г) передача застройщику (заказчику) строительной организацией:
1) исполнительной документации,
2) эксплуатационной документации предприятий - изготовителей технических устройств,
3) сертификатов соответствия и разрешений на применение технических устройств,
4) строительных паспортов структурных элементов объекта,
5) протоколов и актов на работы, выполненные во время строительства,
6) других документов;
д) уведомление Ростехнадзора о дате проведения пусконаладочных работ;
е) назначение ответственных за проведение пусконаладочных работ от пусконаладочной и эксплуатационной организаций;
ж) разработка программы проведения пусконаладочных работ с указанием сроков выполнения работ и исполнителей, которая должна быть утверждена руководителем эксплуатационной организации и согласована с Ростехнадзором (для объектов, поднадзорных Ростехнадзору);
и) определение состава пусконаладочной бригады и персонала эксплуатационной организации, участвующих в пусконаладочных работах. В состав бригад должны входить лица, аттестованные или прошедшие проверку знаний в установленном порядке;
к) ознакомление членов бригад с проектной и/или исполнительной документацией, обеспечение их соответствующими инструментами, приборами и приспособлениями, а также сертифицированной спецодеждой и спецобувью;
л) распределение работ между членами пусконаладочной бригады и персоналом эксплуатационной организации;
м) проведение инструктажа персонала эксплуатационной организации, принимающей участие в пусконаладочных работах;
н) подписание акта передачи технологической системы для проведения пусконаладочных работ;
п) выдача нарядов-допусков на газоопасные работы руководителем эксплуатационной организации;
р) выдача на руки персоналу и вывешивание на рабочих местах производственных инструкций и технологических схем (ГНС, ГНП, АГЗС);
с) проверка соответствия монтажа технологической системы проектной и исполнительной документации (пусконаладочной организацией) объекта (ГНС):
1) железнодорожных путей на территории ГНС,
2) сливной железнодорожной эстакады,
3) базы хранения резервуаров,
4) насосно-компрессорного и/или испарительного отделения,
5) наполнительного отделения,
6) отделения слива неиспарившихся остатков,
7) газопроводов,
8) колонок для наполнения автоцистерн, слива СУГ из автоцистерн,
9) колонок для заправки газобаллонных автомобилей,
10) вентиляционных систем помещений с взрывоопасными зонами,
11) электрооборудования помещений с взрывоопасными зонами. На других объектах СУГ перечень структурных элементов и технических устройств уточняется в соответствии с проектной документацией;
т) нанесение номеров на технических устройствах согласно технологической схеме;
у) нанесение обозначений категорий помещений по взрывопожарной опасности и наружных установок по пожарной опасности, а также классов взрывоопасных зон;
ш) проверка и регулировка специализированной организацией работы вентиляционных систем;
щ) проверка работоспособности электрооборудования, КИП, систем автоматизации, противоаварийной и противопожарной защит, систем связи;
э) подготовка инструмента, материалов, необходимых для проведения пусконаладочных работ.
7.5 Основными этапами пусконаладочных работ технологической системы являются:
- внешний осмотр элементов технологической системы;
- индивидуальное опробование технических устройств;
- комплексное опробование.
7.6 Пусконаладочные работы должны производиться также в следующих случаях:
- при расконсервации элементов технологической системы;
- после длительного перерыва в работе (более 6 мес);
- при расширении, техническом перевооружении;
- после капитального ремонта;
- после технического освидетельствования, диагностирования. Объем пусконаладочных работ в этих случаях должен определяться лицом, ответственным за эксплуатацию объекта.
7.7 При вводе в эксплуатацию установок электрохимической защиты должны производиться пусконаладочные работы, включающие в себя:
а) для установок катодной защиты:
1) подбор оптимального режима работы,
2) контроль распределения потенциалов на защищаемых подземных металлических конструкциях и смежных подземных металлических коммуникациях,
3) проверку значения выпрямляемого напряжения и силы тока, потенциала в точке присоединения установки катодной защиты к защищаемым подземным металлическим конструкциям;
б) для протекторных установок:
1) проверку потенциала защищаемых подземных металлических конструкций до присоединения протектора,
2) проверку потенциала протектора относительно земли до подключения к защищаемым подземным металлическим конструкциям,
3) определение разности потенциалов между защищаемыми подземными металлическими конструкциями и протектором до присоединения,
4) проверку потенциала защищаемых подземных металлических конструкций относительно земли после присоединения протектора,
5) проверку значения силы тока в цепи "протектор - защищаемые подземные металлические конструкции",
6) замер потенциала в пунктах измерения, в которых значение потенциала должно составлять минус 0,87 В.
7.8 После проведения пусконаладочных работ значения минимальных и максимальных защитных потенциалов должны соответствовать ГОСТ 9.602.
7.9 При несоответствии измеренных значений нормируемым измерения повторяют через 3 сут.
7.10 Перед началом и по окончании пусконаладочных работ на объекте эксплуатационный персонал инструктируется непосредственно на рабочих местах ответственным за пусконаладочные работы.
7.11 Внешний осмотр технологической системы должен проводиться с целью подтверждения отсутствия на элементах технологической системы повреждений и неисправностей.
7.12 Индивидуальное опробование включает в себя проверку работоспособности каждого элемента технологической системы в соответствии с паспортами и инструкциями по эксплуатации.
