Все ведомственные инструкции и иные акты, принимаемые по вопросам Москве. Главный показатель - качество работы подрядных организаций из инженерных систем и коммуникаций; неисправности либо нарушения правил Объединением административно - технических инспекций города Москвы.
Проверка состояния инженерного оборудования производственных зданий ЭПЗиС и перечни должностных обязанностей на каждого специалиста информационно- техническую литературу или инструкции по вопросам а на крупных энергопредприятиях - заместитель главного инженера по ремонту.
Должностная инструкция разработана в соответствии. и кассовой дисциплины, смет административно -хозяйственных и других. технических и телекоммуникационных средств выполнения инженерных и управленческих работ.. Главный специалист по защите информации относится к категории.
Настоящие Правила разработаны Госгортехнадзором России с участием специалистов АО "ГипроНИИгаз", АО "МосгазНИИпроект", ОАО "Росгазификация", АКХ им. К.Д. Памфилова, РАО "ЕЭС России", РАО "Газпром", эксплуатационных организаций газовых хозяйств. 1. Общие положения 1.1. Сфера действия и порядок применения 1.1.1. "Правила безопасности в газовом хозяйстве" (далее по тексту - Правила) разработаны в соответствии с "Положением о Федеральном горном и промышленном надзоре России", утвержденным Указом Президента Российской Федерации от 18.02.93 N 234, и учитывают требования Федерального закона "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" от 21.07.97 N 116-ФЗ, а также других действующих нормативных документов. 1.1.2. Правила <*> устанавливают требования, направленные на обеспечение технической безопасности при: проектировании, строительстве и эксплуатации систем газоснабжения (газораспределения) природными газами с избыточным давлением не более 1,2 МПа <**>, а также сжиженными углеводородными газами (СУГ) с избыточным давлением не более 1,6 МПа, используемыми в качестве топлива; выпуске и применении оборудования для газового хозяйства. -------------------------------- <*> Термины и определения, используемые в Правилах, приведены в Приложении 1. ┌────────────────────────┬───────────────────────────────────────┐ │ Газопроводы │ Трассы газопроводов │ │ ├────────────┬────────────┬─────────────┤ │ │ низкого │ высокого и │всех давлений│ │ │ давления в │ среднего │в незастроен-│ │ │застроенной │ давления в │ной части го-│ │ │части города│застроенной │рода (насе- │ │ │(населенного│части города│ленного │ │ │ пункта) │(населенного│пункта) и │ │ │ │ пункта) │межпоселковые│ ├────────────────────────┼────────────┴────────────┴─────────────┤ │1. Вновь построенные │ Непосредственно в день пуска и на │ │ │ следующий день после пуска │ │ │ │ │2. Эксплуатируемые в │ Устанавливается главным инженером │ │ нормальных условиях и│ эксплуатирующей организации, но: │ │ находящиеся в │ │ │ удовлетворительном │не реже │не реже │не реже 1 │ │ техническом состоянии│1 раза в │2 раз в мес.│раза в 6 мес.│ │ │мес. │ │при ежегодном│ │ │ │ │приборном │ │ │ │ │обследовании │ │ │ │ │или 1 раза в │ │ │ │ │2 мес. без │ │ │ │ │его │ │ │ │ │проведения │ │ │ │ │ │ │3. После реконструкции │То же │То же │То же │ │ методом протяжки │ │ │ │ │ полиэтиленовых труб │ │ │ │ │ или санированием │ │ │ │ │ │ │ │ │ │4. Проложенные в зоне │Не реже │Не реже │Не реже │ │ действия источников │1 раза │2 раз │1 раза │ │ блуждающих токов, в │в неделю │в неделю │в 2 недели │ │ грунте с высокой │ │ │ │ │ коррозионной │ │ │ │ │ активностью и не │ │ │ │ │ обеспеченные │ │ │ │ │ минимальным защитным │ │ │ │ │ электропотенциалом │ │ │ │ │ │ │ │ │ │5. Имеющие дефекты │Не реже │Не реже │Не реже │ │ защитных покрытий │1 раза │2 раз │1 раза │ │ после приборного │в неделю │в неделю │в 2 недели │ │ технического │ │ │ │ │ обследования │ │ │ │ │ │ │ │ │ │6. Имеющие положительные│Ежедневно │Ежедневно │Не реже │ │ и знакопеременные │ │ │2 раз │ │ значения │ │ │в неделю │ │ электропотенциалов │ │ │ │ │ │ │ │ │ │7. Находящиеся в │Ежедневно │Ежедневно │Не реже │ │ неудовлетворительном │ │ │2 раз │ │ техническом │ │ │в неделю │ │ состоянии, подлежащие│ │ │ │ │ замене │ │ │ │ │ │ │ │ │ │8. Проложенные в │Не реже │Не реже │Не реже │ │ просадочных грунтах │1 раза │2 раз │1 раза │ │ │в неделю │в неделю │в 2 недели │ │ │ │ │ │ │9. С временно │ Ежедневно до проведения ремонта │ │ устраненной утечкой │ │ │ (бинт, бандаж) │ │ │ │ │ │10. Находящиеся в │ Ежедневно до устранения угрозы │ │ радиусе 15 м от │ повреждения газопровода │ │ места производства │ │ │ строительных работ │ │ │ │ │ │11. Береговые части │ Ежедневно в период паводка │ │ переходов через │ │ │ водные преграды и │ │ │ овраги │ │ └────────────────────────┴───────────────────────────────────────┘ 3.3.9. Обход трасс подземных газопроводов должен производиться бригадой в составе двух человек. В незастроенной части города (поселка), а также вне проезжей части дорог при отсутствии в 15-метровой зоне от газопроводов колодцев, других подземных сооружений (коммуникаций) допускается обход производить одним рабочим. 3.3.10. Обходчикам подземных газопроводов должны вручаться под расписку маршрутные карты, на которых указаны схемы трасс газопроводов с местоположением газовых (в том числе электрозащиты) и других сооружений (коммуникаций), колодцев, подвалов зданий, подлежащих проверке на загазованность (15 м по обе стороны от газопровода). Маршрутные карты должны ежегодно выверяться. Перед допуском к первому обходу рабочие должны быть ознакомлены с трассой газопровода на местности. 3.3.11. При обнаружении загазованности сооружений на трассе газопровода или утечки газа по внешним признакам рабочие, проводящие обход, обязаны немедленно известить аварийно - диспетчерскую службу и до приезда бригады принять меры по предупреждению окружающих (жильцов дома, прохожих) о загазованности и недопустимости курения, пользования открытым огнем, электроприборами и необходимости проветривания помещений. Дополнительно должна быть организована проверка приборами и проветривание загазованных подвалов, цокольных и первых этажей зданий, колодцев и камер подземных сооружений (коммуникаций) на расстоянии 50 м по обе стороны от газопровода. 3.3.12. Результаты обхода газопроводов должны отражаться в журнале. В случае выявления неисправностей или самовольного ведения работ в охранной зоне газопровода должен составляться рапорт. 3.3.13. Вдоль трассы подземного газопровода в пределах 2 м по обе стороны не допускается складирование материалов, оборудования, в том числе для временного хранения. 3.3.14. Администрация организации, по территории которой газопровод проложен транзитом, должна обеспечить доступ обслуживающего персонала эксплуатационной организации для проведения осмотра, ремонта газопровода, локализации и ликвидации аварийных ситуаций. 3.3.15. Владельцы смежных с газопроводом подземных сооружений (коммуникаций) должны своевременно производить очистку крышек колодцев и камер на расстоянии не менее 15 м от газопровода для проверки их на загазованность. 3.3.16. Владельцы зданий должны содержать подвалы и технические подполья в состоянии, обеспечивающем возможность их постоянного проветривания и проверки на загазованность. 3.3.17. Приборное техническое обследование действующих подземных газопроводов должно производиться не реже 1 раза в 5 лет. Газопроводы, требующие капитального ремонта или включенные в план на замену (перекладку), должны подвергаться приборному техническому обследованию не реже 1 раза в год. 3.3.18. Внеочередные приборные технические обследования стальных газопроводов должны проводиться при обнаружении неплотности или разрыва сварных стыков, сквозных коррозионных повреждений, а также если у электрозащитных установок в течение года были перерывы в работе: более 1 мес. - в зонах опасного действия блуждающих токов; более 6 мес. - в зонах отсутствия блуждающих токов, если защита газопровода не обеспечена другими установками. Коррозионное состояние металла и изоляционного покрытия трубы должно определяться во всех шурфах, отрываемых в процессе эксплуатации газопровода или смежных сооружений. Качество сварных стыков на вскрытых участках газопроводов проверяется, если ранее на газопроводе были обнаружены поврежденные сварные соединения. 3.3.19. При приборном техническом обследовании подземных стальных газопроводов должны выявляться места повреждения изоляционных покрытий и утечки газа. 3.3.20. В местах выявленных повреждений изоляционного покрытия, а также на участках, где использование приборов затруднено индустриальными помехами, должны быть отрыты контрольные шурфы длиной не менее 1,5 м для визуального обследования. Количество шурфов в зонах индустриальных помех должно составлять не менее 1 на каждые 500 м распределительных газопроводов и на каждые 200 м газопроводов - вводов. 3.3.21. С целью проверки герметичности подземного газопровода и для обнаружения мест утечек газа допускается производить бурение скважин. Скважины закладываются на расстоянии не менее 0,5 м от стенки газопровода через каждые 2 м глубиной не менее глубины промерзания грунта в зимнее время, в остальное время - на глубину укладки трубы. 3.3.22. Применение открытого огня для опробования устья скважин разрешается не ближе 3 м от зданий и сооружений. Если газ в скважине не воспламенится, проверка его наличия должна проводиться приборами. 3.3.23. При использовании высокочувствительных приборов для определения наличия газа глубина скважин может быть уменьшена с целью их закладки вдоль оси газопровода. 3.3.24. Допускается производить проверку плотности газопроводов опрессовкой по нормам испытаний вновь построенных газопроводов на герметичность. Газопроводы давлением до 0,005 МПа проверяются на герметичность давлением 0,3 МПа в течение 1 часа. Видимое падение давления по образцовому манометру не допускается. 3.3.25. При обследовании подводных переходов уточняется местоположение газопровода и наличие повреждений изоляционного покрытия по методике, разработанной специализированной организацией и утвержденной владельцем газопровода. Работы по обследованию переходов через водные преграды должны производиться не реже 1 раза в 5 лет. 3.3.26. Утечки газа на газопроводах, обнаруженные при приборном техническом обследовании, устраняются в аварийном порядке. Дефекты изоляционных покрытий, выявленные на газопроводах, расположенных в зонах опасного влияния блуждающих токов и на расстоянии менее 15 м от административных, общественных и жилых зданий, должны устраняться в течение 1 мес., в остальных случаях - не позднее чем через 3 мес. после их обнаружения. 3.3.27. По результатам приборного технического обследования должен составляться акт, в котором с учетом выявленных дефектов и оценки технического состояния дается заключение о возможности дальнейшей эксплуатации газопровода, необходимости и сроках проведения его ремонта или перекладки (замены). 3.3.28. Внеочередные технические обследования (диагностика технического состояния) газопроводов должны проводиться по истечении расчетного ресурса работы, принимаемого для стальных газопроводов 40 лет и для полиэтиленовых 50 лет. Диагностика с целью определения необходимости замены или остаточного ресурса с разработкой мероприятий, обеспечивающих безопасную эксплуатацию газопровода на весь срок продления жизненного цикла, должна проводиться в соответствии с методиками, утверждаемыми Госгортехнадзором России. 3.3.29. Производство строительных и земляных работ в охранной зоне газопровода (ближе 15 м) допускается по письменному разрешению организации - владельца газопровода, в котором должны быть указаны условия и порядок их проведения и приложена схема газопровода с привязками. До начала работ эксплуатирующей организации газового хозяйства представляется проект плана производства работ для согласования мероприятий, обеспечивающих сохранность газопровода. Производство строительных работ в охранной зоне газопровода без разрешения запрещается. 3.3.30. До начала работ ударных механизмов и землеройной техники должно быть определено фактическое местоположение газопровода отрытием шурфов вручную в присутствии представителя организации газового хозяйства. Ударные механизмы для рыхления грунта могут применяться не ближе 3 м от газопровода, а способные на отклонение от вертикали (клин - баба) - не ближе 5 м от газопровода. Эксплуатационным организациям газового хозяйства допускается производить вскрытие газопровода механизированным способом, при условии удаления последнего слоя грунта (200 - 300 мм) вручную. 3.3.31. При строительстве вблизи действующих газопроводов зданий, инженерных сооружений (коммуникаций), дорог и в случаях пересечения ими газопроводов строительными организациями должны быть выполнены требования действующих нормативных документов и проекта. 3.3.32. При проведении работ по расширению и капитальному ремонту железнодорожных, трамвайных путей и автомобильных дорог в местах пересечения их с газопроводами последние, независимо от сроков предыдущей проверки, должны быть подвергнуты внеочередному техническому обследованию и, при необходимости, ремонту или перекладке. Эксплуатационные организации газового хозяйства должны быть заблаговременно уведомлены о предстоящем ремонте или расширении путей (дорог). 