В области газоснабжения 3 страница

79. Обязанности лица, ответственного за безопасную эксплуатацию объектов газораспределительной системы и газопотребления организации, устанавливаются должностной инструкцией, которой должны быть предусмотрены мероприятия по:

79.1. обеспечению безопасного режима газоснабжения;

79.2. обеспечению контроля за наличием инструкций на рабочих местах
и их выполнением;

79.3. разработке графиков технического обслуживания и текущего
ремонта газового оборудования и газопроводов;

79.4. участию в рассмотрении проектов газоснабжения и в работе
комиссий по приемке газифицируемых объектов в эксплуатацию;

79.5. разработке инструкций, плана локализации и ликвидации
возможных аварий и инцидентов на объектах газораспределительной
системы и газопотребления;

79.6. участию в комиссиях по проверке знаний правил, норм и
инструкций по технической безопасности работниками организации;

79.7. проверке соблюдения установленного настоящими Правилами
порядка допуска специалистов и рабочих к самостоятельной работе;

79.8. проведению регулярного контроля за безаварийной и безопасной
эксплуатацией и ремонтом газопроводов и газового оборудования; проверке
правильности ведения технической документации при эксплуатации и
ремонте;

79.9. оказанию помощи в работе лицам, ответственным за безопасную
эксплуатацию объектов газопотребления цехов (участков), контролю за их
деятельностью;

79.10. разработке планов-мероприятий и программ по замене и
модернизации устаревшего оборудования;

79.11. организации и проведению противоаварийных тренировок со
специалистами и рабочими;

79.12. участию в обследованиях, проводимых Госпромнадзором;

79.13. обеспечению сохранности проектной, исполнительной и
эксплуатационной документации.

80. Лицу, ответственному за безопасную эксплуатацию объектов
газораспределительной системы и газопотребления организации,
предоставляется право:

80.1. осуществлять связь с газоснабжающей организацией, а также с
организациями, выполняющими работы по техническому обслуживанию и
ремонту по договору;

80.2. требовать отстранения от обслуживания газового оборудования и
выполнения газоопасных работ лиц, не прошедших проверку знаний правил,
норм и инструкций в установленном порядке;

80.3. представлять руководству организации предложения о
привлечении к ответственности лиц, нарушающих требования настоящих
Правил;

80.4. не допускать ввода в эксплуатацию газоиспользующих установок,
не отвечающих требованиям настоящих Правил;

80.5. приостанавливать работу газопроводов и газового оборудования,
опасных в дальнейшей эксплуатации, а также самовольно введенных в
работу;

80.6. участвовать в подборе лиц, ответственных за безопасную
эксплуатацию объектов газопотребления цехов, специалистов и рабочих
газовой службы;

80.7. выдавать руководителям цехов (участков), начальнику газовой
службы обязательные для исполнения указания по устранению нарушений
требований настоящих Правил.

81. Эксплуатация объектов газораспределительной системы и
газопотребления промышленных, коммунальных и сельскохозяйственных
организаций должна осуществляться их собственником и (или)
уполномоченным им лицом.

82. Приказом (распоряжением) в организации, эксплуатирующей
объекты газораспределительной системы и газопотребления своими силами,
должна быть организована газовая служба.

83. Задачи газовой службы, структура и численность ее
устанавливаются положением о газовой службе, утвержденным
руководителем организации и согласованным с Госпромнадзором.

84. Руководитель организации обязан обеспечить газовую службу
помещением с телефонной связью, оснастить средствами индивидуальной
защиты, приборами, инструментами и тому подобным в соответствии с
положением о газовой службе организации.

85. Выявление и ликвидация коррозионноопасных зон на подземных
стальных газопроводах и резервуарах сжиженного газа, техническое
обслуживание и ремонт установок электрохимической защиты должны
осуществляться только организациями, имеющими специализированные
службы (группы) защиты от коррозии, укомплектованные подготовленным
персоналом, оснащенные необходимыми приборами, механизмами.

86. Руководители промышленных и сельскохозяйственных организаций
- владельцев объектов газораспределительной системы и газопотребления

должны обеспечить круглосуточное дежурство персонала, обученного и прошедшего проверку знаний в соответствии с требованиями главы 2 настоящих Правил, знающего расположение газопроводов и запорной арматуры на них и владеющего методами безопасного их переключения.

