1.1 Галузь застосування

Правила безпечної експлуатації та обслуговування обладнання автомобільних газонаповнювальних компресорних станцій (АГНКС) (далі - Правила) поширюються на всіх працівників, які виконують роботи щодо налагодження, ремонту, технічного діагностування та експлуатації обладнання автомобільних газонаповнювальних компресорних станцій (АГНКС).

Ці Правила встановлюють вимоги безпечної експлуатації та обслуговування обладнання АГНКС.

1.2 Нормативні посилання

Перелік нормативних документів, на які є посилання в тексті Правил і дотримання вимог яких є обов'язковим під час експлуатації та обслуговування обладнання АГНКС, наведений у додатку 1 до цих Правил.

1.3 Скорочення

2.1 Організація роботи з охорони праці

2.1.1 Організація роботи з охорони праці та контролю за безпечним веденням технологічних процесів на АГНКС виконується відповідно до вимог ДНАОП 0.00-4.21-93 "Типове положення про службу охорони праці", ДНАОП 0.00-4.09-93 "Типове положення про комісію з питань охорони праці", ДНАОП 0.00-4.11-93 "Типове положення про роботу уповноважених трудових колективів з питань охорони праці", НАОП 1.1.23-4.01-84 "Єдина система управління охороною праці в газовій промисловості" (ЄСУОП ГП), галузевих та міжгалузевих нормативних актів про охорону праці, технологічних регламентів, інструкцій за видами робіт та цих Правил.

2.1.2 На основі цих Правил, чинних державних міжгалузевих та галузевих нормативних актів про охорону праці, примірних інструкцій, технологічних регламентів та технологічної документації з урахуванням конкретних умов виробництва та вимог безпеки, викладених в експлуатаційній та ремонтній документації підприємств-виробників обладнання, що знаходиться в експлуатації на конкретній АГНКС, розробляються інструкції за професіями та видами робіт з охорони праці та виробничі інструкції з експлуатації обладнання АГНКС, які діють у межах підприємства.

Технологічні регламенти заправлення автомобілів стисненим природним газом на АГНКС розробляються для кожної конкретної АГНКС на основі Типових технологічних регламентів заправлення автомобілів стисненим природним газом на АГНКС з відповідним типом обладнання.

2.1.3 Порядок розроблення, узгодження, затвердження та перегляду інструкцій з охорони праці, а також їх побудова, зміст та оформлення повинні відповідати вимогам ДНАОП 0.00-4.15-98 "Положення про розробку інструкцій з охорони праці". Розроблення, узгодження і затвердження інструкцій, що діють на підприємстві, здійснюються згідно з ДНАОП 0.00-8.03-93 "Порядок опрацювання і затвердження власником нормативних актів, що діють на підприємстві".

2.1.4 Інструкції, що діють на підприємстві, повинні знаходитись у виробничих приміщеннях на робочих місцях, з ними повинен бути ознайомлений під особистий підпис обслуговуючий персонал.

2.1.5 Перелік інструкцій, що є обов'язковими для АГНКС, затверджується роботодавцем. Комплект інструкцій, згідно затвердженого переліку, знаходиться у начальника АГНКС та в службі охорони праці підприємства.

2.1.6 На кожній АГНКС, відповідно до ДНАОП 0.00-4.33-99 "Положення щодо розробки планів локалізації та ліквідації аварійних ситуацій і аварій", повинен бути розроблений та затверджений головним інженером підприємства або посадовою особою, на яку покладено виконання його обов'язків, план локалізації та ліквідації аварійних ситуацій і аварій (ПЛАС).

2.1.7 На кожній АГНКС затверджується перелік місць, в яких періодично, згідно діючої інструкції, здійснюється контроль повітря робочої зони на вміст шкідливих і вибухонебезпечних речовин (газів, пари).

2.1.8 Газ, що надходить на АГНКС із зовнішніх газопроводів, повинен відповідати вимогам ГОСТ 5542-87 "Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия" і мати максимальну вологість 0,009 г/куб. м та інтенсивність запаху за об'ємної частки 1 % у повітрі не менше 3 балів.

Стиснений природний газ для заправлення автомобілів повинен відповідати вимогам ГОСТ 27577-87 "Газ природный топливный сжатый для газобаллонных автомобилей. Технические условия", тобто максимальний тиск газу в балонах автомобіля складає 19,62 МПа, температура, газу, що заправляється в балон, - не вище 40 град. C; вміст механічних домішок у газі - не більше 0,001 г/куб. м; температура точки роси газу за вологою та тиском 19,62 МПа - мінус 30 град. C.

2.1.9 Експлуатація систем життєзабезпечення та технологічного обладнання АГНКС здійснюється відповідно до вимог чинних Правил, будівельних норм, технологічних регламентів та виробничих інструкцій.

2.1.10 Працівники під час роботи забезпечуються спецодягом, спецвзуттям та засобами індивідуального захисту відповідно до вимог ДНАОП 0.05-3.24-80 "Типові галузеві норми безплатної видачі спецодягу, спецвзуття та інших засобів індивідуального захисту працівників нафтової і газової промисловості" або розробленого у його розвиток.

2.1.11 Модернізація чи вдосконалення обладнання АГНКС, його вузлів чи деталей дозволяється тільки відповідно до розробленої технічної документації, що узгоджена з відповідним підприємством чи організацією (підприємство-виробник, розробник обладнання, проектна організація чи спеціалізована організація, що має відповідні ліцензії на право проведення узгодження).

Внесені технічні зміни повинні фіксуватись в експлуатаційному формулярі (паспорті) на відповідне обладнання, вузол чи деталь з прикладанням узгодженої та затвердженої документації на внесені зміни.

2.1.12 Огляди, ремонти, ревізії та інші роботи на технологічному обладнанні здійснюються згідно графіка планово-попереджувальних ремонтів (ППР), затвердженого у встановленому порядку. Обсяги цих робіт визначаються на основі інструкцій з експлуатації підприємств-виробників, вимог інших нормативних документів. Результати виконаних робіт за графіком ППР фіксуються у спеціальному журналі з описом обсягу виконаних робіт, дати, складу бригади та відповідального за їх виконання. Крім того, результати ремонтів обладнання фіксуються в ремонтних формулярах (паспортах, якщо це передбачено їхньою формою) тощо.

2.2 Організація навчання та вимоги до персоналу

2.2.1 Організація навчання та перевірка знань персоналу АГНКС з охорони праці виконується відповідно до положень про навчання з питань охорони праці, розроблених на підприємстві на основі ДНАОП 0.00-4.12-99 "Типове положення про навчання з питань охорони праці" з урахуванням специфіки виробництва та вимог державних міжгалузевих та галузевих нормативних актів про охорону праці та затверджених наказами керівників.

На підприємстві формуються плани-графіки проведення навчання та перевірки знань з питань охорони праці, з якими повинні бути ознайомлені працівники.

2.2.2 Відповідальність за організацію і здійснення навчання та перевірки знань з питань охорони праці покладається на керівника підприємства, в структурному підрозділі (АГНКС) - на начальника АГНКС, а контроль - на службу охорони праці.

2.3 Утримання території та виробничих приміщень

2.3.1 Територія АГНКС, на якій розташовані зовнішні технологічні установки (крім газозаправних колонок), огороджується. Вхід на огороджену територію стороннім особам не дозволяється. За відсутності штатного огородження території АГНКС не експлуатується.

2.3.2 Територія АГНКС повинна утримуватися в належному технічному і санітарно-гігієнічному стані. Для закріплення грунтового покриття від вивітрювання й розмивання необхідно висаджувати декоративні рослини. Із зовнішньої сторони на відстані 3 м від огорожі АГНКС, періодично, за необхідності, слід викошувати трав'янисту рослинність. Проїзди і проходи повинні бути вільними для руху, не мати ям, канав, провалів. У зимовий час проїзди та проходи, а також кришки пожежних гідрантів і люки пожежних водоймищ (резервуарів), зовнішні сходи будівель та споруд повинні очищатись від снігу та льоду, а в необхідних випадках - посипатись піском.

2.3.3 Ділянки території для проїзду автомобільного транспорту, а також ділянки, що прилягають до приміщень та споруд, повинні мати тверде покриття. Вільні ділянки території повинні бути озеленені відповідно до вимог проекту на АГНКС.

2.3.4 На території та в приміщеннях АГНКС повинні бути установлені знаки безпеки відповідно до ДНАОП 1.1.23-2.03-01 "Знаки безпеки для підприємств газової промисловості" та ГОСТ 12.4.026-76* "ССБТ. Цвета сигнальные и знаки безопасности":

"Забороняється користуватись відкритим вогнем"; "Забороняється палити"; "Вхід (прохід) заборонений", "Забороняється користуватись електронагрівальними приладами", "Забороняється будь-яке обслуговування та ремонт автотранспортних засобів на території АГНКС", "Забороняється обслуговувати та ремонтувати автотранспортні засоби в заправному боксі", інші заборонні знаки;

"Обережно! Легкозаймисті речовини", "Обережно! Небезпека вибуху", "Обережно! Їдкі речовини", "Обережно! Отруйні речовини", "Обережно! Електрична напруга", "Обережно!" та інші попереджувальні знаки;

"Працювати в касці", "Працювати в захисних рукавицях", "Працювати в захисному одязі", "Працювати в захисному взутті", "Працювати в захисних окулярах", "Працювати з застосуванням засобів захисту органів дихання", "Висади пасажирів", "Швидкість 5 км/год.", інші приписувальні знаки;

"Вогнегасник", "Пункт сповіщення про пожежу", "Місце для паління", "Пожежний кран", "Дозволяється користуватись електронагрівальними приладами", інші вказівні знаки.

2.3.5 Підземні споруди та кабельні траси на території АГНКС повинні мати наземні видимі розпізнавальні знаки, які дозволяють визначити їх місце знаходження.