3.4. Газорегуляторные пункты, газорегуляторные установки 3.4.1. Режим работы ГРП, ГРУ должен устанавливаться в соответствии с проектом. 3.4.2. Параметры настройки регуляторов в ГРП городов и населенных пунктов для бытовых потребителей не должны превышать 300 даПа <*>. -------------------------------- <*> Декапаскаль (даПа) равен 10 Па. 3.4.3. Предохранительные сбросные клапаны, в том числе встроенные в регуляторы давления, должны обеспечить сброс газа при превышении максимального рабочего давления после регулятора не более чем на 15%; верхний предел срабатывания предохранительно - запорных клапанов (ПЗК) не должен превышать максимальное рабочее давление газа после регулятора более чем на 25%. 3.4.4. Параметры настройки оборудования ГРУ газоиспользующих установок промышленных, сельскохозяйственных производств, отопительных котельных и других организаций должны устанавливаться проектом и уточняться при пусконаладочных работах. 3.4.5. Колебание давления газа на выходе из ГРП, ГРУ допускается в пределах 10% от рабочего давления. Неисправности регуляторов, вызывающие повышение или понижение рабочего давления, неполадки в работе предохранительных клапанов, а также утечки газа, должны устраняться в аварийном порядке. 3.4.6. Включение в работу регулятора давления в случае прекращения подачи газа должно производиться после выявления причины срабатывания предохранительно - запорного клапана (ПЗК) и принятия мер по устранению неисправности. 3.4.7. На случай ремонта оборудования необходимо предусматривать резервную линию редуцирования или обводной газопровод (байпас). Устройство байпаса при подаче газа на установки, рассчитанные на работу только в автоматическом режиме, не требуется. Газ по обводному газопроводу (байпасу) допускается подавать только в течение времени, необходимого для ремонта оборудования и арматуры. Работа должна выполняться бригадой рабочих в составе не менее двух человек, один из которых назначается старшим. 3.4.8. Температура воздуха в помещении ГРП определяется проектом в зависимости от конструкции применяемого оборудования и контрольно - измерительных приборов в соответствии с паспортами заводов - изготовителей. 3.4.9. При эксплуатации ГРП и ГРУ должны выполняться: осмотр технического состояния (обход) в сроки, устанавливаемые производственной инструкцией, обеспечивающие безопасность и надежность эксплуатации; проверка параметров срабатывания предохранительно - запорных и сбросных клапанов - не реже 1 раза в 3 мес., а также по окончании ремонта оборудования; техническое обслуживание - не реже 1 раза в 6 мес.; текущий ремонт - не реже 1 раза в 12 мес., если изготовители газового оборудования не устанавливают иные сроки ремонта; капитальный ремонт - при замене оборудования, средств измерений, ремонте здания, систем отопления, вентиляции, освещения - на основании дефектных ведомостей, составленных по результатам осмотров и текущих ремонтов. 3.4.10. Организационно - технические мероприятия и работы, выполняемые при осмотре технического состояния (обходе), техническом обслуживании, текущем и капитальном ремонте ГРП, ГРУ, должны соответствовать требованиям "Правил технической эксплуатации и требований безопасности труда в газовом хозяйстве Российской Федерации". 3.4.11. Осмотр технического состояния (обход) ГРП должен, как правило, производиться двумя рабочими. Обход ГРП, оборудованных системами телемеханики, оснащенных сигнализаторами загазованности с контролируемым выводом сигнала, шкафных регуляторных пунктов (ШРП), а также ГРУ допускается производить одним рабочим. Эксплуатационным организациям газового хозяйства разрешается производить обход ГРП одним рабочим, из числа постоянного персонала служб по эксплуатации газорегуляторных станций. В этих случаях должна разрабатываться специальная инструкция, определяющая дополнительные меры безопасности. 3.4.12. Перепад давления газа на фильтре не должен превышать величины, установленной заводом - изготовителем. Разборка и очистка кассеты фильтра должны производиться при техническом обслуживании вне помещения ГРП (ГРУ) в местах, удаленных от легковоспламеняющихся веществ и материалов не менее чем на 5 метров. 3.4.13. Режим настройки и проверки параметров срабатывания предохранительных клапанов не должен приводить к изменению рабочего давления газа после регулятора. Настройку и проверку параметров срабатывания предохранительных клапанов допускается выполнять с помощью регулятора давления, если верхний предел срабатывания предохранительного клапана не превышает 300 даПа. 3.4.14. При разборке оборудования отключающие устройства должны быть закрыты. На границах участка устанавливаются заглушки, рассчитанные на максимальное входное давление газа. Для удобства установки заглушек при монтаже газопроводов должны предусматриваться фланцевые соединения для установки поворотной или листовой заглушки с приспособлением для разжима фланцев и токопроводящей перемычкой. 3.4.15. Техническое обслуживание и текущий ремонт регуляторов с гарантированным сроком эксплуатации может производиться в соответствии с паспортом (инструкцией) завода - изготовителя. По истечении гарантийного срока такие регуляторы должны пройти поверку и сервисное обслуживание. 3.4.16. Ремонт электрооборудования ГРП и замена электроламп должны проводиться при снятом напряжении. 3.4.17. Снаружи здания ГРП, на ШРП и ограждении ГРУ должны быть предупредительные надписи - "Огнеопасно - газ". 3.4.18. При определении видов и необходимого количества первичных средств пожаротушения в ГРП, ГРУ следует руководствоваться нормами противопожарной службы МВД России. 3.5. Газонаполнительные станции, газонаполнительные пункты, автомобильные газозаправочные станции сжиженных углеводородных газов 3.5.1. Ведение производственных процессов, техническое состояние технологического и электрооборудования, газопроводов, санитарно - технических сооружений на ГНС, ГНП и АГЗС должны обеспечивать безаварийную работу и безопасность персонала. 3.5.2. Производственные процессы должны вестись согласно утвержденным производственным инструкциям и технологическим схемам, согласованным с Госгортехнадзором России, с соблюдением требований настоящих Правил. 3.5.3. Расширение (дополнительная установка технологического оборудования), техническое перевооружение (замена на новый тип оборудования) или полная реконструкция ГНС, ГНП, АГЗС должны осуществляться по проектам, разработанным в соответствии с требованиями действующих нормативно - технических документов и утвержденным в установленном порядке. 3.5.4. Для каждого производственного помещения и наружной установки в зависимости от характера технологического процесса должны быть определены в проекте категории и класс по взрывопожарной опасности. На газопроводах ГНС (ГНП), АГЗС должны быть указаны направления движения потока газа. 3.5.5. Технологическое оборудование, газопроводы, арматура, электрооборудование, вентиляционные системы, средства измерений, противоаварийной защиты, блокировки и сигнализации в производственной зоне ГНС, ГНП, АГЗС должны ежесменно осматриваться, выявленные неисправности своевременно устраняться. Включение станций в работу без предварительного внешнего осмотра (обхода) запрещается. 3.5.6. Неисправные агрегаты, резервуары, газопроводы должны отключаться, обнаруженные утечки газа устраняться незамедлительно. 3.5.7. Устранение утечек газа на работающем технологическом оборудовании не разрешается. Разборка арматуры, резьбовых и фланцевых соединений на газопроводах допускается после их отключения и продувки инертным газом или паром. Запрещается подтягивать крепежные детали фланцевых соединений, удалять (менять) болты на газопроводах и оборудовании под давлением. 3.5.8. Техническое обслуживание, ремонт газопроводов, арматуры и технологического оборудования, за исключением аварийно - восстановительных работ, должны производиться в дневное время. 3.5.9. Техническое обслуживание, текущий и капитальный ремонт газопроводов, арматуры и технологического оборудования должны производиться в соответствии с инструкциями заводов - изготовителей по монтажу и эксплуатации оборудования и с требованиями настоящих Правил. 3.5.10. Запорная арматура, обратные и скоростные клапаны должны обеспечивать быстрое и надежное отключение. На маховиках арматуры должно быть обозначено направление вращения при открывании и закрывании арматуры. Обслуживание и текущий ремонт арматуры должны производиться в соответствии с регламентом не реже 1 раза в 12 мес. 3.5.11. Резервуары и газопроводы должны быть оборудованы предохранительными сбросными клапанами. Эксплуатация технологического оборудования при неисправных и неотрегулированных предохранительных сбросных клапанах запрещается. 3.5.12. Верхний предел срабатывания предохранительных сбросных клапанов не должен превышать максимальное рабочее давление в резервуарах, газопроводах более чем на 15%. 3.5.13. Исправность предохранительных сбросных клапанов должна проверяться: кратковременным принудительным открыванием (подрывом) не реже 1 раза в мес.; в соответствии с инструкцией завода - изготовителя, если ручное приоткрывание клапана не предусмотрено. 3.5.14. Проверка параметров настройки клапанов, их регулировка должны производиться на стенде или на месте установки с помощью специального приспособления с периодичностью: предохранительные сбросные клапаны резервуаров - не реже 1 раза в 6 мес.; остальные - при проведении текущего ремонта, но не реже 1 раза в 12 мес. 3.5.15. Снимаемый для ремонта или проверки клапан должен заменяться исправным. Клапаны после проверки параметров настройки пломбируются и регистрируются в журнале. 3.5.16. Режим эксплуатации, количество отработанного времени и замеченные неполадки в работе компрессоров и насосов должны фиксироваться в эксплуатационном журнале. 3.5.17. Работающие насосы и компрессоры должны находиться под постоянным надзором. Эксплуатация насосов и компрессоров с отключенными или вышедшими из строя автоматикой, аварийной вентиляцией, блокировкой с вентиляторами вытяжных систем запрещается. 3.5.18. Давление газа на всасывающей линии насоса должно быть на 0,1 - 0,2 МПа выше упругости насыщенных паров жидкой фазы при данной температуре. 3.5.19. Давление газа в нагнетательном патрубке компрессора не должно превышать давления конденсации паров СУГ при температуре нагнетания. Максимальное давление газа после компрессора не должно быть выше 1,6 МПа. 3.5.20. Компрессоры и насосы подлежат аварийной остановке в случаях: утечек или неисправностей отключающих устройств; вибрации, посторонних шумов и стуков; выхода из строя подшипников и сальникового уплотнения; изменения допустимых параметров масла и воды; выхода из строя электропривода, пусковой арматуры; неисправности механических передач и приводов; повышения или понижения нормируемого давления газа во входном и выходном патрубках. 3.5.21. Насосы и компрессоры при ремонтных и регламентных работах в насосно - компрессорных отделениях (НКО) станций (пунктов), а также на время производства газоопасных работ в производственной зоне должны быть остановлены. 3.5.22. На станциях (пунктах) должен назначаться ответственный за эксплуатацию вентиляционных систем. 3.5.23. Вентиляционные системы должны быть определены по функциональному признаку (приточная, вытяжная, аварийная) с присвоением порядкового номера. Обозначения наносятся на кожухе вентилятора и воздуховодах. 3.5.24. На вентиляционные системы должны составляться паспорта. В каждом паспорте должны быть информация о производительности системы, ее схема, характеристики и тип вентилятора и электродвигателя, сведения о ремонтах и наладках. 3.5.25. Все изменения в конструкции вентиляционных систем должны вноситься на основании проекта. 3.5.26. Пуск вентиляционных систем в производственной зоне должен производиться за 15 мин. до включения технологического оборудования. Первоначально включаются вытяжные системы. 3.5.27. В местах забора воздуха приточными вентиляционными системами должна исключаться возможность появления паров сжиженных углеводородных газов и других вредных веществ. 3.5.28. При остановке приточных вентиляционных систем обратные клапаны на воздуховодах должны быть закрыты. 3.5.29. Вентиляционные системы не реже 1 раза в год, а также после капитального ремонта, наладки или неудовлетворительных результатов анализа воздушной среды должны подвергаться испытаниям. Оценка эффективности работы вентиляционных систем подтверждается техническим отчетом специализированной организации с указаниями (рекомендациями) по режиму эксплуатации систем. 3.5.30. Принимаемые и поставляемые потребителям газы должны отвечать требованиям ГОСТ 20448-90 "Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально - бытового потребления" и ГОСТ 27578-87 "Газы углеводородные сжиженные для автомобильного транспорта". 