МИНИСТЕРСТВО ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

УТВЕРЖДЕНЫ

Министерством газовой

промышленности

31 декабря 1980 г.

ПРАВИЛА
ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ
МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

МОСКВА «НЕДРА» 1982

Правила определяют порядок управления и организации эксплуатации магистральных газопроводов, устанавливают положения и требования, предъявляемые к эксплуатации сооружений и оборудования магистральных газопроводов: линейной части, компрессорных станций с газотурбинным, газомоторным и электроприводами и их оборудования, подземных хранилищ газа, оборудования для подготовки газа к транспортировке, газораспределительных станций, электроустановок, контрольно-измерительных приборов, автоматики, защиты, связи, телемеханики и АСУ, а также расходомерных пунктов. Изложены положения по организации эксплуатации магистральных газопроводов, по подготовке их объектов и оборудования к эксплуатации в осенне-зимних условиях и к весеннему паводку, дан паспорт производственного объединения (предприятия) по транспортировке и поставкам газа. Приведены перечень использованных нормативных документов и типовые формы к паспорту производственного объединения (предприятия) по транспортировке и поставкам газа.

Настоящие Правила разработаны Всесоюзным научно-исследовательским институтом природных газов (ВНИИГаз) при участии Центрального диспетчерского управления, Управления по транспортировке и поставкам газа Мингазпрома, Главного государственного газового надзора, производственного объединения «Союзоргэнергогаз», Всесоюзного научно-производственного объединения «Союзгазавтоматика», Гипроспецгаза, ВНИПИТрансгаза.

С выходом в свет настоящих Правил действие Правил технической эксплуатации магистральных газопроводов, утвержденных Министерством газовой промышленности 03.01.73 г., прекращается.

Настоящие Правила вводятся в действие с 01.01.82 г.

Редакционная комиссия: 3. Т. Галиуллин (председатель), Ю. Н. Васильев, Г. Э. Одишария, В. В. Девичев, В. А. Щуровский, И. И. Анненков, Ж. А. Полузьян, А. П. Альшанов, И. А. Исмаилов, И. А. Петров, П. И. Данилин, В. К. Скубин, А. Ф. Комягин, Б. М. Смерека, Б. И. Морозов, С. В. Карпов, И. Н. Быков, А. А. Столяров, В. Е. Степанов, Е. В. Леонтьев, А. П. Подкопаев, С. Н. Синицын, М. Н. Волчкова, Э. А. Курбатов, Г. В. Суховнин, К. В. Попов, Ю. А. Евсеев, Ю. Н. Кузьменко.

Раздел первый

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Глава 1

ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ ОБСЛУЖИВАЮЩЕГО ПЕРСОНАЛА И ОРГАНИЗАЦИОННАЯ СТРУКТУРА

1.1. Настоящие Правила устанавливают технические нормы и требования к эксплуатации основных сооружений и оборудования магистральных газопроводов, к приему газа от поставщиков и передаче его потребителям, к организации работы персонала и технической документации при транспортировке газа по магистральным газопроводам и при хранении его в подземных хранилищах; единый порядок эксплуатации и ремонта оборудования и сооружений.

1.2. Настоящие Правила являются обязательными для всех организаций, предприятий и учреждений Мингазпрома, а также для организаций других ведомств, производящих работы на объектах магистральных газопроводов.

1.3. На основе настоящих Правил и с учетом других действующих правил, типовых инструкций и норм производственными объединениями магистральных газопроводов разрабатываются должностные и производственные инструкции, в том числе по технике безопасности и пожарной безопасности, необходимые чертежи и схемы с учетом особенностей каждого объекта газопровода.

1.4. Перечень инструкций и схем в соответствии с требованиями п. 1.3, утверждается главным инженером производственного объединения по транспортировке и поставкам газа (ПО).

В этом перечне указывается, кем утверждаются и где находятся инструкции и схемы. Пересмотр инструкций и схем производится не реже 1 раза в три года, а необходимые изменения вносятся в них незамедлительно.

1.5. Магистральный газопровод состоит из головных сооружений (ГС), линейной части, компрессорных станций (КС), отводов к потребителям, газораспределительных станций (ГРС) и пунктов (ГРП), расходомерных пунктов, станций подземного хранения газа (СПХГ).

1.6. Основными обязанностями работников магистральных газопроводов являются:

а) обеспечение надежной работы оборудования, исправного состояния зданий, сооружений и коммуникаций, бесперебойного газоснабжения потребителей;

б) достижение максимальной эффективности эксплуатации газопровода и его систем с помощью рационального расходования топливно-энергетических ресурсов и материалов, сокращения потерь газа при его транспортировке, наиболее полного использования вторичных энергоресурсов компрессорных станций как для собственных нужд, так и для сторонних организаций, использования оптимальных режимов работы оборудования;

в) разработка и осуществление мероприятий по модернизации газопровода, внедрение новой техники и научной организации производства и труда;

г) повышение производительности труда, снижение себестоимости транспортировки газа;

д) защита окружающей среды;

е) повышение квалификации, распространение передовых методов производства и опыта новаторов, развитие рационализации и изобретательства, организация социалистического соревнования;

ж) строгое соблюдение трудовой и производственной дисциплины, выполнение требований действующих нормативных документов и инструкций.

1.7. Эксплуатация одного или нескольких газопроводов с оборудованием и сооружениями, прием газа от поставщиков и передача его потребителям осуществляется ПО.

1.8. Для эксплуатации участков магистральных газопроводов в составе ПО создаются линейные производственные управления магистральных газопроводов (ЛПУМГ), для эксплуатации подземных хранилищ СПХГ.

1.9. Состав, функции и взаимоотношения производственных служб, цехов, отделов и других подразделении Всесоюзного промышленного объединения (ВПО), ПО, ЛПУМГ и СПХГ устанавливаются в соответствии с типовыми организационными структурами и положениями и утверждаются в установленном порядке.

Глава 2

ПОРЯДОК ПРИЕМКИ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ СООРУЖЕНИЙ И ОБОРУДОВАНИЯ

2.1. Приемка в эксплуатацию законченных строительством объектов и всего комплекса сооружений магистрального газопровода производится специальной (государственной) комиссией, назначаемой Мингазпромом или ВПО (ПО) в зависимости от сметной стоимости и назначения объекта.

До предъявления государственным приемочным комиссиям к приемке в эксплуатацию объектов должна быть произведена их приемка рабочими комиссиями, назначаемыми Мингазпромом или ВПО (ПО). Права и обязанности рабочих и государственных комиссий определяются требованиями СНиП, главы «Приемка в эксплуатацию законченных строительством предприятии, зданий и сооружений. Основные положения».

2.2. Законченные строительством газопроводы и их сооружения должны быть приняты в промышленную эксплуатацию в соответствии с требованиями действующих СНиП, глав: «Приемка в эксплуатацию законченных строительством предприятий, зданий и сооружений. Основные положения», «Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки работ», «Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования» и Правил приемки в эксплуатацию законченных строительством предприятий, газопроводов, компрессорных станций и других объектов газовой промышленности.

Приемка в эксплуатацию газопроводов, проложенных в условиях вечной мерзлоты, должна выполняться с учетом требований СНиП, главы «Основания и фундаменты зданий и сооружений на вечномерзлых грунтах. Нормы проектирования».