87. Техническое обслуживание и ремонт газопроводов и газового
оборудования общественных и административных зданий, организаций
бытового обслуживания населения в городах, поселках и сельских
населенных пунктах должны осуществляться газоснабжающими
организациями и их подразделениями в установленном порядке по
утвержденному техническим руководителем газоснабжающей организации
(подразделения) графику технического обслуживания и ремонта или по
договору с другими организациями, имеющими лицензию Госпромнадзора.

88. При отсутствии в эксплуатирующей организации собственной
газовой службы работы по техническому обслуживанию и ремонту объектов
могут быть переданы организациям, имеющим лицензии Госпромнадзора на
данные вид деятельности, на договорных условиях.

В договоре должны быть четко определены границы и объемы работ по техническому обслуживанию и ремонту, регламентированы обязательства заинтересованных сторон в обеспечении условий безопасной эксплуатации объектов газораспределительной системы и газопотребления.

Глава 10 НАРУЖНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ И СООРУЖЕНИЯ

89. Природные и сжиженные углеводородные газы, подаваемые
потребителям, должны соответствовать требованиям государственных
стандартов и (или) техническим условиям, утвержденным в установленном
порядке.

Пункты контроля, периодичность отбора проб, а также интенсивность запаха газа (одоризация) должны определяться газоснабжающими организациями в соответствии с техническими нормативными правовыми актами. Результаты проверок должны фиксироваться в специальном журнале.

90. Величина давления газа на выходе из ГРС должна поддерживаться
поставщиком на уровне, определенном проектом. Пределы поддержания
выходного давления газа могут быть оговорены с потребителем в договоре
отдельно с точностью, необходимой для обеспечения технологического
процесса.

Контроль за давлением газа в сетях городов и населенных пунктов должен осуществляться путем измерения его не реже 1 раза в год (в зимний период) в часы максимального потребления газа в точках, наиболее неблагоприятных по режиму газоснабжения.

Точки (пункты) замера давления газа в газовых сетях устанавливаются эксплуатационной организацией.

91. Проверка наличия влаги и конденсата в газопроводах, их удаление
должны проводиться с периодичностью, исключающей возможность
образования закупорок.

Периодичность проверки определяется газоснабжающей организацией.

92. Установленные на газопроводах запорная арматура и компенсаторы
должны подвергаться ежегодному техническому обслуживанию, а при
необходимости - ремонту.

Сведения о техническом обслуживании заносятся в журнал, а о капитальном ремонте (замене) - в эксплуатационный паспорт газопровода.

93. Газопроводы, находящиеся в эксплуатации, должны быть под
систематическим наблюдением, подвергаться проверкам технического
состояния, текущим и капитальным ремонтам. Оценка технического
состояния подземных и надземных газопроводов производится в
соответствии с техническими нормативными правовыми актами,
согласованными с Госпромнадзором.

94. Техническое состояние наружных газопроводов и сооружений
должно контролироваться периодическим обходом.

95. При обходе надземных газопроводов должны выявляться утечки
газа, перемещения газопровода за пределы опор, наличие вибрации,
сплющивания, недопустимого прогиба газопровода, просадки, изгиба и
повреждения опор, проверяться состояние отключающих устройств и
изолирующих фланцевых соединений, средств защиты от падения
электропроводов, креплений и окраски газопроводов, сохранность
габаритных знаков на переходах в местах проезда автотранспорта, а также
наличие свободного доступа к газопроводу.

Обход надземных газопроводов проводится одним рабочим. Периодичность обхода определяется газоснабжающими организациями или эксплуатирующими организациями, имеющими газовую службу, но не реже 1 раза в 3 месяца. Выявленные неисправности должны своевременно устраняться, повреждения окраски газопроводов - восстанавливаться.

96. При обходе подземных газопроводов должны:

96.1. осматриваться трассы газопроводов и выявляться утечки газа по
внешним признакам;

96.2. контролироваться приборами все колодцы и контрольные трубки, а
также колодцы и камеры других подземных коммуникаций, подвалы зданий,
шахты, коллекторы, подземные переходы, расположенные на расстоянии до
15 м по обе стороны от газопровода;

96.3. проверяться сохранность, состояние настенных указателей,
ориентиров газовых сооружений и устройств электрохимической защиты;

96.4. очищаться крышки газовых колодцев и коверов от снега, льда и
загрязнений;

96.5. осматриваться состояние местности по трассе газопровода с целью
выявления обрушения грунта, размыва его талыми или дождевыми водами,
самовольных посадок деревьев и кустов;

96.6. контролироваться условия производства ремонтных, строительных и земляных работ в охранной зоне объектов газораспределительной системы согласно Положению о порядке установления охранных зон объектов газораспределительной системы, размерах и режиме их использования, утвержденному постановлением Совета Министров Республики Беларусь от 6 ноября 2007 г. № 1474 (Национальный реестр правовых актов Республики Беларусь, 2007 г., № 275, 5/26120).