7.13 Комплексное опробование включает в себя:
- испытание на герметичность (контрольную опрессовку) технологической системы воздухом или инертным газом давлением 0,3 МПа в течение 1 ч. Результаты испытания считаются положительными при отсутствии видимого падения давления по манометру класса точности 0,6, а по манометрам класса 0,15 и 0,4 - если падение давления не превышает одного деления шкалы;
- продувку технологической системы. Продувочный газ должен сбрасываться в атмосферу через продувочный газопровод. При продувке должны быть приняты меры, предупреждающие попадание СУГ в места, где возможно его воспламенение. Процесс продувки должен обеспечивать гарантированное рассеивание взрывоопасных концентраций в безопасной зоне объекта СУГ;
- первичный пуск СУГ в технологическую систему;
- отработку режимов слива СУГ в резервуары базы хранения из железнодорожных цистерн и/или автоцистерн;
- отработку режимов наполнения СУГ баллонов и автоцистерн, заправки газобаллонных автомобилей;
- отработку режимов аварийного опорожнения (за исключением двустенных резервуаров).
7.14 При комплексном опробовании должна быть проверена работоспособность технологической системы, вспомогательного оборудования (систем вентиляции, электрооборудования, систем контроля и управления, устройств защиты и блокировок, сигнализации и КИП, средств противопожарной защиты и пожаротушения), безопасность их эксплуатации.
7.15 На период комплексного опробования технологической системы должно быть организовано дежурство эксплуатационного персонала и персонала пусконаладочной организации для наблюдения за работой ее элементов и принятия мер по своевременному устранению неполадок.
7.16 Комплексное опробование считается проведенным при условии нормальной и непрерывной работы технологической системы и вспомогательного оборудования в течение:
- не менее 72 ч - на ГНС и ГНП;
- не менее 24 ч - на АГЗС;
- не менее 2 ч - на резервуарных и групповых баллонных установках.
7.17 Нарушения и неполадки в работе систем и оборудования в случае их выявления при комплексном опробовании подлежат устранению, после чего комплексное опробование должно проводиться повторно с продолжительностью, указанной в 7.16.
7.18 По результатам проведения пусконаладочных работ должен быть оформлен акт, подтверждающий готовность объекта к вводу в эксплуатацию (приложение Л).
7.19 После окончания пусконаладочных работ на групповых и индивидуальных баллонных установках сведения о проведении инструктажа потребителей должны быть внесены в эксплуатационный журнал.
7.20 После приемки в эксплуатацию объект (поднадзорный Ростехнадзору) должен быть зарегистрирован в органах Ростехнадзора.
7.21 Формы эксплуатационной документации, заполняемой при вводе объектов в эксплуатацию, приведены в приложениях Ж-М.
8 Требования к проведению сливо-наливных операций
8.1 Общие положения
8.1.1 При выполнении сливо-наливных операций следует выполнять требования раздела 5.
8.1.2 Поступление СУГ на объекты должно осуществляться железнодорожными цистернами и/или автоцистернами, и/или по трубопроводам с газоперерабатывающих и нефтеперерабатывающих предприятий. На АГЗС допускается подача СУГ из резервуаров ГНС, если это предусмотрено проектом.
8.1.3 При подаче СУГ по газопроводам на ГНС, ГНП с нефтеперерабатывающего предприятия граница обслуживания газопроводов персоналом ГНС, ГНП устанавливается актом разграничения зон эксплуатационной ответственности.
8.1.4 СУГ, поставляемые на объекты, должны соответствовать ГОСТ Р 52087, ГОСТ 27578, ГОСТ 20448, в т.ч. по показателям давления СУГ и степени одоризации.
8.1.5 Перед въездом на территорию объекта должен быть установлен знак ограничения скорости движения железнодорожного и автомобильного транспорта.
8.1.6 При сливе СУГ из железнодорожных цистерн запрещается заход другого подвижного состава на путь, где выполняется данная операция. При нахождении транспортной автоцистерны на территории АГЗС нахождение посторонних лиц на территории АГЗС не допускается.
8.1.7 Для безопасного проведения слива СУГ должны предусматриваться меры, исключающие возможность парообразования, кавитации, гидравлических ударов и других явлений в трубопроводах, способных привести к механическому разрушению элементов технологической системы.
8.1.8 Слив СУГ должен проводиться через линии слива.
8.1.9 Применение линий слива с соединительными рукавами в качестве стационарных трубопроводов запрещается.
8.1.10 При сливе СУГ из железнодорожных или автомобильных цистерн должны соблюдаться следующие основные требования, обеспечивающие безопасность объекта и его персонала:
- проведение проверки внешних отличительных признаков и обозначений железнодорожных и автомобильных цистерн;
- в период слива должен быть обеспечен непрерывный контроль за давлением и уровнем СУГ в цистернах и резервуарах. Степень наполнения не должна быть более 85% вместимости резервуара;
- не допускается создание перепада давления при сливе между цистерной и резервуаром посредством сброса в атмосферу паровой фазы СУГ из наполняемого резервуара;
- не допускается во время сливо-наливных операций оставлять без надзора наполнительные, сливные и заправочные колонки, железнодорожные и автомобильные цистерны, резервуары СУГ;
- не допускается повышение давления паровой фазы СУГ, создаваемого в цистерне при сливе, выше рабочего давления, указанного на цистерне;
- при сливе СУГ перепад давления между цистерной и резервуаром базы хранения должен быть в пределах от 0,1 до 0,2 МПа, при сливе СУГ самотеком перепад давления должен обеспечиваться высотой столба жидкой фазы СУГ при расположении резервуара ниже цистерны;
- персонал, выполняющий сливо-наливные операции на железнодорожных цистернах, должен состоять из трех рабочих, на автомобильных цистернах - из двух рабочих;
- перед началом сливо-наливных операций железнодорожные и автомобильные цистерны, линии слива должны заземляться.
