Правила безпеки систем газорозподілу і газоспоживання

Правила безпеки систем газорозподілу і газопотребленія.doc (13 стор.)
Оригінал


1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   13

Висновок експертизи про технічний стан газопроводу

затверджується територіальним органом Держгірпромнагляду України в

установленому порядку.

5.6. Газорегуляторні пункти

5.6.1. Режим роботи ГРП, у тому числі блочних (ГРПБ), шафових

газорегуляторних пунктів (ШРП) та газорегуляторних установок (ГРУ)

повинен встановлюватися відповідно до проекту.

5.6.2. Параметри настройки регуляторів в ГРП міст і

населених пунктів для побутових споживачів повинні виходити з

максимального тиску на виході до 0,003 МПа.

5.6.3. Запобіжні скидні клапани, в тому числі

вбудовані в регулятори тиску, повинні забезпечити скид газу при

перевищенні номінального робочого тиску після регулятора не

більш ніж на 15%; верхня межа спрацьовування

запобіжно-запірних клапанів (ЗЗК) не повинен перевищувати

номінальний робочий тиск газу після регулятора більш ніж на

25%.

5.6.4. Коливання тиску газу на виході з ГРП допускаються в

межах 10% від робочого тиску. Несправності регуляторів,

викликають підвищення або зниження робочого тиску, неполадки в

роботі запобіжних клапанів, а також витоки газу, повинні

ліквідовуються в аварійному порядку.

5.6.5. Включення в роботу регулятора тиску в разі

припинення подачі газу повинно проводитися після виявлення

причини спрацювання ЗЗК (ПЗК) і

вжиття заходів щодо усунення несправності.

5.6.6. При експлуатації ГРП з номінальною пропускною

здатністю регулятора понад 50 м3/год повинні виконуватися

наступні роботи, якщо виробником не виключені окремі види

робіт або передбачена велика періодичність їх проведення:

огляд технічного стану (обхід) у терміни, що встановлюються

виробничою інструкцією;

перевірка параметрів спрацювання запобіжно-запірних і

скидних клапанів - не рідше 1 разу на 3 міс., а також по закінченні

ремонту обладнання;

технічне обслуговування - не рідше 1 разу на 6 міс.;

поточний ремонт - не рідше 1 разу на 12 міс.;

капітальний ремонт - при заміні обладнання, засобів

вимірювань, ремонті окремих елементів будівлі, систем опалення,

вентиляції, освітлення - на підставі дефектних відомостей,

складених за результатами технічних оглядів і поточних

ремонтів.

5.6.7. Огляд технічного стану та поточний ремонт ГРП з

пропускною здатністю регулятора понад 50 м3/год повинен

проводитися за графіками в строки, що забезпечують безпеку і

надійність експлуатації, затвердженими технічним керівником

експлуатуючої організації.

5.6.8. При огляді технічного стану ГРП з пропускною

здатністю регулятора понад 50 м3/год повинні виконуватися:

перевірка по приладах тиску газу до і після регулятора,

перепаду тиску на фільтрі, температури повітря в приміщенні

(Шафі), якщо передбачено їх опалення, відсутність витоку газу з

допомогою мильної емульсії або приладом;

контроль за правильністю положення молоточка і надійності

зчеплення важелів ЗЗК;

зміна картограм реєструючих приладів, прочищення та заправка

пір'я, завод годинникового механізму. Установка пера на "нуль" - не

рідше одного разу на 15 днів;

перевірка стану і роботи електроосвітлення, вентиляції,

системи опалення, візуальне виявлення тріщин і нещільностей

стін, які відокремлюють основне і допоміжне приміщення ГРП;

зовнішній і внутрішній огляд будівлі ГРП, при необхідності -

очищення приміщення і обладнання ГРП від забруднень.

При оснащенні систем газопостачання міських і сільських

поселень засобами АСУ ТП РГ технічний огляд ГРП повинен

проводитися в терміни, обумовлені інструкцією по експлуатації

систем телемеханіки, але не рідше одного разу на місяць.