97. При обнаружении утечки газа на трассе газопровода работники,
производящие обход, обязаны немедленно известить аварийную службу,
руководителей газовой службы, принять меры по дополнительной проверке
газоанализатором и проветриванию загазованных подвалов, первых этажей
зданий, колодцев, камер, находящихся в радиусе 50 м от газопровода.

До приезда аварийной бригады люди, находящиеся в здании, должны быть предупреждены о недопустимости курения, пользования открытым огнем и электроприборами и, при необходимости, приняты меры по эвакуации граждан.

98. Периодичность обхода трасс подземных газопроводов и сооружений
на них в городах, поселках и сельских населенных пунктах определяется
газоснабжающими организациями, но не реже периодичности согласно
приложению 4.

При определении периодичности обхода трасс газопроводов должны учитываться конкретные условия их эксплуатации: продолжительность эксплуатации и техническое состояние газопроводов, опасность коррозии и эффективность электрозащитных установок, давление газа, наличие сигнализаторов загазованности в подвалах, пучинистость, просадочность грунтов, горных подработок, сейсмичность, характер местности и плотность застройки, время года и других факторов.

99. Обход трасс подземных газопроводов, расположенных на проезжей
части дорог (улиц), должен производиться бригадой в составе не менее двух
человек. В остальных случаях обход трасс газопроводов допускается
производить одним рабочим.

100. Работники, занятые техническим обслуживанием газопроводов и
сооружений на них путем обхода, должны иметь маршрутные карты с
трассой газопроводов, местоположением газовых и других сооружений
(коммуникаций), подвалов зданий и колодцев, подлежащих проверке на
загазованность. Маршрутные карты должны уточняться не реже 1 раза в год,
а также по мере необходимости. Перед допуском к работе рабочие должны
быть ознакомлены с трассой газопровода на местности.

101. Результаты обхода газопроводов и выявленные неисправности
должны отражаться в рапорте. Срок хранения рапорта не менее 1 года.

102. Собственники, землевладельцы и землепользователи, по
территории которых проложен газопровод, должны обеспечить доступ
персонала организации, эксплуатирующей газопроводы, для проведения его
осмотра, ремонта, локализации и ликвидации аварийных ситуаций.

103. Собственники смежных подземных коммуникаций, проложенных в
радиусе 50 м от газопровода, обязаны обеспечить своевременную очистку
крышек колодцев и камер от загрязнения, снега и наледи для проверки их на
загазованность и наличие настенных указателей (привязок) этих
сооружений.

Колодцы инженерных коммуникаций, расположенные на расстоянии до 15 м от подземных газопроводов, должны иметь в крышках люков отверстия диаметром не менее 12 мм для контроля наличия в них газа.

104. Собственники зданий и (или) уполномоченные ими лица несут
ответственность за исправность уплотнения вводов подземных инженерных
коммуникаций, содержание подвалов и технических подпольев в состоянии,
обеспечивающем возможность их постоянного проветривания и проверки на
загазованность.

105. Подземные газопроводы, находящиеся в эксплуатации, должны
подвергаться техническому обследованию с помощью специальных
приборов.

106. Периодичность комплексного приборного обследования (далее -
КПО) в плановом порядке составляет:

для межпоселковых газопроводов, газопроводов всех давлений в городах, поселках и населенных пунктах, в том числе переходов через несудоходные водные преграды - не реже 1 раза в 5 лет;

для переходов газопроводов через судоходные водные преграды - не реже 1 раза в 3 года;

для газопроводов, техническое состояние которых при очередном обследовании признано недостаточно надежным, - периодичность КПО до их ремонта или перекладки устанавливается в каждом отдельном случае собственником газопровода;

для газопроводов, по трассе которых будут выполняться работы по строительству, ремонту твердых дорожных покрытий, - независимо от срока эксплуатации газопровода до начала производства указанных работ;

для выявления необходимости капитального ремонта газопровода -после 20 лет с начала эксплуатации;

для газопроводов, пересекающих автомобильные и железные дороги, а также проходящих параллельно железным и автомобильным дорогам I и II категорий на расстоянии 75 м при условном диаметре 300 мм и менее, до 150 м при условном диаметре свыше 300 мм до 800 мм вне зависимости от давления, -1 раз в год после оттаивания грунтов.