2.3. До приемки в эксплуатацию сооружений и оборудования газопровода необходимо:

а) получить от генерального подрядчика исполнительную техническую документацию на линейную часть газопровода, КС, ГРС, СПХГ и другие, сдаваемые в эксплуатацию, объекты согласно перечню документации, приведенному в СНиП (глава «Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки работ»);

б) проверить соответствие сооружений утвержденному проекту и согласованным отступлениям от него;

в) произнести очистку полости и испытание газопровода, и технологических коммуникаций на плотность и герметичность в соответствии с техническими условиями проекта и требованиями СНиП, глав: «Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования», «Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки работ»; после чего выполнить подключение газопровода или технологических коммуникаций к действующему газопроводу;

г) полностью удалить воду из полости газопровода после гидравлических испытаний;

д) осуществить пусконаладочные работы принимаемых в эксплуатацию объектов;

е) комплексно опробовать работу агрегатов и их систем, общестанционного оборудования, аппаратов, запорной арматуры и контрольно-измерительных приборов (КИП) КС, ГРС, СПХГ с номинальной и максимальной нагрузками согласно техническим условиям завода-изготовителя, проекта и действующим правилам;

ж) проверить и комплексно опробовать действие диспетчерской и местной связи;

з) укомплектовать и обучить (с обязательной проверкой знаний) эксплуатационный персонал, обеспечив его инструкциями и схемами согласно пп. 1.3, 1.4.

2.4. При приемке в эксплуатацию газопроводов, проложенных в условиях Крайнего Севера и вечной мерзлоты, необходимо дополнительно проконтролировать следующее:

а) соответствие выполненных работ требованиям СНиП, главы «Основания и фундаменты зданий и сооружений на вечномерзлых грунтах. Нормы проектирования»;

б) соответствие проекту влажности и гранулометрического состава грунтов;

в) наличие и работоспособность устройств по охлаждению грунта, предусмотренных проектом;

г) соответствие проекту числа теплоизоляционных экранов и мест их размещения, противоэрозионных перемычек, сточных лотков и т.д.;

д) соответствие проекту мест расположения и оснащение пунктов контроля за тепловым режимом и пучением грунтов, а также наличие документов, фиксирующих результаты этих измерений с начала изысканий;

е) соответствие проекту вдольтрассовых дорог и относящихся к ним сооружений;

ж) выполнение запроектированных мероприятий по рекультивации поверхностей, нарушенных в процессе строительства (высев трав, одерновка склонов и т.д.), и охране окружающей среды.

2.5. Приемка в эксплуатацию магистральных газопроводов может быть выполнена только после сноса строений и сооружений, расположенных от оси газопровода на расстояниях менее предусмотренных требованиями СНиП (глава «Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования»).

2.6. Результаты приемки магистрального газопровода, его сооружений и оборудования оформляются актом государственной комиссии, который является основанием для ввода их в эксплуатацию.

Очистка полости

2.7. Очистка полости магистрального газопровода до ввода его в эксплуатацию должна производиться в соответствии с требованиями проекта организации строительства и производства работ, а также СНиП, главы «Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки работ».

2.8. Очистка полости газопровода должна выполняться строительно-монтажной организацией, осуществлявшей монтаж трубопровода или его участка, при участии организации - генерального подрядчика и соответствующих эксплуатационных организаций заказчика.

2.9. Очистка полости газопровода после завершения его строительства должна осуществляться по инструкциям под руководством специально назначенных комиссий с участием представителей заказчика, генерального подрядчика и субподрядных организаций.

2.10. Инструкции составляются строительно-монтажной организацией применительно к конкретному газопроводу с учетом местных условий производства работ, согласовываются с заказчиком, а в случае применения газа с районной инспекцией госгазнадзора и утверждаются председателем комиссии.

2.11. Инструкции по очистке полости магистральных газопроводов должны предусматривать:

а) способы и последовательность выполнения работ;

б) методы и средства выявления и устранения отказов (застревание очистных устройств и т.п.);

в) требования пожарной и технической безопасности с указанием размеров зоны оцепления.

2.12. Очистка полости газопровода при вводе его в эксплуатацию должна осуществляться пропуском очистных устройств (не менее 3 раз) и обеспечивать полное удаление строительных загрязнений (песок, вода, сварочный грат и т.д.).

Испытание газопровода

2.13. Магистральные газопроводы до сдачи в эксплуатацию должны подвергаться испытанию на прочность и проверке на герметичность. Запрещается производить испытания газопровода до полного окончания работ и подписания акта о результатах очистки полости трубопровода.

2.14. Испытания газопровода следует производить в соответствии с требованиями СНиП, главы «Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки работ».

2.15. Испытание газопроводов следует производить гидравлическим (водой, незамерзающими жидкостями) или пневматическим (воздухом, природным газом) способом.

Применение для испытаний магистральных газопроводов природного газа допускается в исключительных случаях по специальному разрешению Мингазпрома.

2.16. Подвергаемый испытанию участок газопровода должен быть отключен от смежных участков,

2.17. Проверка на герметичность участков всех категорий с применением любой испытательной среды производится после испытания на прочность.

2.18. Воздух или природный газ, используемый для испытания газопровода, должны быть, как правило, одорированы с целью выявления возможных утечек из газопровода.

2.19. Осмотр трассы при проверке на герметичность следует производить только после снижения испытательного давления газа до рабочего.

2.20. При обнаружении утечек визуально, по звуку, запаху или с помощью приборов участок газопровода подлежит ремонту.

2.21. Порядок проведения работ по испытанию на прочность и проверке на герметичность магистральных газопроводов устанавливается инструкцией, предусматривающей последовательность и способы выполнения работ, методы и средства обнаружения утечек, а также мероприятия по обеспечению пожарной и технической безопасности.

2.22. Инструкция составляется строительно-монтажной организацией применительно к конкретному газопроводу с учетом местных условий, согласовывается с заказчиком, с районной инспекцией госгазнадзора и в случае применения утверждается председателем комиссии после испытания на прочность и проверки на герметичность.

Глава 3

ТЕХНИЧЕСКАЯ ПОДГОТОВКА ПЕРСОНАЛА

3.1. Проверка знаний руководящих и инженерно-технических работников, а также инструктаж, обучение и проверка знаний рабочих настоящих Правил должны проводиться в соответствии с Положением о порядке обучения и проверки знаний по охране труда рабочих, служащих и административно-технического персонала (должностных лиц) на предприятиях и в организациях Мингазпрома.

3.2. Персонал, обслуживающий оборудование КС, РЭП, ГРС, СПХГ и линейной части газопровода (по профессиям, перечисленным в приказе № 400 Минздрава от 30.05.69 г.), должен проходить медицинское освидетельствование для определения соответствия физического состояния и здоровья требованиям, предъявляемым к лицам этих профессий.

3.3. С целью повышения квалификации обслуживающего персонала в каждом ЛПУМГ должны быть организованы следующие формы обучения:

а) курсовое обучение по повышению квалификации;

б) изучение настоящих Правил, правил техники безопасности, производственных инструкций, устройства и работы оборудования;

в) проведение противоаварийных и противопожарных тренировок на рабочих местах КС, ГРС, РЭП, СПХГ, выездов на трассу газопровода по учебной тревоге для обучения персонала правилам и способам ликвидации аварий;

г) производственный инструктаж непосредственно на рабочих местах по правильному уходу за оборудованием, рациональным и безопасным методам работы, устранению возможных отказов оборудования и соблюдению правил техники безопасности.

