- Стандарт отрасли техническая эксплуатация газораспределительных систем
- Техническая эксплуатация газораспределительных систем
- "ТЕХНИЧЕСКАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ. ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ СЕТИ И ГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ЗДАНИЙ. РЕЗЕРВУАРНЫЕ И БАЛЛОННЫЕ УСТАНОВКИ. ОСТ 153-39.3-051-2003" (утв. Приказом Минэнерго РФ от 27.06.2003 N 259)
- Стандарт отрасли техническая эксплуатация газораспределительных систем
- Эксплуатация газораспределительных станций
- 3. ОБОРУДОВАНИЕ ГРС
Стандарт отрасли техническая эксплуатация газораспределительных систем
Информация получена с сайта RusCable.Ru
Министерство энергетики Российской Федерации
СТАНДАРТ ОТРАСЛИ
ТЕХНИЧЕСКАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ
Газонаполнительные станции и пункты.
Склады бытовых баллонов. Автогазозаправочные станции
ОСТ 153-39.3-052-2003
УДК 697.245(083.74)
Дата введения: 2003-06-27
Настоящий стандарт отрасли регламентирует производство работ по технической эксплуатации газонаполнительных станций, газонаполнительных пунктов, складов бытовых баллонов и автогазозаправочных станций, предназначенных для обеспечения потребителей сжиженными углеводородными газами.
Стандарт отрасли согласован Госгортехнадзором России и утвержден приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 27.06.2003 № 259.
Стандарт отрасли разработан ОАО “Гипрониигаз” с участием специалистов ОАО “Росгазификация”. В разработке приняли участие: Аксеневич Т.П., Астафьева Т.Н., Вольнов Ю.Н., Гордеева Р.П., Зубаилов Г.И., Кайро А.В., Костышен Л.В., Морозова Н.Н., Недлин М.С., Осокин А.Д., Струкова А.С., Тарасов В.В., Трофимович В.Ф., Чирчинская Г.П., Шурайц А.Л. (руководитель).
1. Область применения
1.1. Настоящий стандарт отрасли (ОСТ) устанавливает требования к технической эксплуатации газонаполнительных станций газонаполнительных пунктов, складов бытовых баллонов, автомобильных газозаправочных станций (объектов СУГ).
1.2. Настоящий ОСТ распространяется на организации и предприятия ТЭК, объединения и другие хозяйствующие субъекты Российской Федерации (независимо от их организационно-правовой формы и формы собственности) и индивидуальных предпринимателей, осуществляющих деятельность по технической эксплуатации объектов СУГ
1.3. ОСТ не распространяется:
– передвижные газоиспользующие установки, газовое оборудование автомобильного, железнодорожного транспорта, летательных аппаратов, речных и морских судов;
– объекты экспериментального строительства и опытные образцы газового оборудования.
2. Нормативные ссылки
В настоящем ОСТ использованы ссылки на следующие стандарты и нормативные документы:
3. Термины, сокращения и определения
В настоящем ОСТе использованы следующие термины с соответствующими определениями:
аварийное обслуживание – комплекс работ по локализации и (или) ликвидации аварий и инцидентов для устранения непосредственной угрозы здоровью и жизни людей, выполняемых аварийно-диспетчерской службой ГРО (аварийной газовой службой эксплуатационной организации) на основании заявок физических или юридических лиц;
газ – сжиженные углеводородные по ГОСТу 27578 и ГОСТу 20448;
газоопасные работы – работы, выполняемые в загазованной среде, или при которых возможен выход газа;
изделие (техническое устройство) – единица промышленной продукции, на которую документация должна соответствовать требованиям государственных стандартов единой системы конструкторской документации (ЕСКД), единой системы технической документации (ЕСТД) и единой системы проектной документации (ЕСПД), устанавливающим комплектность и правила оформления сопроводительной документации. Требования строительных норм и правил на конструкцию изделия и сопроводительную документацию не распространяются;
наружный газопровод – подземный, наземный газопровод, объединяющий элементы технологической системы СУГ;
опасная концентрация газа – концентрация (объемная доля газа) в воздухе, превышающая 10 % от нижнего концентрационного предела распространения пламени;
оборудование объекта СУГ – насосы, компрессоры, испарители, наполнительные и сливные устройства;
объекты СУГ – предприятия, предназначенные для приема, хранения и отпуска СУГ потребителям в автоцистернах и бытовых баллонах, заправки газобаллонных автомобилей, ремонта и переосвидетельствования газовых баллонов, переоборудования автомобилей для работы на СУГ;
ремонт – комплекс операций по восстановлению исправности или работоспособности изделий (газопроводов и сооружений) и восстановлению ресурсов изделий или их составных частей;
технологическая система объектов СУГ – технические устройства и газопроводы;
техническая эксплуатация – комплекс работ по вводу объектов газораспределительных систем в эксплуатацию и поддержанию их в работоспособном состоянии в процессе эксплуатации путем проведения технического обслуживания, ремонта, технического диагностирования и других видов работ;
техническое обслуживание – комплекс операций или операция по поддержанию работоспособности или исправности изделия (технического устройства) при использовании по назначению, ожидании, хранении и транспортировании.
технические устройства объекта СУГ – резервуары СУГ, оборудование, арматура, контрольно-измерительные приборы и средства автоматики;
эксплуатационная организация – специализированная организация, осуществляющая техническую эксплуатацию объектов газораспределительных сетей, объектов СУГ, резервуарных и групповых баллонных установок СУГ, газового оборудования зданий (ГРО, организация – собственник, организация – арендатор объекта газораспределительной системы);
АГЗС – автомобильные газозаправочные станции;
ГНС – газонаполнительные станции;
ГНП – газонаполнительные пункты;
СББ – склады бытовых баллонов;
СУГ – сжиженные углеводородные газы.
4. Общие требования по эксплуатации объектов СУГ
4.1. Настоящий ОСТ устанавливает обязательные требования по технической эксплуатации структурных элементов производственной зоны ГНС, ГНП, АГЗС, СББ для эксплуатационного персонала этих предприятий.
При эксплуатации объектов СУГ кроме требований настоящего ОСТ следует руководствоваться ПБ 12-529, ПБ 12-609, ПБ 10-115, а также другими нормативными и руководящими документами Госгортехнадзора России и других надзорных органов в части безопасной эксплуатации объектов СУГ и требованиями технической документации предприятий-изготовителей элементов технологической системы, применяемых на данном объекте.
При эксплуатации АГЗС, кроме требований, предусмотренных настоящим ОСТ, следует соблюдать требования [2] и других нормативных документов.
При эксплуатации станций регазификации следует руководствоваться требованиями, предусмотренными для ГНС.
4.2. На основании требований настоящего ОСТа с учетом местных условий должны быть разработаны и утверждены в установленном порядке общие для каждого технологического процесса производственные инструкции, которые должны содержать требования технологической последовательности выполнения различных операций при подготовке к пуску объектов, при эксплуатации, техническом обслуживании, ликвидации объекта, консервации, ремонтах, выполнении газоопасных и огневых работ. В инструкциях должны быть указаны методы и объемы проверки качества выполнения работ. К производственным инструкциям должны прилагаться технологические схемы с указанием мест установки технологических устройств, продувочных и сбросных газопроводов и т.д. с нумерацией. Производственные инструкции и технологические схемы должны пересматриваться и утверждаться в установленном порядке после реконструкции, технического перевооружения и изменения технологического процесса.
4.3. Инструкции должны пересматриваться и утверждаться вновь в установленном порядке при введении в действие новых стандартов, норм, правил и нормативных документов, требования которых распространяются на объекты СУГ.
4.4. Эксплуатация объектов СУГ разрешается только при наличии документов на выполнение данного вида работ, полученных в соответствии с действующим законодательством РФ.
4.5. При количестве СУГ на базе хранения более 200 т требуется также наличие декларации промышленной безопасности и положительное экспертное заключение на нее. Данная декларация для объектов с меньшим количеством газа требуется только по предписанию органов Госгортехнадзора России.
4.6. Организация производственного контроля и разработка положения о производственном контроле на объекте СУГ осуществляется в соответствии с [3] и РД 04-355.
4.7. Для эксплуатации объекта СУГ требуется:
– организовать технический надзор во время строительства;
– организовать ввод в эксплуатацию объекта СУГ;
– обеспечить разработку производственных инструкций;
– не допускать проведение строительных и монтажных работ без согласования с руководством объекта СУГ;
– не допускать строительство в охранных зонах объекта;
– обеспечивать правильное содержание, эксплуатацию, ремонт и безопасное обслуживание технологической системы объекта СУГ, а также в случае необходимости консервацию и ликвидацию объекта;
– обеспечивать наличие и функционирование необходимых приборов и систем контроля за производственными процессами в соответствии с действующими требованиями;
– обеспечивать выполнение комплекса мероприятий, включая систему технического обслуживания и ремонта, соблюдения требований ПБ 12-529 и настоящего ОСТа;
– иметь нормативно-технические документы (СНиП, правила, положения, инструкции, и т.д.), устанавливающие порядок ведения работ по проектированию, строительству и эксплуатации объектов СУГ;
– обеспечивать проведение технического обслуживания, ремонта и диагностирования технических элементов технологической системы в установленные ОСТом сроки или по требованию (предписанию) территориальных органов Госгортехнадзора России;
– обеспечить разработку, согласование и утверждение в установленном порядке планов локализации и ликвидации аварий, проводить не реже 2 раз в год их практическую отработку, а также пересмотр их в соответствии с планом;
– немедленно информировать территориальные органы Госгортехнадзора России о произошедшей аварии или инциденте;
– осуществлять мероприятия по ликвидации последствий аварий (инцидентов) и оказывать содействие государственным органам в расследовании их причин;
– обеспечивать своевременное расследование, учет и анализ аварийных ситуаций, а также разработку мероприятий по их предупреждению;
– принимать участие в техническом расследовании причин аварии, предписываемых актом расследования;
– осуществлять проверку ведения эксплуатационных журналов;
– представлять в территориальные органы Госгортехнадзора России информацию о выполнении мероприятий, предусмотренных их предписаниями.
4.8. Производственные инструкции выдаются персоналу объекта.
4.9. Капитальный ремонт оборудования может производиться в специализированных организациях.
4.10. На каждый случай исправления дефектов составляется технологическая карта с учетом материала и условий эксплуатации.
4.11. Газоопасные и огневые работы выполняются по наряду-допуску.
4.12. При эксплуатации объектов СУГ должно осуществляться техническое обслуживание, плановые ремонты (текущий и капитальный), аварийно-восстановительные работы и техническое освидетельствование сосудов, автоцистерн и баллонов, ведение эксплуатационной, учетной и технической документации.
4.13. Обязательной регистрации в территориальных органах Госгортехнадзора России подлежат:
– резервуары базы хранения СУГ;
– резервуары для неиспарившихся остатков;
– отделитель жидкости перед компрессорами, у которого произведение вместимости в литрах на давление в МПа превышает 50;
– воздушные ресиверы, у которых произведение вместимости в литрах на давление в МПа превышает 1000;
– железнодорожные цистерны для СУГ, (регистрирует владелец цистерны);
– автоцистерны для СУГ (регистрирует владелец цистерны).
4.14. Технические устройства, подлежащие регистрации в территориальных органах Госгортехнадзора России, а также баллоны должны подвергаться периодическому техническому освидетельствованию в соответствии с ПБ 10-115.
4.15. Сроки технического обслуживания, текущего и капитального ремонтов устанавливаются настоящим ОСТом, кроме случаев, когда они установлены паспортами на технические устройства.
4.16. Технические устройства на объекте должны обеспечивать бесперебойную и безопасную работу. Технические устройства должны быть герметичными и не допускать утечек СУГ. Все резьбовые, фланцевые и сальниковые соединения технологической системы должны ежемесячно осматриваться и результаты заноситься в эксплуатационный журнал. Места нарушений герметичности следует немедленно устранять в соответствии с производственными инструкциями.
4.17. Значительная утечка СУГ может быть обнаружена на слух или по обмерзанию дефектного места.