2.3.6 Будь-які земляні роботи на території АГНКС не повинні проводитись без наявності викопіювання з генплану та узгодження цих робіт з організаціями, які мають на території АГНКС підземні комунікації, а також без оформлення наряду-допуску на ці роботи та акта-допуску згідно СНиП III 4-80* "Техника безопасности в строительстве".

2.3.7 Після закінчення ремонтно-будівельних робіт ділянка території, на якій вони велись, повинна бути вирівняна та очищена від будівельного сміття. Крім того, на ділянках проїзду автомобільного транспорту, а також на ділянках, прилеглих до будівель і споруд, повинне бути відновлене дорожнє покриття.

2.3.8 Водостоки для відведення дощової води необхідно прочищати в міру потреби.

2.3.9 Зберігання матеріалів, інструменту, обладнання, машин, а також мастильних матеріалів, розчинників та антифризу, необхідних для ведення технологічного процесу на АГНКС, повинно здійснюватись у складських приміщеннях, передбачених для цього проектом АГНКС. Обладнання складських приміщень АГНКС має відповідати вимогам Правил пожежної безпеки в газовій промисловості України (ППБГП-97), затверджених наказом АТ "Укргазпром" від 19.02.97 р. N 57.

Улаштування складських приміщень на діючих АГНКС здійснюється на підставі проектної документації, розробленої та узгодженої в установленому порядку.

На території АГНКС складування матеріалів, обладнання, зберігання та паркування транспортних засобів дозволяється тільки в місцях, передбачених проектом.

2.3.10 Застосування відкритого вогню на території АГНКС допускається в місцях, що обумовлені технологічним регламентом або інструкціями.

Місце для паління повинно бути обладнане за межами вибухонебезпечних зон.

2.3.11 Не дозволяється загромаджувати проходи в приміщеннях АГНКС матеріалами або будь-якими предметами.

2.3.12 Кожен працівник повинен ретельно прибирати своє робоче місце.

2.3.13 Прибирання підлоги виробничих приміщень повинно проводитись у разі необхідності, але не рідше одного разу за зміну вологими або іншими засобами, що не допускають пиловиділення.

Не вживати для миття підлог бензин, керосин та інші легкозаймисті рідини (ЛЗР).

2.3.14 У машинному залі АГНКС не дозволяється встановлювати слюсарні верстати, лещата та інші пристрої для виконання слюсарних робіт, не дозволяється зберігати та складувати обладнання та матеріали. У всіх інших приміщеннях зберігати та складувати тільки те обладнання та матеріали, що стосуються даного виробництва.

2.3.15 Матеріал, що використовується для обтирання, необхідно збирати в спеціальні металеві ящики з кришками і вивозити в спеціально відведені місця, узгоджені з місцевими органами самоврядування.

Відпрацьоване трансформаторне масло і масло з продувальних посудин повинно вивозитись на станції для його регенерації або в спеціально відведені місця для його утилізації.

2.3.16 Сушіння спецодягу, спецвзуття, рушників тощо, а також приготування їжі проводиться в місцях, визначених для цього проектною документацією на будівництво АГНКС, розробленою та узгодженою в установленому порядку.

2.3.17 Періодичність оглядів обладнання та перевірок стану виробничих приміщень АГНКС визначається адміністрацією підприємства згідно технологічної документації з урахуванням конкретних умов виробництва та вимог безпеки, викладених в експлуатаційній та ремонтній документації підприємств - виробників обладнання, що знаходиться в експлуатації на даній АГНКС. При цьому:

огляд обладнання, контрольно-вимірювальних приладів, автоматики та запобіжних пристроїв, а також перевірка справності пожежної техніки, засобів вогнегасіння та вентиляційних систем повинні проводитись обслуговуючим персоналом не рідше одного разу за зміну, про що робиться відповідний запис у змінному журналі;

перевірка наявності шкідливих речовин у повітрі робочої зони, перевірка рівня шуму, а також перевірка гігієнічних норм вібрації та вібрації обладнання повинні проводитись службами підприємства або спеціалізованими організаціями не рідше одного разу на рік відповідно до вимог ДСН 3.3.6.042-99 "Санітарні норми мікроклімату виробничих приміщень", ОСТ 51.140-86 "ССБТ. Організація проведення контролю повітря робочої зони на об'єктах газової промисловості. Загальні вимоги безпеки", ДСН 3.3.6.037-99 "Санітарні норми виробничого шуму, ультразвуку та інфразвуку", ГОСТ 12.1.005-88 "ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны", ДСН 3.3.6.039-99 "Державні санітарні норми виробничої загальної та локальної вібрації" та ГОСТ 12.1.012-90 "Вибрационная безопасность. Общие требования".

Допустимі рівні вібрації на робочих місцях повинні бути вказані в проектно-технологічній документації;

перевірка вібраційного стану технологічного обладнання повинна виконуватись службами підприємства або спеціалізованою організацією після капітальних, середніх ремонтів, а також у процесі експлуатації відповідно до НАОП 1.1.23-3.01-88 "Автомобільні газонаповнювальні компресорні станції. Норми вібрації. Методика віброобстеження. Віброзахист обладнання. РД-51-132-88". Вібраційні характеристики технологічного обладнання (машин) вказуються в їх технічних умовах (стандартах). Перевірка вібраційного стану може здійснюватись із застосуванням вібровимірювальних приладів загального призначення або із застосуванням спеціалізованих вібродіагностичних приладів і відповідно до вимог затверджених методик діагностування. За результатами перевірки (діагностування) складається висновок особою, що виконала цю роботу, і передається начальнику АГНКС або посадовій особі, що виконує його обов'язки;

перевірка вибухозахищеного та іншого електрообладнання повинна проводитись у терміни, що регламентовані інструкціями підприємств - виробників обладнання та чинними "Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей";

перевірка автоматичного вмикання (вимикання) аварійних та резервних вентиляторів та аварійного відключення обладнання, а також перевірка світлової та звукової сигналізацій, що сповіщають про підвищену концентрацію газу в приміщеннях, проводиться спеціально навченим персоналом. Періодичність перевірок визначається графіком планово-попереджувальних ремонтів, але повинна бути не рідше одного разу в 5 днів.

Вмикання аварійних вентиляторів повинно проводитись за концентрації природного газу в повітрі, що дорівнює 10 % від нижньої концентраційної межі спалахування (НКМС).

Аварійне вимикання обладнання повинно проводитись у разі концентрації природного газу в повітрі вище 20 % від НКМС.

Результати всіх перевірок повинні оформлятись відповідними актами або записами в спеціальних журналах.

Не рідше одного разу на зміну повинна проводитись перевірка переносними газоаналізаторами всіх приміщень АГНКС на вміст природного газу в повітрі.

2.3.18 Робота АГНКС не ведеться в разі:

загазованості приміщень вище допустимих концентрацій;

несправних автоматичних сигналізаторів (газоаналізаторів) природного газу;

несправній пожежній автоматиці;

несправних або відключених системах автоматичного блокування.

Не дозволяється робота окремого технологічного обладнання АГНКС, зокрема, компресорних установок, за рівнів вібрації на ньому вище допустимих величин.

2.3.19 На запірну, запобіжну та регулювальну арматуру, а також на технологічне обладнання повинні бути нанесені незмивною фарбою номери (вивішені бірки), що відповідають їх номерам на технологічній схемі АГНКС. Запобіжні клапани повинні бути опломбовані.

2.3.20 Несправності освітлювальної та силової електромережі у виробничих приміщеннях АГНКС повинні негайно усуватись. Під час вживання заходів щодо усунення несправностей довести рівні освітленості відповідно до норм СНиП-II-4-79 "Естественное и искусственное освещение".

2.3.21 Перепланування приміщень або території АГНКС може виконуватись лише відповідно до затвердженого проекту на виконання цих робіт.

2.3.22 Виробничі приміщення на АГНКС повинні бути забезпечені аптечками, які укомплектовані медичними засобами для надання першої допомоги.

2.3.23 Обладнання, запірні пристрої, контрольно-вимірювальні прилади тощо, які потребують постійного обслуговування та розташовані на висоті понад 0,75 м, повинні бути обладнані маршовими східцями з площадками та перилами (огородженням), що відповідають вимогам СНиП III-4-80* "Техника безопасности в строительстве". Для періодичного обслуговування (заміна світильників тощо) дозволяється застосування переносних драбин, які відповідають вимогам ГОСТ 26887-86 "Площадки и лестницы для строительно-монтажных работ. Общие технические требования".

2.3.24 Дозволяється на території АГНКС виконувати додаткові види робіт:

встановлення на автомобілі газобалонного обладнання;

сервісне обслуговування автотранспорту;

продаж запасних частин, паливно-мастильних матеріалів (ПММ) та супутніх товарів.

Вказані види робіт виконуються в будівлях, спорудах і на установках, місце розташування яких визначається проектами, що розробляються проектним інститутом, який проектував АГНКС, та затвердженими в установленому порядку.

Виконання на території АГНКС цих робіт здійснюється згідно спеціально затверджених інструкцій та правил.

Виконання перелічених робіт здійснюється спеціальним персоналом АГНКС, додатково передбаченим штатним розписом виключно для виконання згаданих робіт.

У випадку оренди частини території АГНКС для здійснення вищезгаданих робіт, вони виконуються без участі персоналу АГНКС. Відповідальність за дотримання правил безпеки несе орендатор.

Вимоги начальника АГНКС (інших посадових осіб АГНКС) щодо дотримання умов безпечного ведення технологічного процесу на орендних дільницях обов'язкові для орендатора і приймаються ним до виконання негайно. У разі виникнення порушень, що можуть вплинути на безпеку АГНКС, начальник АГНКС (інші посадові особи АГНКС) повинен призупинити всі роботи на орендній дільниці до повного усунення виявлених недоліків.