3.5.31. Интенсивность запаха газа должна проверяться в соответствии с ГОСТ 22387.5-77 "Газ для коммунально - бытового потребления. Метод определения интенсивности запаха". 3.5.32. Подготовка к сливу сжиженных газов из железнодорожных цистерн должна быть начата после закрепления цистерн на рельсовом пути и удаления локомотива с территории ГНС. 3.5.33. Число железнодорожных цистерн, одновременно находящихся на территории ГНС, не должно превышать числа постов слива. 3.5.34. Сливоналивные операции должны выполняться по письменному распоряжению руководителя станции с соблюдением требований производственной инструкции. Бригада должна состоять не менее чем из 3 рабочих. 3.5.35. Выполнение сливоналивных операций во время грозы и при проведении огневых работ запрещается. 3.5.36. Железнодорожные (автомобильные) цистерны, резинотканевые рукава должны заземляться. Отсоединять заземляющие устройства разрешается после окончания сливоналивных операций и установки заглушек на штуцеры вентилей цистерн. 3.5.37. Резинотканевые рукава, применяемые при сливоналивных операциях, должны соответствовать техническим условиям и государственным стандартам, допускающим их применение для сжиженных углеводородных газов; для защиты от статического электричества они должны быть обвиты медной проволокой диаметром не менее 2 мм или медным тросиком площадью сечения не менее 4 кв. мм с шагом витка не более 100 мм. Оба конца проволоки (тросика) соединяются с наконечниками рукава пайкой или болтом. 3.5.38. Допускается применение металлокордовых рукавов, а также гибких металлических газопроводов с шарнирными соединениями, рассчитанных на использование с сжиженными углеводородными газами. Осмотр, испытания, отбраковка рукавов, используемых при сливоналивных операциях, должны проводиться в соответствии с требованиями "Правил безопасности при эксплуатации газового хозяйства автомобильных заправочных станций сжиженного газа". 3.5.39. Запрещается подтягивать накидные гайки рукавов, отсоединять рукава, находящиеся под давлением, а также применять ударный инструмент при навинчивании и отвинчивании гаек. Открывать задвижки и вентили на газопроводах следует плавно, не вызывая гидравлических ударов. 3.5.40. Перед выполнением сливоналивных операций из автоцистерн, за исключением оборудованных насосами для перекачки СУГ, а также при заправке газобаллонных автомобилей двигатели автомашин должны быть отключены. Включать двигатели разрешается только после отсоединения рукавов и установки заглушек на штуцеры. 3.5.41. Во время слива и налива СУГ оставлять без надзора наполнительные, сливные и заправочные колонки, железнодорожные и автомобильные цистерны, газобаллонные автомобили запрещается. Между персоналом, выполняющим сливоналивные операции, и машинистами насосно - компрессорного отделения должна осуществляться телефонная, громкоговорящая или визуальная связь для передачи информации о давлении и уровне газа в цистерне и приемном резервуаре. 3.5.42. Максимальный уровень наполнения резервуаров не должен превышать 85% объема резервуара. 3.5.43. При наполнении резервуаров, автоцистерн и баллонов снижение в них давления путем сброса паров в атмосферу запрещается. 3.5.44. Давление жидкой фазы в газопроводах, подающих газ на наполнение баллонов, не должно превышать рабочее (1,6 МПа). 3.5.45. Наполнение баллонов, не соответствующих требованиям "Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением" (ПБ 10-115-96), запрещается. 3.5.46. Пригодность к наполнению автомобильных баллонов транспорта, принадлежащего юридическим лицам, должна подтверждаться соответствующей отметкой в путевом (маршрутном) листе. Порядок заправки личного автотранспорта и автомобилей индивидуальных предпринимателей определяется инструкцией, утвержденной владельцем станции. Заправка автотранспорта, в котором находятся пассажиры, запрещается. 3.5.47. Все баллоны после наполнения газом должны подвергаться контрольной проверке степени наполнения методом взвешивания или иным, обеспечивающим контроль за степенью наполнения. Контрольные весы для взвешивания баллонов должны проверяться перед началом каждой смены; допустимая для них погрешность составляет (не более): +/- 10 г - для баллонов вместимостью 1 л; +/- 20 г - для баллонов на 5 л и 12 л; +/- 100 г - для баллонов на 27 л и 50 л. 3.5.48. Избытки газа должны быть слиты. Сброс газа в атмосферу запрещен. 3.5.49. Все наполненные баллоны должны быть проверены на герметичность и заглушены заглушками. Газ из негерметичных баллонов должен быть слит. 3.5.50. Количество баллонов в наполнительном цехе не должно превышать половины суммарной его производительности. Размещение баллонов в проходах запрещается. 3.5.51. Резервуары и баллоны перед освидетельствованием и ремонтом должны быть освобождены от газа, неиспарившихся остатков и обработаны (дегазированы). Обработка резервуаров и баллонов должна производиться путем их пропаривания с последующей продувкой инертным газом или заполнением теплой водой. Применение для дегазации воздуха запрещается. Резервуары дополнительно отсоединяются от газопроводов по паровой и жидкой фазе с помощью заглушек. 3.5.52. Последовательность, время дегазации резервуаров и баллонов и необходимые меры безопасности должны определяться производственной инструкцией. 3.5.53. Пирофорные отложения из резервуаров и демонтированных участков газопроводов в увлажненном состоянии должны удаляться с территории станции. 3.5.54. Отработанная после дегазации вода первоначально должна отводиться в отстойник, исключающий попадание СУГ в канализацию. 3.5.55. Качество дегазации должно проверяться путем анализа проб, отобранных в нижней части сосуда. Концентрация сжиженных газов в пробе после дегазации не должна превышать 20% от нижнего предела воспламеняемости газа. Результаты контроля должны отражаться в журнале. 3.5.56. Включение резервуаров в работу после освидетельствования или ремонта должно осуществляться на основании письменного разрешения руководителя станции (пункта). 3.5.57. Огневые работы на станции (пункте) допускается проводить в соответствии с требованиями инструкции по организации безопасного проведения огневых работ на взрывоопасных, взрыво- и пожароопасных объектах, утверждаемой Госгортехнадзором России. 3.5.58. Во время производства огневых работ основная производственная деятельность (слив и налив) должна быть приостановлена. Системы вентиляции производственной зоны должны быть включены. Перед началом и в процессе работ на станции должен производиться анализ воздушной среды на содержание паров СУГ на расстоянии не менее 20 м от места проведения работ. При обнаружении паров СУГ огневые работы должны быть прекращены. 3.5.59. Территории, производственные помещения станций (пунктов) должны быть обеспечены первичными средствами пожаротушения. При определении видов и необходимого количества первичных средств пожаротушения следует руководствоваться "Правилами пожарной безопасности в Российской Федерации" (ППБ 01-93*). 3.5.60. В производственной зоне станций запрещается выполнение работ и пребывание лиц, не имеющих отношения к производству. 3.5.61. Персонал станций (пунктов) должен быть предупрежден под расписку о запрещении курения, а на территории вывешены предупредительные надписи о запрещении применения открытого огня. 3.5.62. Порядок отпуска баллонов с СУГ потребителям должен устанавливаться инструкцией, утвержденной владельцем станции и согласованной с территориальным органом Госгортехнадзора России, в которой должна предусматриваться проверка сроков освидетельствования баллонов, регистрация наполненных и отпущенных баллонов потребителю с указанием номеров в специальном журнале, отметка о наличии у потребителя абонентской книжки, выданной эксплуатационной организацией газового хозяйства. 3.5.63. Отпуск баллонов со станции должен производиться с навинченными на горловину предохранительными колпаками. 3.5.64. Количество наполненных и пустых баллонов на погрузочно - разгрузочных площадках не должно превышать двойной суточной производительности наполнительного отделения. 3.5.65. При перемещении баллонов должна быть исключена возможность их падения и повреждения. 3.5.66. Въезд на территорию станций (пунктов) допускается для автомашин, предназначенных под погрузку и транспортировку баллонов: специально оборудованных (типа "клетка"); грузовых автомашин с установленным на выхлопной трубе искрогасителем, оборудованных деревянными ложементами или имеющих достаточное количество резиновых (веревочных) колец и приспособление для крепления баллонов. Автомашины должны быть оснащены средствами пожаротушения и опознавательными знаками об опасности груза. 3.5.67. Разрешается производить заправку автомобилей на ГНС, ГНП и наполнение бытовых баллонов на стационарных АГЗС, при условии отведения в соответствии с проектом специальных площадок с отдельным въездом и выездом для автотранспорта. 3.5.68. Разрешается заправка автотранспорта и наполнение бытовых баллонов от передвижных автозаправочных станций (автоцистерн) на специально отведенных (по проекту) площадках, землеотвод которых согласован с местной администрацией и территориальным управлением Государственной противопожарной службы МВД России. 3.5.69. Заправка автотранспорта с передвижных средств (автоцистерн) должна осуществляться в соответствии с требованиями "Правил безопасности при эксплуатации газового хозяйства автомобильных заправочных станций сжиженного газа". 3.5.70. Площадки, предназначенные для наполнения бытовых баллонов, должны быть оборудованы: весовой установкой для наполнения бытовых баллонов; контрольными весами, обеспечивающими нормативную точность взвешивания; сосудом (баллоном) для слива газа из переполненных баллонов; контуром заземления оборудования; первичными средствами пожаротушения. 3.6. Резервуарные, испарительные и групповые баллонные установки СУГ 3.6.1. Рабочее давление СУГ после регулятора резервуарных и групповых баллонных установок не должно превышать максимальное, предусмотренное проектом. Предохранительные сбросные клапаны должны обеспечивать сброс газа при превышении максимального рабочего давления не более чем на 15%. Верхний предел срабатывания предохранительно - запорных клапанов (ПЗК) не должен превышать максимальное рабочее давление газа более чем на 25%. 3.6.2. Порядок эксплуатации резервуарных, испарительных и групповых баллонных установок должен соответствовать требованиям настоящих Правил, "Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением" (ПБ 10-115-96), "Правил технической эксплуатации и требований безопасности труда в газовом хозяйстве Российской Федерации", учитывать рекомендации заводов - изготовителей и предусматривать: проведение внешних осмотров технического состояния резервуарных установок одновременно с обходом газопроводов; проверку исправности и параметров настройки регуляторов давления и предохранительных клапанов не реже 1 раза в 3 мес.; текущий ремонт установок с разборкой регулирующей, предохранительной и запорной арматуры не реже 1 раза в 12 мес. Проверка параметров настройки предохранительных клапанов подземных резервуаров, их регулировка должны производиться не реже 1 раза в 12 мес. Сведения о выполненных работах должны заноситься в эксплуатационную документацию. 3.6.3. Замена баллонов установок, размещенных в специальном строении или пристройке к зданию, и обслуживание их должны производиться не менее чем двумя рабочими. 3.6.4. Работа установок с неисправностями, которые могут привести к авариям в системе газоснабжения или к несчастным случаям, должна быть прекращена до устранения неполадок. 3.6.5. Теплоноситель в "рубашки" емкостных испарителей должен подаваться только после заполнения их сжиженными газами. 3.6.6. Перед сливом СУГ в резервуары оборудование установок, автоцистерн и рукава для сливоналивных операций должны быть осмотрены. Слив СУГ запрещается при выявлении неисправностей оборудования, истечении срока очередного освидетельствования резервуаров, отсутствии в резервуаре остаточного давления газа и первичных средств пожаротушения. 3.6.7. Слив избытков СУГ, неиспарившихся остатков из резервуаров должен производиться в автоцистерны сжиженных газов. 3.6.8. После наполнения резервуаров или замены баллонов должны быть проверены герметичность соединений и настройка регуляторов давления. Обнаруженные утечки СУГ должны устраняться незамедлительно. 3.6.9. Установки сжиженных газов должны быть обеспечены первичными средствами пожаротушения в соответствии с требованиями "Правил пожарной безопасности в Российской Федерации" (ППБ 01-93). 3.6.10. Шкафы и помещения групповых баллонных установок, ограждения площадок резервуарных и испарительных установок должны обеспечиваться предупредительными надписями - "Огнеопасно - газ". 3.7. Внутренние газопроводы и газоиспользующие установки отопительных и производственных котельных, промышленных и сельскохозяйственных производств и общественных зданий с помещениями производственного характера 3.7.1. Помещения, в которых проложены газопроводы и установлены газоиспользующие агрегаты и аппараты, должны быть доступны для обслуживающего персонала и соответствовать проекту. Занимать эти помещения полностью или частично под склады, мастерские и т.