8.1.11 При обнаружении утечки СУГ из железнодорожной цистерны должны быть приняты меры по немедленному ее устранению. При невозможности устранения утечки СУГ должны быть оповещены органы МЧС, Ростехнадзора и другие организации, указанные в плане взаимодействия организаций, привлекаемых к устранению аварий.
8.1.12 Не допускается наполнение резервуаров:
а) с истекшим сроком технического освидетельствования;
б) при обнаружении:
1) дефектов в сварных швах и фланцевых соединениях,
2) отсутствия или неисправности предохранительных сбросных клапанов и других устройств и систем противоаварийной защиты,
3) отсутствия или неисправности систем противопожарной защиты, предусмотренной проектом,
4) отсутствия или неисправности уровнемерных устройств, манометров,
5) отсутствия или неисправности арматуры,
6) отсутствия надлежащей окраски и надписей надземных резервуаров,
7) дефектов крепежных деталей на лазах и люках или неполном их количестве,
8) недопустимых осадок, выпучивания, крена фундаментов резервуаров и опор подводящих газопроводов.
8.1.13 При использовании в качестве линий слива соединительных рукавов они должны иметь маркировку предприятия-изготовителя с указанием стандарта (технических условий), диаметра, рабочего давления.
8.1.14 Перед сливом СУГ должен быть проведен внешний осмотр сливных устройств и соединительных рукавов с целью выявления неисправностей.
8.1.15 Не допускается применять соединительные рукава, имеющие трещины, переломы, выбоины и другие неисправности. Соединительные рукава должны подвергаться гидравлическим испытаниям один раз в 3 мес давлением, равным 1,25 рабочего. На бирке, прикрепленной к рукаву, должна быть нанесена дата следующего испытания. На каждом рукаве должен быть нанесен инвентарный номер несмываемой краской.
8.1.16 При проведении сливо-наливных операций должна поддерживаться постоянная связь между персоналом участков объекта (на ГНС, ГНП, АГЗС).
8.1.17 Аварийная остановка слива СУГ из цистерн должна проводиться при:
- наполнении резервуаров жидкой фазой СУГ более 85% внутреннего объема;
- срыве или разрыве соединительных рукавов;
- обнаружении негерметичности газопроводов обвязки, запорной и предохранительной арматуры;
- обнаружении утечек СУГ или потения в сварных швах, во фланцевых и резьбовых соединениях резервуаров;
- выявлении неисправности предохранительной арматуры;
- выявлении неисправности манометра;
- выходе из строя указателей уровнемерных устройств;
- отклонении рабочего давления от предельно допустимого;
- срабатывании блокировок систем автоматизации;
- аварии, пожаре, землетрясении, грозе, отключении электроэнергии на ГНС, ГНП, АГЗС.
8.1.18 При наполнении резервуаров жидкой фазой СУГ более 85% внутреннего объема или разгерметизации одного из резервуаров СУГ следует откачать в другие резервуары базы хранения или в аварийный резервуар посредством специально предназначенной для этого технологической линии, входящей в технологическую систему объекта.
8.1.19 После окончания слива жидкая фаза СУГ из линий слива должна быть возвращена в резервуар или автоцистерну, а паровая фаза удалена через сбросную трубу с обеспечением рассеивания до пожаробезопасной концентрации в местах возможного появления источника зажигания.
8.1.20 При проведении сливо-наливных операций рядом с местом их выполнения должны быть установлены предупреждающие знаки "Стоп", "Производится слив СУГ".
8.1.21 Формы эксплуатационной документации, заполняемой при сливо-наливных операциях, приведены в приложениях Н-Т.
8.2 Слив СУГ из железнодорожных цистерн в резервуары ГНС
8.2.1 Скорость движения железнодорожного состава по территории объекта не должна превышать 5 км/ч. Резкое торможение не допускается.
8.2.2 Слив СУГ из железнодорожных цистерн должен проводиться после полной остановки железнодорожного состава, установки временного ограждения с предупреждающими знаками "Стоп", "Проезд запрещен", "Проводится слив цистерн" и получения разрешения лица, ответственного за сливные работы на железнодорожной эстакаде.
8.2.3 Порядок установки (подачи) железнодорожных цистерн под слив СУГ и проведение слива должны обеспечивать безопасность выполнения этих работ и осуществляться в соответствии с производственной инструкцией.
8.2.4 Установка железнодорожных цистерн у эстакады, перемещение цистерн за пределы территории объекта и маневровые работы в железнодорожном тупике должны проводиться под наблюдением: в рабочее время - ответственного за безопасную эксплуатацию участка слива-налива СУГ, в нерабочее время - дежурного персонала.