3.4. Систематическую работу по повышению квалификации и поддержанию высокого уровня дисциплины персонала обязаны организовать и контролировать начальники, заместители начальников ЛПУМГ, начальники цехов и служб, начальники и мастера участков.

3.5. Обучение вновь принятых рабочих, как правило, должно осуществляться в учебно-курсовом комбинате (УКК). Допускается, как исключение, индивидуальная подготовка принятых рабочих. Такая форма обучения должна осуществляться в строгом соответствии с программами центрального учебно-методического кабинета Мингазпрома.

Глава 4

ОТВЕТСТВЕННОСТЬ ЗА ВЫПОЛНЕНИЕ ПРАВИЛ ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

4.1. Знание и выполнение Правил технической эксплуатации магистральных газопроводов является обязательным для всего производственного персонала магистральных газопроводов.

4.2. Нарушение настоящих Правил влечет за собой ответственность в административном, дисциплинарном или судебном порядке в зависимости от степени и характера нарушения.

4.3. За невыполнение требований Правил технической эксплуатации магистральных газопроводов несут персональную ответственность директора и главные инженеры ВПО и ПО, заместители директоров ВПО и ПО, начальники производственных отделов ВПО и ПО, начальники и заместители начальников ЛПУМГ, СПХГ, начальники цехов и служб, каждый работник на порученном ему участке в соответствии с возложенными на него обязанностями, а также руководители и ответственные исполнители, выполняющие работы на объектах магистральных газопроводов.

4.4. Каждый случаи аварии и брака расследуется комиссией с участием представителей ЛПУМГ, СПХГ и ПО в соответствии с требованиями Инструкции о порядке расследования аварий, повреждений и разрушений при эксплуатации и строительстве газовых объектов Мингазпрома, подконтрольных Государственной газовой инспекции (ныне Главгосгазнадзору СССР).

Председателем комиссии при расследовании аварий, связанных с транспортировкой, хранением и использованием газа, назначается, как правило, представитель Главгосгазнадзора СССР. Учет всех аварий должен вестись в соответствии с действующими положениями.

4.5. За происшедшие аварии и брак в работе несут персональную ответственность в административном, дисциплинарном или судебном порядке:

а) персонал, непосредственно обслуживающий агрегаты, установки, линейную часть, - за каждую аварию или повреждение, происшедшие по их вине вследствие неудовлетворительной эксплуатации и ремонта обслуживаемого оборудования или участка газопровода;

б) работники, производящие ремонт оборудования КС, ГРС, установок и линейной части, - за каждую аварию или повреждение, происшедшие по их вине из-за некачественного или несвоевременного ремонта;

в) диспетчеры, сменные инженеры КС, другой сменный персонал - за аварии и брак и работе, происшедшие по их вине или вине подчиненного им персонала;

г) начальники цехов и служб - за аварии, происшедшие в цехе, службе и на других подведомственных им участках работы по вине инженерно-технического, ремонтного и дежурного персонала, а также за невыполнение возложенных на них обязанностей и нарушение своими распоряжениями или действиями установленных правил технической эксплуатации установок, аппаратов и сооружений;

д) начальники и заместители начальников ЛПУМГ - за аварии, происшедшие на вверенных им объектах по вине обслуживающего персонала, а также в результате несвоевременного проведения профилактических мероприятий и неудовлетворительного ремонта оборудования КС, ГРС, СПХГ и линейной части.

4.6. Эксплуатационный персонал должен предъявлять в установленном порядке рекламации заводам-изготовителям за поставки дефектного оборудования и материалов.

Раздел второй

ЛИНЕЙНАЯ ЧАСТЬ ГАЗОПРОВОДА

Глава 5

ОФОРМЛЕНИЕ ТРАССЫ ГАЗОПРОВОДА

5.1. Для обеспечения нормальных условий эксплуатации и исключения возможных повреждений газопровода в соответствии с Правилами охраны магистральных трубопроводов устанавливаются охранные зоны. Охранная зона представляет собой участок земли, ограниченный условными линиями, проходящими в 50 м от оси газопровода с каждой стороны, на землях сельскохозяйственного назначения - в 25 м от оси газопровода.

Для многониточных газопроводов размеры охранной зоны определяются от оси крайних трубопроводов с каждой стороны.

5.2. Земельные участки, входящие в охранные зоны газопроводов, не изымаются у землепользователей и используются ими для проведения сельскохозяйственных и иных работ с обязательным соблюдением требований настоящих Правил.

5.3. В охранных зонах запрещается производить всякого рода действия, которые могут нарушить эксплуатацию магистральных газопроводов или привести к их повреждению, в том числе:

а) перемещать, засыпать и повреждать опознавательные и сигнальные знаки, контрольно-измерительные пункты;

б) открывать люки, калитки и двери необслуживаемых усилительных пунктов (НУП) связи, ограждений линейных кранов, станций катодной и дренажной защиты, линейных и смотровых колодцев и других линейных средств, а также открывать и закрывать краны, отключать или включать средства связи, энергоснабжения и телемеханики трубопроводов;

в) устраивать, всякого рода свалки, выливать различного рода жидкости, в том числе растворы кислот, солей и щелочей;

г) разрушать берегоукрепительные сооружения, водопропускные устройства, земляные и иные сооружения (устройства), предохраняющие газопроводы от разрушений;

д) бросать якоря, проходить с отданными якорями, цепями, лотами, волокушами и тралами, производить дноуглубительные и землечерпательные работы;

е) разводить костры и размещать какие-либо открытые или закрытые источники огня.

5.4. Землепользователям в охранных зонах газопроводов без письменного разрешения ЛПУМГ (ПО) запрещается:

а) возводить любые постройки и сооружения;

б) производить посадки деревьев и кустарников, устраивать постоянные и временные склады, содержать скот, ловить рыбу и т.д.;

в) сооружать проезды и переезды через трубопроводы, устраивать стоянки автомобильного транспорта, тракторов и механизмов, размещать коллективные сады и огороды;

г) производить мелиоративные земляные работы, сооружать оросительные и осушительные системы;

д) производить всякого рода горные, строительные, монтажные и взрывные работы, планировку грунта;

е) производить геологосъемочные, поисковые, геодезические и другие изыскательные работы, связанные с устройством скважин, шурфов и взятием проб грунта (кроме почвенных образцов).

5.5. Предприятия или организации, выполняющие вышеназванные работы, должны осуществлять их с соблюдением требований настоящих Правил, Правил охраны магистральных трубопроводов, Инструкции по производству строительных работ в охранных зонах магистральных трубопроводов Министерства газовой промышленности.

5.6. При необходимости проведения ремонтных работ на газопроводах ЛПУМГ (ПО) имеет право временно (до окончания ремонта) ограничить (с предварительным уведомлением землепользователей) проведение работ, указанных в п. 5.4, в пределах участка, требующего ремонта, на расстояниях, равных минимальным расстояниям от оси газопровода (от его объектов) до городов и других населенных пунктов, установленных требованиями СНиП (глава «Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования»).