2.4 Обов'язки, права та відповідальність за порушення Правил

2.4.1 Особи, винні в порушенні цих Правил, несуть дисциплінарну, адміністративну, матеріальну або кримінальну відповідальність згідно із чинним законодавством.

2.4.2 За безпечність конструкції, правильність вибору матеріалу, монтажу, налагодження, ремонту і технічного діагностування, а також відповідність об'єкта цим правилам відповідає підприємство, установа, організація (незалежно від форми власності та відомчої належності), що виконує відповідні роботи.

2.4.3 Керівники підприємства та інші посадові особи несуть персональну відповідальність за виконання вимог Правил у межах покладених на них завдань та функціональних обов'язків, згідно із чинним законодавством.

2.4.4 Орендатор несе повну відповідальність за стан безпеки технологічних процесів на орендній дільниці і забезпечує їх ведення в межах, що не містять загрозу технологічним процесам АГНКС.

2.5 Порядок розслідування аварій та нещасних випадків

Розслідування аварій і нещасних випадків, що мали місце під час експлуатації обладнання АГНКС, проводиться відповідно до ДНАОП 0.00-4.03-01 "Положення про порядок розслідування та ведення обліку нещасних випадків, професійних захворювань і аварій на виробництві".

3.1 Приймання і введення АГНКС в експлуатацію проводиться відповідно до вимог ДБН А.3.1-3-94 "Прийняття в експлуатацію закінчених будівництвом об'єктів. Основні положення" та цього розділу.

3.2 Приймання технологічного обладнання та технологічних трубопроводів (далі - "обладнання" та "газопроводи") після закінчення монтажу проводиться відповідно до вимог СНиП 3.05.05-84 "Технологическое оборудование и технологические трубопроводы".

3.3 Обладнання та газопроводи після закінчення їх монтажу повинні бути піддані індивідуальним випробуванням в обсягах, що передбачені вимогами СНиП 3.05.05-84 "Технологическое оборудование и технологические трубопроводы" та СНиП на виконання відповідних монтажних робіт.

3.4 До початку індивідуальних випробувань обладнання та газопроводів повинні бути проведені пусконалагоджувальні роботи на автоматичних системах захисту АГНКС, електротехнічних пристроях, санітарно-технічному, теплосиловому та іншому обладнанні, виконання яких забезпечує проведення індивідуальних випробувань обладнання та газопроводів.

3.5 Індивідуальні випробування газопроводів полягають у перевірці їх на міцність та герметичність.

Індивідуальні випробування компресорних установок полягають у проведенні випробувань останніх на холостому ході та під навантаженням відповідно до вимог, що передбачені інструкцією з експлуатації (технічними умовами) компресорних установок підприємства-виробника.

Індивідуальні випробування акумуляторів газу, сепараторів, продувальних посудин та інших посудин, що працюють під тиском, полягають у проведенні їх технічних оглядів.

Індивідуальні випробування газозаправних колонок (перевірка на міцність та герметичність) виконуються відповідно до вимог технічної документації підприємства - виробника газозаправних колонок.

3.6 Спосіб (гідравлічний, пневматичний), тривалість та оцінку результатів випробувань газопроводів на міцність та герметичність слід приймати відповідно до вимог робочої документації на АГНКС.

У разі відсутності вказівок щодо способу, тривалості та величини випробувальних тисків їх слід приймати відповідно до вимог цього розділу.

3.7 Випробування газопроводів, що підводять газ до АГНКС тиском до 1,2 МПа (12 кг/кв. см), на міцність та герметичність повинні проводитись відповідно до вимог ДБН В.2.5-20-2001 "Інженерне обладнання будинків і споруд. Зовнішні мережі і споруди. Газопостачання".

3.8 Випробування газопроводів, що підводять газ до АГНКС тиском понад 1,2 МПа (12 кг/кв. см), на міцність та герметичність повинні проводитись відповідно до ВСН 011-88 "Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Очистка полости и испытание".

3.9 Очищення порожнини газопроводів тиском понад 1,2 МПа (12 кг/кв. см), а також їх випробування на міцність та герметичність проводяться під керівництвом комісії, що складається з представників генерального підрядника, субпідрядних організацій, замовника або органу його технагляду, а також експертів експертно-технічного центру (ЕТЦ).

3.10 Перед проведенням випробувань на міцність та герметичність газопроводів тиском понад 1,2 МПа (12 кг/кв. см) замовником разом з будівельно-монтажною організацією повинна бути розроблена спеціальна інструкція з проведення випробувань, яка узгоджується з проектною організацією та затверджується головою комісії з випробувань газопроводу.

Спеціальна інструкція з очищення порожнини та випробування газопроводів на міцність та герметичність з використанням природного газу або повітря (інертного газу) повинна бути узгоджена з територіальною інспекцією Держнаглядохоронпраці.

3.11 Випробуванням на міцність та герметичність повинні передувати ретельний зовнішній огляд газопроводів з метою перевірки правильності встановлення обладнання та арматури, перевірка плавності відкриття та герметичності під час закриття запірних пристроїв та закінчення будівельних робіт.

3.12 Перед випробуванням зовнішніх газопроводів на міцність та герметичність необхідно проводити їх продування з метою очищення порожнини газопроводу від бруду, вологи, окалини тощо. Очищення порожнини внутрішніх газопроводів необхідно проводити перед їх монтажем.

3.13 Під час випробування на міцність та герметичність газопровід, що підлягає випробуванню, повинен бути з обох боків від'єднаний від інших газопроводів та апаратів заглушками (лінзами). У разі відсутності можливості встановлення стандартних заглушок дозволяється відключення за допомогою двох запірних пристроїв, які встановлені з обох боків обладнання, трубопроводу тощо, що відключається, з розташованою між ними продувальною свічкою.

3.14 Під час випробування на міцність та герметичність арматура, встановлена на газопроводі, що підлягає випробуванню, повинна бути повністю відкрита, сальники ущільнені, всі штуцери, бобишки для контрольно-вимірювальних приладів та інші відкриті врізання надійно заглушені. У місцях розташування вимірювальних діафрагм замість них тимчасово повинні бути встановлені монтажні кільця, а лічильники повинні бути від'єднані з двох боків заглушками (лінзами).

У випадках, коли проведення гідравлічних випробувань неможливе (важкість видалення випробувальної рідини), дозволяється заміна їх пневматичними випробуваннями інертним газом на ті ж тиски, при цьому організація, що виконує випробування, повинна розробити та узгодити з замовником (підприємством) та територіальною інспекцією Держнаглядохоронпраці інструкцію з проведення випробувань, де повинні бути передбачені заходи з забезпечення безпеки людей, що знаходяться на АГНКС.

3.16 Під час випробування на міцність технологічних газопроводів, останні витримують під випробувальним тиском протягом 5 хв., після чого його знижують до робочого, за якого і проводять зовнішній огляд.

Під час гідравлічних випробувань технологічних газопроводів допускається обстукування їх молотком масою не більше ніж 1,5 кг. Усунення виявлених у процесі огляду дефектів (тріщин, нещільностей роз'ємних з'єднань та сальників тощо) повинно проводитись після зниження тиску в газопроводі до атмосферного. Після усунення виявлених дефектів випробування слід повторити. Підчеканення зварних швів не дозволяється.

3.17 Під час пневматичних випробувань тиск у посудинах, апаратах, технологічному газопроводі слід підвищувати поступово з оглядом на таких ступенях:

за досягнення 60 % випробувального тиску - для посудин, апаратів та газопроводів, що експлуатуються за робочого тиску до 0,2 МПа (2 кг/кв. см);

за досягнення 30 та 60 % випробувального тиску - для посудин, апаратів та газопроводів, що експлуатуються за робочого тиску 0,2 МПа (2 кг/кв. см) і вище.

На час огляду підвищення тиску припиняється.

Остаточний огляд проводять за робочого тиску та, як правило, суміщають з випробуванням на герметичність.

3.18 Результати випробувань газопроводів на міцність та герметичність визнаються задовільними, якщо не сталось падіння тиску за манометром, з врахуванням зміни температури під час випробувань, а в роз'ємних та нероз'ємних з'єднаннях, корпусах арматури та іншого обладнання не виявлено витікань, запотівання, пропусків.

3.19 Після закінчення гідравлічних випробувань газопроводи повинні бути повністю звільнені від випробувальної рідини.

3.20 Результати випробувань газопроводів на міцність та герметичність оформляються актом.

3.21 Індивідуальні випробування компресорних установок на холостому ході повинні проводитись відповідно до вимог розділу 6 цих Правил.

Результати індивідуальних випробувань компресорних установок на холостому ході повинні бути оформлені актом згідно форми 1 додатка 2 ДБН А.3.1-3-94 "Прийняття в експлуатацію закінчених будівництвом об'єктів. Основні положення".

3.22 Акумулятори газу, адсорбери, сепаратори перед початком індивідуальних випробувань (далі за текстом - технічне опосвідчення) повинні бути зареєстровані в ЕТЦ.

3.23 Реєстрація названих вище посудин, на які поширюються вимоги ДНАОП 0.00-1.07-94* "Правила будови та безпечної експлуатації посудин, що працюють під тиском", із змінами та доповненнями, затвердженого Держнаглядохоронпраці від 11.07.97 р. N 183, проводиться згідно розділу 6 вищевказаних Правил.

3.24 Технічне опосвідчення (зовнішній, внутрішній огляд та гідравлічне випробування) посудин, що працюють під тиском газу, вищим 0,07 МПа (0,7 кг/кв. см), здійснюється відповідно до вимог ДНАОП 0.00-1.07-94* "Правила будови та безпечної експлуатації посудин, що працюють під тиском".

3.25 Дозвіл на введення в експлуатацію посудини, що працює під тиском, після проведення її технічного опосвідчення видається в установленому порядку.

Дозвіл на пуск у роботу посудини повинен записуватись у її паспорт.