5.6.9. При технічному обслуговуванні ГРП з пропускною

здатністю регулятора понад 50 м3/год повинні виконуватися роботи,

передбачені при огляді технічного стану, а також:

перевірка працездатності та герметичності запірної арматури і

запобіжних клапанів;

перевірка щільності всіх з'єднань і арматури, усунення

витоків газу, огляд і очищення фільтра;

визначення щільності і чутливості мембран регулятора

тиску і управління;

продувка імпульсних трубок до контрольно-вимірювальних

приладам, запобіжно-запірних клапанів і регулятору

тиску;

перевірка параметрів настроювання запірних і скидних клапанів.

5.6.10. При щорічному поточному ремонті ГРП з пропускною

здатністю регулятора понад 50 м3/год повинні виконуватися роботи,

передбачені при технічному обслуговуванні, а також:

розбирання регуляторів тиску, запобіжних клапанів з

очищенням їх від корозії і забруднень, перевірка щільності клапанів

щодо сідла, стан мембран, змащення тертьових частин,

ремонт або заміна зношених деталей, перевірка надійності

кріплень конструкційних вузлів, які не підлягають розбиранню;

розбирання запірної арматури, яка не забезпечує герметичність

закриття;

ремонт будівельних конструкцій;

перевірка і прочищення димоходів ГРП - один раз на рік перед

опалювальним сезоном;

ремонт системи опалення ГРП - один раз на рік перед

опалювальним сезоном.

Якщо заводом-виготовлювачем встановлено інший склад робіт і

періодичність їх проведення до обладнання, то роботи виконуються

у відповідності з інструкцією по експлуатації заводу-виробника.

5.6.11. До капітального ремонту ГРП з пропускною спроможністю

регулятора понад 50 м3/год відносяться роботи по:

ремонту будівлі (конструктивних елементів) та його інженерного

обладнання (освітлення, вентиляції, опалення);

ремонту та заміни застарілого і зношеного обладнання або

окремих його вузлів і частин.

5.6.12. При експлуатації ШРП з пропускною спроможністю

регулятора до 50 м3/год повинні виконуватися:

огляд технічного стану, поєднаний з технічним

обслуговуванням - не рідше 1 разу на 12 міс.;

поточний та капітальний ремонт по мірі необхідності.

5.6.13. При виконанні технічного обслуговування (суміщеного

з оглядом технічного стану) ШРП з пропускною спроможністю

регулятора до 50 м3/год повинні виконуватися такі види робіт,

якщо інший порядок не встановлено заводом-виробником:

зовнішній огляд устаткування, при необхідності - очищення його

від забруднень;

перевірка по приладу величини тиску газу після регулятора,

засміченості фільтра і, при необхідності, його прочищення;

перевірка величини параметра спрацьовування

ЗЗК;

перевірка відсутності витоків газу, при виявленні їх усунення.

5.6.14. Газ по обвідному газопроводу (байпасу) допускається

подавати тільки протягом часу, необхідного для ремонту

обладнання та арматури. Робота повинна виконуватися бригадою

робітників у складі не менше двох чоловік, під керівництвом

фахівця.

5.6.15. Перепад тиску газу на фільтрі не повинен перевищувати

величини, встановленої заводом-виробником.

Розбирання і очищення касети фільтра повинні проводитися при

технічному обслуговуванні поза приміщенням ГРП (ГРУ) в місцях,

віддалених від легкозаймистих речовин та матеріалів.

5.6.16. Налагодження та перевірка параметрів спрацювання

запобіжних клапанів допускаються за допомогою регулятора

тиску, якщо верхня межа їх спрацювання не перевищує 0,003

МПа.

5.6.17. При розбиранні обладнання відключають пристрої

повинні бути закриті. На кордонах відключався ділянки

встановлюються заглушки, розраховані на максимальне вхідний

тиск газу.