8.2.5 При подготовке к сливу СУГ из железнодорожных цистерн следует дополнительно к работам, приведенным в 8.1, выполнить следующие работы:
- установить цистерны у соответствующих стояков сливной эстакады;
- заземлить цистерны;
- установить противооткатные башмаки, выполненные из искробезопасного и прочного материала, имеющие инвентарные номера. Башмаки должен устанавливать ответственный за слив СУГ из железнодорожных цистерн;
- проверить наличие СУГ в цистернах по контрольным вентилям;
- не допустить слив СУГ при давлении в железнодорожной цистерне менее 0,05 МПа. Для СУГ, упругость паров которых в холодное время может быть ниже 0,05 МПа, слив необходимо проводить по производственной инструкции;
- проверить соответствие цистерны и количество ее содержимого накладной (при наличии железнодорожных весов);
- проверить наличие пломб;
- проверить крышку люка-лаза с установленной на ней арматурой на работоспособность арматуры и отсутствие неисправностей;
- проверить срок освидетельствования цистерны. При наличии цистерн с истекшим сроком слив из них запрещается;
- при использовании в качестве линий слива соединительных рукавов проверить их исправность, наличие маркировки и сведений о проведении гидравлических испытаний. Соединительные рукава должны быть обвиты медной проволокой и припаяны (или прикреплены другим способом) к наконечникам рукава для исключения возникновения статического электричества. Допускается пропускать проволоку внутри рукава, обеспечив надежное соединение ее с наконечниками рукава;
- присоединить линии слива к запорной арматуре железнодорожной цистерны и сливных узлов;
- плавно (во избежание гидравлического удара) открыть запорную арматуру, проводить слив СУГ самотеком и/или созданием перепада давления (с помощью компрессора или испарителя) насосом или другими способами, предусмотренными проектной документацией.
8.2.6 Число железнодорожных цистерн на территории ГНС не должно превышать число постов слива на железнодорожной эстакаде.
8.2.7 После окончания слива СУГ линии слива должны быть отсоединены от газопроводов обвязки железнодорожной эстакады, цистерны опломбированы и удалены с территории объекта.
8.2.8 Остаточное давление паров СУГ в железнодорожных цистернах после слива не должно быть менее 0,05 МПа.
8.3 Слив СУГ из автомобильных цистерн в резервуары ГНП, АГЗС
8.3.1 Скорость движения автомобильных цистерн по территории объекта не должна превышать 5 км/ч. Резкое торможение не допускается.
8.3.2 При подготовке к сливу СУГ из автомобильной цистерны следует:
- взвесить цистерну на автомобильных весах (при наличии);
- установить цистерну у сливной колонки (поста);
- заглушить двигатель автоцистерны;
- установить противооткатные башмаки, выполненные из искробезопасного и прочного материала;
- заземлить цистерну;
- проверить соответствие цистерны и количества ее содержимого накладной;
- при отсутствии автомобильных весов содержимое автоцистерны проверить по уровнемерному устройству и данным, приведенным в накладной;
- проверить наличие пломб;
- проверить цистерну и крышку люка-лаза с установленной на ней арматурой на работоспособность арматуры и отсутствие неисправностей;
- проверить срок освидетельствования цистерны;
- при использовании в качестве линий слива соединительных рукавов проверить их исправность, наличие маркировки и сведений о проведении гидравлических испытаний соединительных рукавов. Соединительные рукава должны быть обвиты медной проволокой и припаяны (или прикреплены другим способом) к наконечникам рукава для исключения возникновения статического электричества. Допускается пропускать проволоку внутри рукава, обеспечив надежное соединение ее с наконечниками рукава;
- присоединить линии слива к обвязке автоцистерны и сливного поста (колонки);
- плавно (во избежание гидравлического удара) открыть запорную арматуру, производить слив СУГ самотеком и/или созданием перепада давления (с помощью компрессора или испарителя), насосом или другими способами, предусмотренными проектной документацией.
8.3.3 После окончания слива линии слива должны быть отсоединены от сливной колонки (поста) и автоцистерны, цистерна опломбирована и взвешена (при наличии автомобильных весов).
8.3.4 Остаточное давление паров СУГ в автоцистернах после слива не должно быть менее 0,05 МПа.
8.3.5 После окончания сливо-наливных работ запускать двигатель автомобильной цистерны без разрешения работника, производящего сливо-наливные операции, не допускается.
8.3.6 Наполнение автомобильных цистерн должно проводиться аналогично сливу, только через наполнительные колонки. При этом не допускается наполнение СУГ при давлении в автомобильной цистерне менее 0,05 МПа. При давлении в автомобильной цистерне в холодное время года менее 0,05 МПа наполнение должно проводиться по производственной инструкции.
8.3.7 Осуществлять слив СУГ из автомобильных цистерн в резервуары ГНП, АГЗС при давлении в них менее 0,05 МПа не допускается.
8.4 Слив СУГ в резервуарные установки
8.4.1 При подготовке к сливу СУГ из автомобильной цистерны в резервуарную установку следует:
- выставить посты для исключения нахождения посторонних лиц во взрывоопасной зоне (в радиусе 20 м от сливных постов);
- установить автомобильную цистерну у сливного поста или вблизи места размещения редукционной головки резервуара со сливными штуцерами;
- заглушить двигатель автомобильной цистерны;
- установить противооткатные башмаки, выполненные из искробезопасного и прочного материала;
- заземлить цистерну;
- проверить по уровнемерным устройствам уровень жидкой фазы СУГ в резервуарах резервуарной установки;
- присоединить линии слива к обвязке автомобильной цистерны и сливного поста (колонки) или к сливным штуцерам редукционной головки резервуара;
- медленно (во избежание гидравлического удара) открыть запорную арматуру сливного поста (колонки) и обвязки сосуда автомобильной цистерны, проводить слив СУГ самотеком или с помощью насоса.