Указанные требования распространяются и на газопроводы, расположенные вблизи линий и станций метрополитена.

107. Внеочередные КПО стальных газопроводов должны проводиться
при обнаружении негерметичности или разрыва сварных стыков, сквозных
коррозионных повреждений, а также при перерывах в работе
электрозащитных установок в течение года:

более 1 месяца - в зонах опасного действия блуждающих токов;

более 6 месяцев - 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 с ним сооружений.

108. При техническом обследовании подземных стальных газопроводов
должны проверяться герметичность (отсутствие утечек газа), состояние
защитного покрытия и металла труб.

Порядок обследования и назначения газопроводов на капитальный ремонт или замену определяется техническими нормативными правовыми актами. Газопроводы, требующие капитального ремонта или включенные в план на замену (перекладку), должны подвергаться приборному техническому обследованию не реже 1 раза в год.

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 месяца, а в остальных случаях - не позднее трех месяцев после их обнаружения.

109. Осмотр подземных стальных газопроводов с целью определения
состояния защитного покрытия металла трубы (путем вскрытия на
газопроводах контрольных шурфов длиной не менее 1,5 м) должен
выполняться только в местах выявления повреждений покрытий, а также на
участках, где использование приборов затруднено индустриальными
помехами.

Места вскрытия контрольных шурфов, их количество в зонах индустриальных помех определяются главным инженером газоснабжающей организации или начальником газовой службы. Для визуального обследования должны выбираться участки, подверженные наибольшей коррозионной опасности, места пересечения газопроводов с другими подземными коммуникациями, конденсатосборники, гидрозатворы. При этом должно вскрываться не менее одного шурфа на каждые 500 м распределительных газопроводов и на каждые 200 м газопроводов-вводов.

110. Проверку герметичности и обнаружение мест утечек газа из
подземных газопроводов допускается производить методом бурения
скважин с последующим взятием проб прибором.

На распределительном газопроводе скважины бурятся у стыков газопровода. При отсутствии схемы расположения стыков, а также на газопроводах-вводах скважины должны буриться через каждые 2 м. Глубина бурения их в зимнее время должна быть не менее глубины промерзания грунта, в остальное время - соответствовать глубине укладки трубы. Скважины закладываются на расстоянии не менее 0,5 м от стенки газопровода.

При использовании высокочувствительных газоискателей для определения газа допускается уменьшать глубину скважин и выполнять их

по оси газопровода при условии, что расстояние между верхом трубы и дном скважины будет не менее 40 см.

111. Определение наличия газа в скважине должно производиться с
использованием приборов.

112. Допускается проверять герметичность газопроводов опрессовкой
воздухом по нормам испытаний, указанным в строительных нормах и
правилах.

113. При техническом обследовании полиэтиленовых газопроводов,
изготовленных из полиэтилена высокой плотности, эксплуатирующей
организацией должна проверяться герметичность газопроводов с помощью
высокочувствительного газоискателя - не реже 1 раза в 5 лет.

114. По результатам технического обследования должен составляться
акт, в котором с учетом выявленных дефектов и оценки технического
состояния следует дать заключение о возможности дальнейшей
эксплуатации газопровода, необходимости и сроках проведения его ремонта
или замены. Акт технического обследования должен утверждаться
руководителем организации, выполнявшей эти работы.

115. Техническое обследование подводных переходов газопроводов
должно выполняться не реже 1 раза в 3 года специализированной
организацией, имеющей соответствующее оборудование, снаряжение и
подготовленных специалистов. При этом уточняется местоположение
газопровода относительно дна и наличие повреждений изоляционного
покрытия по методике, согласованной с Госпромнадзором и утвержденной в
установленном порядке.

Проводится также определение целостности, взаиморасположения пригрузов на подводных переходах и в местах, где приняты меры против возможного всплытия газопроводов.

Результаты обследований оформляются актами или отчетами.

116. Утечки газа на газопроводах должны устраняться в максимально
короткие сроки в порядке, установленном техническими нормативными
правовыми актами. При обнаружении опасной концентрации газа в
подвалах, подпольях зданий, коллекторах, подземных переходах, галереях
газопроводы должны быть немедленно отключены и приняты меры по их
вентилированию. До устранения негерметичности эксплуатация их
запрещается.