4.18. Небольшие утечки выявляются при рабочем давлении СУГ с помощью мыльной эмульсии или иным способом.
4.19. При обнаружении утечек СУГ аварийный участок должен быть немедленно отключен, персонал должен принять меры к ликвидации утечки, мастер – доложить руководству объекта о случившемся и записать об инциденте в эксплуатационный журнал.
4.20. Запрещается выявлять утечки СУГ открытым огнем.
4.21. Технологическая система продувается паровой фазой СУГ:
– после длительной остановки;
4.22. Технологические процессы в помещениях категории А должны осуществляться согласно технологическому регламенту, определяющему порядок производственных операций, температурного и гидравлического режимов работы технологической системы, предусмотренных мер безопасности при производстве газоопасных работ.
4.23. Техническое обслуживание, текущий и капитальный ремонты элементов технологической системы проводятся своевременно в соответствии с графиком, утверждаемым руководством объекта СУГ в установленном порядке. Внеплановый ремонт проводится при необходимости.
4.24. Персонал каждого отделения или участка ведет эксплуатационные журналы учета работы технических устройств, в которых записывает режим и время работы оборудования, замеченные неполадки. В журнале следует также записывать время проведения технического обслуживания, текущего и капитального ремонтов.
4.25. За работающим оборудованием должно быть обеспечено постоянное наблюдение.
4.26. Персонал, допущенный к обслуживанию технических устройств, должен быть аттестован в установленном РД 03-444 порядке, пройти стажировку под наблюдением опытных работников в течение первых десяти рабочих смен и знать:
– устройство и принцип их действия;
– схемы и места установки КИП;
– мероприятия по предупреждению аварий и меры по устранению возникших неполадок;
– пользоваться исправным инструментом, приборами и оборудованием, допущенными нормами и правилами для использования на объекте СУГ, соблюдать требования инструкций;
– немедленно сообщать руководству обо всех нарушениях в работе технических устройств.
4.27. Рабочие места персонала должны быть обеспечены планами локализации и ликвидации аварий и схемами эвакуации людей.
4.28. Запрещается подтягивать соединения технических устройств, находящихся под давлением, а также применять ударный инструмент при навинчивании и отвинчивании гаек. Удалять болты из фланцевых соединений разрешается только после снятия давления.
4.29. Вся запорная арматура (краны, задвижки, клапаны) должна содержаться в полной исправности и обеспечивать быстрое и надежное отключение элементов технологической системы. Неисправности в запорной арматуре должны устраняться после снижения давления до атмосферного.
4.30. Исправность действия сбросных предохранительных клапанов, установленных на резервуарах, газопроводах и испарителях должна проверяться не реже одного раза в месяц путем осторожного и кратковременного открытия клапана. При исправном предохранительном клапане выход СУГ после закрытия рычага должен прекратиться. Предохранительные клапаны, установленные на резервуарах, испарителях и газопроводах, подлежат техническому обслуживанию (настройке) не реже одного раза в 6 месяцев. Результаты проверки записываются в эксплуатационный журнал.
Клапан должен срабатывать при повышении давления в резервуаре не более, чем на 15% против установленного рабочего давления.
4.31. При обнаружении неисправностей, которые не могут быть немедленно устранены, неисправные элементы технологической системы должны быть отключены при помощи запорного устройства и заглушки, о чем делается запись в эксплуатационный журнал. Включение их в работу после устранения неисправностей оформляется записью в эксплуатационном журнале соответствующего отделения (участка).
4.32. Не допускается эксплуатация элементов технологической системы при неисправных предохранительных клапанах, запорных устройствах, КИП, а также при их отсутствии.
4.33. Вход в производственные помещения посторонним лицам запрещен. Снаружи у входной двери в каждое помещение, должны быть вывешены предупредительные надписи красного цвета «Вход посторонним воспрещен» и «Огнеопасно».
4.34. Производственные помещения должны быть обеспечены надежной связью и сигнализацией с технологически связанными отделениями и участками.
4.35. Перед включением в работу элементов технологической системы их внутренние полости очищаются от грязи, окалины, остатков масла и посторонних предметов (болтов, шайб, гаек, пакли и т.п.).
4.36. Включение в работу элементов технологической системы после технического обслуживания, связанного с разборкой узлов, а также ремонта, может производиться только по специальному разрешению.
4.37. После капитального ремонта элементы технологической системы должны быть подвергнуты испытаниям, проверке и регулировке в соответствии с инструкцией завода-изготовителя.
4.38. Ремонтные работы производятся с соблюдением мер безопасности.
4.39. Консервация (расконсервация) технических устройств выполняется в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей и настоящим ОСТ. Ремонтные работы, консервация (расконсервация) должны выполняться по наряду-допуску на газоопасные работы.
4.40. На объекте СУГ должна находиться следующая документация:
– сертификаты соответствия на имеющиеся технические устройства;
– разрешение Госгортехнадзора на технические устройства, используемые на объекте;
– проектная и исполнительная документация, в том числе:
– генеральный план, утвержденный в установленном порядке, с указанием размещенных на территории зданий, сооружений, коммуникаций, расстояний между ними и до объектов, не относящихся к объекту СУГ, а также схемы движения автотранспортных средств;
– паспорта и инструкции по эксплуатации на технические устройства;
– технический паспорт объекта и другая эксплуатационная документация;
– производственные и др. инструкции;
– план локализации и ликвидации аварий;
– план-схема ближайших водоисточников;
– план эвакуации людей и транспортных средств из зданий, помещений и территории объекта;
– журналы учета проведения регламентных и ремонтных работ, регистрации инструктажа на рабочем месте, эксплуатационные журналы;
– другие документы (по усмотрению руководства объекта).
4.41. Элементы объектов СУГ должны соответствовать рабочим чертежам на их строительство. Запрещается изменять конструкцию этих систем без согласования проектной организации.
Size: 1.48 Mb.; Настоящий стандарт отрасли регламентирует производство работ по технической эксплуатации газонаполнительных станций, газонаполнительных пунктов, складов бытовых баллонов и автогазозаправочных станций, предназначенных для обеспечения потребителей сжиженными углеводородными газами
Источник: rykovodstvo.ru
Техническая эксплуатация газораспределительных систем
Комплекс плановых профилактических, ремонтных работ и мероприятий, обеспечивающих бесперебойную и безотказную работу, ликвидацию возникших аварийных состояний, измерение расхода газа и его учет на ГРС, осуществляет персонал ремонтно-профилактической группы ГРС при ЛЭС ЛПУМГ в соответствии с настоящими Правилами и Правилами технической и безопасной эксплуатации ГРС.
Общее руководство ГРС осуществляет начальник ЛЭС ЛПУМГ, непосредственно — старший инженер (инженер) ГРС.
Ответственность за состояние, ремонт и содержание специальных средств на ГРС в соответствии с требованиями технической эксплуатации и техники безопасности (ЭХЗ, электроснабжение, КИП и А) несут специалисты соответствующих служб ЛПУМГ.
Допуск вновь поступающего на предприятие работника к самостоятельной работе на ГРС разрешается только после прохождения им инструктажа по охране труда, по технике безопасности на рабочем месте и обучения в объеме, предусмотренном Положением о порядке обучения и проверки знаний по охране труда рабочих, служащих и административно-технического персонала на предприятиях и в организациях Министерства газовой промышленности и Правилами технической и безопасной эксплуатации ГРС.
Формы обслуживания ГРС в зависимости от факторов сложности эксплуатации, содержащихся в Правилах технической и безопасной эксплуатации ГРС, устанавливаются следующие:
а) централизованная — без обслуживающего персонала, когда комплекс профилактических и ремонтных работ на ГРС осуществляется 1 раз в неделю оперативно-ремонтным персоналом ремонтно-профилактической группы ГРС;
б) периодическая — с обслуживанием (при одном или двух операторах) ГРС в смену одним оператором, периодически посещающим ГРС для выполнения необходимых работ согласно должностной инструкции;
в) вахтенная — с круглосуточным посменным дежурством на ГРС дежурного персонала.
Ремонтные работы
Ремонт технологических систем, устройств и оборудования ГРС проводится в объемах и в сроки, установленные Положением о планово-предупредительных ремонтах линейной части и технологического оборудования на магистральных газопроводах, Положением о планово-предупредительном ремонте средств измерений и автоматики и Правилам технической и безопасной эксплуатации ГРС.
Необходимость проведения ремонта системы и оборудования определяется руководством ЛПУМГ на основании результатов плановых осмотров в процессе эксплуатации ГРС.
Для проведения ремонта систем и оборудования ГРС должна останавливаться не реже 1 раза в год.
На период остановки ГРС для ремонта или при аварийной ситуации заданное давление в линии подачи газа потребителю поддерживается с помощью обвода в соответствии с действующей инструкцией.
Решили подключить газ? Но не знаете с чего начать? Начните со Звонка
Ремонт оборудования, систем, зданий и сооружений ГРС осуществляется персоналом ремонтно-профилактической группы ГРС и соответствующих служб ЛПУМГ под общим руководством начальника ЛЭС.
Ремонт, связанный с необходимостью отключения ГРС, проводится в период наименее интенсивного отбора газа.
При проведении ремонта должны выполняться мероприятия, направленные на повышение надежности работы оборудования, систем и технико-экономических показателей.
Вводимые после ремонта в эксплуатацию системы и оборудование испытывают в объемах, соответствующих требованиям действующих норм, правил и инструкций.
Основные системы и оборудование ГРС после ремонта проверяются в работе под нагрузкой в сроки, указанные заводом-изготовителем, но не менее 48 ч.
Техническое обслуживание
Техническое обслуживание ГРС в процессе эксплуатации осуществляется персоналом ремонтно-профилактической группы ГРС в соответствии с Правилами технической и безопасной эксплуатации ГРС.
Техническое обслуживание ГРС заключается в выполнении комплекса проверок, наблюдений и корректировки режимов работы действующих систем и оборудования.
Техническое обслуживание ГРС осуществляется:
а) с централизованной формой обслуживания — оперативно-ремонтным персоналом ремонтно-профилактической группы ГРС 1 раз в неделю в соответствии с графиком;
б) с периодической и вахтенной формами обслуживания — дежурным персоналом каждую смену.
Текущий ремонт систем и оборудования ГРС при любой форме обслуживания проводится по мере необходимости персоналом ремонтно-профилактической группы ГРС в соответствии с Правилами технической и безопасной эксплуатации ГРС и Нормами времени на ремонтно-профилактические работы на ГРС.
Текущий ремонт систем и оборудования в процессе эксплуатации ГРС, связанный с частичной разборкой оборудования, проводится в соответствии с Правилами технической и безопасной эксплуатации ГРС при отключенном оборудовании (части оборудования, участке) и стравленном из него газе. Работы текущего ремонта, не связанные с разборкой, выполняют на действующих системах и оборудовании.
Огневые работы в помещении редуцирования проводятся при полной остановке ГРС с отключением ГРС от входного и выходного газопроводов и при полном удалении газа из коммуникаций, оформленном соответствующим актом.
Огневые и газоопасные работы в емкостях, колодцах и закрытых помещениях выполняет бригада в составе не менее трех человек, а работы на открытой площадке — в составе не менее двух человек.
Рабочие места дежурного персонала на ГРС оснащаются инструментом, приспособлениями и материалами в соответствии с Типовым проектом рациональной организации обслуживания ГРС.
Планирование трудоемкости ремонтно-профилактических работ осуществляется на основании Норм времени на ремонтно-профилактические работы на ГРС.
Техническая документация
В ЛЭС, ремонтно-профилактической группе ГРС и на каждой ГРС с оперативно-дежурным персоналом должна быть техническая документация, установленная Правилами технической и безопасной эксплуатации ГРС.
Расходомерные пункты ГРС должны иметь документацию и соответствии с требованиями действующих Правил измерения расхода газа РД-50-213-80.
На каждой ГРС должна быть оперативная документация, установленная Правилами технической и безопасной эксплуатации ГРС, производственные инструкция и инструкции по технике безопасности.