5.7. На трассе магистрального газопровода и отводах должны быть установлены следующие знаки:

а) железобетонные столбики высотой 1,5 - 2 м на прямых участках в пределах видимости через 300 - 500 м и на углах поворота газопроводов с указанными на них километражем газопровода и фактической глубиной заложения труб; при прохождении вдоль газопровода воздушных линий связи возможно закрепление трассы газопровода с использованием опор связи и указанием на них километража, глубины заложения газопровода и расстояния от оси опоры связи до оси газопровода (для закрепления трассы газопровода вместо железобетонных столбиков можно использовать также контрольно-измерительные колонки катодной защиты), знаки закрепления трассы газопровода (километровые и катодные столбики) должны быть окрашены в оранжевый цвет; на землях сельскохозяйственного назначения столбики устанавливаются на границах обрабатываемых земель, лесопосадок и т.д.;

б) знаки границ трассы газопровода между ЛПУМГ и участками, обслуживаемыми отдельными линейными обходчиками;

в) сигнальные знаки по обеим сторонам охранной зоны на подводных переходах (дюкерах) в соответствии с требованиями Устава внутреннего водного транспорта на расстоянии 100 м от оси газопровода и подводного кабеля связи;

д) дорожные знаки в местах пересечения газопроводов с автомобильными дорогами всех категорий по согласованию с органами Госавтоинспекции, запрещающие остановку транспорта на расстояниях от оси газопровода, определяемых требованиями СНиП, главы «Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования».

5.8. Помимо постоянных знаков у каждого линейного ремонтера и в автомашинах линейно-эксплуатационной службы (ЛЭС) должны быть переносные предупредительные знаки для ограждения мест утечки газа, ремонтируемых участков, мест размывов газопроводов и т.п. в соответствии с табелями оснащенности, утвержденными ПО.

5.9. Сооружения, оборудование и аппаратура на линейной части магистральных газопроводов, в том числе и на переходах газопровода через железные и шоссейные дороги, реки, тоннели, болота, должны содержаться в полной исправности в соответствии с проектом и действующими инструкциями. Металлические конструкции на переходах должны быть защищены от коррозии.

5.10. Все воздушные переходы арочного и балочного типов должны быть оборудованы ограждениями, исключающими возможность перехода людей по трубопроводу.

5.11. При тоннельной прокладке магистрального газопровода компенсаторы перед входом в тоннель должны быть перекрыты железобетонными настилами для защиты газопровода от камнепадов. Чтобы исключить возможность проникновения посторонних лиц в тоннель, оба входа должны быть оборудованы надежными ограждениями из металлической решетки или сетки.

5.12. На участках трассы магистрального газопровода, проложенного в отдалении от шоссейных и улучшенных грунтовых дорог, должна быть обеспечена возможность подъезда к любой точке на трассе газопровода для выполнения профилактических, ремонтных и аварийных работ. Бровки дорог в охранной зоне для проезда автотранспорта, обслуживающего газопровод, должны находиться не ближе 3 м от оси газопровода.

5.13. Для обеспечения подъезда к любой точке на трассе газопровода с минимальными объездами крутые склоны оврагов должны быть спланированы для прохождения через овраг автотранспорта. Через ручьи и небольшие речки (при отсутствии переезда) также должны быть сооружены мосты для проезда автотранспорта. В местах объездов труднопроходимых участков должны устанавливаться указатели направления и расстояния объезда.

5.14. Материалы, отражающие фактическое положение магистрального газопровода и его отводов, оформленные в установленном порядке строительно-монтажными организациями и заказчиком, должны быть переданы в исполнительные комитеты районных (городских) Советов народных депутатов для нанесения их на районные карты землепользований.

5.15. При совпадении охранной зоны газопроводов с полосой железных или автомобильных дорог, линии электропередачи (ЛЭП) и других объектов эксплуатация совпадающих участков территории осуществляется заинтересованными организациями, по согласованию между ними.

5.16. При аварии на газопроводе ЛПУМГ (ПО) приступает к безотлагательной ее ликвидации с одновременным уведомлением исполнительных комитетов местных Советов народных депутатов и предприятий (организаций), на территории которых произошла авария.

5.17. По окончании плановых или аварийных ремонтно-восстановительных работ на газопроводах ЛПУМГ (ПО) обязаны возместить землепользователям в установленном порядке убытки, причиненные при производстве указанных работ, и привести земельные угодья в районе производства работ в состояние, пригодное для дальнейшего использования по назначению.

5.18. При эксплуатации газопроводов расстояния до близлежащих строений, промышленных и гражданских сооружений от оси газопровода должны быть не менее установленных СНиП, главой «Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования».

5.19. В исполнительную документацию магистрального газопровода должны своевременно вноситься изменения, касающиеся строительства объектов в охранной зоне, пересечения газопровода трубопроводами и коммуникациями другого назначения и конструктивные изменения объектов линейной части газопровода.

5.20. Трассу магистрального газопровода в пределах 3 м от оси крайнего газопровода в каждую сторону необходимо периодически расчищать от поросли и содержать в безопасном противопожарном состоянии.

5.21. Фактическую глубину заложения необходимо периодически контролировать. При оголении, провисании и других нарушениях участки газопровода подлежат ремонту, их заглубляют в соответствии с требованиями СНиП (глава «Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования»).

5.22. Для защиты траншей от размыва и газопроводов от обнажения, нужно предусмотреть сток поверхностных вод, крепление оврагов и промоин, размываемых берегов водных преград и др.

Растущие овраги и промоины, расположенные в охранной зоне и в стороне от трассы, которые при своем развитии могут достичь трубопровода, должны укрепляться.

5.23. Для газопроводов, проложенных в земляных насыпях через балки, овраги и ручьи, необходимо устройство водопропусков, обеспечивающих пропуск расчетного расхода воды.

5.24. В местах пересечения газопроводами промоин, оросительных каналов, крутых склонов, кюветов должны предусматриваться глиняные (или им подобные) перемычки, предотвращающие распространение воды по траншее и проток ее вдоль трубопровода.

Глава 6

ТРУБОПРОВОД

Трубы

6.1. Трубы, применяемые для ремонта магистральных и технологических газопроводов КС, ГРС, СПХГ, должны отвечать требованиям государственных стандартов, технических условий (ТУ) и СНиП (глава «Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования»).

6.2. Запрещается применение труб для аварийного запаса и ремонта, не имеющих сертификатов или документов, подтверждающих соответствие их требованиям ГОСТа и ТУ, а также при отсутствии товарного знака на поверхности труб.

6.3. Для ремонта магистральных и технологических газопроводов, а также для аварийного запаса следует применять трубы согласно проекту или равноценные им по назначению в соответствии с требованиями Инструкции по применению труб в газовой и нефтяной промышленности и в зависимости от рабочих параметров газопровода и его категории.

Сварка, сварочные материалы

6.5. Сварочно-монтажные работы должны выполняться в строгом соответствии с требованиями СНиП (глава «Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки работ») и Типовой инструкции на производство огневых работ на действующих магистральных газопроводах, газосборных сетях газовых промыслов и СПХГ, транспортирующих природный и попутный газ.

6.6. Трубы должны свариваться механизированными или ручными способами электродуговой сварки. Технология сварки на каждый из применяемых способов устанавливается соответствующими инструкциями, при этом она должна обеспечить равнопрочность сварного шва и металла трубы и механические свойства сварного соединения в соответствии с требованиями СНиП (глава «Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки работ»).

6.7. К сварке и прихватке стыков магистральных газопроводов допускаются сварщики пятого и шестого разряда, сдавшие экзамен в соответствии с Правилами аттестации сварщиков и имеющие допуск на указанные сварочные работы.

6.8. Сварщик, впервые приступивший к сварке магистральных газопроводов или имевший перерыв в работе более трех месяцев, должен (независимо от наличия удостоверения) заварить допускной (пробный) стык. Это требование справедливо для случая, когда используются новые трубные стали или новое сварочное оборудование.