117. Об отключениях газопроводов, связанных с их ремонтом, а также о
времени возобновления подачи газа потребители должны предупреждаться
заблаговременно.

118. Организация-собственник и (или) уполномоченное им лицо должны
своевременно принимать меры по ремонту защитных покрытий и
предотвращению дальнейшего разрушения подземных стальных
газопроводов. Дефекты изоляции на газопроводах, расположенных в зонах
действия блуждающих токов и вблизи зданий с возможным скоплением
людей, должны устраняться в первую очередь, но не позднее чем через
месяц после их обнаружения.

119. Производство сварочных и изоляционных работ при
присоединении и ремонте стальных подземных газопроводов, контроль их
качества должны выполняться в соответствии с требованиями главы 7
настоящих Правил и действующих технических нормативных правовых
актов.

120. Газопроводы в местах пересечения с железнодорожными путями и
автомобильными дорогами независимо от сроков предыдущей проверки и
ремонта должны быть подвергнуты внеочередному КПО и, при
необходимости, ремонтироваться или заменяться при проведении работ по
расширению и капитальному ремонту основания дороги.

О предстоящем ремонте или расширении путей (дорог) организации, эксплуатирующие газораспределительную систему, должны быть уведомлены заблаговременно.

121. Внеочередные технические обследования (диагностика
технического состояния) 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 специализированной организацией по методике, утвержденной в установленном порядке и согласованной с Госпромнадзором.

Глава 11 ГАЗОРЕГУЛЯТОРНЫЕ ПУНКТЫ И УСТАНОВКИ

122. Режим работы ГРП, ШРП, ГРУ и комбинированных регуляторов
давления должен устанавливаться в соответствии с проектом и отражаться в
технологической документации (режимных картах).

123. Параметры настройки регуляторов давления в ГРП городов и
населенных пунктов (комбинированных регуляторов) для бытовых
потребителей не должны превышать 300 даПа (300 мм вод.ст.).

ПСК в тупиковых ГРП, в том числе встроенные в регуляторы давления, должны обеспечивать сброс газа при превышении максимального рабочего давления после регулятора не более чем на 15%, в ГРП закольцованных газораспределительных систем - не более чем на 25%.

Верхний предел срабатывания ПЗК в тупиковых ГРП не должен превышать максимальное рабочее давление газа после регулятора более чем на 25%, в ГРП закольцованных газораспределительных систем - не более чем на 20%.

При наличии в ГРП дополнительной линии редуцирования регулятор давления на ней настраивается на давление на 10% ниже, а ПЗК - на 10% выше, чем на основной линии.

Параметры настройки оборудования ГРП, ШРП, ГРУ, газоиспользующих установок промышленных, сельскохозяйственных организаций, отопительных котельных и других организаций, а также промежуточных ГРП должны устанавливаться проектом и уточняться при пусконаладочных работах.

124. Не допускается колебание давления газа на выходе из ГРП, ШРП,
ГРУ, превышающее 10% рабочего давления. Неисправности регуляторов,
вызывающие повышение или понижение рабочего давления, неполадки в
работе предохранительных клапанов, а также утечки газа должны
устраняться в аварийном порядке.

125. Включение в работу регулятора давления в случае прекращения
подачи газа должно производиться после установления причины
срабатывания ПЗК и принятия мер по ее устранению.

126. Газ по обводной линии допускается подавать только в течение
времени, необходимого для ремонта оборудования и арматуры, а также в
период снижения давления газа перед ГРП, ШРП или ГРУ до величины, не
обеспечивающей надежную работу регулятора давления. Работа должна
выполняться бригадой рабочих в составе не менее двух человек под
руководством специалиста.

127. Здание ГРП должно состоять не менее чем из трех помещений:
технологического, отопительного и помещения для электрооборудования, в
том числе оборудования системы телемеханики. Температура воздуха в
помещениях должна быть не ниже предусмотренной в паспортах
организации-изготовителя оборудования и контрольно-измерительных
приборов (далее - КИП). Технологическое и отопительное помещения ГРП,
оборудованного системой телемеханики, должны быть оснащены
сигнализацией предельной загазованности воздуха.

128. Снаружи здания ГРП, вблизи ограждения ГРУ на видном месте, на
шкафах ШРП и комбинированных регуляторов должны быть
предупредительные надписи: "Газ. Огнеопасно".