3.26 Всі посудини, що реєструються та ті, що не реєструються в органах Держнаглядохоронпраці України, обліковуються в спеціальній книзі обліку та технічного огляду посудин, яка зберігається в особи, що здійснює нагляд за технічним станом і експлуатацією посудин на підприємстві.

3.27 Після закінчення гідравлічних випробувань випробувальна рідина повинна бути видалена з посудин, а запірні пристрої залишені у відкритому стані.

3.28 Після видалення випробувальної рідини з адсорберів установки осушення газу повинно бути проведене завантаження їх адсорбентом.

3.29 За позитивних результатів індивідуальних випробувань обладнання та газопроводи (уся технологічна система АГНКС, тобто комплекс технологічного та всіх інших видів обладнання, трубопроводів, електротехнічні, санітарно-технічні та інші пристрої та системи автоматизації, які забезпечують одержання стиснутого природного газу, що відповідає вимогам ГОСТ 27577-87 "Газ природный топливный сжатый для газобаллонных автомобилей. Технические условия") підлягають комплексному випробуванню.

3.30 У період комплексного випробування виконується перевірка, регулювання та забезпечується сумісна взаємопов'язана робота обладнання АГНКС у передбаченому проектному технологічному процесі на холостому ході з подальшим переведенням обладнання на роботу під навантаженням та виведенням на стійкий проектний технологічний режим, що забезпечує одержання стиснутого природного газу для заправлення газобалонного автотранспорту.

3.31 Перед комплексним випробуванням проводиться пуск газу на АГНКС, який дозволяється за наявності актів робочих комісій з приймання обладнання після індивідуальних випробувань на холостому ході технологічного регламенту, технологічних схем, плану ліквідації аварій, виробничих інструкцій з пожежної безпеки та з охорони праці за професіями та видами робіт, паспорта санітарно-гігієнічного стану АГНКС, наказів про призначення осіб, що відповідають за безпечну експлуатацію обладнання, документів про спеціальну підготовку та перевірку знань керівників, спеціалістів та працівників, що обслуговують обладнання АГНКС.

3.32 Пуск газу на АГНКС для комплексного випробування повинен проводитись за наказом керівника підприємства на підставі актів робочих комісій з приймання обладнання після індивідуальних випробувань.

Пуск газу для комплексного випробування проводиться персоналом підприємства або спеціалізованої пусконалагоджувальної організації за нарядом-допуском на газонебезпечні роботи відповідно до вимог розділу 4 цих Правил та спеціальним планом проведення цих робіт, що затверджені головним інженером підприємства або посадовою особою, на яку покладено виконання його обов'язків, та узгоджені з територіальною інспекцією Держнаглядохоронпраці.

3.33 Бригада, яка проводить пуск газу на АГНКС, зобов'язана перед пуском газу оглянути всі газопроводи та обладнання і перевірити їх справність.

3.34 Газопроводи та обладнання перед пуском у них газу підлягають контрольному опресовуванню інертним газом тиском 0,1 МПа (1 кг/кв. см) протягом 30 хв. При цьому тиск, що вимірюється контрольним манометром, повинен лишатися постійним. Під час опресовування герметичність зварних швів, фланцевих та різьбових з'єднань перевіряється омилюванням.

Результати контрольного опресовування повинні фіксуватись у нарядах-допусках на газонебезпечні роботи.

3.35 Газопроводи, обладнання та компресорні установки перед початком їх роботи на природному газі повинні продуватися інертним або природним газом до витиснення всього повітря.

Закінчення продування визначається або аналізом відібраних проб продувальних газів, концентрація кисню в яких не повинна перевищувати 2 % за об'ємом, або спалюванням проби газу.

Не дозволяється під час продування газопроводів, обладнання та компресорних установок випускати газоповітряну суміш у приміщення, вентиляційні канали тощо.

У приміщеннях АГНКС, де проводиться продування газопроводів та обладнання, повинна бути включена в роботу припливно-витяжна вентиляція.

Випускання газоповітряної суміші під час продування газопроводів та обладнання повинне проводитись через продувальні свічки в місця, де виключена можливість попадання її в будівлі, або запалення її від джерела вогню.

Штуцери, що призначені для продування обладнання (акумуляторів газу, адсорберів тощо), повинні розташовуватись на ньому таким чином, щоб забезпечити продування всього об'єму технологічних апаратів за мінімальних витрат продувального газу.

3.36 Закінчення робіт з пуску газу на АГНКС повинно фіксуватись у наряді-допуску на газонебезпечні роботи.

3.37 У період комплексного випробування індивідуальні випробування компресорних установок під навантаженням повинні проводитись тільки після продування їх інертним або природним газом та відповідно до вимог розділу 6 цих Правил.

3.38 Під час проведення комплексного випробування під навантаженням тиск у газопроводах та обладнанні слід підвищувати відповідно до вимог 3.17 цих Правил.

3.39 Роботи та заходи, що виконуються в період комплексного випробування обладнання АГНКС, здійснюються за програмою та графіком, що розроблені підприємством або за його дорученням пусконалагоджувальною організацією та узгоджені з генеральним підрядником, субпідрядними монтажними організаціями та, за необхідності - з шефперсоналом підприємств-виробників.

3.40 Комплексне випробування обладнання АГНКС здійснюється експлуатаційним персоналом підприємства за участю інженерно-технічних працівників генерального підрядника, проектних та субпідрядних монтажних організацій, а за необхідності - також персоналу підприємств - виробників обладнання.

3.41 Робоча комісія, що здійснює приймання обладнання АГНКС після комплексного випробування, приймає рішення про можливість пред'явлення АГНКС Державній приймальній комісії.

3.42 Приймання обладнання АГНКС після комплексного випробування оформляється актом згідно із формою 2 додатка 2 ДБН А.3.1-3-94 "Прийняття в експлуатацію закінчених будівництвом об'єктів. Основні положення".

Датою введення АГНКС в експлуатацію вважається дата підписання акта Державною приймальною комісією згідно із формою 3 додатка 2 ДБН А.3.1-3-94 "Прийняття в експлуатацію закінчених будівництвом об'єктів. Основні положення".

Введення АГНКС в експлуатацію включається у звітність після затвердження акта державної приймальної комісії та за наявності гарантійного паспорта-сертифіката на АГНКС, що видається генеральним підрядником.

4.1 Вимоги безпечного проведення газонебезпечних робіт

4.1.1 Газонебезпечні роботи на АГНКС повинні виконуватись відповідно до вимог ДНАОП 0.00.5.11-85 "Типова інструкція з організації безпечного ведення газонебезпечних робіт" або розробленого у його розвиток розділу 6 Правил пожежної безпеки в газовій промисловості України.

4.1.2 Вимоги чинних інструкцій з організації безпечного ведення газонебезпечних робіт та цього розділу поширюються на газонебезпечні роботи, які виконуються як персоналом підприємства, так і персоналом сторонніх організацій, залучених до проведення вищевказаних робіт.

4.1.3 На АГНКС до газонебезпечних робіт відносяться роботи, що проводяться в газонебезпечній зоні, у повітрі якої є або може виникнути загазованість вище граничнодопустимої концентрації (300 мг/куб. м), яка регламентована ГОСТ 12.1.005-88 "ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны", та граничнодопустимих вибухонебезпечних концентрацій (ГДВК), або вміст кисню складає менше 20 % об'ємних.

До газонебезпечних робіт на АГНКС відносяться:

а) введення в експлуатацію газопроводів та обладнання, що пов'язані з технологією заправлення автотранспорту стиснутим газом (пуск газу);

б) ремонт газопроводів, арматури, обладнання, що пов'язані з технологією заправлення автотранспорту стиснутим газом;

в) встановлення (зняття) заглушок (лінз) на газопроводах;

г) демонтаж газопроводів та технологічного обладнання для заправлення автотранспорту стиснутим газом, що відключені від діючих газопроводів;

д) робота всередині акумуляторів, посудин та інших подібних апаратів;

е) розкопування грунту в місцях витікання газу;

ж) ремонтні роботи у вибухонебезпечних зонах приміщень (блок-боксів) та вибухонебезпечних зонах зовнішніх технологічних установок;

к) ремонтні роботи в зоні загазованості;

л) роботи, які пов'язані з оглядом, ремонтом, очищенням та розгерметизацією технологічного обладнання, комунікацій, установок;

м) роботи технологічного характеру: заправлення автомобілів стиснутим газом; продування вологомасловіддільників; перевірка щільності з'єднань газопроводів та арматури мильною емульсією; відбирання проб газу та інші технологічні роботи, що передбачені технологічними інструкціями (регламентом) на робочих місцях.

4.1.4 Роботи, які передбачені "а" ... "л" п. 4.1.3, виконуються з оформленням наряду-допуску встановленої форми.

4.1.5 На кожній АГНКС розробляються переліки:

газонебезпечних робіт;

приміщень і відкритих технологічних майданчиків із встановленням їх категорії за вибухопожежною та пожежною небезпекою, а також класів вибухо- і пожежонебезпечних зон за ДНАОП 0.00-1.32-01 "Правила будови електроустановок. Електрообладнання спеціальних установок" з визначенням їх меж.

4.2 Вимоги безпечного проведення вогневих робіт

Вогневі роботи на АГНКС проводяться відповідно до вимог ДНАОП 0.00-5.12-01 "Інструкція з організації безпечного ведення вогневих робіт на вибухонебезпечних і вибухопожежонебезпечних об'єктах", затвердженого Мінпраці України від 05.06.2001 р. N 255 і зареєстрованого Мін'юстом України 23.06.2001 р. N 541/5732, або розробленого в його розвиток, та розділу 6 "Правил пожежної безпеки в газовій промисловості України" (ППБГП-97).

5.1 Начальник АГНКС зобов'язаний забезпечити правильне утримання, експлуатацію і ремонт газопроводів та арматури, а також їх безпечне обслуговування та надійність роботи.