6.9. Режим сварки, сварочные материалы, необходимость предварительного подогрева металла устанавливаются в зависимости от марки стали, эквивалентного содержания углерода, толщины металла, температуры окружающего воздуха в соответствии с данными, приведенными в технологических инструкциях по сварке стыков труб.

6.10. При сварке трубопроводов, предназначенных для транспортировки газа, содержащего сероводород, углекислый газ, должны выполняться требования по термической обработке сварных соединений согласно действующим инструкциям.

6.11. Электроды, сварочная проволока и флюсы, применяемые при сварке, должны удовлетворять требованиям действующих СНиП и иметь сертификат завода-изготовителя. При отсутствии сертификатов применение указанных сварочных материалов для сварки магистральных газопроводов запрещается.

6.12. При кислородной машинной резке под фаску труб из высокопрочных сталей с применением газорежущих машин типа «Орбита» режим резки следует устанавливать в соответствии с требованиями Руководства по технологии резки труб диаметром 1020 - 1420 мм при температурах до - 50 °С (Р 281-77).

6.13. Приварку запорной арматуры следует выполнять с соблюдением технологических требований, изложенных в Руководстве по технологии вварки запорной арматуры при сооружении магистральных трубопроводов (Р 167-74).

6.14. Контроль качества сварки должен включать систематический пооперационный контроль, внешний осмотр сварного соединения, проверку качества физическими методами (просвечиванием рентгеновскими или гамма-лучами, ультразвуковым и магнитографическим способами) в соответствии с требованиями СНиП (глава «Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки работ») и Типовой инструкции на производство огневых работ на действующих магистральных газопроводах.

Подключение к действующим газопроводам

6.15. Подключения к действующим газопроводам (монтаж отводов от газопроводов) должны выполняться в соответствии с проектом.

6.16. Конструктивны размеры узла врезки трубы (диаметр, толщина стенки, марка стали) должны соответствовать проекту или действующим нормалям.

6.17. Сварочно-монтажные работы следует выполнять в соответствии с требованиями Типовой инструкции на производство огневых работ на действующих магистральных газопроводах, газосборных сетях газовых промыслов и станций подземного хранения газа, транспортирующих природный и попутный газ.

6.18. После завершения работ все необходимые изменения должны быть внесены в исполнительную техническую документацию в течение трех дней.

Запорная арматура

6.19. Вся запорная арматура, установленная на магистральном газопроводе и отводах, должна иметь:

а) нумерацию согласно оперативной схеме;

б) четкие указатели открытия и закрытия кранов;

в) технические манометры для измерения давления газа в газопроводе;

г) специальные манометры для измерения давления смазки системы уплотнений кранов;

д) указатель направления движения газа.

6.20. Линейные краны на магистральном газопроводе и на многониточных речных переходах, как правило, должны иметь автоматы аварийного закрытия (АЗК), настроенные с учетом возможных изменений режима работы газопроводов в местах установки кранов.

6.21. Гидросистемы кранов с пневмогидравлическим управлением должны заполняться специальными маслами, рекомендованными изготовителями кранов. Допускается использование рекомендованных масел отечественного производства для заполнения гидросистем импортных кранов.

6.22. Количество масла, заливаемого в гидросистему крана, должно соответствовать требованиям изготовителя этого крана.

6.23. Газ для питания пневмогидропривода, пневмоприводов и автоматов АЗК должен быть очищен от механических примесей и осушен в соответствии с ГОСТ 17433-80.

6.24. Основным видом управления шаровых крапов являются пневмогидравлические или пневматические приводы с использованием давления транспортируемого газа. Ручное управление кранами допускается в исключительных случаях.

6.25. Линейный кран (за исключением обводного) можно открывать только после выравнивания давления газа в смежных участках трубопровода.

6.26. Категорически запрещается использование кранов с мягкими уплотнениями шаровых затворов в качестве регуляторов потоков газа.

6.27. Нормальное положение магистрального крана - открытое, нормальное положение байпасного крана - закрытое. Положение кранов на перемычках между нитками многониточного газопровода зависит от режима работы газотранспортных систем.

6.28. Открывать и закрывать на газопроводе запорную арматуру, за исключением случаев аварий, можно только по распоряжению руководства ПО.

6.29. Для восстановления герметичности импортных шаровых кранов (в случае нарушения уплотнении затвора или шпинделя) применяются специальные пасты, рекомендуемые изготовителями кранов. Допускается применение соответствующих масел отечественного производства.

6.30. Перед проведением гидравлических испытаний газопровода во избежание попадания воды в системы пневмогидравлического управления необходимо отсоединять трубки отбора импульсного газа от узлов управления.

6.31. После проведения гидравлических испытаний необходимо удалить всю воду из нижней части корпусов кранов через дренажные линии.

6.32. Ответственность за планово-предупредительные работы (ППР) по запорной арматуре, установленной на магистральном газопроводе и отводах, несет начальник (заместитель начальника) ЛПУМГ.

Руководство по организации и проведению ППР осуществляется начальником ЛЭС.

6.33. В план-график ремонта оборудования линейной части газопроводов и отводов включается также весь парк запорной арматуры, сроки ремонтов и планового обслуживания которою согласованы со сроками ремонтов остального оборудования газопровода.

Согласно плану-графику организуется межремонтное обслуживание и производятся ревизия, технический осмотр, текущий, средний и капитальный ремонты арматуры.

Основным техническим документом для проведения ремонта арматуры является дефектная ведомость, которая составляется начальником ЛЭС, утверждается заместителем начальника ЛПУМГ и представляется на рассмотрение в объединение.

6.34. В каждом ЛПУМГ должен находиться аварийный запас запорной арматуры, соответствующий действующим нормам. Арматура аварийного запаса должна быть отревизована. Хранят ее на складе под навесом. Условия транспортировки должны соответствовать техническим требованиям изготовителей.

Запрещается применение запорной арматуры, не имеющей технических паспортов, подтверждающих соответствие ее данной серии, а также товарного знака на корпусе крана.

6.35. При ремонтных работах необходимо устанавливать арматуру, предусмотренную проектом серии.

Установка арматуры другой серии и типа может быть разрешена руководством ПО по согласованию с проектной организацией.

6.36. К обслуживанию арматуры допускаются только лица, прошедшие специальное обучение и аттестацию.

6.37. Запорная арматура на магистральном газопроводе и отводах должна иметь ограждение, выполненное в соответствии с проектом.

Оборудование для очистки полости газопровода

6.38. Комплекс оборудования для очистки полости газопровода должен обеспечивать выполнение всех необходимых технологических операций, включающих пуск и прием очистного устройства, контроль за прохождением его по участку, сбор и утилизацию выносимых из газопровода загрязнений.

6.39. Комплекс очистного оборудования должен содержать следующие устройства:

а) камеры пуска и приема очистного устройства;

б) очистные устройства;

в) оборудование для запассовки в камеру пуска и извлечения из камеры приема очистного устройства;

г) технологическую обвязку камер пуска и приема с запорной арматурой;

д) средства контроля и сигнализации за прохождением очистного устройства;

е) сооружения для сбора и утилизации выносимых из полости газопровода загрязнений.

6.40. Монтаж оборудования для очистки полости газопровода должен быть выполнен в строгом соответствии с проектом.

6.41. Герметизация камер пуска и приема очистных устройств должна обеспечиваться по I классу герметичности (ГОСТ 9544-75).