Все предусмотренные Правилами технической и безопасной эксплуатации ГРС инструкции, а также планы-графики выполнения работ, поверок и т.д. должны разрабатываться на основании и в соответствии с действующей нормативно-технической документацией, заводскими данными и директивными указаниями, согласовываться с соответствующими инстанциями (организациями) и утверждаться в установленном порядке.
Инструкции пересматривают не реже 1 раза в три года, а также каждый раз при изменении условий эксплуатации и после изменений в системах, оборудовании и схемах с учетом издаваемых руководящих материалов.
Оперативную документацию периодически (но не реже 1 раза в месяц) должен просматривать старший инженер (инженер) ГРС и принимать необходимые меры, по устранению выявленных недостатков в ведении этой документации.
Техническая эксплуатация газораспределительных систем Комплекс плановых профилактических, ремонтных работ и мероприятий, обеспечивающих бесперебойную и безотказную работу, ликвидацию возникших
Источник: elezargaz.ru
“ТЕХНИЧЕСКАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ. ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ СЕТИ И ГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ЗДАНИЙ. РЕЗЕРВУАРНЫЕ И БАЛЛОННЫЕ УСТАНОВКИ. ОСТ 153-39.3-051-2003” (утв. Приказом Минэнерго РФ от 27.06.2003 N 259)
7. Газорегуляторные пункты и газорегуляторные установки
7.1.1. Работы по врезке ГРП, пуску газа, пусконаладочные работы выполняются персоналом эксплуатационной организации при наличии акта-приемки в эксплуатацию.
Работы по врезке и пуску газа в ГРП, расположенных на территориях предприятий, разрешается выполнять бригадой газовой службы предприятия.
7.1.2. Работы по врезке и пуску газа при вводе в эксплуатацию ГРУ выполняются одновременно с вводом в эксплуатацию газоиспользующего оборудования, для которого предназначается ГРУ.
7.1.3. Работы по врезке, пуску газа и наладке оборудования ГРП производятся пусковыми бригадами рабочих под руководством специалиста (мастера).
Состав бригады определяется в зависимости от вида и объема работ, но не менее двух рабочих и мастера.
7.1.4. Пусковые бригады должны иметь необходимый набор материалов, приборов, инструмента, средств индивидуальной защиты и наряд-допуск на выполнение газоопасных работ.
7.1.5. Врезка и пуск газа при вводе в эксплуатацию стационарных ГРП производятся по плану организации работ.
7.1.6. В состав плана организации работ включаются:
– схема узла присоединения;
– последовательность технологических операций по контрольной опрессовке, врезке ГРП и продувке его газом;
– порядок и условия отключения газа или снижения его давления в действующем газопроводе;
– порядок продувки газом присоединяемого ГРП по схеме, на которой указаны места установки конденсатосборников, отключающих устройств, средств ЭХЗ, манометров, заглушек, продувочных свечей;
– численный и квалификационный состав рабочих и специалистов;
– потребность в транспорте, механизмах, приспособлениях, приборах, материалах;
– меры обеспечения безопасности.
Планом организации работ предусматривается оформление отдельных нарядов на выполнение газоопасных работ по ПБ 12-529. Для выполнения работ по врезке и пуску газа в шкафные, блочные ГРП и ГРУ составление плана организации работ не требуется.
7.1.7. При подготовке к производству работ необходимо:
– подготовить необходимую техническую документацию на присоединяемый ГРП, осмотреть оборудование и обвязку ГРП;
– известить организации, участвующие в производстве работ и АДС;
– подготовить инструмент, механизмы, приспособления, материалы, приборы, проверить готовность их к применению, обеспечить наличие необходимых транспортных средств, компрессора;
– изготовить узлы присоединения;
– получить наряды-допуски на выполнение газоопасных работ.
7.1.8. Потребители извещаются о времени производства работ по врезке, связанных с прекращением подачи газа или снижением его давления, не позднее, чем за трое суток до начала работ.
7.1.9. Присоединяемый ГРП проверяется на герметичность контрольной опрессовкой давлением 10 кПа. Падение давления не должно превышать 0,6 кПа за 1 час. При опрессовке отключающие устройства до и после ГРП должны быть закрыты, а все запорные устройства ГРП должны быть открыты; отключающие устройства на свечах перед сбросными клапанами и КИП должны быть закрыты.
7.1.10. Лица, участвующие в выполнении работ, инструктируются о последовательности технологических операций и задачах каждого члена бригады, мерах безопасности и применении средств индивидуальной защиты.
7.1.11. На период производства работ по врезке и пуску газа средства ЭХЗ должны быть отключены.
7.1.12. Руководитель работ по врезке перед началом работ проверяет:
– давление воздуха в присоединяемом ГРП, наличие заглушек и перекрытие задвижек в колодцах и (или) ГРП;
– организацию проветривания котлованов (приямков) для врезки, подготовку места врезки (очистка от изоляции и разметка);
– установку манометров и продувочных свечей. Краны на продувочных свечах должны быть закрыты;
– выполнение мероприятий по обеспечению безопасности при производстве работ.
7.1.13. Перед началом работ в колодце, на расстоянии 5 м от него со стороны движения транспорта, должны быть установлены ограждения, а на расстоянии 15 м – предупредительный знак. За проходящим транспортом необходимо вести непрерывное наблюдение. На рабочих должны быть надеты сигнальные жилеты.
При врезке ГРП следует применять технологии, соответствующие способу присоединения, предусмотренному проектом. Сварные соединения врезки проверяют физическим методом контроля.
При пуске газа производится продувка газом газопроводов и оборудования ГРП через продувочные свечи, установленные на присоединяемом ГРП. Продувку следует выполнять последовательно: газопровод от отключающего устройства до ГРП; внутренние газопроводы и оборудование ГРП; газопровод до отключающего устройства и после ГРП. Продувка ГРП производится давлением газа не выше 1,0 кПа.
Продувку газом необходимо осуществлять до вытеснения всего воздуха из обвязки ГРП. Окончание продувки определяется путем анализа или сжигания отбираемых проб. При этом содержание кислорода в газе не должно превышать 1%, а сгорание газовоздушной смеси, пропускаемой через мыльную эмульсию, должно происходить спокойно, без хлопков.
При продувке у свечей должны находиться дежурные слесари.
Дежурный слесарь должен иметь около свечи ведро с глиной и слесарный инструмент, не допускать посторонних лиц и транспорт к месту продувки, перекрыть кран на свече в случае воспламенения газа на ней.
7.1.14. Удаление заглушки в колодце после окончания работ производится слесарями в спасательных поясах, имеющими противогазы. На поверхности земли с наветренной стороны должны находиться не менее двух человек, держащих концы веревок от спасательных поясов рабочих, находящихся в колодце и ведущих непрерывное наблюдение за производством работ. Колодец предварительно проверяется на загазованность и при необходимости вентилируется. При выполнении работ не допускается применение искродающих инструментов.
7.1.15. По окончании всех работ по пуску газа необходимо:
– открыть предохранительный сбросной клапан, разгрузить рабочую мембрану регулятора;
– открыть выходную задвижку за регулятором;
– плавно приоткрыть входную задвижку и подать газ в ГРП;
– после срабатывания регулятора и его настройки включить регулятор под нагрузку, при этом сброс газа в атмосферу через предохранительный клапан должен прекратиться.
7.1.16. Подачу газа в газопровод после ГРП следует производить по окончании наладки оборудования ГРП на рабочий режим давления. При пусконаладочных работах составляются режимные карты, в которых указывается выходное давление газа, регулируемое в соответствии с установленными проектом режимом давления в газораспределительной сети и у потребителей.
7.1.17. По окончании всех работ по пуску газа необходимо:
– колебание давления газа на выходе из ГРП установить в пределах 10% от рабочего давления, установленного проектом;
– проверить приборным методом качество изоляции места врезки ГРП и засыпки котлована;
– включить средства ЭХЗ;
– сделать отметку в наряде на газоопасные работы о выполнении работ.
7.2.1. Стационарные, шкафные и блочные ГРП, а также ГРУ, введенные в эксплуатацию, учитываются в эксплуатационном журнале.
На каждый ГРП и ГРУ составляется эксплуатационный паспорт, в который заносятся сведения о работах, связанных с заменой оборудования или отдельных узлов и деталей с указанием причин замены.
О всех выполненных работах по обслуживанию ГРП и ГРУ должны быть сделаны записи в эксплуатационном журнале. В журнале указываются выявленные нарушения и неисправности, а также меры, принятые для их устранения. Эксплуатационный журнал стационарного или блочного ГРП хранится в помещении ГРП, шкафного – в соответствующей службе эксплуатационной организации, ГРУ – в газовой службе предприятия.
7.2.2. Предохранительные клапаны, в том числе встроенные в регуляторы давления, должны обеспечивать пределы настройки и срабатывания в соответствии с требованиями ПБ 12-529-03.
7.2.3. Утечки газа в ГРП или ГРУ, а также самопроизвольные повышения или понижения выходного давления газа устраняют работники АДС.
7.2.4. Включение в работу регулятора давления в случае прекращения подачи газа из ГРП производится после выявления причины срабатывания предохранительно-запорного клапана и принятия мер по устранению неисправностей.
7.2.5. При эксплуатации ГРП и ГРУ выполняются следующие виды работ:
– технический осмотр (осмотр технического состояния);
– техническое обслуживание – не реже 1 раза в 6 месяцев:
– текущий ремонт – не реже 1 раза в 12 месяцев, если другие сроки не установлены документацией изготовителей газового оборудования;
– проверка параметров срабатывания предохранительно-запорных и сбросных клапанов не реже 1 раза в 3 месяца, а также по окончании ремонта оборудования;
– капитальный ремонт – при необходимости замены оборудования, средств измерений;
– капитальный ремонт здания ГРП, систем отопления, вентиляции, освещения – на основании дефектных ведомостей, составленных по результатам осмотров и текущих ремонтов.
7.3.1. Технический осмотр ГРП производится путем обхода или объезда на специально оборудованном автомобиле в сроки, установленные эксплуатационной организацией.
7.3.2. Технический осмотр телемеханизированных ГРП и нетелемеханизированных, но работающих в одной системе с телемеханизированными, производится в сроки, определяемые специальной инструкцией по эксплуатации систем телемеханики, но не реже одного раза в месяц.
7.3.3. При производительности ШРП до 50 м3/ч технический осмотр может производиться не реже 1 раза в год одновременно с техническим обслуживанием.
7.3.4. При каждом обходе ГРП в отопительный период необходимо проверять температуру воздуха внутри отапливаемого помещения и при необходимости – изменять режим работы системы отопления ГРП.
7.3.5. Техническое обслуживание ГРП производится в сроки, установленные ПБ 12-529-03.
7.3.6. Состав работ по техническому осмотру и техническому обслуживанию ГРП, а также численность персонала, выполняющего эти работы, устанавливаются ПБ 12-529-03.
7.3.7. Об утечках газа, обнаруженных при техническом осмотре и техническом обслуживании, необходимо немедленно сообщить в АДС и до прибытия аварийной бригады принять возможные меры по предупреждению аварий.
7.4.1. Текущий ремонт оборудования ГРП, ГРУ производит бригада из двух рабочих под руководством мастера.