п. запрещается. 3.7.2. Запрещается использовать газопроводы в качестве опорных конструкций и заземлений. 3.7.3. Внутренние газопроводы и газовое оборудование должны подвергаться техническому обслуживанию не реже 1 раза в мес. и текущему ремонту - не реже 1 раза в 12 мес. Текущий ремонт газового оборудования может не производиться ежегодно, если в паспорте (инструкции) завода - изготовителя есть соответствующие гарантии надежной работы на больший срок и даны разъяснения о режиме обслуживания по истечении гарантийного срока. Проверка технического состояния, прочистка и ремонт газоходов (боровов) и дымовых труб должны производиться при выполнении ремонта печей, котлов и другого оборудования, а также при нарушениях тяги. 3.7.4. Газопроводы, подводящие газ к агрегатам, котлам и печам, при пуске газа должны продуваться транспортируемым газом до вытеснения всего воздуха из газотранспортной системы в течение времени, определенного расчетом или экспериментально и указанного в производственной инструкции. Окончание продувки определяется анализом на содержание кислорода в газопроводах котла. При содержании кислорода более 1% по объему розжиг горелок запрещается. Продувать газопроводы котла через трубопроводы безопасности и газогорелочные устройства котла (печи) запрещается. 3.7.5. Топки и газоходы перед пуском котлов, печей и агрегатов в работу должны быть провентилированы (проветрены). Время проветривания определяется расчетом и устанавливается производственной инструкцией или (для автоматизированных агрегатов) программой запуска (розжига). Запорная арматура на газопроводе перед горелкой должна открываться после включения запального устройства. 3.7.6. Если при розжиге горелки или в процессе регулирования произошел отрыв, проскок или погасание пламени, подача газа на горелку и запальное устройство должна быть немедленно прекращена. К повторному розжигу разрешается приступить после вентиляции топки и газоходов в течение времени, указанного в производственной инструкции, а также после устранения причины неполадок. 3.7.7. Допускается эксплуатация газоиспользующих установок без постоянного наблюдения со стороны персонала при оборудовании их системой автоматизации, обеспечивающей безаварийную работу и противоаварийную защиту в случае возникновения неполадок. Сигналы о загазованности и неисправности оборудования, состоянии охранной сигнализации помещения, где оно размещено, должны выводиться на диспетчерский пункт или в помещение с постоянным присутствием работающих, способных направить персонал для принятия мер или передать информацию в организацию, с которой заключен договор на обслуживание. 3.7.8. Установленные средства защиты должны немедленно прекращать подачу газа на установку при возникновении изменений в работе оборудования по контролируемым параметрам. Кроме того, обслуживающим персоналом подача газа должна быть немедленно прекращена в случаях: появления неплотностей в обмуровке, в местах установки предохранительно - взрывных клапанов и газоходах; прекращения подачи электроэнергии или исчезновения напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления и средствах измерения; неисправности КИП, средств автоматизации и сигнализации; выхода из строя предохранительных блокировочных устройств и потери герметичности затвора запорной арматуры перед горелкой; неисправности горелок, в том числе огнепреградителей; появления загазованности, обнаружения утечек газа на газовом оборудовании и внутренних газопроводах; взрыва в топочном пространстве, взрыва или загорания горючих отложений в газоходах; пожара. Порядок включения установок после остановки должен быть определен производственной инструкцией. 3.7.9. Запорная арматура на продувочном газопроводе и газопроводах безопасности после отключения установки должна постоянно находиться в открытом положении. 3.7.10. При взрыве и пожаре в цехе или котельной, загазованности помещений должны немедленно перекрываться отключающие устройства на вводе газопровода. 3.7.11. Перед ремонтом газового оборудования, осмотром и ремонтом топок или газоходов, а также при выводе из работы установок сезонного действия, газовое оборудование и запальные трубопроводы должны отключаться от газопроводов с установкой заглушки после запорной арматуры. 3.7.12. Владелец до включения в работу установок сезонного действия, в том числе отопительных котлов, должен обеспечить: проверку знаний инструкций обслуживающим персоналом в соответствии с требованиями настоящих Правил; своевременный ремонт и наладочные работы газового оборудования и системы автоматизации по утвержденному графику планово - предупредительного ремонта; проведение планово - предупредительного ремонта газифицированных установок и вспомогательного оборудования; проверку исправности вентиляционных и дымоотводящих систем. Снятие заглушки и пуск газа разрешаются только при наличии документов, подтверждающих выполнение указанных работ. 3.7.13. Газоходы котлов, печей и других агрегатов, выведенных в ремонт, должны отключаться от общего борова с помощью глухих шиберов или перегородок. 3.7.14. Прямоточные теплогенераторы, отапливающие каменки в парильном отделении бань, должны работать в часы, когда нет посетителей, и выключаться до открытия бань. 3.8. Газопроводы и газовое оборудование административных, общественных и жилых зданий 3.8.1. Владельцы и эксплуатационные организации, оказывающие услуги по техническому содержанию и обслуживанию инженерного оборудования зданий, должны обеспечивать: оказание организациям газового хозяйства всесторонней помощи при проведении технического обслуживания газового оборудования, а также пропаганды правил безопасного пользования газом; содержание электроосвещения и вентиляции подвалов, технических коридоров и подпольев в рабочем состоянии; уплотнение вводов и выпусков подземных коммуникаций в подвалы зданий, а также в местах пересечения газопроводами строительных элементов зданий; беспрепятственный доступ (в любое время суток) работников эксплуатационных организаций газового хозяйства во все подвалы, технические коридоры и подполья, а также помещения первых этажей для проверки их на загазованность; установку систем контроля загазованности в газифицированных помещениях административных и общественных зданий, в крышных, во встроенных и пристроенных к этим зданиям котельных; своевременную проверку состояния вентиляционных и дымоотводящих систем, в том числе железных соединительных труб (ЖСТ), оголовков дымоходов и контроль качества выполнения указанных работ с регистрацией результатов в журнале; немедленное извещение эксплуатационной организации газового хозяйства о необходимости отключения газовых приборов при выявлении неисправности дымоходов и самовольно установленных газовых приборов; вызов представителя эксплуатационной организации газового хозяйства для отключения газовых приборов от газоснабжения при выезде жильцов. 3.8.2. Перед первичным пуском газа в административные, общественные и жилые здания персонал организаций и квартиросъемщики (потребители), пользующиеся газовыми приборами и аппаратами (в том числе ресторанного типа) для пищеприготовления и горячего водоснабжения, а также поквартирного отопления, должны пройти инструктаж в организации газового хозяйства. Рабочий персонал организаций - потребителей газа не реже 1 раза в 12 мес. должен проходить повторный инструктаж на рабочем месте. 3.8.3. Техническое обслуживание газового оборудования и газопроводов административных и общественных зданий должно производиться не реже 1 раза в 6 мес. организацией, имеющей соответствующую лицензию территориального органа Госгортехнадзора России. 3.8.4. Техническое обслуживание газопроводов, газового оборудования (приборов и аппаратов) в жилых зданиях должно проводиться в соответствии с требованиями, утверждаемыми в установленном порядке. 3.8.5. Нормативный срок эксплуатации газового оборудования устанавливается в соответствии с паспортами (инструкциями) заводов - изготовителей; для внутренних газопроводов этот срок составляет 30 лет. По истечении нормативного срока службы следует проводить диагностику технического состояния газопроводов и оборудования с целью определения остаточного ресурса с разработкой мероприятий, обеспечивающих безопасную эксплуатацию на весь срок продления жизненного цикла, или обоснования необходимости замены. 3.8.6. У газовых горелок приборов и аппаратов с организованным отводом продуктов сгорания должны быть вывешены таблички (шильдики) по безопасному пользованию газом, с предупреждением об обязательной проверке наличия тяги до и после розжига. 3.8.7. Приборы и аппараты, имеющие утечки газа, неисправные автоматику безопасности, вентиляционные и дымоотводящие системы, разрушенные оголовки дымоходов, а также самовольно подключенные, подлежат отключению с установкой заглушки и оформлением акта. Сезонно работающие приборы и аппараты в административных и общественных зданиях после отопительного периода подлежат отключению с установкой заглушки и оформлением акта. 3.8.8. Вентиляционные и дымоотводящие системы должны проходить периодические проверки: перед отопительным сезоном - дымоходы сезонно работающих газовых приборов и аппаратов; не реже 1 раза в 3 мес. - дымоходы кирпичные; не реже 1 раза в 12 мес. - дымоходы асбестоцементные, гончарные, из специальных блоков жаростойкого бетона, а также вентиляционные каналы. 3.8.9. Во время проверок вентиляционных и дымоотводящих систем уточняется: при первичной - соответствие примененных материалов; отсутствие засорений; плотность и обособленность; наличие и исправность противопожарных разделок, ЖСТ; исправность оголовков дымоходов и размещение их вне зоны ветрового подпора; наличие тяги; при периодических - отсутствие засорений, плотность и обособленность, исправность ЖСТ и оголовков, наличие тяги. 3.8.10. Для обследования и ремонта вентиляционных и дымоотводящих систем должна привлекаться организация, имеющая лицензию Госгортехнадзора России. Результаты первичной проверки оформляются актом, периодических - в специальном журнале. 3.8.11. В случае обнаружения непригодности вентиляционных и дымоотводящих систем к дальнейшей эксплуатации проверяющий обязан предупредить под расписку потребителя газа о запрещении пользования газовыми приборами и аппаратами. Акты проверок должны незамедлительно представляться владельцу здания, в эксплуатационную организацию газового хозяйства или в организацию, оказывающую услуги по техническому содержанию и обслуживанию инженерного оборудования зданий, для принятия мер по отключению газовых приборов. 3.8.12. В зимнее время не реже 1 раза в мес., а в районах северной строительно - климатической зоны не реже 2 раз в мес. владельцами зданий должен проводиться осмотр оголовков дымоходов с целью предотвращения их обмерзания и закупорки. 3.8.13. До начала работ по ремонту вентиляционных и дымоотводящих систем владелец здания должен письменно уведомить организацию газового хозяйства о необходимости отключения газовых приборов и аппаратов от системы газоснабжения. После ремонта вентиляционные и дымоотводящие системы подлежат внеочередной проверке. 3.8.14. При капитальном ремонте зданий или переоборудовании помещений (отселение квартир) газопроводы и газовое оборудование должны отключаться с установкой заглушки и оформлением акта. 3.9. Газопламенная обработка металлов с использованием сжиженных углеводородных газов (пропан - бутан) 3.9.1. Работы по газовой резке, сварке и другим видам газопламенной обработки металлов, а также применение открытого огня от других источников допускаются на расстоянии (по горизонтали) не менее: 10 м - от групповых газобаллонных установок; 5 м - от отдельных баллонов с кислородом и горючими газами; 3 м - от газопроводов и резинотканевых рукавов, а также от газоразборных постов при ручных газопламенных работах и 1,5 м - при использовании автоматических и полуавтоматических линий. 3.9.2. Во время работы баллоны со сжиженным газом должны находиться в вертикальном положении. 3.9.3. Максимально допустимая температура баллона со сжиженным газом не более 45 град C. Баллоны, устанавливаемые в помещениях, должны находиться от радиаторов отопления и других отопительных приборов на расстоянии не менее 1 м, а от источников тепла с открытым огнем - не менее 5 м. 3.9.4. Переносные горелки и передвижные агрегаты разрешается присоединять при помощи резинотканевых рукавов, в технических условиях и государственных стандартах на изготовление которых указана возможность их использования для сжиженных углеводородных газов. Длина рукава не должна превышать 30 м. Он должен состоять не более чем из трех отдельных кусков, соединенных между собой специальными двусторонними ниппелями. Концы рукавов должны надежно закрепляться на газопроводе и на горелке хомутами. Отключающий кран, помимо крана, имеющегося на горелке или передвижном агрегате, должен быть расположен до рукава. Применение резинотканевых рукавов, имеющих трещины, надрезы, вздутия и потертости, не допускается. 