6.42. Камеры пуска и приема должны устанавливаться на фундаментах, исключающих, потерю устойчивости в процессе эксплуатации.

6.43. Комплекс устройств, применяемых для периодической очистки, должен обеспечивать полное удаление загрязнений из полости газопровода.

6.44. Очистные устройства должны обеспечивать необходимую степень герметизации при движении по всей длине очищаемого участка газопровода.

6.45. Конструкции очистных устройств должны обеспечивать возможность замены герметизирующих и очистных элементов в случае выхода их из строя.

6.46. Оборудование для запассовки и извлечения очистного устройства должно обеспечивать необходимую механизацию подготовительных работ, а также удобство и надежность в эксплуатации.

6.47. Технологическая обвязка камер пуска и приема должна обеспечивать возможность остановки КС или перевода работы ее на пусковой контур при приеме очистных устройств.

6.48. Средства контроля и сигнализации должны обеспечивать возможность определения местонахождения очистного устройства по длине очищаемого участка во время проведения очистных работ.

6.49. Сооружения для сбора и утилизации выносимых из газопровода загрязнений должны быть рассчитаны на все возможное количество загрязнений.

6.50. Площадки размещения сооружений для сбора и утилизации выносимых из газопровода загрязнений должны иметь ограждения с целью исключения доступа к ним посторонних лиц.

6.51. Система управления комплексом очистного оборудования должна предусматривать возможность дистанционного (со щита диспетчера) и местного (с площадок пуска и приема) управления процессом пуска и приема очистного устройства.

6.52. В комплексе оборудования должны быть предусмотрены соответствующие ограждения, переходные мостики и площадки для обслуживания.

6.53. Устройства комплексов очистного оборудования должны иметь таблицу-планку, где должны быть указаны:

а) наименование изделия;

б) основные технические параметры;

в) тип изделия;

г) наименование изготовителя, заводской номер и год выпуска.

6.54. Консервация и упаковка запасных комплексов должны исключать возможность коррозии и повреждении оборудования при его транспортировке и хранении.

6.55. Очистка полости газопровода при его эксплуатации должна выполняться также по инструкциям, составляемым ПО, и под руководством специально назначенной ПО комиссии, включающей представителей смежных ЛПУМГ. Сроки проведения этих работ должны быть согласованы с ЦДУ ЕСГ СССР Мингазпрома.

6.56. Инструкция на проведение очистки полости действующего газопровода должна предусматривать:

а) организацию очистных работ;

б) технологию пуска и приема очистного устройства (включая переключение запорной арматуры);

в) методы и средства выявления и устранения отказов;

г) требования техники безопасности и противопожарные мероприятия.

6.57. Целью проведения очистки полости газопровода является повышение его гидравлической эффективности до проектных значений.

6.58. График очистки газопровода по участкам должен составляться ПО и передаваться на исполнение всем ЛПУМГ. Контроль за выполнением графика должен осуществляться руководством ПО.

6.59. Руководитель работ по очистке полости газопровода, назначаемый приказом по производственному объединению, является ответственным за организацию и безопасное проведение работ по пуску, контролю за движением и приемом очистных устройств.

6.60. Ответственные по постам из состава ИТР за безопасное проведение работ по пуску и приему очистных устройств назначаются приказом по управлению, в котором также определяются составы бригад по постам с указанием фамилий и должностей.

6.61. Переключение технологических линии при пуске, приеме и пропуске очистных устройств выполняется эксплуатационным персоналом по указанию руководителя работ.

6.62. Руководитель работ проводит инструктаж на рабочих местах с разъяснением обязанностей и проводимых операций каждому работнику, участвующему в пуске и приеме очистных устройств. Проведение инструктажа оформляется в специальном журнале.

6.63. Очистное устройство разрешается пускать при наличии:

а) разрешения ЦДС ПО;

б) устойчивой связи между узлами пуска и приема очистного устройства, постами по трассе, диспетчерской службой ЛПУМГ и ПО;

в) письменного подтверждения начальника смены КС о готовности поддерживать заданный режим в газопроводе во время пуска очистного устройства;

г) журнала регистрации данных по проведению работ.

6.64. Перед пуском очистного устройства необходимо:

а) проверить готовность запорной арматуры и камеры к запуску;

б) снизить давление в камере до атмосферного и открыть затвор камеры;

в) провести общий осмотр камеры, проверить состояние уплотнения затвора и направляющих;

г) ввести очистное устройство в пусковую камеру, закрыть затвор камеры;

д) продуть камеру, повысить давление в ней до рабочего.

6.65. Перед приемом очистного устройства необходимо:

а) провести общий осмотр приемной камеры, проверить состояние предохранительных болтов затвора и запорной арматуры;

б) для выравнивания давлений в газопроводе и приемной камере необходимо открыть линию подачи газа в камеру, продуть в течение 5 мин с р =0,1 Па (1 кгс/см²), закрыть линию сброса газа и конденсата, повысить давление в приемной камере до значений давления в газопроводе.

6.66. Во время проведения очистных работ категорически воспрещается:

а) проведение каких-либо ремонтно-строительных работ в охранной зоне газопровода;

б) присутствие на площадках пуска и приема очистных устройств, а также на линейных кранах очищаемого участка газопровода лиц, не участвующих в проведении очистных работ;

в) переезд газопровода транспортом и механизмами.

Конденсатоотводчики

6.67. Наземную часть конденсатоотводчиков необходимо помещать в кожух с запирающимися устройствами, исключающими доступ к ней посторонних лиц.

6.68. Жидкость из конденсатоотводчиков должна быть удалена персоналом ЛЭС в сроки, установленные графиком, утвержденным руководством ЛПУМГ. Результаты продувки конденсатоотводчиков должны сообщаться диспетчеру ЛПУМГ.

6.69. Уход за наземной частью конденсатоотводчиков должен осуществляться персоналом ЛЭС, периодическая проверка работы - линейным мастером.

6.70. На каждый конденсатоотводчик должны быть составлены технологическая схема и инструкция по эксплуатации. Утвержденные схемы и инструкции должны находиться у начальника ЛЭС, диспетчера и линейного ремонтера.

Утечки газа и порядок их ликвидации

6.71. Утечки газа из газопроводов могут быть обнаружены на поверхности земли приборами или визуально по следующим признакам: шуму газа и запаху, если газ одорирован; изменению цвета растительности или появлению засохшей растительности; появлению пузырьков на водной поверхности в местах переходов через реки и болота, а также на воде, скопившейся над газопроводом в результате дождя или таяния снега; потемнению снега от вынесенных газом частиц грунта; движению грунта или снега в месте утечки.

6.72. Об утечке газа необходимо немедленно предупредить диспетчера ЛПУМГ. Место утечки должно быть ограждено предупредительными знаками с надписями: «Газ - опасно»; «Газ - с огнем не приближаться».

6.73. При обнаружении большой утечки вблизи населенного пункта, железной или шоссейной дороги должны быть немедленно приняты меры, для чего необходимо:

а) выставить предупредительные знаки;

б) организовать, если нужно, объезд на участке шоссейной дороги, расположенном близко к месту утечки;

в) предупредить жителей близлежащего населенного пункта об опасности движения транспорта в сторону газопровода и разведения огня;

г) при наличии угрозы железнодорожному транспорту по договоренности с работниками железной дороги принять меры к временному прекращению движения поездов;

д) организовать постоянное дежурство у места утечки линейного ремонтера или работника ЛЭС, назначаемого руководством ЛПУМГ.

