ГОСТ Р 54982—2022
25
- контроль технического состояния защитного покрытия резервуаров, в том числе теплозащитно-
го покрытия надземных резервуаров и газопроводов.
10.1.2.5 При техническом обслуживании подземных резервуаров ГНС, ГНП, АГЗС не реже одного
раза в год (ТО-5) следует выполнять:
- контроль технического состояния защитного покрытия надземных участков газопроводов обвяз-
ки;
- контроль состояния грунта засыпки (обсыпки).
10.1.3 Текущий ремонт
10.1.3.1 При текущем ремонте резервуаров следует выполнять:
- текущий ремонт газопроводов, запорной и предохранительной арматуры, выполняемый в соот-
ветствии с 10.4;
- восстановление защитного покрытия подземных и надземных резервуаров и проектного состоя-
ния обвалования подземных резервуаров;
- ремонт защитных стенок или обвалования.
10.1.4 Дополнительные требования к техническому обслуживанию и ремонту резервуар-
ных установок
10.1.4.1 Техническое обслуживание резервуарных установок, в том числе входящих в состав
ВДГО, должны проводить один раз в 3 мес. Техническое обслуживание резервуарных установок и га-
зопроводов (в том числе обход трасс и приборное обследование наружных газопроводов), входящих в
состав ВДГО, следует проводить в соответствии с [10].
10.1.4.2 При проведении технического обслуживания, кроме работ, указанных в 10.1.2.1, 10.1.2.3,
следует:
- выявить утечки СУГ в арматуре редукционных головок, в обвязке резервуаров, на газопроводах
нижней обвязки жидкой фазы СУГ резервуаров газоанализатором или пенообразующим раствором, а
также устранить их;
- проверить и, при необходимости, восстановить исправное техническое состояние защитного
покрытия кожухов редукционных головок и ограждений резервуарной установки, запоров на дверцах
кожухов и ограждений, предупредительных надписей;
- проверить исправность резьбы на штуцерах патрубков для присоединения соединительных ру-
кавов, наличия заглушек на штуцерах;
- провести контроль давления паровой фазы СУГ по установленному на резервуаре манометру;
- проверить параметры настройки редукционной, защитной и предохранительной арматуры ре-
дукционных головок;
- провести осмотр состояния подъездных путей (при наличии);
- проверить исправность противопожарного инвентаря.
10.1.4.3 При выявлении утечек СУГ из газопроводов и/или технических устройств резервуарной
установки проверку на загазованность следует проводить в подвалах, цокольных этажах и колодцах
сетей инженерно-технического обеспечения, расположенных на расстоянии не менее 15 м от резерву-
арной установки. В случае обнаружения загазованности (в подвалах, колодцах, цокольных этажах и др.)
зона проверки должна быть увеличена до 50 м.
10.1.4.4 При концентрации СУГ свыше 20 % НКПР необходимо действовать в соответствии с пла-
ном мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий (для ОПО I—III классов опасно-
сти), планом локализации и ликвидации аварий и планом взаимодействия организаций, привлекаемых
к устранению аварий, разработанными и утвержденными в установленном порядке.
10.1.4.5 При эксплуатации надземных газопроводов должны быть предусмотрены меры по пре-
дотвращению конденсато- и гидратообразования. В случае образования «конденсатной и/или гидрат-
ной пробки» их ликвидацию должны проводить подогревом горячей водой или горячим песком снаружи
газопровода.
Пуск паровой фазы СУГ потребителям должен осуществляться после выполнения работ по лик-
видации пробок.
10.1.4.6 Проверку наличия конденсата в газопроводах паровой фазы СУГ и его удаление следует
проводить в соответствии с периодичностью, исключающей возможность образования конденсатных
пробок, установленной производственными инструкциями, исходя из климатических условий эксплуа-
тации.