5.2 Експлуатація газопроводів, що підводять газ на АГНКС, повинна проводитись відповідно до вимог ДНАОП 0.00-1.20-98 "Правила безпеки систем газопостачання України" та НАОП 1.1.23-1.01-88 "Правила технічної експлуатації магістральних газопроводів".

5.3 Роботи з обслуговування газопроводів повинні проводитись у терміни, передбачені графіками.

5.4 Під час експлуатації технологічних газопроводів і арматури повинні виконуватись такі роботи:

зовнішній огляд;

ревізія;

періодичні випробування.

5.5 Під час зовнішнього огляду газопроводів і арматури повинен виконуватись такий комплекс робіт:

перевірка на загазованість атмосфери колодязів та інших підземних споруд, що розташовані на території АГНКС;

нагляд за збереженням та станом люків колодязів, вказівних знаків та реперів і їх очищення від бруду, снігу, льоду тощо;

нагляд за роботами сторонніх організацій на території АГНКС з метою попередження пошкодження газопроводів та обладнання;

нагляд за станом газопроводів та їх деталей (зварних швів, сальникових ущільнень та фланцевих з'єднань, у тому числі кріплень, антикорозійного захисту та ізоляції, дренажних пристроїв, опорних конструкцій тощо). Огляд газопроводів, розташованих на висоті до 5 м, допускається проводити з рівня землі;

перевірка відповідності показів контрольно-вимірювальних приладів заданому технологічному режиму роботи обладнання.

5.6 Зовнішній огляд технологічних газопроводів та їх деталей слід проводити не рідше одного разу на зміну, крім того, не рідше одного разу на місяць повинна проводитись перевірка фланцевих та різьових з'єднань, а також сальникових з'єднань омилюванням.

5.7 Наявність газу в колодязях та інших підземних спорудах, що розташовані на території АГНКС, повинна визначатись переносними газоаналізаторами один раз у два дні і безпосередньо перед виконанням робіт у колодязях.

Не дозволяється спускатись у колодязі та інші підземні споруди, якщо в них виявлена наявність газу. У цьому випадку необхідно вжити заходів, передбачених ПЛАС.

5.8 Зовнішній огляд наземних газопроводів, які прокладені на АГНКС, слід проводити без зняття теплової ізоляції. Однак, за необхідності перевірки стану стінок газопроводу або його зварних з'єднань, теплову ізоляцію слід частково або повністю видалити. Зняття теплової ізоляції проводиться за вказівкою начальника АГНКС або особи, що здійснює нагляд за технічним станом газопроводів на АГНКС.

5.9 Огляд опор та кріплень газопроводів, що піддаються вібрації, а також фундаментів під опори та естакад для газопроводів повинен проводитись персоналом АГНКС щоденно.

Результати зовнішнього огляду газопроводів та їх деталей (опор, кріплень тощо), а також результати робіт з усунення дефектів повинні фіксуватись в експлуатаційному журналі.

5.10 Якщо під час зовнішнього огляду газопроводів та їх деталей, а також під час огляду вузлів регулювання і обладнання виявлені несправності, що загрожують безпеці людей, необхідно негайно припинити подачу газу на АГНКС і вжити заходів, передбачених планом ліквідації аварій.

Витікання газу, а також довільне підвищення або зниження тиску газу після вузлів редукування повинні усуватись негайно.

5.11 Газопроводи і арматура на АГНКС у процесі експлуатації повинні піддаватись ревізіям, під час яких перевіряється стан газопроводів, арматури та інших елементів газопроводів.

5.12 Перша ревізія технологічних газопроводів повинна проводитись не пізніше ніж через два роки після введення АГНКС в експлуатацію, і надалі - через кожні чотири роки від початку експлуатації. Генеральна ревізія (зовнішній і внутрішній огляд та гідравлічне випробування газопроводів) проводиться через кожні вісім років від початку експлуатації.

5.13 Ревізія запірних пристроїв, регуляторів тиску газу, зворотних і запобіжних клапанів повинна проводитись у терміни, передбачені паспортами підприємств-виробників, але не рідше одного разу на рік. Запобіжні клапани повинні регулюватись на стенді один раз на шість місяців. Стенди для регулювання запобіжних клапанів повинні мати технологічну схему та інструкцію з безпечного виконання робіт.

5.14 Ділянки газопроводу, що підлягають ревізії, визначаються начальником АГНКС або особою, яка здійснює нагляд за технічним станом газопроводів на АГНКС. У цьому випадку ревізії повинні піддаватись обв'язувальні газопроводи агрегатів, а також ділянки міжцехових або внутрішньоцехових колекторів (під агрегатом розуміється група апаратів або машин, що з'єднані технологічними трубопроводами і призначені для здійснення певної частини технологічного процесу (наприклад, компресорний агрегат, установка осушення газу тощо). Під колектором розуміється газопровід, що об'єднує ряд агрегатів, які працюють паралельно).

Кількість ділянок підземних газопроводів, що підлягають ревізії, повинна прийматись з розрахунку одна ділянка на 200 м довжини газопроводу, але не менше однієї ділянки на газопровід.

Довжина ділянки, яка вирізається, повинна бути не менше діаметра труби.

5.15 Під час ревізії визначеної ділянки газопроводу необхідно:

провести зовнішній огляд відповідно до вимог цього розділу;

виміряти в кількох місцях товщину стінки газопроводу ультразвуковим товщиноміром;

провести рентгено-, гаммапросвічування або ультразвукову дефектоскопію зварних стиків, якість яких викликала сумнів;

провести, за вказівкою начальника АГНКС, розбирання різьових з'єднань, які є на ділянці газопроводу, що підлягає ревізії, їх огляд і промір різьовими калібрами;

перевірити стан фланцевих з'єднань, прокладок, кріпильних деталей тощо, а також фасонних частин і арматури.

5.16 Під час ревізії газопроводів, що працюють під тиском газу понад 9,8 МПа (100 кг/кв. см), крім переліченого в 5.15, деталі демонтованої для ревізії ділянки (труби, фланці, лінзи, кріпильні вироби тощо) необхідно піддати всебічному дослідженню. У цьому разі мають бути проведені:

повне обмірювання труби з визначенням товщини стінки як на кінцях, так і в найбільш потоншеній її частині; для вимірів товщин стінок труб та фасонних частин можуть застосовуватись ультразвукові товщиноміри;

ревізія різей фланцевого з'єднання;

вирізування поздовжніх зразків з різних місць вибракуваних (за товщиною стінки або іншим дефектом) труб або деталей і визначення на цих зразках механічних властивостей, макро- та мікроструктури металу.

5.17 Під час ревізії підземних технологічних газопроводів необхідно провести розкриття і виймання грунту на окремих ділянках довжиною не менше 2 м кожна з наступним зняттям ізоляції, оглядом антикорозійного захисту газопроводу, проміром товщин стінок, а за необхідності - вирізуванням окремих ділянок.

5.18 Газопроводи, які в процесі ревізії були піддані розбиранню, розрізуванню і зварюванню, повинні бути випробувані на міцність і герметичність, відповідно до вимог розділу 3 цих Правил, а зварні з'єднання повинні бути випробувані фізичними методами контролю.

5.19 Результати ревізії газопроводу повинні бути зпівставлені з результатами приймання після монтажу або попередньої ревізії, після чого складається акт ревізії газопроводу, який затверджується головним інженером підприємства.

5.20 Якщо результати ревізії газопроводів незадовільні, необхідно провести ревізію ще двох додаткових ділянок газопроводу, з яких одна повинна бути продовженням відревізованої ділянки, а інша - аналогічною відревізованій ділянці, але на іншому агрегаті (колекторі). Під час ревізії додаткових ділянок у першу чергу повинен перевірятись показник, який дав незадовільний результат.

5.21 Якщо одержані результати ревізії додаткових ділянок незадовільні, повинна бути проведена повна ревізія цього газопроводу, а також ділянок інших газопроводів, що працюють в аналогічних умовах.

5.22 Під час повної ревізії розбирається весь газопровід і перевіряється стан труб і всіх деталей, а також арматури, що встановлена на газопроводі. Методи контролю і випробувань повинні бути аналогічні тим, що вказані в 5.16, 5.17, 5.18, 5.19 цього розділу.

5.23 Виявлені під час ревізій газопроводів дефекти повинні бути усунені, а ділянки і деталі газопроводу, що вийшли з ладу, - замінені новими.

5.24 Після перевірки і складання газопровід повинен бути випробуваний на міцність і герметичність відповідно до розділу 3 цих Правил.

5.25 Результати повної ревізії газопроводу, у тому числі дані про заміну труб та їх деталей, результати випробувань газопроводу на міцність і герметичність тощо, повинні оформлюватись відповідним актом.

5.26 Ревізію та ремонт арматури, що встановлена на газопроводах АГНКС, слід проводити під час ревізії газопроводів або під час зупинки окремих агрегатів на ремонт.

5.27 Ревізія та ремонт арматури, що встановлена на газопроводах АГНКС, повинні проводитись за інструкцією підприємства - виробника арматури.

5.28 Ревізію та ремонт арматури можна проводити як на місці її встановлення, так і зі зняттям її з газопроводу.

5.29 Під час ревізії арматури повинні бути виконані такі роботи:

зовнішній огляд арматури;

розбирання її для огляду і ремонту ущільнювальних деталей;

огляд стану окремих деталей: шпинделя, клапана та його кріплення, сідла клапана та його кріплення тощо;

огляд внутрішньої поверхні корпусу арматури з метою виявлення корозії, ерозії та інших дефектів;

збирання арматури після усунення дефектів і заміни зношених деталей з перевіркою герметичності з'єднання клапан-сідло;

опресовування зібраної арматури разом з газопроводом на робочий тиск; при цьому арматура повинна бути у відкритому положенні, а випробувана ділянка газопроводу повинна бути відглушена від апарату та інших агрегатів заглушками (лінзами);

перед опресовуванням проводиться регулювання запобіжних пристроїв на спеціальному стенді на задані за проектом величини, після чого запобіжний пристрій пломбується, а результати регулювання заносяться в журнал або паспорт цього пристрою.