7.4.2. При текущем ремонте ГРП производительностью свыше 50 м3/ ч выполняются:
– работы по техническому осмотру;
– проверка работоспособности запорной и регулирующей арматуры и предохранительных клапанов;
– проверка герметичности всех соединений и арматуры прибором, устранение утечек газа, осмотр и очистка фильтра;
– определение плотности и чувствительности мембран регулятора давления и управления;
– продувка импульсных трубок к контрольно-измерительным приборам, предохранительно-запорному клапану и регулятору давления;
– проверка параметров настройки запорных и сбросных клапанов;
– разборка регуляторов давления, предохранительных клапанов с очисткой их от коррозии и загрязнений, проверкой плотности прилегания к седлу клапанов, состояния мембран, смазкой трущихся частей, ремонтом или заменой изношенных деталей, проверкой надежности креплений конструкционных узлов, не подлежащих разборке;
– разборка запорной арматуры, не обеспечивающей герметичность закрытия;
– проверка состояния и прочистка дымоходов (перед отопительным сезоном);
– проверка состояния вентиляционной системы;
– ремонт системы отопления (опрессовка при необходимости, герметизация резьбовых соединений, замена, ремонт, крепление, окраска радиаторов и участков трубопроводов, ремонт и замена арматуры и др.), в том числе отопительной установки – один раз в год перед отопительным сезоном;
– ремонт систем вентиляции, освещения и телефона – немедленно, по выявлении неисправностей;
– ремонт здания ГРП (восстановление отдельных мест обвалившейся штукатурки, замена разбитых стекол в оконных проемах, замена отдельных участков кровли, побелка или окраска стен);
– окраска молниеприемников и токоотводов системы молниезащиты ГРП (по мере необходимости);
– измерение сопротивления заземлителей молниезащиты ГРП – не реже одного раза в три года.
7.4.3. При текущем ремонте ШРП производительностью до 50 м3/ч устраняются неисправности, выявленные в результате технического осмотра и технического обслуживания.
7.4.4. После проверки и настройки оборудования и устранения всех неполадок следует проверить прибором герметичность всех соединений при рабочем давлении газа. В случае обнаружения утечки газа принимаются меры к ее немедленному устранению.
7.5.1. Отбор ГРП и ГРУ для капитального ремонта производится на основании дефектных ведомостей, составленных по результатам технического осмотра и текущего ремонта.
7.5.2. К работам по капитальному ремонту ГРП и ГРУ относятся:
– ремонт и замена устаревшего или изношенного оборудования или его отдельных частей;
– ремонт здания и его инженерного оборудования (освещения, вентиляции, дымоходов, отопления);
– ремонт кирпичной кладки, штукатурка и побелка стен заново, ремонт полов, замена и ремонт рам и дверей, полный ремонт и замена кровли, ремонт асфальтовых отмосток с устройством подстилающего слоя, замена отопительных аппаратов, а также замена заземлителей молниезащиты;
– ремонт или замена шкафов блочных и шкафных ГРП, устаревшего и износившегося оборудования или отдельных его узлов и частей по мере необходимости.
7.5.3. Перед капитальным ремонтом в ГРП и ГРУ давление газа в газопроводах и оборудовании должно быть снижено до атмосферного, должна быть произведена продувка воздухом через свечу.
7.5.4. Отключающие устройства на линии регулирования ГРП и ГРУ при разборке оборудования должны быть в закрытом положении. На границах отключенного участка после отключающих устройств должны устанавливаться инвентарные заглушки, соответствующие максимальному давлению газа.
7.5.5. Работы по ремонту электрооборудования ГРП и смене перегоревших электроламп должны производиться при снятом напряжении. При недостаточном естественном освещении допускается применение переносных светильников во взрывозащищенном исполнении.
7.6.1. При переводе ГРП на байпас работы выполняются в следующей последовательности:
– проверить установку на “0” стрелки манометра, показывающего выходное давление, открыть кран на его импульсной линии;
– проверить герметичность запорной арматуры обводной линии по манометру, закрыв кран на свечу;
– проверить ход и работу (герметичность закрытия) второго по ходу газа отключающего устройства (задвижки) на байпасе, после чего закрыть эту задвижку. Если задвижка герметична, проверить ход и работу (герметичность закрытия) первого по ходу газа отключающего устройства (задвижки, крана) на байпасе, после чего закрыть эту задвижку (кран);
– следя за давлением на выходе по манометру, открыть на байпасе отключающее устройство, первое по ходу газа;
– отключить ПЗК в открытом положении, зафиксировав его ударный механизм;
– поворотом регулировочного винта (выворачивая против часовой стрелки) блока управления регулятором (“пилота”) снизить выходное давление газа на 10%, плавно открывая второе по ходу газа отключающее устройство (задвижку) на байпасе поднять выходное давление за регулятором до рабочего, контролируя его по манометру на выходе. Операции проводить до полной остановки регулятора давления газа.
– постоянно следить за величиной рабочего давления и поддерживать его с помощью задвижки на байпасе в пределах допустимых норм, по показаниям манометра на выходе;
– закрыть задвижки на входе и выходе основной линии редуцирования, закрыть краны на импульсных линиях ПЗК и регулятора;
– мастер должен проверить закрытие кранов на импульсных линиях ПЗК и регулятора и до начала работ – открытие крана на импульсной линии манометра на выходе газа;
– сбросить газ из газопровода через свечу между задвижками основной линии редуцирования;
– проверить герметичность закрытых задвижек, расположенных на границах отключаемой линии ГРП в следующей последовательности: закрыть продувочные свечи и наблюдать в течение 10 минут за показаниями манометра, установленного на обвязке фильтра;
– установить заглушки на внутренних фланцах отключающих устройств, расположенных на границах отключаемой линии. Если давление по манометру не повышается, то задвижки обеспечивают герметичность перекрытия газа, в этом случае заглушки на границах отключаемой линии могут не устанавливаться;
– если техническое обслуживание газового оборудования выполняется на ГРП, закольцованном с другими ГРП (ШРП), то переключение подачи газа на байпас может не производиться вообще, при условии, что со стороны закольцованного ГРП в линии обеспечивается минимально необходимое давление газа.
7.6.2. Переход с байпаса на основную линию редуцирования производится в следующей последовательности:
– проверить, вывернут ли регулировочный винт регулятора управления (пилота), открыть краны на импульсных линиях;
– снять заглушки, установленные на границах отключенной линии, если они устанавливались, и собрать разъемные соединения;
– плавно открыть задвижку перед регулятором;
– отключить предохранительно-запорный клапан в открытом положении, зафиксировав его ударный механизм;
– открыть выходную задвижку после регулятора, наблюдая за показаниями манометра на выходе;
– плавно прикрывая отключающее устройство (задвижку) на байпасе, снизить давление газа на выходе ГРП на 10% от рабочего и медленно ввертывая регулировочные винты регулятора (“пилота”) восстановить давление газа до рабочего. Операции проводить до полного закрытия отключающего устройства на байпасе;
– закрыть первое отключающее устройство по ходу газа на байпасе и сбросить газ между отключающими устройствами через продувочную свечу;
– проверить герметичность запорной арматуры обводной линии по манометру, закрыв кран на свечу;
– убедившись по показанию манометра на выходе ГРП в устойчивой работе регулятора, перевести ударник ПЗК в рабочее положение;
– произвести проверку и настройку ПЗК и ПСК.
7.7.1. Пуск регулятора производится в следующей последовательности:
– проверить плотность закрытия отключающих устройств обводной линии (байпаса);
– вывернуть регулировочный винт регулятора управления;
– открыть кран импульсной трубки регулятора;
– закрыть кран на импульсной трубке ПЗК;
– открыть выходную задвижку ГРП или ГРУ;
– поднять клапан ПЗК, ввести в соединение рычаги для удержания клапана в открытом состоянии;
– плавно открыть входную задвижку;
– вращением винта пружины регулятора управления установить давление по манометру согласно требуемому режиму;
– убедившись в устойчивой работе регулятора по показанию манометра, открыть кран на импульсной трубке ПЗК, ввести в зацепление рычаг груза с рычагом клапана;
– произвести проверку и настройку ПЗК и ПСК. Настройку параметров низкого давления выполняют при помощи ручного воздушного насоса или баллона со сжатым воздухом. Настройку параметров высокого давления выполняют при помощи импульса газа из газопровода высокого давления до регулятора.
7.7.2. Остановка регулятора производится в следующей последовательности:
– закрыть входную задвижку в ГРП или ГРУ;
– вывести из зацепления соединительные рычаги клапана ПЗК, опустить тарелку клапана на седло;
– вывернуть регулировочный винт регулятора управления;
– закрыть выходную задвижку в ГРП или ГРУ;
– закрыть краны на импульсных трубках регулятора давления и предохранительно-запорного клапана;
– выпустить газ из газопровода между входной и выходной задвижками в атмосферу через продувочную свечу;
– при остановке регулятора на срок более 48 часов установить заглушки во фланцевых соединениях входной и выходной задвижек со стороны оборудования ГРП или ГРУ;
– записать время остановки регулятора в эксплуатационный журнал.
7.8.1. Здания ГРП должны соответствовать проекту, выполненному проектной организацией, имеющей лицензию.
7.8.2. На здании ГРП должна быть табличка с указанием помещения категории А.
7.8.3. При эксплуатации ГРП запрещено:
– в помещениях категории А зданий забивать оконные и дверные проемы досками или другими материалами;
– при производстве работ внутри ГРП закрывать двери.
7.8.4. При техническом обслуживании ГРП следует:
– вести наблюдение за состоянием конструкций (стены, перегородки, колонны, балки покрытия, заделка зазоров между балками и плитами покрытия, колоннами и стенами и т.д., а также отверстий для прохода коммуникаций), отделяющих помещения категории А от помещений других категорий;
– проверять обеспечение газонепроницаемости конструкций, отделяющих помещение категории А от других помещений;
– проверять состояние искронедающих покрытий полов, окон, дверей и ворот;
– проверять состояние опор и газопроводов с целью выявления их деформаций, нарушения антикоррозийного покрытия и других дефектов;
– осматривать и своевременно очищать от снега и льда легкосбрасываемые участки кровли.
7.8.5. Территория у зданий ГРП, автодороги должны быть очищены от посторонних предметов, прочих материалов и различного мусора. Запрещается загромождать проходы и проезды.
7.8.6. Ремонтно-строительные работы выполняются в соответствии с графиком планово-предупредительного ремонта зданий, а также при обнаружении дефектов, влияющих на безопасность эксплуатации.
7.8.7. График определяет объемы и сроки выполнения следующих видов ремонта строительных конструкций зданий:
– побелку наружных фасадов зданий;
– ремонт полов (при ремонте полов в помещениях категории “А” не допускается заделка трещин и выбоин материалами, дающими искру);
“ТЕХНИЧЕСКАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ. ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ СЕТИ И ГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ЗДАНИЙ. РЕЗЕРВУАРНЫЕ И БАЛЛОННЫЕ УСТАНОВКИ. ОСТ 153-39.3-051-2003” (утв.
Источник: zakonbase.ru
Стандарт отрасли техническая эксплуатация газораспределительных систем
Информация получена с сайта RusCable.Ru
Министерство энергетики Российской Федерации
УДК 697.245(083.74) Т38
СТАНДАРТ ОТРАСЛИ
ТЕХНИЧЕСКАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ
Основные положения.
Газораспределительные сети и газовое оборудование зданий.
Резервуарные и баллонные установки.
ОСТ 153-39.3-051-2003
Дата введения 2003-06-27
Настоящий стандарт отрасли регламентирует производство работ по технической эксплуатации объектов газораспределительных систем, предназначенных для обеспечения потребителей природными и сжиженными углеводородными газами и использования этих газов в качестве топлива.
Стандарт отрасли согласован Госгортехнадзором России и утвержден приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 27.06.2003 № 259.
Стандарт отрасли разработан ОАО “Гипрониигаз” с участием специалистов ОАО “Росгазификация”. В разработке приняли участие: Аксеневич Т.П., Астафьева Т.Н., Вольнов Ю.Н., Гордеева Р.П., Зубаилов Г.И., Кайро А.В., Костышен Л.В., Морозова Н.Н., Недлин М.С., Осокин А.Д., Струкова А.С., Тарасов В.В., Трофимович В.Ф., Чирчинская Г.П., Шурайц А.Л. (руководитель).
1. Область применения
1.1. Настоящий стандарт отрасли (ОСТ) содержит требования к технической эксплуатации:
– наружных (подземных, надземных, наземных) газопроводов, проложенных вне и на территории городов и населенных пунктов;
– зданий и сооружений на газопроводах;
– средств защиты от электрохимической коррозии;
– газорегуляторных пунктов и газорегуляторных установок;
– внутренних газопроводов и газоиспользующего оборудования предприятий, отопительных котельных, зданий всех назначений;
– резервуарных и баллонных установок сжиженных углеводородных газов.