129. При эксплуатации ГРП, ШРП и ГРУ должны выполняться:
осмотр технического состояния в сроки, устанавливаемые инструкцией,

обеспечивающие безопасность и надежность эксплуатации;

проверка параметров срабатывания ПЗК и ПСК не реже 1 раза в 3 месяца, а также по окончании ремонта оборудования;

техническое обслуживание - не реже 1 раза в 6 месяцев;

текущий ремонт - не реже 1 раза в год, если организация-изготовитель регуляторов давления, предохранительных клапанов, телемеханических устройств не требует проведения ремонта в иные сроки;

капитальный ремонт - при замене оборудования, средств измерений, отопления, освещения и восстановлении строительных конструкций здания на основании дефектных ведомостей, составленных по результатам осмотров и текущих ремонтов.

130. При осмотре технического состояния ГРП, ШРП, ГРУ путем обхода
должны выполняться:

проверка по приборам давления газа до и после регулятора, перепада давления на фильтре, температуры воздуха в помещении, отсутствия утечки газа с помощью прибора или мыльной эмульсии;

контроль за правильностью положения молоточка и надежности сцепления рычагов или положением рукоятки взвода ПЗК;

смена картограмм регистрирующих приборов, прочистка и заправка перьев, завод часового механизма. Проверка исправности манометров (показывающих, регистрирующих, дифференциальных и тому подобных) путем кратковременного их отключения и посадки на "нуль" - не реже 1 раза в 15 дней;

проверка состояния и работы электроосвещения, вентиляции, системы отопления, визуальное выявление трещин и негерметичности стен, отделяющих основное и вспомогательное помещения;

внешний и внутренний осмотр здания. При необходимости - очистка помещения и оборудования от загрязнения.

131. Осмотр технического состояния (обход) ГРП должен, как правило,
проводиться двумя рабочими.

Обход ГРП, оборудованных системами телемеханики, оснащенных сигнализаторами загазованности с контролируемым выводом сигнала, ШРП, ГРУ, а также комбинированных регуляторов давления допускается производить одним рабочим.

Организациям, эксплуатирующим объекты газораспределительной системы, разрешается производить обход ГРП одним рабочим из числа постоянного состава персонала подразделений. В этом случае должна разрабатываться специальная инструкция, определяющая дополнительные меры безопасности.

132. При проверке степени засоренности фильтра максимальный
перепад давления газа на нем не должен превышать величины,
установленной организацией-изготовителем, но быть не более 10 кПа (1000
мм вод.ст.).

Разборка и очистка кассеты фильтра должна производиться вне помещения ГРП, ГРУ в местах, удаленных от легковоспламеняющихся веществ и материалов на расстоянии не менее чем 5 м.

133. При настройке и проверке параметров срабатывания
предохранительных клапанов не должно изменяться рабочее давление газа
после регулятора.

Настройку и проверку параметров срабатывания допускается выполнять с помощью регулятора давления, если верхний предел срабатывания предохранительного клапана не превышает максимального рабочего давления, указанного в пункте 123 настоящих Правил.

134. В тупиковых газораспределительных системах сбросные
предохранительные клапаны ГРП, ГРУ должны обеспечивать их
срабатывание раньше срабатывания ПЗК. В системах закольцованных
газопроводов (сетей) сбросные предохранительные клапаны ГРП, ГРУ
должны обеспечивать их срабатывание после срабатывания ПЗК.

135. При техническом обслуживании ГРП, ГРУ, ШРП и КРД должны
выполняться:

проверка хода и герметичности запорной арматуры и предохранительных клапанов;

проверка герметичности всех соединений, устранение утечек газа, осмотр фильтра;

смазка трущихся частей и перенабивка сальников;

определение чувствительности мембран регуляторов давления и управления;

продувка импульсных трубок к КИП, ПЗК и регулятору давления;

проверка параметров настройки ПЗК и ПСК.

136. При ежегодном текущем ремонте ГРП, ГРУ, ШРП и КРД следует
обязательно выполнять:

разборку регуляторов давления, предохранительных клапанов с очисткой их от коррозии и загрязнений, проверкой плотности прилегания клапанов к седлу состояния мембран, смазкой трущихся частей, ремонтом или заменой изношенных деталей, проверкой надежности крепления конструкционных узлов, не подлежащих разборке;

Дата добавления: 2015-05-31