Для зручності установки заглушок при монтажі газопроводів

повинні передбачатися фланцеві з'єднання для установки

поворотною або листової заглушки з пристосуванням для разжима

фланців і струмопровідної перемичкою.

5.6.18. Технічне обслуговування та поточний ремонт обладнання

газорегуляторних пунктів з гарантованим терміном експлуатації

може проводитися у відповідності з паспортом

заводу-виробника. Після закінчення гарантійного терміну це

обладнання повинно пройти сервісне обслуговування з оформленням

акту.

5.6.19. Ремонт електрообладнання ГРП і заміна електроламп

повинні проводитися при знятій напрузі.

Зовні будівлі ГРП, на ШРП та огорожі ГРУ повинні бути

попереджувальні написи - "Вогненебезпечно - газ".

5.7. Вибухозахищене електрообладнання,

контрольно-вимірювальні прилади, системи

автоматизації і сигналізації

5.7.1. Експлуатаційна організація повинна забезпечити

постійний технічний контроль, обслуговування, поточний та

капітальний ремонти приладів і засобів автоматизації, блокування і

сигналізації, встановлених на газопроводах та газовикористовуючих

установках, а також вибухозахищеного електрообладнання,

забезпечує режим безпечної комутації електроланок під

вибухонебезпечних зонах і приміщеннях.

5.7.2. Перевірка герметичності імпульсних газопроводів

проводиться при оглядах і технічному обслуговуванні газового

обладнання.

5.7.3. Обсяг і періодичність робіт з технічного

обслуговування і ремонту засобів вимірів, систем автоматизації та

сигналізації встановлюються державними стандартами на

відповідні прилади або інструкціями заводів-виготовлювачів.

Обсяг і періодичність робіт з технічного обслуговування і ремонту

технічних засобів АСУ ТП РГ визначаються її розробником і

узгоджуються з експлуатуючою організацією та територіальним

органом Держнаглядохоронпраці України.

5.7.4. Проведення метрологічного нагляду за засобами

вимірювань здійснюється відповідно до вимог нормативних

актів у галузі метрологічного контролю.

5.7.5. Періодичної метрологічної повірки підлягають

наступні засоби вимірювань:

тягонапороміри; манометри, що показують, самописні,

дистанційні - не рідше 1 разу на 12 міс.;

переносні і стаціонарні стандартизовані газоаналізатори,

сигналізатори довибухових концентрацій газу - 1 раз на 6 міс., якщо

інші терміни не встановлені заводом-виробником.

5.7.6. Не допускаються до застосування засоби вимірювання, у

яких відсутня пломба або клеймо, прострочений термін повірки,

є ушкодження, стрілка при відключенні не повертається до

нульової поділки шкали на величину, що перевищує половину

допустимої похибки для даного приладу.

5.7.7. На циферблаті або корпусі показують манометрів

повинно бути позначено значення шкали, відповідне

максимальному робочому тиску.

5.7.8. Значення уставок спрацювання автоматики безпеки,

блокувань і засобів сигналізації повинно відповідати

параметрам, зазначеним у технічному звіті пусконалагоджувальної

організації.

Сигналізатори, які контролюють стан загазованості, повинні

спрацьовувати при виникненні в приміщенні концентрації газу, не

що перевищує 20% від нижньої концентраційної межі

поширення полум'я.

5.7.9. АСУ ТП РГ повинна забезпечувати достовірність і

надійність отримання інформації з автоматизованих зонам

обслуговування.

5.7.10. Перевірка спрацювання пристроїв захисту, блокування і

сигналізації повинна проводитися не рідше 1 разу на міс., якщо інші

терміни не передбачені заводом-виробником.

5.7.11. Перевірка сигналізаторів загазованості повинна

виконуватися за допомогою контрольних газових сумішей.

5.7.12. Експлуатація газового обладнання з відключеними

технологічними захистами, блокуваннями, сигналізацією і

контрольно-вимірювальними приладами, передбаченими проектом, не

допускається.

5.7.13. Прилади, зняті в ремонт або на перевірку, повинні

замінюватися на ідентичні за умовами експлуатації.