1.2. Настоящий ОСТ распространяется на организации и предприятия топливно-энергетического комплекса, объединения и другие хозяйствующие субъекты Российской Федерации (независимо от их организационно-правовой формы и формы собственности) и индивидуальных предпринимателей, осуществляющих деятельность:
– по технической эксплуатации объектов газораспределительных систем, предназначенных для обеспечения природными и сжиженными углеводородными газами потребителей, использующих эти газы в качестве топлива;
– по технической эксплуатации газового хозяйства предприятий;
– по техническому обслуживанию и ремонту газового оборудования зданий всех назначений.
1.3. ОСТ не распространяется на:
– магистральные газопроводы, указанные в СНиП 2.05.06;
– внутриплощадочные газопроводы и газовое оборудование металлургических производств;
– внутриплощадочные газопроводы и газовое оборудование химических, нефтехимических, нефтедобывающих и других производств, использующих газ в качестве сырья;
– автомобильные газонаполнительные компрессорные станции;
– передвижные газоиспользующие установки, газовое оборудование автомобильного, железнодорожного транспорта, летательных аппаратов, речных и морских судов;
– специальное газовое оборудование военного назначения;
– экспериментальные газопроводы и опытные образцы газового оборудования;
– установки, использующие энергию взрыва газовоздушных смесей или предназначенные для получения защитных газов;
– внутриплощадочные газопроводы, ГРП и внутренние газопроводы тепловых электростанций.
^ 2. Нормативные ссылки
В настоящем ОСТ использованы ссылки на нормативные документы, перечень которых приведен в Приложении А.
3. Термины, сокращения и определения
В настоящем ОСТ использованы следующие термины с соответствующими определениями и сокращения:
аварийное обслуживание – комплекс работ по локализации и (или) ликвидации аварий и инцидентов для устранения непосредственной угрозы здоровью и жизни людей, выполняемых аварийно-диспетчерской службой ГРО (аварийной газовой службой эксплуатационной организации) на основании заявок физических или юридических лиц;
аварийно-восстановительные работы – комплекс работ по восстановлению работоспособности объектов газораспределительных систем после ликвидации аварий;
бытовое газоиспользующее оборудование – оборудование, использующее газ в качестве топлива для бытовых нужд потребителей: личных, семейных, домашних, хозяйственных и иных нужд, не связанных с предпринимательской деятельностью (приборы, аппараты, теплогенераторы и котлы для поквартирного теплоснабжения и др.);
вводной газопровод – участок газопровода от установленного снаружи отключающего устройства на вводе в здание до внутреннего газопровода, включая газопровод, проложенный в футляре через стену здания;
внеплощадочный газопровод – распределительный газопровод, находящийся вне производственной территории предприятия, обеспечивающий подачу газа к промышленному потребителю от источника газоснабжения;
внутренний газопровод – газопровод, проложенный внутри здания от вводного газопровода до места установки газоиспользующего оборудования;
внутриплощадочный газопровод – участок распределительного газопровода (ввод), находящийся внутри производственной территории предприятия, обеспечивающий подачу газа к промышленному потребителю;
газ – горючий природный газ по ГОСТ 5542 или сжиженные углеводородные газы (СУГ) по ГОСТ 27578 и ГОСТ 20448;
газовое оборудование здания – вводной газопровод, внутренний газопровод, газоиспользующее оборудование, установленное внутри или снаружи здания, газорегуляторная установка (для производственных зданий и котельных), баллонная установка (при использовании в качестве топлива СУГ);
газоиспользующее оборудование (установка) – оборудование, использующее газ в качестве топлива (котлы, турбины, печи, газопоршневые двигатели, технологические линии и др.);
газоопасные работы – работы, выполняемые в загазованной среде, или при которых возможен выход газа;
газопровод-ввод – газопровод газораспределительной сети от места присоединения к распределительному газопроводу до отключающего устройства перед вводным газопроводом или футляром при вводе в здание в подземном исполнении;
газораспределительная организация (ГРО) – специализированная организация, осуществляющая техническую эксплуатацию газораспределительной сети и оказывающая услуги, связанные с подачей газа потребителям;
газораспределительная сеть – технологический комплекс газораспределительной системы, состоящий из наружных газопроводов поселений (городских, сельских и других поселений), включая межпоселковые, от выходного отключающего устройства ГРС (или иного источника газа) до вводного газопровода к объекту газопотребления. В газораспределительную сеть входят сооружения на газопроводах, средства электрохимической защиты от коррозии, газорегуляторные пункты, автоматизированная система управления технологическим процессом распределения газа (АСУ ТП РГ);
газораспределительная система – имущественный производственный комплекс, состоящий из организационно и экономически взаимосвязанных объектов, предназначенных для транспортировки и подачи газа непосредственно его потребителям;
газорегуляторный пункт (ГРП), установка (ГРУ) – технологическое устройство, предназначенное для снижения давления газа и поддержания его на заданных уровнях;
газорегуляторный пункт блочный – технологическое устройство полной заводской готовности в транспортабельном блочном исполнении, предназначенное для снижения давления газа и поддержания его на заданных уровнях в газораспределительных сетях;
групповая баллонная установка СУГ – технологическое устройство, служащее в качестве источника газоснабжения потребителей, включающее более двух баллонов для СУГ, трубопроводы, запорную арматуру, регулятор давления газа, предохранительный сбросной клапан, манометр;
изделие (техническое устройство) – единица промышленной продукции, документация на которую должна соответствовать требованиям государственных стандартов единой системы конструкторской документации (ЕСКД), единой системы технической документации (ЕСТД) и единой системы проектной документации (ЕСПД), устанавливающим комплектность и правила оформления сопроводительной документации. Требования строительных норм и правил на конструкцию изделия и сопроводительную документацию не распространяются;
индивидуальная баллонная установка СУГ – технологическое устройство, служащее в качестве источника газоснабжения потребителей, включающее не более двух баллонов для СУГ, трубопроводы, регулятор давления газа;
межпоселковый газопровод – газопровод газораспределительной сети, проложенный вне территории поселений;
наружный газопровод – подземный, наземный и надземный газопровод, проложенный вне зданий до отключающего устройства перед вводным газопроводом или до футляра при вводе в здание в подземном исполнении;
общественное здание – здание, отнесенное к общественным по СНиП 2.08.02;
огневые работы – работы, связанные с применением открытого огня;
одоризация – добавление в газ вещества с резким запахом (одоранта) для обнаружения утечек газа;
опасная концентрация газа – концентрация (объемная доля газа) в воздухе, превышающая 20 % нижнего концентрационного предела распространения пламени;
охранная зона газораспределительной сети – территория с особыми условиями использования, устанавливаемая вдоль трасс газопроводов и вокруг других объектов газораспределительной сети в целях обеспечения нормальных условий их эксплуатации и исключения возможности их повреждения;
потребитель газа – физическое или юридическое лицо, приобретающее газ у поставщика и использующее его в качестве топлива. Потребителями газа могут быть собственники (арендаторы, наниматели) газифицированных зданий всех назначений;
распределительный газопровод – газопровод газораспределительной сети, обеспечивающий подачу газа от источника газоснабжения до газопроводов-вводов к потребителям газа;
реконструкция – комплекс работ и организационно-технических мероприятий по переустройству существующих объектов газораспределительных систем, в т.ч. с изменением основных технических характеристик в целях повышения их технического уровня или условий эксплуатации;
ремонт – комплекс операций по восстановлению исправности или работоспособности изделий (газопроводов и сооружений) и восстановлению ресурсов изделий или их составных частей;
техническая эксплуатация – комплекс работ по вводу объектов газораспределительных систем в эксплуатацию и поддержанию их в исправном и работоспособном состоянии в процессе эксплуатации путем проведения технического обслуживания, ремонта, технического диагностирования и других видов работ;
техническое диагностирование – комплекс работ и организационно-технических мероприятий для определения технического состояния газопроводов и других объектов газораспределительных систем в процессе эксплуатации или по истечении срока службы;
техническое обслуживание – комплекс операций или операция по поддержанию работоспособности или исправности изделия (технического устройства) при использовании по назначению, в режиме ожидания при хранении и транспортировке;
резервуарная установка СУГ – технологическое устройство, служащее в качестве газоснабжения потребителей, включающее резервуары СУГ, трубопроводы жидкой и паровой фазы, испарители, регулирующую и запорную арматуру, контрольно-измерительные приборы;
шкафной газорегуляторный пункт (ШРП) – технологическое устройство в шкафном исполнении, предназначенное для снижения давления газа и поддержания его на заданных уровнях в газораспределительных сетях;
эксплуатационная организация – специализированная организация, осуществляющая техническую эксплуатацию объектов газораспределительных сетей, объектов СУГ, резервуарных и групповых баллонных установок СУГ, газового оборудования зданий. (ГРО, организация – собственник, арендатор объекта газораспределительной системы);
^ SDR – стандартное размерное отношение номинального наружного диаметра трубы к номинальной толщине стенки;
АДС – аварийно-диспетчерская служба;
АСУ ТП РГ – автоматизированная система управления технологическим процессом распределения газа;
^ ГРС – газораспределительная станция;
ПТР – показатель текучести расплава;
ПЭ 63, ПЭ 80, ПЭ 100 – обозначение материала полиэтиленовых труб;
СУГ – сжиженные углеводородные газы;
ЭХЗ – электрохимическая защита.
^ 4. Основные положения
4.1. Общие указания
4.1.1. При технической эксплуатации газораспределительных систем следует выполнять требования ПБ 12-529, ПБ 12-609, ПБ 10-115 и других нормативных актов, утвержденных в установленном порядке, а также требования настоящего ОСТ. При эксплуатации газоиспользующего оборудования следует соблюдать требования эксплуатационной документации изготовителей.
4.1.2. Аварийное обслуживание газораспределительных сетей осуществляется круглосуточно АДС ГРО или (при отсутствии функции по распределению потоков газа) аварийной газовой службой эксплуатационной организации.
^ 4.2. Организация технической эксплуатации
4.2.1. При технической эксплуатации объектов газораспределительных систем выполняются следующие виды работ:
– технический надзор за строительством;
– подключение (врезка) к действующим газопроводам законченных строительством газопроводов и газифицированных объектов при вводе их в эксплуатацию;
– ремонты (текущий и капитальный);
– реконструкция подземных газопроводов;
– включение и отключение газоиспользующего оборудования, работающего сезонно;
– отключение и демонтаж недействующих газопроводов и газоиспользующего оборудования;
– ведение эксплуатационной технической документации.
Техническая эксплуатация газонаполнительных станций и пунктов, складов бытовых баллонов, автогазозаправочных станций осуществляется в соответствии с требованиями ПБ 12-609, ОСТ 153-39.3-052-2003 и другими нормативными документами, утвержденными в установленном порядке.
4.2.2. Эксплуатационной организации следует иметь оборудование, приборную технику, автотранспортные средства и механизмы, технологическую оснастку, инструменты и материалы, достаточные для выполнения работ по технической эксплуатации в объеме, предусмотренном нормативными документами, утвержденными в установленном порядке.
4.2.3. Проверка качества применяемых материалов, производства изоляционных и сварочных работ и т. п. выполняется лабораторией или другими специализированными подразделениями эксплуатационной организации.
4.2.4. Состав работ по технической эксплуатации, сроки, методы и приемы их выполнения должны соответствовать требованиям ПБ 12-529, ПБ 12-609 и настоящего ОСТ.
4.2.5. Организация газоопасных и огневых работ осуществляется в порядке, установленном ПБ 12-529.
4.2.6. Производственные инструкции разрабатываются в соответствии с требованиями ПБ 12-259, ПБ 12-609, настоящего ОСТ, документации изготовителей оборудования, типовых инструкций и положений, утвержденных в установленном порядке.
4.2.7. Производственный контроль в эксплуатационной организации осуществляется на основании положения, разработанного в соответствии с требованиями ПБ 12-529 с учетом профиля выполняемых работ.