6.74. Чтобы предупредить утечки газа через запорную арматуру, необходимо регулярно производить поднабивку системы уплотнения кранов специальной смазкой в соответствии с инструкцией по обслуживанию кранов.

Порядок вывода газопровода в ремонт и производства капитальных ремонтов

6.75. Необходимость капитального ремонта линейной части газопровода определяется руководством ПО с использованием материалов обследования, записей в журналах линейных ремонтеров, результатов замера потенциалов по трубе, шурфований и т.д.

6.76. Для проведения капитального ремонта магистрального газопровода составляются, проектно-сметная документация и проект производства работ, выбираются метод ремонта и используемая техника.

6.77. Проектно-сметная документация капитального ремонта разрабатывается проектной организацией и согласовывается с заказчиками. Проект производства работ разрабатывается подрядчиком и согласовывается с заказчиком и районной инспекцией госгазнадзора.

6.78. До начала основных работ на ремонтируемом участке газопровода должны быть:

а) отключены станции катодной и дренажной защиты;

б) перекрыты линейные краны и выпущен газ;

в) вытеснен газ из ремонтируемого участка;

г) разрезан газопровод с двух концов;

д) установлены заглушки на открытых концах, труб ремонтируемого и прилегающих участков.

6.79. Производство ремонтных работ, периодичность ремонтов оборудования газопроводов, а также длительность простоя в ремонте определяются Положением о ППР линейной части и технологического оборудования магистральных газопроводов. Графики ремонтов устанавливаются ежегодными планами.

6.80. Капитальный ремонт магистрального газопровода должен производиться в сроки, установленные ПО и согласованные с ЦДУ Мингазпрома.

6.81. Ремонт линий и других устройств связи, домов линейных ремонтеров, мостов, дорог и прочих сооружений на трассе газопровода должен проводиться по календарным планам, утвержденным в установленном порядке.

Порядок обследования

6.82. Обследование магистральных газопроводов должно включать контроль технического и гидравлического состояний линейной части действующих газопроводов. Обследование должно проводиться силами объединений и ЛПУМГ с привлечением при необходимости представителей проектных и научно-исследовательских институтов. Объем работ и исполнители согласуются в каждом конкретном случае.

6.83. Обследование технического состояния линейной части действующих газопроводов предусматривает разработку комплекса технических и технологических мероприятий, направленных на поддержание конструктивной устойчивости и надежности газопроводов в пределах установленных техническими условиями.

6.84. Обследование технического состояния линейной части газопроводов проводится в три этапа:

а) первый - предполевые работы;

б) второй - полевые работы

в) третий - анализ и оформление материалов обследования.

6.85. В процессе предполевых работ необходимо выполнить;

а) анализ долгосрочных природно-климатических, инженерно-геологических, геокриологических и гидрологических прогнозов и их учет при планировании линейно-эксплуатационного обслуживания газопроводов;

б) анализ технологических схем и режимов работы газопроводов;

в) анализ материалов обследования технического состояния и актов расследования причин аварий;

г) дешифрирование аэрофотоматериалов полосы, прилегающей к газопроводу;

д) сопоставление материалов дешифрирования аэрофотоснимков с предпостроечной ситуацией;

е) оценку разрушений насыпи, обваловки, всплытия газопроводов и разрушений по аэрофотоматериалам;

ж) оценку скорости и направления инженерно-геологических, геокриологических и других процессов по результатам дешифрирования аэрофотоматериалов;

з) анализ технологических мероприятий, направленных на поддержание конструктивной устойчивости и надежности газопроводов;

и) анализ данных наблюдений за техническим состоянием трассы;

к) анализ профилактических и ремонтно-восстановительных работ, выполненных линейно-эксплуатационными службами;

л) определение ориентировочных объемов и перечня инженерно-геологических работ по каждому выделенному участку;

м) подготовку необходимой документации и материального обеспечения для полевых работ.

6.86. На этапе полевых работ визуальным обследованием уточняются участки для детальных инженерно-геологических, геокриологических и гидрологических исследований, определения напряженного состояния трубопроводов и оценки грунтовых разрушений по трассе газопроводов.

6.87. На участках, выбранных в процессе полевых работ, выполняют:

а) попикетное описание грунтовых разрушений валика и обваловки, стекол паводковых и поверхностных вод, образования заболоченных участков, разлития термоэрозионных, термокарстовых и солифлюкционных процессов, смещения оси трубопровода в горизонтальной или вертикальной плоскости и деформации грунтов основания;

б) определение объемов и причин грунтовых разрушений и других новообразований по трассе газопроводов;

в) нивелирование участков со значительными смещениями оси трубопроводов.

6.88. На участках наиболее активного развития инженерно-геологических, геокриологических и гидрологических процессов и нарушений устойчивости трубопроводов дополнительно к вышеизложенному определяют:

а) геологическое строение;

б) теплофизические характеристики грунтов;

в) температурные режимы грунтов основания трубопроводов;

г) глубины ореола протаивания грунтов основания трубопровода;

д) влажностные характеристики мерзлых и талых грунтов;

с) фильтрационные характеристики грунтов;

ж) залегание уровня грунтовых вод и направление их стока;

з) мощность и направление поверхностных вод во время весеннего паводка;

и) прогноз разрушений грунтов по трассе газопроводов.

6.89. На третьем этапе оформляются и анализируются материалы половых работ, устанавливается общее техническое состояние обследованных участков, определяется степень устойчивости и надежности линейной части газотранспортной системы и намечаются объемы и порядок выполнения ремонтно-восстановительных работ и проведения дополнительных исследований.

Результаты выполненных работ оформляются в виде актов обследования технического состояния, которые содержат:

а) попикетное описание фактического состояния трубопроводов, насыпи или балластировки;

б) рекомендации для разработки технического проекта ремонтно-восстановительных и укрепительных мероприятий, инженерно-гидрологических работ, предотвращающих обводнение грунтов и регулирующих режимы стока поверхностных вод, выбора тепловых и гидравлических режимов и их регулирования при эксплуатации газопроводов;

в) предложения по проведению дополнительных изысканий и исследований.

6.90. Результаты обследований состояния изоляционного покрытия трубопроводов оформляются актами.

6.91. Акты обследования фактического состояния линейной части системы газопроводов и рекомендации по повышению надежности газопроводов в период эксплуатации представляются в ВПО (ПО).

6.92. Контроль гидравлического состояния линейной части магистральных газопроводов осуществляется диспетчерскими службами ЛПУМГ и ПО в соответствии с действующей нормативной документацией по расчету режимов газопроводов.

6.93. Комплекс работ по оценке гидравлического состояния включает определение гидравлической эффективности линейной части газопровода и потерь давления газа в коммуникациях и оборудовании КС (шлейфы, пылеуловители, аппараты воздушного охлаждения и т.д.).

6.94. Газопроводы, проложенные надземно (на опорах), должны подвергаться тщательному осмотру в следующие сроки:

а) весной - после паводков;

б) летом - при максимальных положительных температурах;

в) зимой - при максимальных по абсолютному значению отрицательных температурах;

г) во время интенсивных просадок грунта;

д) после стихийных бедствий (бурь, ураганов, ливней и т.д.).