3.9.5. Запрещается производить газовую сварку, резку и другие виды газопламенной обработки металлов в цокольных и подвальных помещениях, а также в колодцах, шахтах и других подземных сооружениях. 3.9.6. Отбирать сжиженный газ из баллона при снижении в нем рабочего давления ниже 0,05 МПа запрещается. 3.9.7. Подходы ко всем газоразборным постам должны быть свободными. Установка баллонов в проходах и проездах запрещается. 3.9.8. Ремонтировать горелки, резаки и другую аппаратуру на рабочем месте запрещается. 3.9.9. При работе горелки (резака) пламя должно быть направлено в сторону от баллонов. При невозможности выполнить указанное требование баллоны должны быть ограждены металлическим экраном. 3.9.10. Запрещается продувать рукав для горючих газов кислородом и кислородный рукав горючим газом, а также взаимозаменять рукава при работе. 3.10. Электрохимическая защита газопроводов от коррозии 3.10.1. При эксплуатации стальных подземных газопроводов и резервуаров СУГ <*> должны выполняться требования ГОСТ 9.602-89 "Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии". -------------------------------- <*> Далее по тексту - газопроводов. Эксплуатация средств электрохимической защиты газопроводов и периодический контроль потенциалов на подземных газопроводах должны проводиться специализированными организациями, службами (группами), лабораториями. 3.10.2. При эксплуатации установок электрохимической защиты должен проводиться периодический технический осмотр и проверка эффективности их работы. 3.10.3. Проверка эффективности работы установок электрохимической защиты проводится не реже 1 раза в 6 мес., а также при каждом изменении параметров работы установок (изменение сопротивления растеканию анодного заземлителя и т.п.), при изменении коррозионных условий, связанных с установкой электрохимической защиты на смежных коммуникациях, изменении конфигурации газовой и рельсовой сети в зоне действия защиты, прокладке новых подземных сооружений. 3.10.4. Проверка эффективности электрохимической защиты газопроводов осуществляется измерением потенциалов на защищаемом участке газовой сети в опорных точках (в точке подключения установки электрохимической защиты и на границах создаваемой ею защитной зоны). Для подключения к газопроводу могут быть использованы контрольно - измерительные пункты, вводы в здания и другие элементы газопровода, доступные для производства измерений. 3.10.5. Измерения электрических потенциалов на газопроводах в зонах действия средств защиты должны проводиться не реже 1 раза в 6 мес., а также после каждого изменения коррозионных условий или параметров работы установок. 3.10.6. Измерение электрических потенциалов с целью определения опасного влияния блуждающих токов на участках газопроводов, ранее не требовавших защиты, проводится во всех точках измерений 1 раз в 2 года, а также при каждом изменении коррозионных условий. 3.10.7. Исправность изолирующих фланцевых соединений должна проверяться не реже 1 раза в 12 мес. 3.10.8. Сроки технического обслуживания и ремонта электроустановок регламентируются заводами - изготовителями. При этом технический осмотр электрозащитных установок, не оборудованных средствами телемеханического контроля, должен производиться не реже 4 раз в мес. - на дренажных, 2 раза в мес. - на катодных, 1 раз в 6 мес. - на протекторных установках. 3.10.9. Организация, эксплуатирующая установки электрохимической защиты, должна разработать и осуществить систему технического обслуживания и ремонта, направленную на предупреждение нарушений работы защитных установок. Нарушения в работе защитных установок должны устраняться в оперативном порядке. 3.10.10. Организация, выполняющая работы по защите действующих газопроводов, должна иметь карты - схемы газопроводов с обозначением мест расположения установок электрохимической защиты и контрольно - измерительных пунктов, обобщенные данные о коррозионной агрессивности грунтов и об источниках блуждающих токов, а также проводить ежегодный анализ коррозионного состояния газопроводов и эффективности работы защит. 3.10.11. При выявлении коррозионно - опасных зон организацией - владельцем газопроводов должны приниматься меры по усилению защиты их от коррозии. Сроки выполнения работ определяются исходя из условий эксплуатации организацией, выполняющей работы по защите газопроводов, по согласованию с территориальным органом Госгортехнадзора России. До устранения коррозионно - опасных зон организацией - владельцем должны быть разработаны и осуществлены мероприятия, обеспечивающие безопасную эксплуатацию газопроводов. 3.10.12. Владельцем газопроводов должны устанавливаться причины возникновения коррозионно - опасных зон. Каждый случай сквозного коррозионного повреждения газопроводов подлежит расследованию комиссией, в состав которой должен входить представитель организации, выполняющей работы по защите газопроводов. О дате и месте работы комиссии владелец газопровода обязан известить инспекцию газового надзора территориального органа Госгортехнадзора России. 3.11. Взрывозащищенное электрооборудование, контрольно - измерительные приборы, системы автоматизации и сигнализации 3.11.1. Организация - владелец должна обеспечить постоянный технический надзор, обслуживание, текущий и капитальный ремонты приборов и средств контроля, автоматизации и сигнализации, установленных на газопроводах и агрегатах, а также взрывозащищенного электрооборудования, обеспечивающего режим безопасной коммутации электроцепей во взрывопожароопасных зонах и помещениях. 3.11.2. Проверка герметичности импульсных трубопроводов газа и запорной арматуры должна проводиться при осмотрах и техническом обслуживании газового оборудования. 3.11.3. Объем и периодичность работ по техническому обслуживанию и ремонту средств измерений, систем автоматизации и сигнализации устанавливаются государственными стандартами на соответствующие приборы или инструкциями заводов - изготовителей. 3.11.4. Проведение метрологического надзора за средствами измерений осуществляется в соответствии с ГОСТ 8.002-86 "Организация и порядок проведения проверки, ревизии и экспертизы средств измерений". 3.11.5. Периодической метрологической поверке подлежат следующие рабочие средства измерений: тягонапоромеры; манометры показывающие, самопишущие, дистанционные - не реже 1 раза в 12 мес.; весоизмерительные приборы, используемые для контрольного взвешивания баллонов СУГ, - не реже 1 раза в 12 мес.; переносные и стационарные стандартизированные газоанализаторы, сигнализаторы довзрывных концентраций газа - 1 раз в 6 мес., если другие сроки не установлены заводом - изготовителем; гири - эталоны - не реже 1 раза в 12 мес. 3.11.6. Не допускаются к применению средства измерения, у которых отсутствует пломба или клеймо, просрочен срок поверки, имеются повреждения, стрелка при отключении не возвращается к нулевому делению шкалы на величину, превышающую половину допускаемой погрешности для данного прибора. 3.11.7. На циферблате или корпусе показывающих манометров должно быть краской обозначено значение шкалы, соответствующее максимальному рабочему давлению. 3.11.8. Значение уставок срабатывания автоматики безопасности и средств сигнализации должно соответствовать параметрам, указанным в техническом отчете наладочной организации. При этом сигнализаторы, контролирующие состояние воздушной среды, должны сработать при возникновении в помещении концентрации газа, не превышающей 20% от нижнего предела воспламеняемости газа. 3.11.9. Проверка срабатывания устройств защиты, блокировок и сигнализации должна проводиться не реже 1 раза в мес., если другие сроки не предусмотрены заводом - изготовителем. 3.11.10. Проверка сигнализатора загазованности на соответствие установленным параметрам должна выполняться с помощью контрольной газовой смеси. Проверка работы сигнализатора загазованности путем преднамеренного загазовывания помещения из действующего газопровода запрещается. 3.11.11. Эксплуатация газового оборудования с отключенными контрольно - измерительными приборами, блокировками и сигнализацией, предусмотренными проектом, запрещается. 3.11.12. Приборы, снятые в ремонт или на поверку, должны немедленно заменяться на идентичные, в том числе по условиям эксплуатации. 3.11.13. Допускается в технически обоснованных случаях, по письменному разрешению руководителя организации, кратковременная работа отдельных установок и агрегатов с отключенной защитой при условии принятия дополнительных мер, обеспечивающих их безаварийную и безопасную работу. 3.11.14. До замены сигнализатора загазованности непрерывного действия контролировать концентрацию газа в воздухе производственных помещений необходимо переносными приборами через каждые 30 мин. рабочей смены. 3.11.15. Техническое обслуживание и ремонт средств измерений, устройств автоматики и телемеханики должны осуществляться службой организации - владельца или по договору специализированной организацией, имеющей соответствующую лицензию территориального органа Госгортехнадзора России. 3.11.16. Работы по регулировке и ремонту систем автоматизации, противоаварийных защит и сигнализации в условиях загазованности запрещаются. 3.11.17. Электрооборудование, используемое в газовом хозяйстве, должно эксплуатироваться в соответствии с требованиями правил эксплуатации электроустановок потребителей, утверждаемых в установленном порядке. 3.11.18. Порядок организации ремонта взрывозащищенного электрооборудования, объем и периодичность выполняемых при этом работ должны соответствовать требованиям, согласованным с Госгортехнадзором России. 3.12. Требования к газовому оборудованию 3.12.1. Конструкция газового оборудования должна обеспечивать надежность, долговечность и безопасность эксплуатации в течение расчетного ресурса работы, принятого в технических условиях и государственных стандартах, а также возможность его ремонта, замены отдельных узлов (блоков). 3.12.2. Применяемое газовое оборудование должно соответствовать требованиям нормативно - технической документации. 3.12.3. Газовое оборудование, в том числе иностранного производства, в установленном законодательством Российской Федерации порядке должно быть сертифицировано и иметь разрешение Госгортехнадзора России к применению. Наличие сертификата соответствия и разрешения должно отражаться в паспортах (формулярах) оборудования. 3.12.4. Порядок допуска опытных образцов (партий) нового газового оборудования (технических изделий) к эксплуатационным испытаниям в подконтрольных Госгортехнадзору России организациях, на производствах и объектах, оформления разрешения на серийное (мелкосерийное) изготовление оборудования, а также на применение импортного оборудования устанавливается "Инструкцией о порядке выдачи Госгортехнадзором России разрешений на выпуск и применение оборудования для газового хозяйства Российской Федерации", утвержденной Госгортехнадзором России 14.02.95. 3.12.5. Газовое оборудование (технические изделия) по истечении расчетного ресурса работы подлежит диагностике с целью определения остаточного ресурса с разработкой мероприятий, обеспечивающих безопасную эксплуатацию на весь срок продления жизненного цикла, или обоснования необходимости замены. 4. Требования при проектировании и эксплуатации систем газоснабжения (газораспределения) на подрабатываемых территориях 4.1. При проектировании, строительстве и эксплуатации газопроводов на подрабатываемых территориях должны выполняться требования строительных норм и правил, а также положений и инструкций Госгортехнадзора России по порядку выдачи разрешений на застройку площадей залегания полезных ископаемых и утверждения мер охраны зданий от вредного влияния горных разработок, утверждаемых в установленном порядке. 4.2. Применение труб в соответствии с ГОСТ 3262-75 "Трубы стальные водогазопроводные", а также из кипящих сталей для строительства подземных газопроводов не допускается. 4.3. На пересечении подземных газопроводов с другими коммуникациями должны быть предусмотрены защитные меры, исключающие проникновение и движение газа вдоль коммуникаций. 4.4. Конструкция крепления электрических проводников к газопроводу в местах подключения систем электрозащиты должна обеспечивать надежность соединения в случаях подвижности трубы. 4.5. Соединение труб должно производиться электросваркой. Газовая сварка допускается только для газопроводов надземной прокладки давлением до 0,3 МПа, диаметром не более 100 мм. Сварные швы должны пройти 100-процентный контроль неразрушающими методами контроля, быть плотными, непровары любой протяженности и глубины не допускаются. 4.6. Расстояние от ближайшего сварного стыка до фундамента здания должно быть не менее 2 м. 4.7. Газопровод должен укладываться на основание из малозащемляющего грунта толщиной не менее 200 мм и присыпаться этим же грунтом на высоту не менее 300 мм. 4.8. При ожидаемых значительных деформациях земной поверхности, определенных расчетом, газопроводы необходимо прокладывать наземным или надземным способом. 