Повышение квалификации специалистов производственных подразделений (служб) рекомендуется производить не реже 1 раза в 5 лет на специализированных учебных курсах (в учебных центрах, комбинатах и т.д.).
Стандарт отрасли техническая эксплуатация газораспределительных систем Информация получена с сайта RusCable.Ru Министерство энергетики Российской Федерации УДК 697.245(083.74) Т38 СТАНДАРТ
Источник: shkolnie.ru
Эксплуатация газораспределительных станций
Назначение газораспределительных станций (ГРС), их основные технологические процессы и требования к надежности и безопасности эксплуатации. Правила эксплуатации, текущего и капитального ремонта, реконструкции и модернизации оборудования и систем ГРС.
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
ГАОУ АО ВПО «АИСИ»
по ознакомительной практике
студент группы ЗТГВ 11-13
Доцент Цымбалюк Ю.В
1. ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНАЯ СТАНЦИЯ: НАЗНАЧЕНИЕ, СОСТАВ
1.1 НАЗНАЧЕНИЕ, ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ГРС
Газораспределительные станции (ГРС) должны обеспечивать подачу потребителям (предприятиям и населённым пунктам) газа обусловленного количества с определённым давлением, степенью очистки и одоризации.
Для снабжения газом населённых пунктов и промышленных предприятий от МГ сооружаются отводы, по которым газ поступает на газораспределительную станцию.
На ГРС осуществляются следующие основные технологические процессы:
– очистка газа от твёрдых и жидких примесей;
– снижение давления (редуцирование);
– учёт количества (расхода) газа перед подачей его потребителю.
Основное назначение ГРС – снижение давления газа и поддержание его на заданном уровне. Газ с давлением 0,3 и 0,6 МПа поступает на городские газораспределительные пункты, газорегулирующие пункты потребителя и с давлением 1,2 и 2 МПа – к специальным потребителям (ТЭЦ, ГРЭС, АГНКС и тд.). На выходе ГРС должна обеспечиваться подача заданного количества газа с поддержанием рабочего давления в соответствии с договором между ЛПУ МГ и потребителем с точностью до 10%.
Надёжность и безопасность эксплуатации ГРС должны обеспечиваться:
1. периодическим контролем состояния технологического оборудования и систем;
2. поддержанием их в исправном состоянии за счёт своевременного выполнения ремонтно-профилактических работ;
3. своевременной модернизацией и реновацией морально и физически изношенных оборудования и систем;
4. соблюдением требований к зоне минимальных расстояний до населённых пунктов, промышленных и сельскохозяйственных предприятий, зданий и сооружений;
5. своевременным предупреждением и ликвидацией отказов.
Ввод в эксплуатацию ГРС после строительства, реконструкции и модернизации без выполнения пуско-наладочных работ запрещается.
Для вновь разрабатываемого оборудования ГРС система автоматического управления должна обеспечивать:
– включение в работу резервной редуцирующей нитки при выходе из строя одной из рабочих;
– отключение вышедшей из строя редуцирующей нитки;
– сигнализацию о переключении редуцирующих ниток.
Каждая ГРС должна быть остановлена 1 раз в год для выполнения ремонтно-профилактических работ.
Порядок допуска на ГРС посторонних лиц и въезд транспорта определяются подразделением производственного объединения.
При въезде на территорию ГРС должен устанавливаться знак с названием (номером) ГРС, указанием принадлежности её подразделению и производственному объединению, должности и фамилии лица, ответственного за эксплуатацию ГРС.
Имеющаяся на ГРС охранная сигнализация должна содержаться в исправном состоянии.
1.2 ОРГАНИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГРС
Техническое и методическое руководство эксплуатацией газораспределительных станций в производственном объединении осуществляет соответствующий производственный отдел.
Техническое и административное руководство эксплуатацией газораспределительных станций в подразделении осуществляет руководитель подразделения в соответствии с установленным распределением обязанностей. газораспределительный станция эксплуатация ремонт
Непосредственное руководство эксплуатацией ГРС осуществляет начальник (инженер ГРС) линейно-эксплуатационной службы.
Эксплуатация, текущий и капитальный ремонт, реконструкция и модернизация оборудования и систем, технический надзор должны, как правило осуществляться:
1. линейно-эксплуатационной службой — технологического оборудования, газопроводов, зданий и сооружений, систем отопления и вентиляции, территории и подъездных автодорог;
2. службой КИПиА — контрольно-измерительных приборов, телемеханики, автоматики и сигнализации, расходомерных пунктов;
3. службой (участком) электрохимзащиты — оборудования и устройств электрохимзащиты, электроснабжения, освещения, молниезащиты, заземления;
4. службой (участком) связи — средств связи.
Распределение обязанностей между службами может быть скорректировано производственным объединением исходя из структуры объединения и местных особенностей.
Формы эксплуатации и численность персонала для каждой отдельной ГРС устанавливаются производственным объединением в зависимости от степени её автоматизации, телемеханизации, производительности, категории (квалификации) потребителей и местных условий.
Эксплуатация ГРС должна осуществляться в соответствии с инструкцией по эксплуатации для каждой ГРС, разрабатываемой подразделением на основе требований настоящих Правил, инструкции по эксплуатации оборудования, входящего в состав ГРС, и другой технической документации.
Оборудование, запорная, регулирующая и предохранительная арматура должны иметь технологическую нумерацию, нанесённую несмываемой краской на видных местах в соответствии с принципиальной схемой ГРС.
На газопроводах ГРС должно быть указано направление движения газа, на штурвалах запорной арматуры – направление вращения их при открывании и закрывании.
Изменение давления на выходе ГРС производится оператором только по распоряжению диспетчера подразделения с соответствующей записью в журнале оператора.
ГРС должна быть остановлена (приняты меры по закрытию входных и выходных кранов) самостоятельно оператором в случаях:
– разрыва технологических и подводящих газопроводов;
– аварии на оборудовании;
– пожара на территории ГРС;
– значительных выбросов газа;
– по требованию потребителя.
ГРС должна быть оборудована системами сигнализации и автоматической защиты от превышения и снижения давления на выходе.
Порядок и периодичность проверки сигнализации и защиты должны предусматриваться в инструкции по эксплуатации ГРС.
Эксплуатация ГРС без систем и средств сигнализации и автоматической защиты запрещается.
При отсутствии на эксплуатируемой ГРС систем автоматической защиты порядок оснащения их этими системами устанавливается объединением по согласованию с местными органами Главгосгазнадзора РФ.
Периодичность и порядок изменения и проверки предохранительных клапанов должны предусматриваться в инструкции по эксплуатации ГРС.
Устройства автоматики и сигнализации разрешается отключать только по распоряжению лица, ответственного за эксплуатацию ГРС, на период выполнения ремонтных и наладочных работ с регистрацией в журнале оператора.
Системы контроля загазованности на ГРС должны поддерживаться в исправном состоянии. Порядок и периодичность проверки настройки этих систем определяется инструкцией по эксплуатации ГРС.
Запорная арматура на обводной линии ГРС должна быть закрыта и опломбирована. Работа ГРС по обводной линии допускается только в исключительных случаях при выполнении ремонтных работ и аварийных ситуациях.
При работе по обводной линии обязательны постоянное присутствие оператора на ГРС и непрерывная регистрация выходного давления. Перевод ГРС на работу по обводной линии должен регистрироваться в журнале оператора.
Порядок и периодичность удаления загрязнений (жидкости) из устройств очистки газа определяется подразделением производственного объединения. При этом должны соблюдаться требования защиты окружающей среды, санитарной и пожарной безопасности, а также исключено попадание загрязнений в сети потребителей.
Газ, подаваемый потребителям, должен быть одорирован в соответствии с требованиями ГОСТ 5542-87 (см. ниже). В отдельных случаях, определяемых договорами на поставку газа потребителям, одоризация не производится.
Газ, подаваемый на собственные нужды ГРС (отопление, дом оператора и т.д.), должен быть одорирован. Система отопления ГРС и домов оператора должна быть автоматизирована.
Порядок, учёт расхода одоранта на ГРС устанавливаются и осуществляются по форме и в сроки, устанавливаемые производственным объединением.
ГРС должны обеспечивать автоматическое регулирование давления газа, подаваемого потребителю, с погрешностью, не превышающей 10% от установленного рабочего давления.
Ремонт, связанный с необходимостью отключения ГРС, должен планироваться на период наименее интенсивного отбора газа по согласованию с потребителями.
ГАЗЫ ГОРЮЧИЕ ПРИРОДНЫЕ ДЛЯ ПРОМЫШЛЕННОГО И КОММУНАЛЬНО-БЫТОВОГО НАЗНАЧЕНИЯ
Natural gases for commercial and domestic use.
Дата введения 01.01.88
Настоящий стандарт распространяется на природные горючие газы, предназначенные в качестве сырья и топлива для промышленного и коммунально-бытового использования.
Обязательные требования к качеству продукции изложены в п. 1.1 (таблица, показатели 4, 5, 8) , разд.2.
1. ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ
1.1. По физико-химическим показателям природные горючие газы должны соответствовать требованиям и нормам, приведенным в таблице:
1. Теплота сгорания низшая, МДж/м 3 (ккал/м 3 ),при 20 °С, 101,325 кПа, не менее
2. Область значений числа Воббе (высшего), МДж/м 3 (ккал/м 3 )
3. Допустимое отклонение числа Воббе от номинального значения, %, не более
4. Массовая концентрация сероводорода, г/м 3 ,не более
5. Массовая концентрация меркаптановой серы,г/м 3 ,не более
6. Объемная доля кислорода, %, не более
7. Масса механических примесей в 1 м 3 ,г,не более
8. Интенсивность запаха газа при объемной доле 1 % в воздухе, балл, не менее
1. По согласованию с потребителем допускается подача газа для энергетических целей с более высоким содержанием сероводорода и маркаптановой серы по отдельным газопроводам.
2. Показатели по пп. 2, 3, 8 распространяются только на газ для коммунально-бытового назначения. Для газа промышленного назначения показатель по п. 8 устанавливается по согласованию с потребителем.
Для газа промышленного назначения показатель по п. 8 устанавливается по согласованию с потребителем.
3. Номинальное значение числа Воббе устанавливают в пределах нормы показателя по п. 2 таблицы для отдельных газораспределительных систем по согласованию с потребителем.
1.2. Точка росы влаги в пункте сдачи должна быть ниже температуры газа.
1.3. Наличие в газе жидкой фазы воды и углеводородов не допускается и является факультативным до 01.01.89.
1.4. Требования безопасности
1.4.1. Природные горючие газы по токсикологической характеристике относятся к веществам 4-го класса опасности по ГОСТ 12.1.007.
1.4.2. Природные горючие газы относятся к группе веществ, способных образовывать с воздухом взрывоопасные смеси.
Концентрационные пределы воспламенения (по метану) в смеси с воздухом, объемные проценты: нижний – 5, верхний – 15, для природного газа конкретного состава концентрационные пределы воспламенения определяют в соответствии с ГОСТ 12.1.044.
Категория взрывоопасной смеси 11А-Т1.
1.4.3. Предельно допустимая концентрация (ПДК) углеводородов природного газа в воздухе рабочей зоны равна 300 мг/м 3 в пересчете на углерод (ГОСТ 12.1.005).
Предельно допустимая концентрация сероводорода в воздухе рабочей зоны 10 мг/м 3 , сероводорода в смеси с углеводородами C1-C5-3 мг/м 3 .
1.4.4. Меры и средства защиты работающих от воздействия природного газа, требования к личной гигиене работающих, оборудованию и помещению регламентируются правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности и правилами безопасности в газовом хозяйстве, утвержденными Госгортехнадзором СССР.
2.1. Отбор проб – по ГОСТ 18917.
2.2. Места отбора проб, периодичность и пункты контроля качества газа на соответствие требованиям настоящего стандарта устанавливают по согласованию с потребителем. При этом периодичность контроля по показателям таблицы 1, 5-8, а также по точке росы влаги газа должна быть не реже одного раза в месяц. Допускается по согласованию с потребителем не определять массовую концентрацию сероводорода в газе месторождений, не содержащих данной примеси.