5.30 Результати ревізії арматури повинні бути оформлені актом.

5.31 Виявлена в процесі експлуатації несправна арматура повинна бути відремонтована або замінена.

5.32 Після закінчення ремонту арматура повинна бути перевірена на справність дії і піддана випробуванням відповідно до вимог паспортів підприємств-виробників і цих Правил.

5.33 Результати ремонту і випробування арматури оформляються актом.

5.34 Крім вказаного в 5.29 цього розділу, арматура, що встановлена на газопроводах АГНКС, для перевірки справності її дії повинна щоквартально випробуватись у робочих умовах.

Під час випробування перевіряється герметичність сальникового пристрою і справність дії затворного механізму, при цьому хід шпинделя в засувках і вентилях повинен бути плавний; затворний механізм під час руху повинен переміщуватись без заїдань, поверхні шпинделя і штоку повинні бути чистими і не мати видимих механічних пошкоджень.

5.35 У процесі експлуатації надійність роботи газопроводів на АГНКС повинна перевірятись шляхом періодичних випробувань їх на герметичність.

5.36 Періодичні випробування газопроводів на міцність і герметичність слід приурочувати до часу проведення ревізії газопроводів.

5.37 Періодичні випробування газопроводів на міцність і герметичність проводяться не рідше одного разу на чотири роки від початку експлуатації. Випробування на міцність і герметичність через вісім років від початку експлуатації суміщаються з генеральною ревізією газопроводів.

5.38 Тиск випробувань і порядок проведення випробувань повинні відповідати вимогам розділу 3 цих Правил.

5.39 Періодичні випробування газопроводів на герметичність проводяться під керівництвом начальника АГНКС.

5.40 Результати випробувань газопроводів оформляються актом.

5.41 Газопровід, що підлягає ревізії, періодичним випробуванням або ремонту, повинен бути відключений від діючих газопроводів запірними пристроями з подальшою установкою заглушок, після чого має бути продутий інертним газом.

5.42 Продування газопроводу вважається закінченим, якщо вміст газу в двох послідовно відібраних пробах продувальних газів не перевищує 2 % за об'ємом.

5.43 Під час ревізії, ремонтах і періодичних випробуваннях газопроводів і арматури необхідно додержуватись вимог розділу 4 цих Правил.

5.44 Під час збирання фланцевих з'єднань необхідно всі гайки болтового з'єднання затягувати поступово "хрест-навхрест".

5.45 Заглушки або глухі лінзи, що встановлюються на газопроводі, повинні відповідати максимальному тиску газу і мати хвостовики, що виступають за межі фланців. На хвостовику повинне бути вибите клеймо з указанням максимального тиску газу, діаметра газопроводу та інвентаризаційний номер згідно журналу обліку заглушок (лінз).

Силові заглушки (глухі лінзи), що застосовуються на АГНКС, мають бути промислового виготовлення. Загальний облік силових заглушок, облік їх встановлення і зняття з технологічних комунікацій здійснюється в журналі встановленої форми. Місця встановлення і зняття силових заглушок (лінз) визначаються нарядом-допуском (планом проведення робіт).

5.46 Проводити підтягування кріпильних деталей фланцевих або муфтових з'єднань необхідно за відсутності тиску в газопроводі. Понижувати тиск або підвищувати його слід поступово, за встановленим регламентом.

Не дозволяється виконувати ремонтні роботи на газопроводах, що знаходяться під тиском.

5.47 Не дозволяється зменшувати товщину сальникової набивки арматури розбиванням її молотком.

5.48 Не дозволяється застосовувати будь-які додаткові важелі під час закривання або відкривання арматури.

5.49 Підтягування сальникових болтів або шпильок під час ущільнення набивки повинно проводитись рівномірно.

5.50 Ліквідація льодяних і гідратних пробок на газопроводах повинна проводитись шляхом їх розігріву парою або гарячою водою, після зниження тиску газу в газопроводі до атмосферного.

Допускається застосування метанолу для ліквідації льодяних або гідратних пробок за умови додержання вимог НАОП 1.1.23-5.14-75 "Інструкція про порядок одержання від постачальників, перевезення, зберігання, відпуску та застосування метанолу на газових промислах, магістральних газопроводах та СПЗГ".

5.51 Газозаправні колонки повинні підлягати періодичному зовнішньому огляду. Технічне обслуговування газозаправних колонок повинно проводитись один раз на шість місяців згідно графіка ППР АГНКС.

Заходи безпечного проведення технічного обслуговування газозаправних колонок повинні відповідати вимогам розділів 4 та 10 цих Правил.

5.52 У процесі експлуатації не рідше одного разу на шість місяців рукава (шланги) газозаправної колонки повинні піддаватись гідравлічним випробуванням на тиск, що дорівнює 1,25 робочого тиску, який указаний у паспорті на газозаправну колонку. Випробування заправних шлангів виконуються на спеціальних стендах згідно з вимогами розробленої на підприємстві Інструкції з безпечного виконання гідравлічних випробувань заправних шлангів на спеціальних стендах.

6.1 Цей розділ визначає порядок безпечного обслуговування всіх типів компресорних установок, що знаходяться в експлуатації на АГНКС, та регламентує основні вимоги щодо їх безпечної експлуатації та обслуговування.

6.2 Експлуатація компресорних установок повинна відповідати вимогам ДНАОП 0.00-1.14-70 "Правила будови і безпечної експлуатації поршневих компресорів, що працюють на вибухонебезпечних і токсичних газах", ДНАОП 0.00-1.13-71 "Правила будови і безпечної експлуатації стаціонарних компресорних установок, повітропроводів і газопроводів" та керівництва з експлуатації компресорної установки підприємства-виробника.

6.3 Адміністрація підприємства разом з начальником АГНКС зобов'язані забезпечити правильне утримання, експлуатацію та ремонт компресорних установок, а також безпечність обслуговування та надійність роботи обладнання.

6.4 Для забезпечення правильного утримання, експлуатації та ремонту компресорних установок на АГНКС повинна бути така технічна документація:

паспорт і формуляр компресорної установки;

технічний опис компресорної установки, інструкції з експлуатації, технічного обслуговування, пуску, обкатки, відомості запасних частин;

керівництво (технічні умови) з ремонту компресорної установки, граничні норми зносу основних деталей та вузлів, які швидко зношуються;

опис типового технологічного процесу ремонту;

схема трубопроводів обв'язок із зазначенням місць розташування арматури, апаратів та контрольно-вимірювальних приладів, їх призначення, прохідні перерізи, робочі тиски, температури і напрямки потоків робочого середовища;

акти індивідуальних випробувань;

креслення загального вигляду основних вузлів обладнання та деталей, що швидко зношуються, а також деталей, які в процесі експлуатації піддаються періодичному неруйнівному контролю;

паспорти посудин та апаратів, що працюють під тиском, запобіжних клапанів, арматури, електродвигунів та апаратів повітряного охолодження;

сертифікати на компресорне масло або результати його лабораторного аналізу;

змінний журнал обліку роботи компресорної установки, ремонтний формуляр;

графік планово-попереджувальних ремонтів.

6.5 Технічне обслуговування та ремонт компресорних установок проводяться за графіком планово-попереджувальних ремонтів, що затверджений головним інженером підприємства або посадовою особою, на яку покладено виконання його обов'язків, та узгоджений з ремонтною організацією (за умови виконання ремонтних робіт сторонньою організацією). Результати виконаних робіт за графіком ППР оформляються згідно вимог 2.1.12 цих Правил.

6.6 Перед початком ремонту компресорної установки повинні бути проведені такі підготовчі заходи:

складається попередня дефектна відомість за затвердженою формою. У процесі проведення ремонту попередня відомість може бути відкоригована;

складається план-графік роботи персоналу;

відповідно до попередньої дефектної відомості заготовляються необхідні матеріали та запасні частини;

перевіряється наявність та справність необхідного інструменту, пристосувань, такелажного та вантажопідіймального обладнання;

здійснюються роботи, що забезпечують пожежну безпеку і безпеку праці;

виконуються роботи з ремонту, що передбачені керівництвом (технічними умовами).

6.7 Під час складання попередньої дефектної відомості використовується така документація: ремонтний формуляр на компресорну установку; вимоги (приписи) організацій, що контролюють роботу АГНКС; описи та перелік типових робіт, планово-попереджувальних ремонтів компресорних установок; посібник (технічні умови) з ремонту; відомості запасних частин та норми витрати запасних частин і матеріалів; документи підприємства - виробника компресорної установки, норми граничного зносу деталей і вузлів компресорної установки.

6.8 Попередня дефектна відомість повинна містити перелік передбачуваних робіт на компресорній установці з указанням норм витрати матеріалів і кількості запасних частин, необхідних для ремонту.

Попередня дефектна відомість складається начальником АГНКС і затверджується головним інженером підприємства або посадовою особою, на яку покладено виконання його обов'язків.

6.9 Перед початком ремонту компресорної установки персонал АГНКС разом з представником ремонтної організації зобов'язаний провести перевірки та вимірювання, які указані в керівництві з ремонту компресорних установок підприємства-виробника.

6.10 Зупинка роботи компресорної установки для здавання її в ремонт проводиться персоналом АГНКС відповідно до інструкції з експлуатації компресорної установки.

6.11 У разі аварійних зупинок компресорної установки, що пов'язані з руйнуванням вузлів і деталей, складається акт на аварію, і компресорна установка підлягає не плановому, а аварійно-відновлювальному ремонту.

6.12 Час початку ремонту компресорної установки повинен бути повідомлений ремонтній організації не пізніше як за 15 днів до початку роботи.