4.9. Компенсаторы, предусмотренные проектом, должны быть установлены до начала подработок территории. 4.10. Резинокордовые компенсаторы, устанавливаемые в колодцах на газопроводах, после окончания деформаций земной поверхности, если не предусматривается повторная подработка, должны быть заменены прямыми вставками, а колодцы (ниши) засыпаны грунтом. Окончание деформаций земной поверхности должно быть подтверждено заключением специализированной организации, имеющей лицензию территориальных органов Госгортехнадзора России на проведение маркшейдерских работ. 4.11. Применение гидрозатворов в качестве отключающих устройств на газопроводах запрещается. 4.12. Для защиты газопровода от воздействия перемещений грунтов присоединения (врезки) следует выполнять в непроходных каналах. 4.13. Газовые хозяйства, эксплуатирующие газопроводы в районах подрабатываемых территорий, должны иметь службы, в задачи которых входят: контроль за выполнением технических мероприятий как в период строительства, так и при проведении капитальных ремонтов газопроводов; изучение и анализ сведений о проводимых и планируемых горных разработках, оказывающих вредное влияние на газопроводы; организация и проведение наблюдений за изменением напряженно - деформированного состояния газопроводов в процессе горных подработок, а также прогнозирование этих изменений по данным инструментальных наблюдений за сдвижением земной поверхности; решение организационно - технических вопросов по обеспечению надежности и безопасности газопроводов перед началом очередных горных подработок и в процессе интенсивного сдвижения земной поверхности; разработка совместно с горными производствами и проектными организациями мер защиты эксплуатируемых газопроводов от вредного влияния горных разработок, а также мероприятий по предупреждению проникновения газа в подземные коммуникации и здания. 4.14. Обход подземных газопроводов в период активной стадии сдвижения земной поверхности до снятия напряжений в газопроводах (путем разрезки) должен производиться ежедневно. При разбивке трассы газопроводов на подрабатываемых территориях границы влияния горных разработок должны быть обозначены постоянными знаками, имеющими высотные отметки и привязку к пикетажу трассы. 5. Особые требования взрывобезопасности при эксплуатации систем газоснабжения тепловых электростанций (ТЭС) и котельных 5.1. Требования раздела распространяются на газопроводы и газовое оборудование котельных агрегатов с единичной тепловой производительностью более 420 ГДж/ч. 5.2. В каждой организации, имеющей объекты газового хозяйства, должна быть создана газовая служба (участок) по эксплуатации и ремонту и обеспечен производственный контроль за безопасностью работ. 5.3. В организации из числа руководителей, прошедших проверку знаний настоящих Правил и действующих нормативных документов, должны быть назначены лица, ответственные за безопасную эксплуатацию объектов газового хозяйства в целом и каждого участка в отдельности. 5.4. Производственный контроль за обеспечением безопасной эксплуатации объектов газового хозяйства должен проводиться в соответствии с Правилами организации и осуществления производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на опасном производственном объекте <*> и с настоящими Правилами. -------------------------------- <*> Утверждены Постановлением Правительства Российской Федерации от 10.03.99 N 263. Организация производственного контроля возлагается на главного инженера (технического директора) организации. 5.5. В организации должны быть утвержденные должностные и производственные инструкции, содержащие требования по технологической последовательности выполнения различных операций и соблюдению безопасных методов проведения огневых и газоопасных работ, а также инструкции (планы) по локализации и ликвидации аварийных ситуаций в газовом хозяйстве и взаимодействию служб различного назначения, включая аварийно - диспетчерские службы (АДС) организаций газового хозяйства, с указанием в них персонала, для которого знание этих инструкций обязательно. 5.6. Инструкции и планы должны пересматриваться и доводиться до персонала с записью в журнале распоряжений. 5.7. Инструкции и планы должны выдаваться под расписку персоналу и находиться на рабочих местах. Технологические схемы должны быть вывешены в помещениях ГРП и щитов управления или воспроизводиться на дисплее автоматического управления. 5.8. Объем оперативной документации должен соответствовать требованиям, устанавливаемым эксплуатационной организацией по согласованию с Госгортехнадзором России. 5.9. При эксплуатации газопроводов и газового оборудования по графикам, утвержденным главным инженером (техническим директором), должны выполняться: осмотр технического состояния (обход); проверка параметров срабатывания клапанов предохранительно - запорных (ПЗК) и предохранительных сбросных (ПСК), установленных в ГРП (ГРУ); проверка работоспособности ПЗК, включенных в схемы защит и блокировок котлов; проверка плотности фланцевых, резьбовых и сварных соединений газопроводов, сальниковых набивок арматуры с помощью приборов или мыльной эмульсии; контроль загазованности воздуха в помещениях ГРП и котельном зале (котельной); проверка работоспособности автоматических сигнализаторов загазованности в помещениях ГРП и котельного зала (котельной); проверка срабатывания устройств технологической защиты, блокировок и действия сигнализации; очистка фильтров; техническое обслуживание; включение и отключение газопроводов и газового оборудования в режимы резерва, ремонта и консервации; текущий ремонт; проведение режимно - наладочных работ на газоиспользующем оборудовании с пересмотром режимных карт; производственный контроль за обеспечением безопасной эксплуатации; техническое освидетельствование (диагностика технического состояния) газопроводов и газового оборудования; капитальный ремонт; аварийно - восстановительные работы; отключение недействующих газопроводов и газового оборудования (обрезка с установкой постоянной заглушки на сварке). 5.10. Осмотр технического состояния (обход) должен производиться в сроки, обеспечивающие безопасность и надежность эксплуатации систем газоснабжения, но не реже 1 раза в смену для ГРП, внутренних газопроводов котельной и котлов, 1 раза в месяц для надземных газопроводов и в соответствии с настоящими Правилами для подземных газопроводов. 5.11. Обход ГРП должен проводиться двумя рабочими оперативного или оперативно - ремонтного персонала. 5.12. При обходе подтягивание сальников на арматуре и откачка конденсата из дренажных устройств газопроводов с давлением более 0,6 МПа не допускается. 5.13. Эксплуатация газопроводов и газового оборудования с выявленными при обходе нарушениями запрещается. 5.14. Проверка параметров срабатывания ПЗК и ПСК должна проводиться не реже 1 раза в 6 мес., а также после ремонта оборудования. Предохранительные сбросные клапаны в ГРП должны быть настроены на параметры, обеспечивающие начало их открывания при превышении величины максимального рабочего давления на выходе из ГРП не более чем на 15%, а предохранительно - запорные клапаны, в том числе встроенные в регулирующие клапаны, - при превышении рабочего давления не более чем на 25%. При настройке и проверке параметров срабатывания ПЗК и ПСК не должно изменяться рабочее давление газа после регулирующих клапанов на выходе из ГРП. 5.15. Проверка срабатывания ПЗК котлов и горелок должна проводиться перед растопкой котла на газе после простоя более 3 суток, перед плановым переводом котла на сжигание газа, а также после ремонта газопроводов котла. 5.16. Очистку фильтра необходимо проводить при достижении максимально допустимого значения перепада давления, указанного в паспорте завода - изготовителя. 5.17. Контроль загазованности в помещениях ГРП и котельной должен проводиться стационарными сигнализаторами загазованности или переносным прибором из верхней зоны помещений не реже 1 раза в смену. При обнаружении концентрации газа необходимо организовать дополнительную вентиляцию помещения, выявить причину и незамедлительно устранить утечку газа. Проверка стационарных сигнализаторов загазованности на срабатывание должна проводиться не реже 1 раза в 6 мес. контрольной смесью. 5.18. Проверка срабатывания устройств технологической защиты и действия сигнализации по максимальному и минимальному давлению газа в газопроводах проводится в сроки, указанные в инструкциях заводов - изготовителей, но не реже 1 раза в 6 мес. При проверке не должно изменяться рабочее давление газа в газопроводах. Проверка блокировок производится перед пуском котла или переводом его на газообразное топливо. 5.19. Техническое обслуживание газопроводов и газооборудования должно проводиться не реже 1 раза в 6 мес. Обслуживание должно осуществляться бригадой газовой службы или участка ремонта в составе не менее 3 человек, под руководством мастера с оформлением наряда - допуска на проведение газоопасных работ. К проведению технического обслуживания могут привлекаться организации, имеющие лицензии на выполнение этих работ. 5.20. До начала выполнения работ по техническому обслуживанию следует провести проверку рабочей зоны помещения (котельной, ГРП и др.) на загазованность с отметкой в наряде - допуске. 5.21. При техническом обслуживании ГРП должны выполняться: проверка хода и плотности затвора отключающих устройств (задвижек, кранов, ПЗК) и ПСК; проверка плотности мест прохода сочленений приводных механизмов (МЭО) с регулирующими клапанами; проверка плотности фланцевых и сварных соединений газопроводов, сальниковых набивок арматуры прибором или мыльной эмульсией; осмотр и очистка фильтра; проверка сочленений приводов МЭО с регулирующими клапанами, устранение люфта и других неисправностей в кинематической передаче; продувка импульсных линий приборов средств измерений, предохранительно - запорных и регулирующих клапанов; проверка параметров настройки ПЗК и ПСК; смазка трущихся частей, перенабивка (подтяжка) сальников арматуры, при необходимости, очистка. 5.22. При техническом обслуживании внутренних газопроводов должны выполняться: проверка плотности фланцевых и сварных соединений газопроводов, сальниковых набивок арматуры приборами или мыльной эмульсией; перенабивка (подтяжка) сальников арматуры, при необходимости, очистка; продувка импульсных линий приборов средств измерений. 5.23. При отключении оборудования сезонного действия должны устанавливаться заглушки. 5.24. Текущий ремонт газопроводов и газового оборудования должен проводиться не реже 1 раза в 12 мес. на отключенном оборудовании и газопроводах с установкой заглушек на границах отключаемого участка со стороны подачи газа. 5.25. До начала и в процессе выполнения работ должен осуществляться контроль рабочей зоны на загазованность. При концентрации газа в помещении, превышающей 20% от нижнего предела воспламеняемости газа, работы должны быть приостановлены. После окончания работ газопроводы должны быть испытаны на плотность, а после сварочных работ - на прочность и плотность в соответствии с действующими нормами. Испытания должны проводиться персоналом организации, выполнявшей ремонт, в присутствии оперативного персонала станции. Результаты испытаний заносятся в паспорт газопровода. 5.26. Текущий ремонт газооборудования ГРП должен выполняться в соответствии с требованиями нормативных документов для ТЭС. 5.27. При текущем ремонте надземных газопроводов производятся: устранение прогиба, замена и восстановление креплений; разборка и ремонт отключающих устройств (запорной арматуры), не обеспечивающих плотность закрытия, с притиркой уплотняющих поверхностей; восстановление противошумового и теплоизоляционного покрытий; окраска газопроводов и арматуры (не реже 1 раза в 5 лет); проверка плотности соединений и устранение дефектов, выявленных при осмотре технического состояния (обходе). 5.28. При текущем ремонте запорной арматуры должны выполняться: очистка арматуры, разгон червяка и его смазка, набивка сальника; разборка запорной арматуры, не обеспечивающей плотность закрытия, с притиркой уплотняющих поверхностей; проверка наличия смазки в редукторах электроприводов, плотности их корпусов; проверка затяжки (крепеж) фланцевых соединений, смена износившихся и поврежденных болтов и прокладок; проверка исправности и ремонт приводного устройства; при сервисном обслуживании газовой арматуры заводом - изготовителем сроки и объемы работ определяются техническими условиями на изготовление арматуры. 5.29. Пересмотр режимных карт на газовых котлах должен осуществляться с периодичностью не реже 1 раза в 2 года, а также после капитального ремонта котла, замены газогорелочных устройств. 5.30. Техническая диагностика газопроводов и газового оборудования должна проводиться в соответствии с требованиями и в сроки, установленные нормативными документами для ТЭС, и отражаться в паспорте газопровода. 