2.3. Результаты периодических испытаний качества газа распространяются на объем газа, прошедший по трубопроводу за период между данным и последующим испытаниями.
2.4. При получении неудовлетворительных результатов испытаний хотя бы по одному из показателей проводят повторные испытания по данному показателю на вновь отобранной пробе. Результаты повторных испытаний считаются окончательными и распространяются на объем газа, прошедший по трубопроводу за период между данным и предыдущим испытаниями.
3. МЕТОДЫ ИСПЫТАНИЙ
3.1. Определение точки росы влаги в газе – по ГОСТ 20060. Допускается определение другими методами и приборами с такой же точностью измерения.
4.1. Транспортирование газа осуществляется по газопроводам через газораспределительные станции и пункты. Природный горючий газ может подаваться потребителям непосредственно с промыслов, газоперерабатывающих заводов, магистральных газопроводов и станций подземного хранения газа через газораспределительные станции и пункты.
1.3 ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ ГРС
Сроки и периодичность технического обслуживания и ремонта технологического оборудования, систем и устройств ГРС устанавливаются производственным объединением в зависимости от технического состояния и в соответствии с требованиями заводских инструкций по эксплуатации.
Ответственность за качество технического обслуживания и ремонта несёт осуществляющий его персонал, руководители соответствующих подразделений и служб.
Техническое обслуживание и текущий ремонт на ГРС, как правило, выполняются эксплуатационным персоналом (операторами).
Все неисправности, обнаруженные при техническом обслуживании, необходимо регистрировать в журнале оператора. В случае обнаружения неисправностей, которые могут привести к нарушению технологических процессов, следует принять меры, предусмотренные инструкцией по эксплуатации ГРС.
Техническое обслуживание и ремонты (текущий и капитальный) технологического оборудования, электрооборудования, оборудования и систем КИПиА, телемеханики и автоматики, отопления, вентиляции должны осуществляться по графикам, утверждённым руководителем подразделения.
1.4 ТЕХНИЧЕСКАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ ГРС
из ВРД 39-1.10-005-2000 «ПОЛОЖЕНИЕ ПО ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СТАНЦИЙ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ»
1.8. Техническая документация
1.8.1. В службе ГРС (ЛЭС) должна быть следующая техническая документация:
акты государственной приемочной комиссии (могут храниться в архиве ЛПУМГ);
технический паспорт ГРС, паспорта на оборудование, входящее в состав ГРС;
исполнительная документация в соответствии с проектом в полном объеме (может храниться в архиве ЛПУМГ);
Паспорт санитарно-технического состояния условий труда на объектах ОАО «Газпром»(РД 51-559-97);
Методические указания по проведению паспортизации санитарно-технического состояния условий труда на объектах ОАО Газпром”;
технический паспорт на ГРС и газопровод низкого давления собственных нужд, при отсутствии в ЛПУМГ или ГТП газовой службы.
1.8.2. Инженер службы ГРС (ЛЭС) или ремонтно-технической группы, ответственный за эксплуатацию ГРС, должен иметь следующую документацию:
Положение о ППР средств измерения и автоматики;
План ликвидации аварий на ГРС;
Инструкции по эксплуатации всех видов оборудования и систем ГРС;
Инструкцию по охране труда;
Инструкцию по пожарной безопасности;
Типовую инструкцию на производство Огневых и газоопасных работ на действующих магистральных газопроводах, транспортирующих природный и попутный газ, газосборных сетях газовых промыслов и СПХГ;
Инструкцию о порядке получения от поставщиков, перевозок, хранения, отпуска и применения метанола на объектах газовой промышленности;
Инструкцию по контролю воздушной среды на газо-, взрыво- и пожароопасных объектах;
Журнал регистрации замечаний по технике безопасности;
Журнал регистрации инструктажа на рабочем месте;
Нормы времени на ремонтно-профилактические работы ГРС;
План-график производства планово-предупредительных ремонтов на каждой ГРС;
Перечень неснижаемого запаса материалов в соответствии с ПТЭ МГ;
Табель оснащения автомашины службы ГРС или ремонтно-технической службы;
График предъявления к осмотру и испытаниям сосудов работающих под давлением;
График сдачи в государственную и ведомственную поверки контрольно-измерительных приборов;
Единую систему управления охраны труда в газовой промышленности (1982 г.);
Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов;
Правила безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов.
В случае утраты проектной и исполнительной документации по причине пожара, стихийного бедствия, хищения и т.д. персоналом службы должны быть приняты меры по получению копий проектной и заводской документации и заведены эксплуатационные паспорта установленной формы на имеющееся оборудование.
1.8.3. Оператор ГРС должен иметь следующую документацию:
Инструкцию по эксплуатации оборудования и коммуникаций ГРС;
Принципиальную схему технологических коммуникаций и трубопроводов импульсного газа;
Инструкцию по профессии оператора ГРС;
Инструкцию по охране окружающей среды, в том числе в период неблагоприятных метеорологических условий (НМУ);
План ликвидации аварий на ГРС;
Инструкцию по обслуживанию систем защиты и сигнализации;
Инструкцию по обслуживанию оборудования очистки газа;
Инструкцию по обслуживанию установки по вводу метанола в газопровод (при наличии установки);
Инструкцию по обслуживанию системы измерения расхода газа и обработке диаграмм самопишущих приборов;
Инструкцию по эксплуатации сосудов, работающих под давлением;
Инструкцию по технике безопасности при работе с ртутью и ртутными приборами (при наличии таких приборов);
Инструкцию по эксплуатации котлов отопления и подогревателей газа;
Инструкцию по обслуживанию установки ЭХЗ;
Инструкцию по обслуживанию одоризационной установки;
Инструкцию по эксплуатации молниезащитных устройств и устройств защиты объектов газопровода от статического электричества;
Инструкцию по противопожарной безопасности ГРС;
Принципиальную пневматическую схему системы автоматизации (при ее наличии);
Схему обвязки водогрейных котлов;
Схему подогрева газа.
Установленное и находящееся в эксплуатации на ГРС оборудование и коммуникации, должны соответствовать проектной документации.
Всякое изменение в оборудовании ГРС должно согласовываться в установленном порядке и своевременно вноситься в документацию.
Инструкции должны составляться на каждый отдельный вид оборудования или на каждый вид работ и утверждаться главным инженером ЛПУМГ.
1.8.4. На каждый замерный узел ГРС должна быть предусмотрена документация в соответствии с действующими требованиями нормативно-технической документации Госстандарта России и отраслевой метрологической службы.
1.8.5. На каждой ГРС должна быть заведена по установленной форме и вестись оперативная документация, а также:
утвержденная принципиальная схема газопроводов ГРС с указанием коммуникаций и установленной на них арматуры и предохранительных устройств (вывешивается на видном месте в помещении операторной);
журнал учета газоопасных работ, проводимых без наряда-допуска;
перечень газоопасных работ;
график периодического технического обслуживания;
график планово-предупредительных ремонтов оборудования, коммуникаций, устройств, приборов;
таблички с номерами телефонов Горгаза, основных потребителей, пожарной команды, скорой помощи и местных органов власти.
1.8.6. Оперативную документацию (не реже одного раза в квартал) должен просматривать ответственный за эксплуатацию ГРС и принимать меры по устранению выявленных недостатков в ведении этой документации.
1.5. ОСНОВНЫЕ УЗЛЫ ГРС
На рисунке 1 представлена технологическая схема ГРС, где обозначены основные узлы ГРС, каждый из которых имеет своё назначение.
Основные узлы ГРС:
1. узел переключения;
2. узел очистки газа;
3. узел предотвращения гидратообразования;
4. узел редуцирования;
5. узел учёта газа;
6. узел одоризации газа.
из ВРД 39-1.10-005-2000 «ПОЛОЖЕНИЕ ПО ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СТАНЦИЙ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ»
3. ОБОРУДОВАНИЕ ГРС
Состав оборудования на ГРС должен соответствовать проекту и паспортам заводов изготовителей. Любые изменения в составе оборудования должны быть в соответствии с требованиями Федерального закона «О промышленной безопасности опасных объектов», согласованы с проектной организацией, Газнадзором ОАО «Газпром», Госгортехнадзором России с одновременной корректировкой технологической схемы и других НТД, находящихся в ЛПУМГ и на ГРС. Арматура и оборудование ГРС должны иметь номера или бирки с номером, соответствующим обозначению в технологической схеме.
Все оборудование ГРС, включая выходной кран, должно быть, рассчитано на максимальное разрешенное рабочее давление подводящего газопровода-отвода.
3.1. Блоки, узлы, устройства ГРС
3.1.1. Узел переключения ГРС предназначен для переключения потока газа высокого давления с автоматического на ручное регулирование давления газа по обводной линии.
Узел переключения должен располагаться в отдельном отапливаемом помещении или под навесом. Расположение узла переключения определяется проектной организацией в зависимости от выбранного типа оборудования.
Узел переключения должен быть оснащен контрольно-измерительными приборами по давлению.
3.1.2. Нормальное положение запорной арматуры на обводной линии – закрытое. Запорная арматура обводной линии должна быть опломбирована службой ГРС.
Обводная линия должна подключаться к выходному газопроводу перед одоризатором (по ходу газа). На обводной линии располагаются два запорных органа: первый – (по ходу газа) отключающий кран; второй – для дросселирования – кран-регулятор (регулятор) или задвижка.
3.1.3. Рабочее положение трехходового крана, устанавливаемого перед предохранительными клапанами – открытое. Допускается заменять трехходовой кран двумя ручными сблокированными кранами (один открыт, другой закрыт).
3.1.4. Схема установки предохранительных клапанов должна позволять их опробование и регулировку без снятия клапанов.
3.1.5. Проверка и регулировка предохранительных клапанов должна производиться не реже двух раз в год в соответствии с графиком. Проверка и регулировка клапанов должна быть оформлена соответствующим актом, клапаны опломбированы и снабжены биркой с датой следующей проверки и данными регулировки.
3.1.6. В зимний период эксплуатации проходы к арматуре, приборам, узла переключения должны быть очищены от снега.
Узел очистки газа
3.1.7. Узел очистки газа на ГРС служит для предотвращения попадания механических примесей и жидкостей в технологические трубопроводы, оборудование, средства контроля и автоматики станции и потребителей.
3.1.8. Для очистки газа на ГРС должны применяться пылевлагоулавливающие устройства, обеспечивающие подготовку газа для стабильной работы оборудования ГРС.
Эксплуатация узла очистки должна проводиться в соответствии с требованиями действующих нормативных документов.
3.1.9. Узел очистки газа должен быть оснащен устройствами для удаления жидкости и шлама в сборные емкости, оборудованные устройствами замера уровня, а также механизированной системой их удаления в транспортные емкости, из которых жидкость, по мере накопления, вывозится с территории ГРС. Емкости должны быть рассчитаны на максимальное разрешенное рабочее давление подводящего газопровода-отвода.
3.1.10. Для обеспечения бесперебойной работы систем защиты, автоматического регулирования и управления, импульсный и командный газ должен быть осушен и дополнительно очищен в соответствии с ОСТ 51.40-93, если система подготовки импульсного газа заложена в проекте ГРС.
3.1.11. При эксплуатации устройства осушки и очистки газа для систем КИПиА необходимо:
периодически контролировать и очищать полости приборов и оборудования путем продувок. Очистка полости приборов КИПиА путем продувки осуществляется прибористом КИПиА;
обеспечивать визуальный контроль состояния фильтрующих и поглотительных элементов устройства подготовки газа;
регулярно производить замену фильтрующих и поглотительных элементов устройства путем подключения резервного оборудования и выполнения регенерации поглотителей.
Дренажные и сливные линии, запорная арматура на них должны быть защищены от обмерзания.
3.1.12. Газоопасные работы по вскрытию, осмотру и очистке внутренних стенок аппаратов должны проводится по инструкции, предусматривающей меры безопасности, исключающие возможность возгорания пирофорных отложений.