8.4.2 После окончания слива СУГ линии слива (соединительные рукава) автомобильной цистерны должны быть отсоединены от сливной колонки (поста) или редукционной головки.
8.4.3 Приостанавливать подачу паровой фазы СУГ потребителям при наполнении резервуаров резервуарной установки не допускается.
8.4.4 Осуществлять слив СУГ из автомобильных цистерн в резервуары резервуарной установки при давлении в них менее 0,05 МПа не допускается.
8.5 Заправка газобаллонных автомобилей
8.5.1 При подготовке к заправке оператор должен убедиться в отсутствии пассажиров в автомобиле, проверить газобаллонное оборудование автомобиля на отсутствие неисправностей, утечки СУГ, наличие отличительной окраски баллона, надписей, таблички-паспорта, заземлить автомобиль.
8.5.2 На табличке-паспорте баллона должны быть выбиты и легко читаться следующие надписи:
- товарный знак предприятия-изготовителя;
- номер баллона;
- дата (месяц, год) изготовления и год следующего освидетельствования;
- полная вместимость, л;
- полезная вместимость, л.
8.5.3 Не допускается заправлять неисправные баллоны или баллоны с истекшим сроком освидетельствования.
8.5.4 При выявлении утечек СУГ в газобаллонном оборудовании или наполнении баллона свыше 80% его внутреннего объема следует приостановить подачу СУГ и переключить заправочное устройство баллона на свечу рассеивания для сброса СУГ из баллона. При этом должны быть приняты меры, предупреждающие попадание СУГ в места, где возможно их воспламенение. Процесс сброса СУГ должен обеспечивать гарантированное рассеивание взрывоопасных концентраций в безопасной зоне объекта СУГ.
8.5.5 Заправка газобаллонных автомобилей при сливе СУГ из автомобильной цистерны в резервуары АГЗС не допускается.
8.5.6 Водитель газобаллонного автомобиля должен быть проинструктирован персоналом организации, установившей газобаллонное оборудование, по правилам безопасности по его эксплуатации и соблюдать их.
8.5.7 На АГЗС, не относящихся к топливозаправочным пунктам ГНС или ГНП, заправка автомобилей должна осуществляться только персоналом АГЗС.
8.5.8 Автомобили, ожидающие заправку, должны находиться вне территории зоны заправочных островков.
9 Требования к эксплуатации структурных элементов объектов
9.1 Резервуары
9.1.1 Общие положения
9.1.1.1 При эксплуатации резервуаров следует выполнять требования раздела 5.
9.1.1.2 Резервуары должны иметь паспорта, составленные предприятием-изготовителем. В процессе эксплуатации в паспорт резервуара (сосуда, работающего под давлением) должны вноситься сведения о проведенных работах по ремонтам, техническому освидетельствованию и диагностированию.
9.1.1.4 Разрешение на ввод в эксплуатацию резервуаров, подлежащих регистрации, выдается органами Ростехнадзора.
9.1.1.5 Пуск в эксплуатацию резервуаров после технического освидетельствования или диагностирования допускается только с письменного разрешения технического руководителя объекта СУГ или эксплуатационной организации.
9.1.1.6 После выдачи разрешения на ввод в эксплуатацию на резервуаре должны быть нанесены краской на специальной табличке размером не менее 200x150 мм следующие данные:
- регистрационный номер;
- число, месяц и год следующих наружного и внутреннего осмотров и гидравлического испытания.
9.1.1.7 Резервуары должны быть оснащены следующими техническими устройствами:
- запорной арматурой;
- редуцирующей арматурой (для резервуарных установок);
- приборами для измерения давления класса точности 2,5;
- предохранительными устройствами;
- указателями уровня жидкости (сигнализаторами уровня жидкости с блокировками по уровню, кроме резервуарных установок).
9.1.1.8 Резервуары должны наполняться жидкой фазой СУГ не более чем на 85% внутреннего объема.
9.1.1.9 Резервуары перед наполнением должны проверяться на наличие остаточного давления.
9.1.1.10 Остаточное давление в резервуаре в теплое время года должно быть не менее 0,05 МПа. Для холодного времени года, когда избыточное давление в резервуарах может быть менее 0,05 МПа, значение остаточного давления в резервуаре и приборы для его измерения должны устанавливаться производственной инструкцией.
9.1.1.11 Перед первичным заполнением СУГ резервуары должны быть:
- очищены от грязи, ржавчины, сварочного шлака;
- проверены на герметичность (проведена контрольная опрессовка) технологической системы воздухом или инертным газом давлением 0,3 МПа в течение 1 ч. Результаты испытания считаются положительными при отсутствии видимого падения давления по манометру класса точности 0,6, а по манометрам класса 0,15 и 0,4 - если падение давления не превышает одного деления шкалы;
- продуты, по результатам продувки должен составляться акт, форма которого должна быть приведена в методике продувки.
9.1.1.12 Перед ремонтом, техническим освидетельствованием или диагностированием должны быть выполнены следующие работы:
- освобождение резервуаров от СУГ, неиспарившихся остатков;
- дегазация резервуаров водой, водяным паром или азотом;
- отсоединение резервуаров от газопроводов паровой и жидкой фаз СУГ;
- установка заглушек на газопроводы.
9.1.1.13 Проводить снятие технических устройств с резервуаров без предварительного освобождения их от СУГ и продувки инертным газом не допускается.