5.31. Капитальный ремонт газопровода и газового оборудования назначается по результатам технической диагностики. Для газопроводов, подлежащих капитальному ремонту (замене), должна быть составлена проектная документация в соответствии с требованиями, предъявляемыми к новому строительству. Капитальный ремонт внутренних газопроводов, газового и котлового оборудования следует совмещать. Сведения о капитальном ремонте должны заноситься в паспорт газопровода (ГРП). 5.32. В системах газоснабжения ТЭС не допускается прокладка газопроводов по территории трансформаторных подстанций и открытых электрораспределительных устройств, складов резервного топлива, галереях подачи резервного топлива, ниже нулевой отметки здания, а также использование газопроводов в качестве опорных конструкций и заземлений. Прокладка внутренних газопроводов должна быть открытой. Места установки запорной и регулирующей арматуры должны иметь искусственное освещение. 5.33. В системах газоснабжения должна применяться стальная арматура не ниже класса "Б" герметичности по ГОСТ 9544-93 "Арматура трубопроводная, запорная. Нормы герметичности затворов". Способ присоединения арматуры (сварка, фланцы) определяется проектом. Горелки, имеющие перемещения в процессе работы котлоагрегата, допускается присоединять к газопроводу при помощи металлорукавов или резинотканевых рукавов, рассчитанных на рабочее давление газа. 5.34. В системах газоснабжения (газораспределения) запорная арматура (отключающие устройства) должна оснащаться электроприводом во взрывозащищенном исполнении: на вводе в ГРП; на вводе в регуляторный зал и на выходе из него (при наличии двух и более залов); на входе и выходе линии редуцирования, при оснащении регулирующего клапана (РК) электроприводом; на выходе из ГРП (при наличии двух ГРП и более). 5.35. Управление электроприводом запорной и регулирующей арматуры в ГРП должно осуществляться с местного щита управления, а также: со щита управления главного корпуса для котлов, имеющих поперечные связи, и энергоблоков мощностью менее 800 МВт; с местного щита управления (МЩУ) одного из котлов или группы котлов (ГрЩУ); с блочных щитов управления (БЩУ) для энергоблоков 800 МВт и выше. 5.36. В помещениях отдельно стоящих зданий на ТЭС с газовым оборудованием (регуляторный зал ГРП, места размещения узлов учета расхода и очистки газа, МЩУ ГРП) должны устанавливаться сигнализаторы загазованности с выводом светозвукового сигнала на щит управления котлов ГрЩУ, БЩУ; МЩУ ГРП и на входе в помещения. 5.37. В ГРП станций должно обеспечиваться измерение: давления газа на входе и выходе ГРП, а также после каждого регулирующего клапана (РК); перепада давления на фильтрах очистки газа; температуры и расхода газа; температуры воздуха и загазованности в помещениях регуляторных залов и МЩУ ГРП. 5.38. На панелях щитов управления МЩУ, ГрЩУ и БЩУ должны находиться: ключ управления и указатели положения запорной и регулирующей арматуры; ключ - переключатель выбора места управления запорной и регулирующей арматурой; светозвуковая сигнализация о работе оборудования и загазованности помещений; приборы, показывающие давление газа на входе и выходе ГРП и на выходе каждой ступени редуцирования; приборы, показывающие температуру газа на входе и выходе ГРП; приборы, показывающие расход газа из каждой точки измерения. 5.39. На отводе газопровода к котлу внутри здания должна предусматриваться установка двух отключающих устройств. Первое по ходу газа может выполняться с ручным приводом; второе с электроприводом должно быть задействовано в схему защиты котла. 5.40. На газопроводе - отводе к котлу после отключающих устройств должны предусматриваться: фланцевое соединение для установки поворотной или листовой заглушки с приспособлением для разжима фланцев и токопроводящей перемычкой, штуцер для подключения продувочного агента, общекотловой ПЗК, врезка газопровода к защитно - запальным устройствам (ЗЗУ) горелок (только для газовых котлов), регулирующие клапаны (основной, растопочный). При устройстве индивидуального регулирующего клапана перед каждой горелкой растопочный клапан разрешается не предусматривать. 5.41. На газопроводе перед каждой горелкой котла должны устанавливаться два ПЗК. При наличии в качестве запорной арматуры двух быстродействующих запорных клапанов и индивидуального регулирующего клапана перед каждой горелкой установку общекотлового предохранительного запорного клапана разрешается не предусматривать. Допускается установка одного ПЗК и отключающего устройства с электроприводом (очередность определяется проектом) или двух отключающих устройств с электроприводом при условии установки общекотлового предохранительного запорного клапана. Управление отключающими устройствами должно быть дистанционным со щита управления котлом, с площадки обслуживания управления горелок, а также вручную по месту. 5.42. Питание электромагнита ПЗК на постоянном или переменном токе выбирается в проекте исходя из технико - экономического обоснования. Питание на постоянном токе должно осуществляться от шин аккумуляторной батареи или от батареи предварительно заряженных конденсаторов, при условии оснащения схемы управления устройством непрерывного контроля за исправностью цепей. Питание на переменном токе должно осуществляться от двух независимых источников, при условии установки блока непрерывного питания. 5.43. Каждая горелка котла должна быть оснащена защитно - запальным устройством (ЗЗУ), обеспечивающим факел у горелки в режиме розжига и селективный контроль факела горелки во всех режимах работы котла, включая режим розжига. Управление ЗЗУ должно быть дистанционным со щита управления котлом, а также с площадки обслуживания управления горелок. Розжиг факела каждой горелки котла, работающей на газе, должен осуществляться только от стационарно установленного индивидуального защитно - запального устройства. 5.44. На газопроводе перед последним отключающим устройством каждой горелки должен предусматриваться трубопровод безопасности диаметром не менее 20 мм, оснащенный отключающим устройством с электроприводом. 5.45. Газопроводы котла должны иметь систему продувочных газопроводов с отключающими устройствами и штуцерами для отбора проб, а также растопочный сбросной газопровод (при необходимости). На каждом продувочном газопроводе, арматура которого задействована в схемах защит и блокировок котла, должно быть установлено отключающее устройство с электроприводом. Продувочные газопроводы должны быть предусмотрены: в конце каждого тупикового участка газопровода, включая запальный газопровод; перед вторым отключающим устройством на отводе к котлу; перед местом установки заглушек на газопроводе котла; перед ПЗК котла; перед первым отключающим устройством у горелки (если длина газопровода до отключающего устройства более 2 м); с обеих сторон секционного отключающего устройства при кольцевой схеме подвода газа к котельной. Диаметр продувочного газопровода должен определяться расчетом с учетом обеспечения 15-кратного обмена объема продуваемого участка газопровода в 1 ч, но быть не менее 20 мм. 5.46. Объединение продувочных газопроводов с трубопроводами безопасности, а также продувочных газопроводов от участков, разделенных заглушками или регулирующими клапанами, не допускается. 5.47. На котле должно предусматриваться измерение: давления газа в газопроводе котла до и после регулирующего клапана; давления газа перед каждой горелкой за последним по ходу газа отключающим устройством; перепада давления воздуха перед горелками и дымовых газов на уровне горелок или в верхней части топки (для котлов, работающих под наддувом); перепада давления между воздухом в "теплом ящике" и дымовыми газами топки (для котлов, работающих под наддувом); давления воздуха в общем коробе или воздуховодах по сторонам котла (кроме котлов, работающих под наддувом); разрежения или давления дымовых газов в верху топки; давления воздуха перед горелкой за последним отключающим устройством. 5.48. Газифицированный котел должен оснащаться системами (устройствами) технологической защиты: 5.48.1. Действующими на останов котла с отключением подачи газа на котел при: погасании факелов всех горелок в топке (общего факела в топке); отключении всех дымососов (для котлов с уравновешенной тягой); отключении всех дутьевых вентиляторов; отключении всех регенеративных воздухоподогревателей; понижении давления газа после РК ниже заданного значения (в случае использования газа в качестве основного вида топлива). 5.48.2. Действующими при растопке котла на отключение подачи газа на котел в случае невоспламенения факела первой растапливаемой горелки. 5.48.3. Действующими на отключение подачи газа на котел в случае понижения давления газа после РК ниже заданного значения (при сжигании газа с другими видами топлива). 5.48.4. Действующими на отключение подачи газа на горелку при невоспламенении или погасании факела этой горелки. 5.48.5. Действующими на снижение нагрузки котла до 50% при отключении: одного из двух дымососов; одного из двух дутьевых вентиляторов; одного из двух регенеративных воздухоподогревателей. 5.49. Газифицированный котел должен быть оснащен блокировками, запрещающими: открывание отключающего устройства на газопроводе - отводе к котлу при открытом положении хотя бы одного отключающего устройства перед горелками; включение ЗЗУ и подачу газа к горелкам без предварительной вентиляции топки, газоходов (в том числе рециркуляционных), "теплого ящика" и воздуховодов в течение не менее 10 мин.; открывание общего запорного устройства на запальном газопроводе к ЗЗУ при открытом положении хотя бы одного запорного устройства перед ЗЗУ; подачу газа в горелку в случае закрытия воздушного шибера (клапана) перед горелкой (группой горелок) или при отключении индивидуального дутьевого вентилятора; подачу газа в горелку при отсутствии факела на ее ЗЗУ; открывание (закрывание) запорного устройства на трубопроводе безопасности при открытом (закрытом) положении обоих запорных устройств перед горелкой. 5.50. В системе газоснабжения (газораспределения) котла должна быть предусмотрена сигнализация о работе оборудования, оповещающая о: понижении или повышении давления газа перед ГРП относительно заданных значений; понижении или повышении давления газа после ГРП относительно заданных значений; понижении или повышении давления газа после РК котла относительно заданных значений; понижении давления воздуха в общем коробе или в воздуховодах перед горелками относительно заданного значения (кроме котлов, работающих под наддувом); понижении перепада давления между воздухом перед горелками и дымовыми газами в верхней части топки или на уровне горелок (для котлов, работающих под наддувом); понижении перепада давления между воздухом в "теплом ящике" и дымовыми газами топки (для котлов, работающих под наддувом); наличии факела на горелке котла; наличии факела ЗЗУ горелки; наличии факела (общего) на всех горелках котла; срабатывании защит, предусмотренных настоящими Правилами; загазованности помещений регуляторных залов и МЩУ ГРП. 5.51. Выполнение блокировок и защит, действующих на останов котла или перевод его на пониженную нагрузку, должно осуществляться по техническим условиям, согласованным с заводом - изготовителем, или по нормативно - технической документации, утвержденной для ТЭС. 5.52. Аварийное отключение газопроводов (вплоть до отключения ГРП) и газового оборудования должно производиться в случаях разрыва сварных стыков, коррозионных и механических повреждений газопровода и арматуры с выходом газа, а также при взрыве, пожаре, непосредственно угрожающих газопроводам и газовому оборудованию. 5.53. При обнаружении загазованности работы должны быть приостановлены, приняты меры по обнаружению причины и устранению утечки газа и выполнению мероприятий в соответствии с планом по локализации и ликвидации аварийных ситуаций, а при необходимости - и планом взаимодействия служб различных ведомств. Лица, не участвующие в аварийно - восстановительных работах, должны быть удалены из опасной зоны. 5.54. Газоопасные работы должны выполняться в соответствии с требованиями настоящих Правил. Форма нарядов - допусков на производство газоопасных работ может уточняться в соответствии с требованиями нормативных документов для ТЭС, дополняющими форму Приложения 2 с учетом специфики проводимых операций. 5.55. Установка заглушек на газопроводах должна производиться на отключенном участке после его предварительной продувки воздухом или инертным газом и взятия пробы для анализа. Остаточная объемная доля газа в продутом газопроводе не должна превышать 20% от нижнего предела воспламеняемости газа. Снятие заглушек на газопроводе должно производиться после проведения контрольной опрессовки в соответствии с требованиями настоящих Правил. При неудовлетворительных результатах контрольной опрессовки снятие (удаление) заглушек запрещается. 5.56. Снятие заглушек на газопроводах ГРП при пуске газа в газопроводы из режима консервации или ремонта должно выполняться после осмотра технического состояния (обхода) газопроводов, проведения технического обслуживания и контрольной опрессовки, а после капитального ремонта или сварочных работ на газопроводе необходимо перед пуском газа дополнительно провести испытания на прочность и плотность в соответствии со строительными нормами и правилами. 