6.13 Після зупинки і розкриття компресорної установки експлуатаційний персонал АГНКС разом з представниками ремонтної організації складає уточнену дефектну відомість на підставі попередньої відомості і дефектів, що виявлені під час розкриття компресорної установки.

6.14 Під час експлуатації компресорних установок проводяться такі види технічного обслуговування:

щозмінне;

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

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

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

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

через кожні 12000 год. - середній ремонт (С);

через 36000 год. - капітальний ремонт (К).

Крім вказаних вище видів технічного обслуговування в початковий період експлуатації компресорної установки в обов'язковому порядку проводяться такі разові роботи:

заміна масла в системі змащування механізму руху через перші 50 - 100 год. роботи. При цьому проводиться промивання, чищення рами і мастильних фільтрів і перевіряється стан механізму руху за температурним режимом, що рекомендований підприємством-виробником;

мастильний насос (лубрикатор) регулюється на підвищену витрату масла відповідно до рекомендацій підприємства-виробника, а надалі, виходячи з конкретних умов експлуатації, витрата масла доводиться до норми;

перевірка і регулювання натягу ременів клиноремінних передач (якщо такі є) відповідно до рекомендацій підприємства-виробника;

розбирання, чищення і регулювання роботи автоматичних клапанів у системі скидання конденсату відповідно до рекомендацій підприємства-виробника.

Інтервали між видами технічного обслуговування і ремонтами можуть бути змінені, виходячи з рекомендацій підприємств - виробників компресорних установок та з конкретних умов експлуатації.

Міжремонтний період може бути збільшений або зменшений на підставі Висновку, виданого спеціалізованою організацією за результатами діагностування, виконаного із застосуванням діагностичних приладів за затвердженою методикою.

6.15 Під час щозмінного технічного обслуговування компресорної установки здійснюється контроль за показами контрольно-вимірювальних приладів, за роботою світлової сигналізації та виконавчих механізмів. Крім того, під час щозмінного технічного обслуговування проводяться: обтирання компресорної установки, арматури, трубопроводів ганчір'ям, сухим або змоченим вогнебезпечним розчинником; перевірка рівня масла в рамі компресорної установки (рівень повинен бути 2/3 висоти масломірного скла); візуальний огляд обладнання (холодильників, вологомасловідділювачів, трубопроводів, арматури) з метою виявлення механічних пошкоджень і витікання газу, масла та охолоджувальної рідини і за необхідності їх усунення; контроль справності огороджувальних пристроїв і кріплення апаратів і трубопроводів і за необхідності їх кріплення; контроль стану лакофарбових покриттів і за необхідності їх поновлення; перевірка наявності заземлення.

6.16 Під час технічного обслуговування ТО-1 виконуються такі роботи:

весь обсяг робіт щозмінного технічного обслуговування;

огляд і промивання мастильних фільтрів і за необхідності їх заміна;

промивання лубрикатора та його резервуара (за наявності останнього), приймального фільтра лубрикатора і заміна масла в лубрикаторі;

перевірка на дотик температури (нагрівання) нижніх головок шатунів і корінних підшипників;

перевірка паралельності осей клиноремінних шківів і чищення їх канавок;

перевірка затягнення гайок фундаментних болтів, а також кріпильних елементів рухомих деталей компресорної установки (штоків, поршнів тощо);

усунення дефектів, що виявлені під час обслуговування.

6.17 Під час технічного обслуговування ТО-2 виконуються такі роботи:

весь обсяг технічного обслуговування ТО-1;

ревізія всмоктувальних і нагнітальних клапанів і за необхідності заміна пружин і пластин останніх;

огляд і за необхідності заміна поршневих кілець;

усунення виявлених дефектів.

Обсяги технічних обслуговувань ТО-1 і ТО-2 повинні бути уточнені з вимогами керівництва з експлуатації компресорної установки підприємства-виробника.

6.18 Під час зупинки компресорної установки на поточний ремонт П-1 виконуються такі роботи:

всі роботи, що передбачені технічним обслуговуванням ТО-2;

заміна всмоктувальних і нагнітальних клапанів або їх деталей, якщо інша періодичність не обумовлена в технічній документації підприємства-виробника;

заміна пружин і пластин у комбінованих клапанах;

перевірка поршневих кілець і за необхідності їх заміна;

промивання газопроводу і труб системи продування;

чищення холодильників і водяних оболонок циліндрів від накипу і забруднень;

чищення холодильників і вологомасловіддільників від масляних відкладень;

перевірка щільності і справності запобіжних клапанів;

перевірка зазору між статором і ротором електродвигуна;

усунення виявлених дефектів;

промивка рами компресорної установки і заміна масла в системі змащування механізму руху.

6.19 Під час зупинки компресорної установки на поточний ремонт П-2 виконуються такі роботи:

весь обсяг робіт, що передбачений поточним ремонтом П-1 (крім заміни пластин і пружин у комбінованих клапанах);

перевірка стану поверхонь ковзання гільз циліндрів і за необхідності їх заміна;

перевірка комбінованих клапанів і за необхідності їх заміна;

огляд мембранних клапанів і за необхідності їх заміна;

перевірка стану шатунних болтів на наявність тріщин, забоїн, корозії, пошкоджень різі і за необхідності їх заміна;

ревізія сальників і за необхідності заміна ущільнювальних та маслознімних кілець;

огляд вузлів, арматури, трубопроводів, а також щитів контрольно-вимірювальних приладів;

ревізія нагрівальних та охолоджувальних елементів системи змащування (якщо такі є);

ревізія запірної і регулювальної арматури і зворотних клапанів у системі змащування;

усунення виявлених дефектів.

6.20 Під час зупинки компресорної установки на середній ремонт виконується такий комплекс робіт:

весь обсяг робіт, що передбачений поточним ремонтом П-2;

контроль стану фундаментів;

контроль стану поверхонь ковзання гільзи крейцкопфа;

контроль стану і величини зносу пальця крейцкопфа;

контроль стану і величини зносу крейцкопфних підшипників і втулки;

продування мастильних каналів;

перевірка стану тонкостінних вкладишів нижньої головки шатуна;

перевірка стану шатунів кольоровою або магнітною дефектоскопією з метою виявлення тріщин від втомленості;

контроль стану крейцкопфа з метою виявлення тріщин;

контроль стану і зносу дзеркала циліндрів;

контроль стану канавок під поршневі кільця, якість фіксації поршня на штоку;

контроль величини зносу та биття поршневих штоків; перевірка їх магнітною або ультразвуковою дефектоскопією з метою виявлення тріщин від втомленості;

перевірка величини зносу поршневих кілець і заміна зношених кілець;

перевірка стану сальникових ущільнень, припилювання замків ущільнювальних кілець і заміна зношених кілець;

перевірка стану міжступеневих апаратів і у випадку необхідності їх чищення;

усунення всіх виявлених дефектів;

перевірка і регулювання зазорів, лінійних "мертвих" просторів циліндрів;

випробування на холостому ході і під навантаженням природним газом.

6.21 Під час зупинки компресорної установки на капітальний ремонт проводяться такі роботи:

всі роботи середнього ремонту;

заміна шатунних болтів;

ревізія фундаменту і перевірка його осідання;

перевірка горизонтальності установки;

контроль якості прилягання рами до фундаменту, перевірка затягнення фундаментних болтів;

ревізія циліндрів з вимірюванням зносу дзеркала і заміна гільз у міру потреби;

ревізія поршневих груп;

повна ревізія колінчастого вала, контроль зносу шийок, горизонтальності вала, заміна шпонок, шестерні спіральної та ущільнень вала в міру потреби;

ревізія камер сальників і за необхідності заміна їх пружин і кілець;

ревізія маслонасоса;

ревізія і чищення маслосистеми від шлакових відкладень;

ревізія холодильників і вологомасловіддільників;

чищення теплообмінних поверхонь;

гідравлічні випробування трубопроводів;

гідравлічні випробування посудин у терміни, що передбачені ДНАОП 0.00-1.07-94* "Правила будови та безпечної експлуатації посудин, що працюють під тиском";

ревізія і ремонт запірної і регулювальної арматури;

ремонт електродвигуна, контрольно-вимірювальних приладів і автоматики;

дефектоскопічний контроль: колінчастого вала в місцях можливої концентрації напруг; шатунів і штоків; корпуса крейцкопфа і пальця; контргайки і гайки закладної крейцкопфів; гайки натискної кріплення шток-поршня.

Після завершення капітального ремонту компресорна установка повинна бути обкатана на холостому ході і під навантаженням природним газом.

Порядок пуску в експлуатацію компресорної установки після середнього і капітального ремонтів повинен відповідати вимогам розділу 3 цих Правил.

6.22 Результати технічного обслуговування фіксуються в змінному журналі. Всі виявлені несправності повинні бути усунені негайно або під час найближчого ремонту.

6.23 Результати ремонтів повинні фіксуватись у ремонтному формулярі на компресорну установку.

Крім того, документація з капітального і середнього ремонту складається і затверджується у встановленому порядку підрядною організацією в двох екземплярах, один з яких зберігається на АГНКС.

6.24 Перед розбиранням компресора необхідно:

зняти напругу з електрообладнання; біля вимикача (рубильника) вивісити табличку з написом "Не вмикати! Працюють люди!";

переконатись, що в системі нема тиску, перевірити положення вентилів компресорної установки (вентилі розвантаження, продування, "на свічку" та повітряні - відкриті; вентилі на трубопроводах всмоктування і нагнітання - закриті);

закрити вентилі підведення охолоджувальної рідини і злити її з компресора і холодильників, вивернувши зливні пробки;

від'єднати компресорну установку від газових комунікацій глухими заглушками (лінзами).

6.25 Ремонтні роботи, що пов'язані з розбиранням вузлів компресорної установки, виконуються за нарядом-допуском на газонебезпечні роботи.