5.7.14. Технічне обслуговування та ремонт засобів вимірювань,

пристроїв автоматики і телемеханіки АСУ ТП РГ повинні

здійснюватися персоналом газорозподільної організацією або

за договором спеціалізованою організацією, що має

відповідний досвід у проведенні таких робіт.

Персонал, який здійснює технічне обслуговування і ремонт

пристроїв автоматики і телемеханіки АСУ ТП РГ, повинен знати

пристрій і роботу апаратури, приладів КВП, вміти виробляти її

ремонт і регулювання, знати пристрій газового обладнання, бути

атестованим з питань промислової безпеки, а також

пройти перевірку знань цих Правил та правил безпеки при

експлуатації електроустановок споживачів, з присвоєнням

відповідної групи з електробезпеки.

5.7.15. Роботи з регулювання і ремонту систем автоматизації,

протиаварійних захистів, блокувань і сигналізації в загазованому

приміщенні не допускаються.

5.7.16. Пристрій електрообладнання, використовуваного в

газорозподільних мережах, повинно відповідати вимогам правил

улаштування електроустановок і експлуатуватися з дотриманням

правил технічної експлуатації та техніки безпеки

електроустановок споживачів та інструкцій заводів-виробників.

5.7.17. Порядок організації ремонту електроустаткування в

нормальному виконанні та вибухозахищеного, обсяг і періодичність

виконуваних при цьому робіт повинні відповідати вимогам

відповідних нормативних документів.

5.8. Засоби захисту газопроводів від корозії

5.8.1. Експлуатація засобів електрохімічного захисту та

періодичний контроль потенціалів на підземних газопроводах

повинні проводитися спеціалізованими організаціями, службами,

лабораторіями, атестованими в порядку, що встановлюється

Держгірпромнаглядом України.

5.8.2. Організація, яка експлуатує установки

електрохімічного захисту, повинна проводити їх технічне

обслуговування та ремонт, мати схеми місць розташування захисних

установок, опорних (контрольно-вимірювальних пунктів) та інших

точок вимірювання потенціалів газопроводу, дані про корозійної

агресивності грунтів і джерелах блукаючих струмів, а також

проводити щорічний аналіз корозійного стану газопроводів і

ефективності роботи електрозахисних установок.

5.8.3. Електрохімічний захист газопроводів в грунтах високої

корозійної агресивності, не залежно від впливу блукаючих

струмів, повинна забезпечувати значення поляризаційних потенціалів

стали в межах від -0,85 вольт до -1,15 вольт (щодо

насиченого медносульфатного електрода порівняння) або значення

сумарного потенціалу (що включають поляризаційну і омічного

складові) - різниці потенціалів між трубою і землею в

межах від -0,9 вольт до -2,5 вольт (щодо насиченого

медносульфатного електрода порівняння).

При наявності небезпечного впливу блукаючих струмів в грунтах низької

і середньої корозійної агресивності катодна поляризація повинна

забезпечувати відсутність на газопроводах анодних і знакозмінних

зон.

5.8.4. При експлуатації електрозахисних установок повинно

проводитися їх технічне обслуговування, яке включає

періодичний огляд установок та перевірку ефективності їх роботи.

5.8.5. Технічний огляд електрозахисних установок, не

обладнаних засобами телеметричного контролю, повинен

проводитися не рідше 4 разів на місяць - на дренажних, 2 рази на місяць

- На катодних, 1 раз на 6 місяців - на протекторних установках.

При наявності коштів телеметричного контролю строки проведення

технічних оглядів встановлюються технічним керівником

експлуатаційної (газорозподільної) організації з урахуванням

даних про надійність пристроїв телеметричного контролю.

5.8.6. Перевірка ефективності електрохімічного захисту

газопроводу повинна проводитися шляхом вимірювання поляризаційного

потенціалу або різниці потенціалів між трубою і землею не рідше

ніж 2 рази на рік (з інтервалом не менше 4 місяців), а також після

кожної зміни робочих параметрів електрозахисних установок або

корозійних умов.