9.1.1.14 Продувочный газ должен сбрасываться в атмосферу через продувочный газопровод. При продувке должны быть приняты меры, предупреждающие попадание СУГ в места, где возможно его воспламенение. Процесс продувки должен обеспечивать гарантированное рассеивание взрывоопасных концентраций в безопасной зоне объекта СУГ.
9.1.1.15 Качество дегазации должно проверяться анализом проб воздуха, отобранного из нижней части резервуара. Концентрация СУГ в пробе воздуха после дегазации резервуара не должна превышать 10% НКПР.
9.1.1.16 При эксплуатации надземных резервуаров для исключения гидратообразования накопившаяся в них вода должна периодически сливаться через незамерзающие дренажные клапаны закрытым способом. Сливать воду следует не ранее чем через 2 ч после наполнения резервуара. Освобождение резервуаров АГЗС и резервуарных установок от воды и неиспарившихся остатков должно осуществляться с применением оборудования и по методике, регламентированной ТЭД предприятия - изготовителя применяемой технологической системы.
9.1.1.17 В случае образования "гидратной пробки" операция по сливу воды должна быть прекращена, запорная арматура закрыта. Ликвидация "гидратной пробки" должна проводиться подогревом горячей водой или горячим песком.
9.1.1.18 Аварийная остановка резервуара должна проводиться при выявлении неисправностей, приведенных в 8.1.12, а также при:
- обнаружении негерметичности газопроводов обвязки, запорной и предохранительной арматуры;
- обнаружении утечек СУГ или потения в сварных швах, во фланцевых и резьбовых соединениях резервуаров;
- выявлении неисправности предохранительных клапанов;
- выявлении неисправности манометра;
- выходе из строя уровнемерных устройств;
- отклонении рабочего давления от предельно допустимого (1,6 МПа);
- аварии, пожаре, землетрясении, грозе, отключении электроэнергии;
- неполном количестве или недопустимых дефектах крепежных деталей;
- недопустимой осадке, выпучивании или крене фундаментов резервуаров или опор газопроводов обвязки резервуаров;
- срабатывании блокировок систем автоматизации;
- неисправности систем противопожарной защиты.
9.1.1.19 Техническое обслуживание, текущий и капитальный ремонты газопроводов обвязки резервуаров допускается проводить одновременно с резервуарами.
9.1.1.20 Текущий ремонт резервуаров должен проводиться по результатам технического обслуживания, технического освидетельствования или технического диагностирования по методикам, разработанным и согласованным в установленном порядке, с учетом требований эксплуатационной документации.
9.1.1.21 При истекшем сроке эксплуатации резервуара, а также по результатам технического обслуживания и технического освидетельствования должно проводиться его техническое диагностирование. При выявлении недопустимых неисправностей резервуар подлежит замене.
9.1.1.22 Техническое диагностирование и текущий ремонт должна выполнять специализированная организация.
9.1.1.23 Слив неиспарившихся остатков СУГ из сосудов автомобильных цистерн и резервуаров перед проведением ремонта, технического освидетельствования или технического диагностирования должен проводиться в отдельный резервуар или автомобильную цистерну. Вопросы утилизации неиспарившихся остатков решаются по согласованию с Роспотребнадзором.
9.1.1.24 Формы эксплуатационной документации, заполняемой при эксплуатации резервуаров, приведены в приложениях У-X.
9.1.2 Техническое обслуживание
9.1.2.1 При техническом обслуживании надземных резервуаров ГНС, ГНП, АГЗС не реже одного раза в смену должны выполняться следующие работы:
- контроль показаний манометров. Для двустенных резервуаров, кроме того, проверяются показания манометра, установленного на патрубке межстенного пространства резервуара;
- контроль показаний уровнемерных устройств.
9.1.2.2 При техническом обслуживании надземных резервуаров ГНС, ГНП, АГЗС не реже одного раза в месяц должны выполняться следующие основные работы:
- внешний осмотр запорной и предохранительной арматуры, фланцевых и резьбовых соединений, газопроводов обвязки резервуаров с целью выявления утечек СУГ пенообразующим раствором или приборным методом;
- внешний осмотр теплоизоляции резервуаров (при ее наличии);
- очистка территории места установки резервуаров (в холодное время - после выпадения снега или образования гололеда).
9.1.2.3 При техническом обслуживании надземных резервуаров ГНС, ГНП, АГЗС не реже одного раза в год должны выполняться следующие основные работы:
- контроль технического состояния лестниц и обслуживающих площадок резервуаров. Пользоваться переносными лестницами для обслуживания резервуаров не допускается;
- контроль соответствия фактических отметок резервуаров и газопроводов обвязки проектным отметкам;
- контроль технического состояния защитного покрытия резервуаров, в т.ч. теплозащитного покрытия двустенных резервуаров и приравненных к ним одностенных резервуаров, газопроводов обвязки;
- проверка параметров настройки предохранительных клапанов и их регулировка.
9.1.2.4 При техническом обслуживании подземных резервуаров ГНС, ГНП, АГЗС не реже одного раза в смену должны выполняться следующие основные работы:
- контроль показаний манометров. Для двустенных резервуаров, кроме того, проверяются показания манометра, установленного на патрубке межстенного пространства резервуара;
- контроль показаний уровнемерных устройств.
9.1.2.5 При техническом обслуживании подземных резервуаров ГНС, ГНП, АГЗС не реже одного раза в месяц должна выполняться очистка территории места установки резервуаров.