6.26 Перед пуском компресорної установки в експлуатацію після закінчення монтажу, розконсервації або ремонту необхідно провести індивідуальні випробування її на холостому ході і під навантаженням відповідно до вимог керівництва з експлуатації підприємства-виробника. Крім того, перед пуском компресорної установки після ремонту або розконсервації необхідно перевірити лінійну величину "мертвого" простору циліндра, яка повинна відповідати даним формуляра на компресорну установку.

6.27 Під час індивідуальних випробувань компресорної установки на холостому ході попередньо проводяться роботи з підготовки (налагоджування) систем:

змащування циліндрів і сальників;

змащування механізму руху;

охолодження;

автоматичного управління.

6.28 Під час підготовки систем змащування циліндрів і сальників необхідно: зняти з лубрикатора верхню кришку, промити лубрикатор і його резервуар зсередини вогнебезпечним розчинником і протерти насухо. Промити ззовні весь механізм насоса, залити в лубрикатор чисте фільтроване масло і перевірити його рівень. Від'єднати мастильні трубки від зворотних клапанів і прокачати масло вручну, повернути рукоятку лубрикатора на 50-60 обертів (точна кількість обертів вказується в керівництві з експлуатації компресорної установки підприємства-виробника). При цьому з усіх трубок повинно капати масло. Після чого приєднати трубки до своїх місць і повернути рукоятку лубрикатора ще на 30-40 обертів. Для змащування циліндрів і сальників повинні застосовуватись масла, що рекомендовані підприємством - виробником компресорних установок.

Види розчинників вказуються в керівництві з експлуатації підприємства-виробника.

6.29 Під час підготовки системи змащування механізму руху необхідно: зняти фільтри очищення масла, промити фільтри та їх гнізда вогнебезпечним розчинником, продути повітрям і установити фільтр на місце; оглянути і промити вогнебезпечним розчинником картер, просушити і залити його чистим фільтрованим маслом до верхньої риски масловказувача; перевірити стан паперового фільтра (якщо такий є) і за необхідності його замінити; установити запірні вентилі на трубопроводах подачі масла в робоче положення.

Для змащування механізму руху повинні застосовуватись масла, що рекомендовані підприємством-виробником компресорної установки.

6.30 Під час підготовки системи охолодження необхідно:

опресувати систему трубопроводів гарячої води нагрівальних елементів (якщо такі є) системи змащування пробним пуском води з тиском, що дорівнює 1,5 Р (Р - робочий тиск гарячої води).

перевірити рівень охолоджувальної рідини в резервуарі та відрегулювати роботу автоматичних сигналізаторів рівня;

під час заповнення системи охолодження охолоджувальною рідиною перевірити за зливом надходження її (рідини) до всіх охолоджуваних точок, відрегулювати її витрату, переконатись у відсутності витікання рідини і провести настроювання приладів сигналізації і блокування системи автоматизації за протоком охолоджувальної рідини.

6.31 Під час підготовки системи автоматичного управління необхідно перевірити:

наявність заземлення щитів та електродвигуна;

зовнішнім оглядом наявність і справність вимірювальних приладів, світлосигнальної арматури, вимикачів, перемикачів і командних кнопок;

за паспортами, клеймами і пломбами, що контрольно-вимірювальні прилади пройшли відповідну перевірку і придатні для експлуатації;

вихідні положення вимикачів, перемикачів, кнопок тощо, що призначені для управління роботою компресорної установки, у залежності від положення яких здійснюється пуск компресорної установки або з місця, або з пульту (щита) управління, що встановлений поза компресорним відділенням.

6.32 Перед пуском компресорної установки на холостому ході необхідно:

перевірити стан затягнення різьових з'єднань кріплення циліндрів та електродвигуна до рами, кришок циліндрів, фланців проміжних холодильників до циліндрів; перевірити затягнення фундаментних і шатунних болтів, а також контрування шатунних болтів і штоків;

зняти по одному клапану на кожній порожнині стиснення;

відкрити люки, щоб мати можливість спостерігати за сальниками під час роботи компресорної установки;

вручну рукояткою провернути колінчастий вал не менше ніж на один повний оберт і переконатись у правильній установці поршнів, після чого рукоятку зняти;

повернути рукоятку лубрикатора на 50-60 обертів, перевірити подачу масла на кожну змащувану точку, спостерігаючи в оглядові вікна лубрикатора. Після цього рукоятку зняти;

перевірити наявність необхідного протоку води в системі охолодження;

перевірити ступінь натягу ременя клиноремінної передачі приводу насоса охолоджувальної рідини відповідно до рекомендацій підприємства-виробника;

за наявності вентилятора наддуву привідного електродвигуна необхідно відкрити засувку на лінії наддуву і пустити вентилятор у роботу;

перевірити вихідні положення вимикачів, перемикачів, кнопок тощо, що призначені для пуску і управління роботою компресорної установки.

Обсяг передпускових операцій повинен бути уточнений з вимогами керівництва з експлуатації компресорної установки підприємства-виробника.

6.33 Пуск компресорної установки без навантаження здійснюється відповідно до інструкції з її експлуатації.

6.34 Індивідуальні випробування компресорної установки на холостому ході повинні проводитись у кілька етапів з метою виявлення і усунення несправностей, що викликані похибками монтажу і складання.

Кількість етапів і їх тривалість повинні бути указані в керівництві з експлуатації компресорної установки підприємства-виробника.

6.35 Під час роботи компресорної установки на холостому ході необхідно контролювати:

напрям обертання електродвигуна і відсутність різкого стуку;

відсутність витікань з системи змащування циліндрів і сальників;

справність роботи мастильного насоса як за манометром, так і через люк за наявністю масла, що розбризкується;

нагрівання корінних підшипників, верхніх і нижніх головок шатунів, крейцкопфів і їх гільз, температура яких не повинна перевищувати температури, що вказана в керівництві з експлуатації компресорної установки підприємства-виробника; у разі виявлення нагрівання будь-якої деталі понад допустиму температуру необхідно вжити заходів з усунення причин нагрівання, перевірити зазори і надходження масла. Після усунення виявлених дефектів здійснюється повторний пуск компресорної установки. При цьому перевірити:

відсутність сторонніх шумів та стуків у циліндрах й механізмі руху;

тиск у системі змащування;

роботу лубрикатора за наявністю крапель масла, через оглядові вікна, за необхідності відрегулювати кількість масла, що подається, відповідно до паспортних даних лубрикатора.

6.36 Після 50 хв. роботи (час залежить від типу компресорної установки) на холостому ході компресорну установку необхідно зупинити для огляду, під час якого перевіряється нагрівання сальників, пар тертя кривошипно-шатунного механізму, допустима температура яких не повинна перевищувати температури, що рекомендована керівництвом з експлуатації компресорної установки підприємства-виробника, затягнення різьових з'єднань, відсутність задирок і рисок на поверхнях тертя.

6.37 Під час випробувань компресорної установки на холостому ході необхідно провести продування холодильників, вологомасловіддільників і трубопроводів згідно з керівництвом з експлуатації компресорної установки підприємства-виробника. При цьому тиск всмоктування і нагнітання - атмосферний. Під час роботи компресорної установки на холостому ході перевіряється справність дії та щільність закриття арматури, що встановлена на продувальних лініях.

Не дозволяється проводити продування під час випробувань компресорної установки на холостому ході в продувальну посудину (бак).

6.38 Результати випробувань компресорної установки на холостому ході оформлюються актом.

6.39 Перед індивідуальними випробуваннями компресорної установки під навантаженням на природному газі остання і газовий тракт повинні бути продуті інертним або природним газом (продування вважається закінченим, якщо вміст кисню в двох послідовно відібраних пробах продувального газу не перевищує 1 % за об'ємом).

6.40 Пуск компресорної установки на природному газі під час індивідуальних випробувань під навантаженням проводиться з відкритими вентилями: на трубопроводах всмоктування, ручного продування всіх ступенів стискання і на байпасі. При цьому вентилі скидання газу "на свічку" і на трубопроводі нагнітання - закриті. За відсутності байпасу вентиль на трубопроводі нагнітання - відкритий.

Підвищення тиску нагнітання до номінального проводиться після закриття всіх вентилів ручного продування (починаючи з першого ступеня стиснення) і поступового закриття вентилю на байпасі.

Інтервали підвищення тиску і тривалість роботи в кожному інтервалі повинні бути указані в керівництві з експлуатації компресорної установки підприємства-виробника.

6.41 Індивідуальні випробування компресорної установки під навантаженням проводяться протягом часу, указаного в керівництві з експлуатації компресорної установки підприємства-виробника. За цей час необхідно:

проконтролювати розподілення тисків за ступенями, які повинні стабілізуватись до кінця випробувань і відповідати даним, що указані у формулярі на компресорну установку;

проконтролювати відповідність температур (за показами термометрів) газу, що нагнітається, після кожного ступеня стиснення температурам, що указані у формулярі;

на підставі вимірів тисків, температур на вході і виході ступенів стискання, витрати газу і споживання електроенергії на режимі, близькому до номінального, розрахувати політропні к. к. д. ступенів і питоме споживання електроенергії на стискання газу. Отримані значення необхідно використовувати для оцінки технічного стану агрегату в міжремонтний період;

проконтролювати справність системи змащування циліндрів і сальників;

проконтролювати справність системи змащування механізму руху (тиск і температура масла повинні бути в допустимих межах);

провести вібраційне діагностування із застосуванням спеціалізованих діагностичних приладів з метою визначення якості ремонту механізму руху та агрегату в цілому. У разі неможливості проведення діагностування виконати вібраційне обстеження відповідно до норм, визначених НАОП 1.1.23-3.01-88 "Автомобільні газонаповнювальні компресорні станції. Норми вібрації. Методика віброобстеження. Віброзахист обладнання. РД 51-132-88";

візуально проконтролювати щільність з'єднань системи подачі масла, охолодження і гарячої води (витікання води і масла не допускаються);