5.8.7. Перевірка ефективності електрохімічного захисту

проводиться на захищається газопроводі в опорних точках (в точці

підключення електрозахисних установки і на кордонах створюваної нею

захисної зони).

Для підключення до газопроводу можуть бути використані

спеціальні контрольно-вимірювальні пункти, вводи в будинок і

інші елементи газопроводу, доступні для виконання вимірювань.

5.8.8. Сумарна тривалість перерв у роботі

установок ЕХЗ не повинна перевищувати 14 діб протягом року.

У випадках, коли в зоні дії вийшла з ладу установки

захисний потенціал газопроводу забезпечується сусідніми

установками (перекривання зон захисту), терміни усунення

несправності визначаються технічним керівником

експлуатуючої (засоби захисту) організації.

5.8.9. Якщо при технічному огляді встановлено, що катодна

установка не працює, а телеметричний контроль за її роботою не

здійснювався, слід приймати, що перерва в її роботі склав

14 діб (від одного технічного огляду до іншого).

5.8.10. Справність електроізолювальних з'єднань повинна

перевірятися не рідше 1 разу на 12 місяців.

5.8.11. Вимірювання потенціалів для визначення небезпечного впливу

блукаючих струмів на ділянках газопроводу, раніше не вимагали

захисту, слід проводити не рідше 1 разу на 2 роки, а також при

кожній зміні корозійних умов, з інтервалом між точками

вимірювання не більше 200 м в поселеннях і не більше 500 м на

міжселищних газопроводах.

5.8.12. Власник газопроводу або газорозподільна

організація повинна своєчасно вживати заходів щодо ремонту захисних

покриттів підземних сталевих газопроводів.

5.8.13. Приладове обстеження стану ізоляційного

покриття газопроводів повинно проводитися не рідше 1 разу на 5 років.

5.8.14. Обстеження стану ізоляційного покриття

(Перехідне електричний опір, адгезія) і поверхні

металу труби під покриттям повинно проводитися у всіх шурфах,

відриваються в процесі експлуатації газопроводу при його ремонті,

реконструкції та ліквідації корозійних пошкоджень або

пошкоджень ізоляції.

5.8.15. Ізоляція зварних стикових з'єднань газопроводів,

місць врізок (приєднань), ремонт пошкоджених ділянок покриттів

і контроль якості виконаних робіт повинні здійснюватися по

технологічним інструкціям для кожного виду покриттів,

погодженим з органами Держгірпромнагляду України.

5.8.16. Зварні стики труб і місця пошкоджень захисного

покриття повинні ізолюватися тими ж матеріалами, що і

газопроводи, а також бітумними мастиками з армуючими шарами,

термонасадкові на основі поліетилену муфтами,

комбінованими мастичного-стрічковими матеріалами та іншими

покриттями, дозволеними до застосування в установленому порядку.

Забороняється застосовувати липкі стрічки для ізоляції стиків на

газопроводах з бітумними покриттями.

5.8.17. При ізоляції стиків труб з різними захисними

покриттями слід застосовувати рулонні матеріали, що поєднуються з

покриттям лінійної частини газопроводів відповідно до

нормативно-технічною документацією, затвердженою в установленому

порядку.

5.8.18. Власником газопроводу повинні встановлюватися причини

виникнення корозійно-небезпечних зон.

5.8.19. Кожен випадок наскрізного корозійного пошкодження

газопроводів підлягає розслідуванню, в установленому порядку,

комісією, до складу якої повинен входити представник

спеціалізованої організації по захисту газопроводів від корозії.

Про дату і місце роботи комісії власник газопроводу зобов'язаний

завчасно сповістити територіальний орган Держгірпромнагляду

Росії.

5.9. Внутрішні газопроводи

і газовикористовувальні установки, виробничі,

опалювально-виробничі і опалювальні котельні

5.9.1. Виробничі приміщення, в яких прокладені

газопроводи і встановлені газовикористовувальні установки і арматура,

повинні бути доступні для технічного обслуговування і ремонту, а

також відповідати проекту.