9.1.2.6 При техническом обслуживании подземных резервуаров ГНС, ГНП, АГЗС не реже одного раза в год должны выполняться следующие основные работы:
- контроль технического состояния защитного покрытия надземных участков газопроводов обвязки;
- контроль состояния грунта засыпки (обсыпки);
- проверка параметров настройки предохранительных клапанов и их регулировка.
9.1.3 Текущий ремонт
9.1.3.1 При выполнении текущего ремонта должны выполняться следующие основные работы:
- текущий ремонт газопроводов обвязки, запорной и предохранительной арматуры, выполняемый в соответствии с 9.4;
- восстановление защитного покрытия подземных и надземных резервуаров и проектного состояния обваловки подземных резервуаров;
- ремонт защитных стенок или обвалования.
9.1.4 Дополнительные требования к техническому обслуживанию и ремонту резервуарных установок
9.1.4.1 Техническое обслуживание резервуарных установок должно проводиться один раз в 3 мес.
9.1.4.2 При проведении технического обслуживания, кроме работ, указанных в 9.1.2.1, 9.1.2.2, дополнительно должны выполняться следующие работы:
- выявление утечек СУГ в арматуре редукционных головок, в обвязке резервуаров, на газопроводах нижней обвязки жидкой фазы СУГ резервуаров газоанализатором или органолептическим методом, а также их устранение;
- проверка технического состояния защитного покрытия кожухов редукционных головок и ограждений резервуарной установки, наличия и исправности запоров на дверцах кожухов и ограждений, предупредительных надписей;
- проверка исправности резьбы на штуцерах патрубков для присоединения соединительных рукавов, наличия заглушек на штуцерах;
- контроль давления паровой фазы СУГ по манометру, установленному после регулятора давления;
- проверка исправности и, при необходимости, настройка регулятора на номинальное давление.
9.1.4.3 При выявлении утечек СУГ из газопроводов и/или других технических устройств резервуарной установки проверка на загазованность должна быть проведена в подвалах, цокольных этажах и колодцах сетей инженерно-технического обеспечения, расположенных на расстоянии не менее 15 м от резервуарной установки. В случае обнаружения загазованности (в подвалах, колодцах, цокольных этажах и др.) зона проверки должна быть увеличена до 50 м.
9.1.4.4 При концентрации СУГ выше 20% НКПР следует действовать в соответствии с требованиями "Плана локализации и ликвидации аварий" и "Плана взаимодействия организаций, привлекаемых к устранению аварий", разработанных и утвержденных в установленном порядке.
9.1.4.5 При эксплуатации надземных газопроводов должны быть предусмотрены меры по предотвращению конденсато- и гидратообразования. В случае образования "конденсатной и/или гидратной пробки" их ликвидация должна проводиться подогревом горячей водой или горячим песком.
После выполнения работ по ликвидации пробок должен проводиться пуск паровой фазы СУГ потребителям.
9.1.4.6 Проверка наличия конденсата в газопроводах паровой фазы СУГ и его удаление должны проводиться с периодичностью, исключающей возможность образования конденсатных пробок.
9.1.4.7 Текущий ремонт оборудования редукционных головок резервуаров с разборкой редуцирующей, предохранительной и запорной арматуры должен проводиться не реже одного раза в год, если иное не предусмотрено эксплуатационной документацией.
9.1.4.8 Проверка и настройка регуляторов давления, сбросных и запорных предохранительных клапанов должны выполняться в соответствии с требованиями эксплуатационной документации.
9.1.4.9 При эксплуатации резервуарных установок должен быть предусмотрен комплексный метод проведения технического обслуживания, текущего и капитального ремонтов, сроки которых должны совпадать со сроками проведения ремонтов на газопроводах, запорной и предохранительной арматуре, приведенными в 9.4.
9.1.5 Требования к проведению работ по техническому освидетельствованию резервуаров
9.1.5.1 Объем, методы и периодичность технического освидетельствования резервуаров должны быть определены предприятием-изготовителем и указаны в руководстве по эксплуатации. В случае отсутствия таких указаний техническое освидетельствование должно проводиться не реже одного раза в 10 лет.
9.1.5.2 Перед проведением гидравлического испытания резервуары должны быть дегазированы.
9.1.5.3 При выполнении технического освидетельствования надземных резервуаров должны выполняться следующие работы:
- наружный и внутренний осмотр с целью выявления дефектов сварных швов и основного металла, технического состояния защитного покрытия;
- гидравлическое испытание давлением в соответствии с эксплуатационной документацией.
9.1.5.4 При выполнении технического освидетельствования подземных резервуаров должны выполняться следующие работы:
- внутренний осмотр с целью выявления дефектов сварных швов и основного металла;
- гидравлическое испытание;
- толщинометрия.
9.1.5.5 При выявлении дефектов стенок подземных резервуаров при внутреннем осмотре и утончении стенок при проведении толщинометрии должна проводиться раскопка грунта для осмотра изоляционного покрытия, определения технического состояния наружной поверхности резервуара, проверки адгезии.
9.1.5.6 Гидравлическое испытание резервуаров должно проводиться без запорной и предохранительной арматуры и КИП. Вместо них должны быть установлены заглушки из стали той же марки, что и резервуары, имеющие толщину не менее толщины сферических днищ сосудов.
9.1.5.7 Время выдержки резервуаров под пробным давлением должно быть не менее 5 мин. После снижения пробного давления до рабочего должен проводиться осмотр сварных соединений и прилегающих к ним участков.