3.1.13. Для предотвращения самовозгорания пирофорных соединений аппарата очистки, перед вскрытием, его необходимо заполнить водой или паром.
Во время вскрытия, осмотра и очистки внутренние поверхности стенок аппаратов необходимо обильно смачивать водой.
3.1.14. Извлекаемые из аппаратов отложения, содержащие пирофорное железо, необходимо собирать в металлическую тару с водой, а по окончании работы немедленно удалять с территории ГРС и закапывать в специально отведенном месте, безопасном в пожарном и экологическом отношениях.
Узел предотвращения гидратообразований
3.1.15. Узел предотвращения гидратообразований предназначен для предотвращения обмерзания арматуры и образования кристаллогидратов в газопроводных коммуникациях и арматуре.
3.1.16. В качестве мер по предотвращению гидратообразований применяются:
общий или частичный подогрев газа с помощью подогревателей газа;
местный обогрев корпусов регуляторов давления.
При образовании гидратных пробок использовать ввод метанола в газопроводные коммуникации.
3.1.17. Эксплуатация узлов подогрева газа осуществляется в соответствии, с инструкцией завода-изготовителя, «Правилами устройства и безопасной эксплуатации паровых котлов с давлением пара не более 0,07 МПа (0,7 кгс/см 2 ), водогрейных котлов и водонагревателей с температурой нагрева воды не выше 388 °К (115 °С)», «Правилами безопасности в газовом хозяйстве».
Узел подогрева газа должен обеспечивать температуру газа на выходе из ГРС не ниже минус 10 °С (на пучинистых грунтах не ниже 0 °С).
3.1.18. Трубопроводы и арматура на выходе из подогревателя должны быть, как правило, защищены тепловой изоляцией (необходимость тепловой изоляции определяется проектной организацией).
3.1.19. Ввод метанола в коммуникации ГРС осуществляется оператором и персоналом службы ГРС (ЛЭС) по распоряжению диспетчера ЛПУМГ.
3.1.20. Эксплуатация метанольных установок производится в соответствии с Инструкцией о порядке получения от поставщиков, перевозки, хранения, отпуска и применения метанола на объектах газовой промышленности.
3.1.21. Узел редуцирования предназначен для снижения и автоматического поддержания заданного давления газа, подаваемого потребителям.
Уровень шума на ГРС не должен превышать значений приведенных в приложении 2 ГОСТ 12.1.003-83.
При превышении допустимых значений необходимо предусматривать меры по шумопоглощению, определяемые проектным решением.
3.1.22. На ГРС редуцирование газа осуществляют:
двумя линиями редуцирования одинаковой производительности, оснащенными однотипной запорно-регулирующей арматурой (одна нитка рабочая, а другая – резервная);
тремя линиями редуцирования, оснащенными однотипной запорно-регулирующей арматурой (производительность каждой 50 %), из которых 2 нитки рабочие и одна резервная (50 %);
с использованием линии постоянного расхода, производительностью 35 – 40 % (от общего расхода ГРС), оснащенной нерегулируемым дроссельным устройством или краном регулятором.
В начальный период эксплуатации при недостаточной загрузке ГРС допускается оснащать ее линией малого расхода газа.
3.1.23. Узел редуцирования ГРС должен соответствовать проектной расчетной производительности ГРС при минимальном входном давлении, с учетом числа рабочих линий редуцирования.
3.1.24. Включение и отключение регулятора должно выполняться в соответствии с инструкцией по эксплуатации на данный тип регулятора давления.
3.1.25. Для обеспечения нормальной работы регуляторов давления необходимо следить за давлением задания, отсутствием посторонних шумов в регуляторе, а также за отсутствием утечек в соединительных линиях обвязки регулятора.
Линии редуцирования должны выполняться по следующим схемам (по ходу газа):
кран с пневмоприводом, регулятор давления или дискретный клапан-дроссель, кран ручной;
кран с пневмоприводом, регулятор-отсекатель, кран с пневмоприводом;
кран с пневмоприводом, два последовательно установленных регулятора давления, кран ручной или с пневмоприводом;
кран с пневмоприводом, кран-регулятор (кран ручной) и кран с пневмоприводом;
кран ручной, отсекатель, регулятор, кран ручной.
Переход на работу по резервной линии должен осуществляться автоматически при отклонении (±10 %) от установленного договором выходного рабочего давления.
3.1.26. При наличии системы защитной автоматики каждая линия редуцирования должна быть оборудована кранами с пневмоприводами, используемыми в качестве исполнительных механизмов.
3.1.27. Линии редуцирования газа должны быть оборудованы сбросными свечами.
3.1.28. Узел учета газа предназначен для коммерческого учета газа.
3.1.29. Техническое выполнение узлов измерения расхода газа должно соответствовать требованиям федерального закона «Об обеспечении единства измерений», действующей нормативно-технической документации Госстандарта России, «Основным положениям по автоматизации, телемеханике и АСУ ТП транспортировки газа (раздел 10, АСУ ТП ГИС)», ОАО «Газпром», 1996 г. и «Основным положениям по автоматизации ГРС» от 17.12.2001 г.
3.1.30. Обслуживание узла измерения расхода газа должно осуществляться по инструкции, утвержденной руководством Организации.
3.1.31. Узлы учета газа должны охватывать весь проектный диапазон измерений. Калибровку средств измерений учета расхода газа производить в соответствии с требованиями завода изготовителя.
3.1.32. Для ГРС с вахтенной формой обслуживания допускается установка между помещениями оператора и приборной стеклянной перегородки с герметичным уплотнением, с учетом требований к помещениям различной категории по взрыво- и пожароопасности.
3.1.33. При эксплуатации узла измерения расхода газа все контрольно-измерительные приборы должны быть поверены или откалиброваны.
Узел одоризации газа
3.1.34. Узел одоризации предназначен для придания запаха газу, подаваемого потребителю с целью своевременного обнаружения по запаху его утечек. Газ должен соответствовать ГОСТ 5542-87.
3.1.35. Норма вводимого в газ одоранта (этилмеркаптан) должна быть 16 г (19,1 см 3 ) на 1000 нм 3 газа.
3.1.36. Расход одоранта должен ежедневно фиксироваться в журнале оператора ГРС, а при централизованной форме обслуживания 1 раз в неделю в журнале службы ГРС или ремонтно-технической группы и в конце месяца передаваться диспетчеру ЛПУМГ.
3.1.37. Слив одоранта в подземную емкость должен производиться только закрытым способом специально обученным и аттестованным персоналом, бригадой не менее трех человек.
Запрещается применять открытые воронки для перелива одоранта.
3.1.38. В целях предупреждения воспламенения пирофорного железа, образующегося при просачивании этилмеркаптанов, необходимо периодически проводить внешний осмотр оборудования, соединительных линий, кранов, вентилей и обеспечивать их полную герметизацию.
3.1.39. При подаче на ГРС газа, содержащего одорант в необходимом количестве, одоризация газа на ГРС может не производиться, при этом ответственность за отклонение одоризации газа от требований ГОСТа возлагается на организацию, эксплуатирующую ГРС.
3.1.40. Запрещается эксплуатация блоков одоризации газа с выбросом паров одоранта из расходной емкости одоранта в атмосферу без их нейтрализации в специально установленных дезодораторах (щелочных ловушках) или отсоса в магистраль потребителя.
3.1.41. Запрещается заправка подземных емкостей хранения одоранта без выполнения мероприятий по исключению выбросов его паров в атмосферу.
3.1.42. Устройства КИПиА предназначены для определения и контроля параметров транспортируемого газа и оперативного управления технологическим процессом.
3.1.43. Комплекс средств автоматики и контроля на ГРС обеспечивает:
редуцирование газа до заданного значения;
учет расхода газа;
автоматическую защиту подогревателей газа, водогрейных котлов систем подогрева и отопления;
автоматику горения и безопасность подогревателей газа, водогрейных котлов систем подогрева, отопления и вентиляции;
аварийно-предупредительную сигнализацию по давлению газа на входе и выходе ГРС, температуре, одоризации, связи, энергоснабжению, загазованности, параметрам работы подогревателей (температура газа, температуре ДЭГ, наличии пламени), температуре теплоносителя в системе отопления здания ГРС;
автоматический (ручной – периодической или ручной – по сигналу предельного уровня жидкости) сброс жидкости из установок очистки;
охранную и пожарную сигнализацию;
дистанционное управление запорной и переключающей арматурой;
автоматическую защиту потребителей от превышения рабочего давления в газопроводах систем газоснабжения (переход на резервную линию редуцирования, закрытие входного крана);
контроль количества накапливаемых в сборной подземной емкости жидких продуктов очистки газа;
автоматическое включение резервного источника электроснабжения при исчезновении основного напряжения электропитания;
контроль загазованности в помещениях ГРС.
3.1.44. Системы защиты ГРС от повышения или понижения давления выполняются на базе специальных щитов автоматики и исполнительных механизмов с электропневматическими (пневматическими) узлами, с помощью регуляторов давления, последовательно включенных на каждой рабочей и резервной линиях редуцирования или клапаном-отсекателем.
3.1.45. Отключать устройства автоматики и сигнализации разрешается на период выполнения ремонтных и наладочных работ только по распоряжению лица, ответственного за эксплуатацию ГРС, с регистрацией в оперативном журнале ГРС.
3.1.46. Запрещается эксплуатация контрольно-измерительных приборов с просроченным сроком поверки или калибровки.
3.1.47. Работы по устранению неисправностей в цепях автоматики должны производиться только в соответствии с действующей технической документацией.
3.1.48. На всех манометрах должна быть нанесена красная метка, показывающая максимально допустимое рабочее давление газа.
3.1.49. Приборы и системы контроля, защиты, управления, регулирования и учета газа должны питаться от блоков осушки и очистки газа.
3.1.50. Запорная арматура предназначена для отключения технологических трубопроводов, аппаратов и сосудов.
3.1.51. В процессе эксплуатации арматура должна систематически опробоваться для определения работоспособности и герметичности в соответствии с графиком и инструкцией.
3.1.52. Открытие или закрытие запорной арматуры должно производиться полностью до упора с нормальным усилием одного человека.
Запрещается применение для открытия или закрытия запорной арматуры рычагов, крючков, ломов.
3.1.53. Профилактический осмотр запорной арматуры на всех линиях редуцирования, включая байпас и свечи, производится в процессе эксплуатации ГРС:
при централизованной форме обслуживания – при каждом посещении ГРС, а при периодической, надомной и вахтенной формах обслуживания один раз в неделю.
3.1.54. Вся запорная арматура должна иметь:
надписи с номерами согласно технологической схеме;
указатели направления открытия и закрытия;
указатели направления движения потока газа (жидкости).
3.1.55. Во избежание утечек газа в запорно-предохранительной арматуре необходимо периодически производить набивку смазки в краны.
3.1.56. Категорически запрещается эксплуатация негерметичной запорной арматуры.
3.1.57. Запрещается использование запорной арматуры в качестве регулирующих и дросселирующих устройств. (Исключением из данного требования является использование запорной арматуры на обводных линиях).
ГРС работает следующим образом. Газ высокого давления из магистрального газопровода поступает на вход станции через входной кран . В пылеуловителях (ПУ) происходит очистка технологического газа от механических частиц и жидкости. Очищенный от механических примесей и конденсата газ поступает в подогреватель газа (БПГ), где нагревается для предупреждения гидратообразования при редуцировании. Подогретый газ поступает далее в одну из ниток редуцирования, где снижается до заданного давления (РД). Редуцированный газ проходит узел замера газа (ЗУ) и поступает в блок одоризации, где одорируется и подается потребителю.
4. Газовые сети и установки В.А Жила, М.А. Ушаков, О.Н. Брюханов
Назначение газораспределительных станций (ГРС), их основные технологические процессы и требования к надежности и безопасности эксплуатации. Правила эксплуатации, текущего и капитального ремонта, реконструкции и модернизации оборудования и систем ГРС.
Источник: revolution.allbest.ru
Станьте первым!