проверка параметров настройки ПСК;
смазка трущихся частей и подтягивание (при необходимости) сальников арматуры.
3.2.11. При техническом обслуживании внутренних газопроводов ГТУ и КУ должны выполняться:
проверка плотности всех соединений газопроводов, газового оборудования и газовой аппаратуры с помощью приборов или мыльной эмульсии;
осмотр арматуры с ее очисткой (при необходимости);
проверка сочленений приводных механизмов с РК, устранение люфтов и других механических неисправностей рычажной передачи;
смазка трущихся частей и подтягивание (при необходимости) сальников арматуры;
продувка импульсных линий средств измерений.
Техническое обслуживание может выполняться на действующем оборудовании.
3.2.12. После окончания ремонта на газопроводах и газовом оборудовании необходимо провести испытания их на прочность и плотность в соответствии с требованиями проекта.
3.2.13. Запрещается приступать к вскрытию турбин, камеры сгорания, стопорного и регулирующих клапанов, не убедившись в том, что запорные устройства на подводе газа к ГТ закрыты, на газопроводах установлены заглушки, газопроводы освобождены от газа, арматура на продувочных газопроводах открыта.
3.3. Наружные газопроводы и сооружения
3.3.1. Установленная на газопроводах запорная арматура должна подвергаться ежегодному техническому обслуживанию и при необходимости ремонту.
3.3.2. Сведения о техническом обслуживании заносятся в журнал, а о капитальном ремонте (замене) - в паспорт газопровода.
3.3.3. Действующие наружные газопроводы должны подвергаться периодическим обходам, приборному техническому обследованию, диагностике технического состояния, а также текущим и капитальным ремонтам с периодичностью, установленной настоящими Правилами.
3.3.4. При обходе надземных газопроводов должны выявляться утечки газа, перемещения газопроводов за пределы опор, наличие сплющивания, недопустимого прогиба газопровода, просадки, изгиба и повреждения опор, состояние отключающих устройств и средств защиты от падения электропроводов, креплений и окраски газопроводов.
3.3.5. Обход надземных газопроводов может проводиться одним рабочим в пределах ТЭС не реже одного раза в месяц, вне ее пределов - не реже одного раза в квартал. Выявленные неисправности должны устраняться.
3.3.6. При обходе подземных газопроводов должны производиться:
выявление утечки газа на трассе газопровода по внешним признакам и приборами, отбор и анализ проб на присутствие газа в колодцах и камерах инженерных подземных сооружений (коммуникаций), контрольных трубках, расположенных на расстоянии до 15 м по обе стороны от газопровода;
уточнение сохранности настенных указателей и ориентиров сооружений;
выявление пучения, просадки, оползней, обрушения и эрозии грунта, размывов газопровода паводковыми или дождевыми водами;
контроль условий производства строительных работ, предусматривающих сохранность газопровода от повреждений.
3.3.7. Периодичность обхода трасс подземных газопроводов устанавливается техническим руководителем (главным инженером) ТЭС в зависимости от технического состояния газопровода:
с давлением до 1,2 МПа - в соответствии с требованиями ПБ 12-368-00;
с давлением свыше 1,2 МПа - не реже сроков, указанных в приложении 7 настоящих Правил.
3.3.8. Обход трасс подземных газопроводов должен производиться, как правило, бригадой в составе двух человек. Осмотр наружной поверхности трассы может выполняться одним работником.
3.3.9. Обходчикам подземных газопроводов должна вручаться под расписку маршрутная карта, на которой указаны схема трассы газопроводов с местоположением газовых (в том числе электрозащиты) и других сооружений (коммуникаций), колодцев, подвалов зданий, подлежащих проверке на загазованность (15 м по обе стороны от газопровода). Маршрутные карты должны ежегодно уточняться (пересматриваться).
3.3.10. При обнаружении загазованности сооружений на трассе газопровода или утечки газа по внешним признакам рабочие, производящие обход, обязаны немедленно принять меры к предупреждению угрозы взрыва или пожара, известить непосредственное руководство и действовать в соответствии с положениями должностной и производственной инструкций.
3.3.11. Результаты обхода газопроводов должны отражаться в журнале.
В случае выявления неисправностей или самовольного ведения работ в охранной зоне газопровода должен составляться рапорт.
3.3.12. Эксплуатация газопроводов при наличии утечки газа не разрешается. Утечки газа должны устраняться в аварийном порядке. Газопровод должен быть подвергнут внеочередному приборному техническому обследованию.
3.3.13. Приборное техническое обследование действующих подземных газопроводов с давлением природного газа более 1,2 МПа должно производиться по графику, утвержденному техническим руководителем (главным инженером) ТЭС, но не реже 1 раза в 3 года.
3.3.14. Внеочередные приборные технические обследования стальных газопроводов должны производиться при обнаружении неплотности или разрыва сварных стыков, сквозных коррозионных повреждений, а также при перерывах в работе электрозащитных установок в течение года:
более 1 мес - в зонах опасного действия блуждающих токов;
более 6 мес - в остальных случаях, если защита газопровода не обеспечена другими установками.
3.3.15. При приборном техническом обследовании подземных стальных газопроводов должны выявляться места повреждения изоляционных покрытий и утечки газа.
3.3.16. Допускается производить проверку плотности газопроводов опрессовкой по нормам испытаний вновь построенных газопроводов на герметичность.
3.3.17. При обследовании подводных переходов уточняются местоположение газопровода и наличие повреждений изоляционного покрытия по методике, разработанной специализированной организацией и утвержденной владельцем газопровода.
Работы по обследованию переходов через водные преграды должны производиться не реже 1 раза в 3 года.
3.3.18. Утечки газа на газопроводах, обнаруженные при приборном техническом обследовании, устраняются в аварийном порядке.
3.3.19. По результатам приборного технического обследования должен составляться акт, в котором с учетом выявленных дефектов и оценки технического состояния дается заключение о возможности дальнейшей эксплуатации газопровода, необходимости и сроках проведения его ремонта или перекладки (замены). Кроме того, в акте должны быть приведены сроки устранения выявленных дефектов.
3.3.20. Диагностика технического состояния газопроводов должна проводиться по истечении расчетного ресурса работы, принимаемого для стальных газопроводов, - 40 лет.
Диагностика в целях определения необходимости замены или остаточного ресурса с разработкой мероприятий, обеспечивающих безопасную эксплуатацию газопровода на весь срок продления жизненного цикла, должна включать проверку:
герметичности газопроводов;
состояния защитного покрытия (для стальных газопроводов);
состояния (износа) материала труб, из которых он построен;
качества сварных стыков.
Обследование должно проводиться в соответствии с РД 34.20.595-97.
3.3.21. Строительные и земляные работы в охранной зоне газопровода (ближе 15 м) должны производиться по письменному разрешению его владельца, в котором должны быть указаны условия и порядок их проведения и приложена схема газопровода с привязками.
До начала работ эксплуатирующей организации газового хозяйства представляется проект плана производства работ для согласования мероприятий, обеспечивающих сохранность газопровода.