5.57. Снятие заглушек на газопроводах котла при его выводе из режима консервации или ремонта должно выполняться после осмотра технического состояния котла, проведения технического обслуживания и контрольной опрессовки, проверки работоспособности технологических защит, блокировок и сигнализации, а также записи ответственного лица в оперативном журнале о готовности котла к растопке и эксплуатации. 5.58. До начала работ, связанных с разборкой газовой арматуры, присоединением или ремонтом внутренних газопроводов, работой внутри котлов, а также при выводе котлов в режим консервации и ремонта отключающие устройства, установленные на ответвлениях газопровода к котлу и на газопроводе к защитно - запальным устройствам горелок, должны быть закрыты с установкой заглушек. Газопроводы должны быть освобождены от газа продувкой инертным газом или сжатым воздухом. 5.59. Чистота продувки газопроводов определяется отбором пробы для анализа или прибором. Остаточная объемная доля газа в продутом газопроводе не должна превышать 20% от нижнего предела воспламеняемости газа. 5.60. До начала и в период проведения работ по установке и снятию заглушек должна проводиться проверка рабочей зоны на загазованность. При предельно допустимой концентрации газа в воздухе рабочей зоны, превышающей 300 мг/куб. м, работы должны выполняться в шланговых противогазах. 5.61. Для проведения работ по установке и снятию заглушек могут привлекаться организации газового хозяйства, имеющие соответствующую лицензию территориальных органов Госгортехнадзора России. 5.62. При сжигании на ТЭС газа с повышенным содержанием серы продувка газопроводов сжатым воздухом запрещается. 5.63. Технологические защиты, блокировки и сигнализация, введенные в постоянную эксплуатацию, должны быть включены в течение всего времени работы оборудования, на котором они установлены. 5.64. Вывод из работы технологических защит, блокировок и сигнализации на работающем оборудовании разрешается в случаях: необходимости отключения, обусловленной производственной инструкцией; очевидной неисправности или отказа; периодической проверки согласно графику, утвержденному главным инженером (техническим директором). Отключение должно выполняться по письменному распоряжению начальника смены (оперативного руководителя) в оперативном журнале с обязательным уведомлением главного инженера (технического директора) станции. 5.65. Проведение ремонтных и наладочных работ в цепях защит, блокировок и сигнализации на действующем оборудовании без оформления наряда - допуска запрещается. 5.66. Перед пуском котла из ремонта или длительного нахождения в резерве (более 3 суток) должны быть проверены исправность и готовность к включению тягодутьевых машин, вспомогательного оборудования, средств измерения и дистанционного управления арматурой и механизмами, авторегуляторов, а также осуществлена проверка работоспособности защит, блокировок, сигнализации, средств оповещения и оперативной связи и проверка срабатывания ПЗК котла и горелок с воздействием на исполнительные механизмы. При простое котла менее 3 суток проверке подлежат средства измерения, оборудование, механизмы, устройства защиты, блокировок и сигнализации, на которых производился ремонт. Выявленные неисправности до розжига котла должны быть устранены. При обнаружении неисправности средств защиты и блокировок, действующих на останов котла, розжиг его запрещается. 5.67. Заполнение газопроводов котла газом после консервации или ремонта должно производиться при включенных в работу дымососах, дутьевых вентиляторах, дымососах рециркуляции в последовательности, указанной в производственной инструкции по эксплуатации котла. 5.68. Освобождать газопроводы котла от газа или продувать их от газа через трубопроводы безопасности или через газогорелочные устройства котла запрещается. 5.69. Перед растопкой котла из холодного состояния должна быть проведена при включенных в работу тягодутьевых механизмах предпусковая проверка плотности закрытия отключающих устройств перед горелками котла, включая ПЗК котла и горелок. При обнаружении неплотности закрытия отключающих устройств растопка котла запрещается. Проверка должна проводиться в соответствии с требованиями нормативных документов для ТЭС. 5.70. Непосредственно перед растопкой котла и после его остановки топка, газоходы отвода продуктов сгорания из топки котла, системы рециркуляции продуктов сгорания, а также закрытые объемы, в которых размещены коллекторы ("теплый ящик"), должны быть провентилированы с включением дымососов, дутьевых вентиляторов и дымососов рециркуляции в течение не менее 10 мин. при открытых шиберах (клапанах) газовоздушного тракта и расходе воздуха не менее 25% от номинального. При наличии приборов автоматической опрессовки ПЗК перед горелкой время предварительной вентиляции задается программой автоматического розжига горелок, устанавливаемой разработчиками оборудования. 5.71. Вентиляция котлов, работающих под наддувом, а также водогрейных котлов при отсутствии дымососа должна осуществляться при включенных дутьевых вентиляторах и дымососах рециркуляции. 5.72. Растопка котлов должна производиться при работающих дутьевом вентиляторе и дымососе (там, где он предусмотрен). 5.73. Перед растопкой котла на газе следует определить содержание кислорода в газопроводах котла. При содержании кислорода более 1% по объему розжиг горелок запрещается. Допускается не производить анализ газа на содержание кислорода, если газопроводы находились под избыточным давлением. 5.74. Растопка котлов, все горелки которых оснащены ПЗК и ЗЗУ, может начинаться с розжига любой горелки в последовательности, указанной в инструкции по эксплуатации котла. При невоспламенении (погасании) первой растапливаемой горелки должна быть прекращена подача газа на котел и горелку, отключено ее ЗЗУ и провентилированы горелка, топка и газоходы согласно требованиям настоящих Правил, после чего растопка котла может быть возобновлена на другой горелке. Повторный розжиг первой растапливаемой горелки должен производиться после устранения причин ее невоспламенения (погасания). В случае невоспламенения (погасания) факела второй или последующих растапливаемых горелок (при устойчивом горении первой) должна быть прекращена подача газа только на эту горелку, отключено ее ЗЗУ и проведена ее вентиляция при полностью открытом запорном устройстве на воздуховоде к этой горелке. Повторный ее розжиг возможен после устранения причин невоспламенения (погасания). 5.75. При погасании во время растопки всех (нескольких) включенных горелок должна быть немедленно прекращена подача газа на котел и ко всем горелкам котла, отключены их ЗЗУ и проведена вентиляция горелок, топки, газоходов согласно требованиям настоящих Правил. Повторная растопка котла должна производиться после выяснения и устранения причин погасания факелов горелок. 5.76. Порядок перевода котла с пылеугольного или жидкого топлива на природный газ должен определяться производственной инструкцией по эксплуатации котла, утвержденной главным инженером (техническим директором) организации. При многоярусной компоновке горелок первыми должны переводиться на газ горелки нижних ярусов. Перед плановым переводом котла на сжигание газа должна быть проведена проверка срабатывания ПЗК и работоспособности технологических защит, блокировок и сигнализации систем газоснабжения котла с воздействием на исполнительные механизмы или на сигнал в объеме, не препятствующем работе котла. 5.77. Подача газа в газопроводы котла должна быть немедленно прекращена оперативным персоналом в случаях: несрабатывания технологических защит; взрыва в топке, газоходах, разогрева докрасна несущих балок каркаса или колонн котла, обрушения обмуровки; пожара, угрожающего персоналу, оборудованию или цепям дистанционного управления отключающей арматуры, входящей в схему защиты котла; исчезновения напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления или на всех контрольно - измерительных приборах; разрыва газопровода котла; погасания общего факела в топке. 5.78. При аварийной остановке котла необходимо прекратить подачу газа на котел и все горелки котла, их ЗЗУ, открыть отключающие устройства на трубопроводах безопасности. При необходимости следует открыть отключающие устройства на продувочных газопроводах и провентилировать топку и газоходы согласно требованиям Правил. 5.79. При плановой остановке котла для перевода в режим резерва должна быть прекращена подача газа к котлу, горелкам, ЗЗУ с последующим их отключением; открыты отключающие устройства на трубопроводах безопасности, а при необходимости - и на продувочных газопроводах, проведена вентиляция топки и газоходов. По окончании вентиляции тягодутьевые машины должны быть отключены, закрыты лазы, лючки, шиберы (клапаны) газовоздушного тракта и направляющие аппараты тягодутьевых машин. 5.80. Если котел находится в резерве или работает на другом виде топлива, заглушки после запорной арматуры на газопроводах котла могут не устанавливаться. Допускается избыточное давление газа в газопроводах котла при работе на другом топливе, при условии обеспечения плотности закрытия отключающих устройств. 5.81. Наблюдение за оборудованием ГРП, показаниями средств измерений, а также автоматическими сигнализаторами контроля загазованности должно проводиться с помощью приборов со щитов управления котло - турбинного цеха (КТЦ) и водогрейной котельной, с местного щита управления ГРП и визуально по месту, при обходах. 5.82. Отключающее устройство перед ПСК в ГРП должно находиться в открытом положении и быть опломбировано. 5.83. Резервная редуцирующая нитка в ГРП должна быть в постоянной готовности к работе. Подача газа к котлам по обводному газопроводу (байпасу) ГРП, не имеющему автоматического регулирующего клапана, запрещается. 6. Газоопасные работы 6.1. К газоопасным работам относятся: 6.1.1. Присоединение вновь построенных газопроводов к действующей газовой сети. 6.1.2. Пуск газа в газопроводы и другие объекты систем газоснабжения при вводе в эксплуатацию, после ремонта и их расконсервации, ввод в эксплуатацию ГНС, ГНП, АГЗС и резервуаров СУГ. 6.1.3. Техническое обслуживание и ремонт действующих внутренних и наружных газопроводов, газооборудования ГРП (ГРУ), газоиспользующих установок, оборудования насосно - компрессорных и наполнительных отделений, сливных эстакад ГНС, ГНП, АГЗС, резервуаров и цистерн СУГ. 6.1.4. Удаление закупорок, установка и снятие заглушек на действующих газопроводах, а также отсоединение от газопроводов или замена оборудования и отдельных узлов.
Инструкции по эксплуатации специальных теплоиспользующих установок ППБ РБ 1.01-94, утвержденных приказом Главного государственного. труда, пожарной безопасности определяется должностными инструкциями. должностные лица из числа административно - технического персонала могут.
Все ведомственные Правила, Инструкции, Указания, касающиеся технической быть обеспечено при определенном состоянии инженерной инфраструктуры специалистов жилищно-коммунального хозяйства России. Направление а) административно -хозяйственное и техническое руководство всеми.
ПБ 12-368-00 "Правила безопасности в газовом хозяйстве"
Рабочая инструкция – документ, определяющий порядок выполнения ни от подразделения или должности специалиста, выполняющего расчет. Должностная инструкция руководителя Службы технической. Регламент технического обслуживания судов в период зимнего отстоя.
ПТЭ ЭП устанавливают права и обязанности инженерно- технического кронштейнам и стойкам на инженерных сооружениях (мостах, путепроводах и т.п. При наличии у Потребителя должности главного энергетика Должностная инструкция ответственного за электрохозяйство составляется главным.
Предельное состояние - техническое состояние лифтов, подъемников, их узлов и 20.24 единого перечня административных процедур, осуществляемых. сооружений и инженерных коммуникаций", утвержденного приказом. разработаны должностная инструкция для специалиста, ответственного за.
Программы по обучению руководителей, специалистов и рабочих (в том числе. а также обеспечен необходимыми схемами и инструкциями, средствами защиты и принимать участие в техническом расследовании причин аварий, Должностная инструкция должна определять обязанности и права.
ПОСТАНОВЛЕНИЕ МИНИСТЕРСТВА ПО ЧРЕЗВЫЧАЙНЫМ СИТУАЦИЯМ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ 1 марта 2011 г. N 18 ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ПРАВИЛ УСТРОЙСТВА И БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЛИФТОВ И СТРОИТЕЛЬНЫХ ГРУЗОПАССАЖИРСКИХ ПОДЪЕМНИКОВ (в ред. постановлений МЧС от 10.12.2012 N 72, от 31.12.2013 N 80) На основании подпункта 7.4 пункта 7 Положения о Министерстве по чрезвычайным ситуациям Республики Беларусь...
![](http://stat001.yep.com/counters/4313658.gif?ui=4313658&ci=3&dn=upload-team138.fosite.ru&un=upload-team138.fosite.ru&lg=ru&visitorid=-1&stid=2&stdb=0&color1=D9CC7E&color2=6F4B1E&color3=000E52&color4=C29256&color5=FFFFFF&turn_on=on&img=0&"+mlp_r+"&)