5.9.2. Забороняється використовувати газопроводи в якості опорних

конструкцій і заземлень.

5.9.3. Внутрішні газопроводи, а також газове обладнання

(Технічні пристрої) повинні підлягати технічному

обслуговування не рідше 1 разу в міс. і поточному ремонту - не рідше 1

разу на 12 міс. у випадках, якщо в паспорті заводу-виробника немає

ресурсу експлуатації і немає даних про його ремонті.

5.9.4. Перевірка технічного стану промислових

димовідвідних пристроїв (газоходів, лежаків та димових труб) повинна

провадити після їх ремонту, а також до пуску в роботу

установок сезонної дії і при порушенні тяги.

5.9.5. Газопроводи до газовикористовувальних установках, котлах і

печам, при пуску газу повинні продуватися газом до витіснення всього

повітря, протягом часу, визначеного розрахунком

(Експериментально), зазначеного у виробничій інструкції, але

не менше 10 хв. Закінчення продування визначається аналізом на

вміст кисню в газопроводах. При вмісті кисню

більше 1% за обсягом розпалювання пальників не допускається.

Газопроводи повинні мати систему продувних газопроводів з

пристроями, що вимикають і штуцерами для відбору проб у місцях,

визначених проектом.

Продувати газопроводи через трубопроводи безпеки і

газогорелочні пристрою не допускається.

5.9.6. Топки і газоходи перед пуском газовикористовуючих

установок, котлів, печей повинні бути провентильовані.

Час вентиляції визначається розрахунком і встановлюється

інструкцією або (для автоматизованих пальників) програмою

запуску (розпалювання).

5.9.7. Відключаюча арматура на газопроводі перед пальником

повинна перед розпалом перевірятися на герметичність затвора, в

порядку, встановленому проектом.

Пальники пусковою потужністю понад 0,4 МВт повинні оснащуватися

стаціонарної запальний пальником, що забезпечує факел у основній

пальника в режимі розпалювання, а також наявність факела на всіх режимах

роботи газоиспользующей встановлення.

Врізка газопроводу до захисно-запальних пристроїв (ЗЗП)

пальників для газовикористовувальних установок повинна бути виконана до

запобіжних запірних клапанів (ЗЗК).

На котлах, конструкцією яких передбачені разтопочні

пальника, захисно-запальні пристрої (ЗЗП), що забезпечують

наявність і контроль запального факела біля пальника в режимі розпалу й

селективний контроль факела основного пальника у всіх режимах

роботи котла, включаючи режим розпалювання, допускається встановлювати

тільки на запальних пальниках.

5.9.8. Газопроводи газовикористовувальних установок з пальниками

одиничною тепловою потужністю понад 0,35 МВт до 1,2 МВт повинні бути

обладнані по ходу газу двома, розташованими послідовно,

запобіжними запірними (ЗЗК) і регулюючим

пристроєм перед пальником.

Газопроводи газовикористовувальних установок з пальниками одиничної

тепловою потужністю понад 1,2 МВт повинні бути обладнані по ходу

газу двома, розташованими послідовно, запобіжними

запірними (ЗЗК), автоматичним відключаючим пристроєм,

встановленим між ними, пов'язаним з атмосферою, що забезпечує

автоматичну перевірку герметичності затворів запобіжних

запірних клапанів (ЗЗК) перед запуском (розпалом) і регулюючим

пристроєм перед пальником.

5.9.9. На газовикористовувальних установках, обладнаних групою

пальників з контрольованим факелом, що забезпечує розжиг решти

пальників (групи), допускається перший по ходу газу

запобіжний запірний клапан (ЗЗК) встановлювати загальним.