9.1.5.8 Давление должно измеряться по двум поверенным манометрам (один из них - контрольный). Манометры должны быть с одинаковыми классом точности и ценой деления.
9.1.5.9 Резервуар считается выдержавшим гидравлическое испытание, если не обнаружено дефектов, включающих в себя:
- признаки разрыва;
- течи, слезки и потения в сварных и разъемных соединениях и на основном металле;
- видимые остаточные деформации, падение давления по манометру.
9.1.5.10 После удаления воды резервуар должен быть осушен.
9.1.5.11 При проведении технического освидетельствования подземных двустенных резервуаров дополнительно к работам, приведенным в 9.1.5.1-9.1.5.9, необходимо выполнить следующие работы:
- перед освобождением внутреннего сосуда от СУГ для проведения внутреннего осмотра внутреннего сосуда следует сбросить избыточное давление азота из межстенного пространства через сбросной газопровод;
- провести раскопку грунта для осмотра изоляционного покрытия, определения технического состояния наружной поверхности наружного сосуда, проверку адгезии;
- после гидравлического испытания внутреннего сосуда должно быть проведено гидравлическое испытание наружного сосуда (давлением воды в межстенном пространстве) при сохранении давления воды во внутреннем сосуде не ниже давления (расчетного) испытания наружного сосуда.
9.1.5.12 Удаление воды из двустенных резервуаров после проведения гидравлических испытаний должно проводиться следующим образом:
- снизить давление воды в межстенном пространстве резервуара до атмосферного;
- удалить воду из межстенного пространства;
- осушить межстенное пространство;
- снизить давление воды во внутреннем сосуде до атмосферного;
- удалить воду из внутреннего сосуда;
- осушить резервуар.
9.1.5.13 При проведении технического освидетельствования двустенных резервуаров должна проводиться толщинометрия стенок внутреннего и наружного сосудов.
9.1.5.14 Демонтируемые с резервуара запорная, предохранительная арматура и КИП должны пройти внеочередное техническое обслуживание и, при необходимости, ремонт.
9.1.5.15 При проведении технического освидетельствования резервуара должны соблюдаться следующие меры безопасности:
- работы внутри резервуара должны проводиться по наряду-допуску бригадой в составе не менее трех человек под руководством специалиста. В резервуаре должно находиться не более одного человека, имеющего индивидуальные средства защиты и переносной газосигнализатор, поддерживающего постоянную связь с двумя членами бригады, находящимися за пределами резервуара;
- люки, арматура и т.п. при проведении внутреннего осмотра должны быть открыты;
- время пребывания рабочего в резервуаре не должно превышать 15 мин;
- резервуар следует проверять на загазованность каждые 15 мин. При обнаружении концентрации СУГ выше 10% НКПР работы в резервуаре необходимо прекратить и провести повторную дегазацию с последующей проверкой на загазованность.
9.2 Насосы, компрессоры, испарители
9.2.1 Общие положения
9.2.1.1 При эксплуатации насосов, компрессоров и испарителей следует выполнять требования раздела 5.
9.2.1.2 Насосы, компрессоры, испарители должны использоваться для проведения сливо-наливных операций на объектах.
9.2.1.3 На ГНС, ГНП должны быть установлены рабочие и резервные насосы и компрессоры.
9.2.1.4 Резервные насосы и компрессоры должны поддерживаться в рабочем состоянии. Техническое обслуживание должно проводиться в сроки, установленные для рабочих насосов и компрессоров.
9.2.1.5 Резервные насосы и компрессоры должны находиться в постоянной готовности к пуску. Для их отключения должна использоваться запорная арматура. Установка заглушек не допускается.
9.2.1.6 Пуск насосов и компрессоров (первичный и после ремонта или длительного вынужденного отключения, кроме резервного насоса или компрессора) должен проводиться с письменного разрешения лица, ответственного за эксплуатацию данного участка.
Оставлять работающие насосы и компрессоры без надзора не допускается.
9.2.1.7 Перед пуском насосов и компрессоров, установленных в помещениях, необходимо:
- включить приточно-вытяжную вентиляцию за 15 мин до начала работы;
- проверить температуру воздуха в помещении, которая должна быть не ниже 10 °С (при использовании компрессоров с водяным охлаждением);
- провести осмотр технических устройств, в т.ч. газопроводов, запорной и предохранительной арматуры с целью выявления дефектов и утечек СУГ;
- проверить исправность манометров;
- проверить наличие и исправность ограждений у насосов и компрессоров. Эксплуатация компрессоров и насосов при отсутствии ограждений не допускается;
- проверить затяжку фундаментных болтов;
- подготовить насосы и компрессоры к пуску в соответствии с производственной инструкцией;
- включить электродвигатели насосов и компрессоров.
9.2.1.8 Допускается эксплуатация компрессоров с воздушным охлаждением и насосов при температуре окружающего воздуха не ниже температуры, указанной в эксплуатационной документации организации-изготовителя.
9.2.1.9 Давление паровой фазы СУГ в нагнетательном газопроводе компрессора не должно превышать давления конденсации паров СУГ при температуре нагнетания и быть выше 1,6 МПа.
9.2.1.10 Давление во всасывающем газопроводе насоса должно быть на 0,1-0,2 МПа выше упругости насыщенных паров СУГ при температуре перекачки, минимальное входное давление погружных насосов не должно быть менее 0,4 МПа.
Для получения доступа к полной версии без ограничений вы можете выбрать подходящий тариф или активировать демо-доступ.