5.9.10. Газовикористовувальні установки повинні оснащуватися системою

технологічних захистів, які припиняють подачу газу у випадках:

згасання факела пальника;

відхилення тиску газу перед пальником за межі області

стійкої роботи;

пониження тиску повітря нижче допустимого (для двопровідних

пальників);

зменшення розрідження в топці (крім топок, що працюють під

наддувом);

припинення подачі електроенергії або зникнення напруги

на пристроях дистанційного і автоматичного управління і

засобах вимірювання.

5.9.11. Кожна газовикористовувальні установки повинна бути оснащена

блокуванням, що виключає подачу газу в топку при відсутності факела

на захисно-запального пристрою (ЗЗП).

Автоматика безпеки при її відключенні або несправності

повинна блокувати можливість подачі газу на газовикористовуючих

установку в ручному режимі.

Автоматика безпеки та регулювання повинна забезпечувати

нормативний процес експлуатації газовикористовуючого обладнання в

автоматичному режимі, виключаючи можливість втручання в цей

процес обслуговуючого персоналу.

5.9.12. Якщо при розпаленні пальника або в процесі регулювання

стався відрив, проскакування або згасання полум'я, подача газу на

пальник і захисно-запальний пристрій (ЗЗП) повинна бути

негайно припинена.

До Повторне розпалювання дозволяється приступити після усунення

причини неполадок, вентиляції топки і газоходів протягом часу,

зазначеного у виробничій інструкції, але не менше 10 хв., а

також перевірки герметичності затвору відключаючої арматури перед

пальником.

5.9.13. Допускається експлуатація газовикористовувальних установок

без постійного спостереження з боку персоналу при обладнанні

їх системою автоматизації, що забезпечує безаварійну роботу та

протиаварійну захист у разі виникнення неполадок.

Сигнали про загазованості і несправності обладнання,

стані охоронної сигналізації приміщення, де воно розміщене,

повинні виводитися на диспетчерський пункт або в приміщення з

постійною присутністю працюючих, здатних направити персонал

для вжиття заходів або передати інформацію в організацію, з якою

укладено договір на обслуговування.

5.9.14. Встановлені засоби захисту повинні негайно

припиняти подачу газу на газовикористовуючих установках при

виникненні неприпустимих відхилень в роботі обладнання,

передбачених виробничою інструкцією.

5.9.15. Запірна арматура на газопроводах безпеки після

відключення установки повинна бути у відкритому положенні.

5.9.16. Перед ремонтом газового обладнання, оглядом і

ремонтом топок або газоходів, а також при виведенні з роботи

установок сезонної дії, газове обладнання та запальні

трубопроводи повинні відключатися від газопроводу з установкою

заглушок після запірної арматури.

Газоходи котлів, печей та інших агрегатів, виведених в

ремонт, повинні відключатися від загального кабана за допомогою шиберів або

глухих перегородок.

5.9.17. До включення в роботу газовикористовувальних установок, в

тому числі сезонної дії, повинні забезпечуватися:

перевірка знань інструкцій обслуговуючим персоналом в

відповідно до вимог цих Правил;

поточний ремонт газового обладнання і систем автоматизації;

проведення планово-попереджувального ремонту газифікованих

установок та допоміжного устаткування;

перевірка справності промислових вентиляційних і

димовідвідних систем;

виконання вимог нормативних технічних документів з

будови і безпечної експлуатації котлів, затверджуваних

Держгірпромнаглядом України.

Зняття заглушки і пуск газу дозволяються при наявності

документів, що підтверджують виконання вказаних робіт.

5.9.18. Приміщення з установленими в ньому газовикористовуючого

обладнанням повинні бути оснащені системою контролю повітря по

вмісту в ньому окису вуглецю і метану.

5.9.19. Прямоточні теплогенератори, що опалюють кам'янки в

парильному відділенні лазень, вимикаються до відкриття лазень.

5.9.20. Конструкція газового обладнання (технічних

пристроїв), використовуваного в газорозподілі і газоспоживанні,

повинна забезпечувати надійність і безпеку експлуатації в
Навчальний матеріал
© uadoc.zavantag.com
При копіюванні вкажіть посилання.
звернутися до адміністрації