6.95. Обследование надземных газопроводов выполняют в следующем объеме:

а) проверяется вертикальность стоек опор, их смещения в вертикальной и горизонтальной плоскостях;

б) контролируется состояние стоек опор, ригелей и мест сопряжения; при этом определяются трещины, раковины, коррозия закладных металлических деталей и другие дефекты;

в) фиксируется положение газопровода на опорах (смещение в осевом направлении);

г) осматривается состояние опорных площадок и опорных частей, фиксируются перекосы, относительные смещения опорных площадок вдоль оси и в стороны, проверяется состояние опорных поверхностей, затяжка болтов и т.д.;

д) осматривается состояние газопровода - наличие искривлений по рельефу местности и в плане, фиксируются вмятины, задиры, царапины, трещины и свищи, коррозия трубы, состояние окраски и т.д.;

е) отмечаются участки, на которых возникают колебания труб, при этом определяются условия их возникновения (время года, погода, температура воздуха и газа, режим эксплуатации трубопровода, скорость и направление ветра по отношению к трубопроводу, амплитуда колебания трубопровода, скорость газа в трубопроводе).

6.96. Результаты обследования надземных трубопроводов заносятся в специальный журнал.

На основании результатов обследования составляются дефектная ведомость и график ремонтных работ с указанием срока их выполнения и ответственных лиц.

6.97. Обследование газопроводов, проложенных в горной местности, должно дополнительно включать контроль:

а) мест возникновения оползневых очагов по трассе газопровода;

б) перемещения газопровода в осевом направлении.

Водопропускные сооружения

6.98. Эксплуатация водопропускных устройств и сооружений должна вестись ЛЭС на основании следующих документов:

а) карт (схем) расположения водопропусков с полной привязкой их к газопроводам;

б) журналов регистрации фактического состояния водопропусков;

в) графиков профилактических осмотров;

г) планов ремонтно-восстановительных работ.

6.99. В случае нерегулируемого стока вод вдоль трубопровода или подтопления территории, прилегающей к нему, необходимо устраивать дополнительные водопропускные сооружения, согласовывая их установку с проектной организацией. Устройство и эксплуатация дополнительных водопропусков должны соответствовать СНиП (глава «Сооружение гидротехнических, транспортных, энергетических и мелиоративных систем. Правила производства и приемки работ»).

6.100. Водопропускные сооружения в летний период осматриваются не реже 1 раза в месяц. Обязательным является осмотр сооружений после прохождения ливневых паводков.

6.101. При подготовке водопропускных сооружений к пропуску весенних паводковых вод проводятся мероприятия, обеспечивающие нормальную эксплуатацию сооружений, включающие:

а) очистку собственно сооружения, подводящих и отводящих трактов от снега, льда, насосов и пр.;

б) ремонтно-восстановительные работы.

6.102. При профилактических осмотрах особое внимание должно уделяться следующему:

а) креплению откосов и дна подводящего и отводящего трактов; при отсутствии креплений - состоянию (положению) грунтов, слагающих откосы и дно водостока, и при необходимости укреплению их;

б) состоянию и эксплуатации оборотных фильтров под облицовкой откосов и непосредственно под сооружением;

в) состоянию материала конструкций сооружения.

6.103. Обнаруженные дефекты регистрируются в журналах фактического состояния водопропусков. Ремонтно-восстановительные работы проводятся персоналом служб ЛЭС или передвижной механизированной колонны (ПМК).

6.104. При необходимости на водопропускных сооружениях устанавливаются сороудерживающие решетки.

6.105. Очистка (прочистка) водопропускных сооружений выполняется при необходимости персоналом службы ЛЭС.

Закрепление движущихся песков

6.106. Для закрепления (стабилизации положения поверхности) движущихся песков рекомендуется применять методы:

а) инженерной мелиорации;

б) технической мелиорации;

в) фитомелиорации.

6.107. Методы инженерной мелиорации включают в себя создание сети оросительных каналов для принудительного увлажнения (обводнения) сухого грунта.

6.108. Техническая мелиорация заключается в искусственном повышении устойчивости грунтов. Это достигается введением в грунт закрепляющих растворов и добавок, стабилизирующих поверхность грунта.

6.109. Рекомендуется применять следующие растворы и добавки:

а) органические (нефть и побочные нефтепродукты, отходы нефтепроизводства);

б) гранулометрические и минеральные (глина, цемент, известь, шлаки, золы и т.д.);

в) химические (синтетические смолы, и латексы, силикаты, нерозин, полимеры в виде пленок и жидкостей и т.д.).

6.110. Фитомелиорация заключается в высадке растений-грунтоукрепителей (кандым, черкез, саксаул и др.). Для достижения большого эффекта черенки растений рекомендуется предварительно обрабатывать ростовыми стимуляторами.

6.111. Мощность (толщина) монолитного покрытия зависит от генезиса и плотности (фильтрационных свойств) обрабатываемого грунта.

6.112. Эффективность противоэрозионного закрепления движущихся песчаных грунтов рекомендуется оценивать по следующим показателям (во времени);

а) прочность на одноосное раздавливание;

б) динамическая устойчивость под воздействием внешних механических разрушающих факторов;

в) ветроустойчивость;

г) водоустойчивость (размокаемость).

При прохождении трассы газопровода вблизи населенных пунктов необходимо учитывать и показатель запыленности воздуха.

Глава 7

ЛИНЕЙНО-ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ СЛУЖБА

Общие положения

7.1. Линейно-эксплуатационная служба (ЛЭС) является основным производственным звоном ЛПУМГ по эксплуатации линейной части магистральных газопроводов, отводов, технологического оборудования ГРС, контрольно-измерительных приборов и автоматики (КИП и А), расходомерных пунктов (при отсутствии участка КИП и А).

7.2. На службу ЛЭС возлагаются следующие обязанности:

а) бесперебойная транспортировка газа на обслуживаемых участках газопроводов и отводов путем своевременного контроля и поддержания в технически исправном состоянии линейной части газопровода со всеми линейными сооружениями и оборудованием; выполнение необходимых ремонтных работ и профилактических мероприятий, обеспечивающих долговечность и надежность газопровода; обеспечение бесперебойной работы ГРС;

б) периодические осмотры газопроводов и сооружений на них для выявления утечек газа и ликвидации их, контроля состояния грунтового основания газопроводов и грунтов охранной зоны, своевременного выявления эрозионного размыва грунтов в охранной зоне газопровода, просадки грунтового основания, разрушения насыпей; измерение давления газа на линейных кранах, продувка конденсатосборников и т.п.;

в) ликвидация аварий и неисправностей на линейной части газопровода, ГРС, в жилых поселках и т.п.;

г) участие в проведении капитальных ремонтов магистрального газопровода, отводов и коммуникаций КС и ГРС, а также других работ;

д) своевременный ремонт грунтового основания и насыпей, а также проведение мероприятий по предотвращению эрозионного размыва грунтов;

е) ремонт газопровода, отводов, технологического оборудования ГРС, газовых сетей, жилых поселков и аварийной техники;

ж) врезка в магистральные газопроводы и отводы от них для подключения новых объектов, реконструкции узлов переключения, монтажа перемычек и т.п.;

з) контроль за состоянием переходов через естественные и искусственные преграды и обеспечение их надежной работы;

и) в районах распространения вечномерзлых грунтов контроль теплового режима грунтов основания и охранной зоны газопровода;

к) содержание охранной зоны и зоны минимально допустимых расстоянии до иных объектов, оборудования и предупредительных знаков по трассе газопровода и ГРС в состоянии, предусмотренном соответствующими главами настоящих Правил, СНиП и санитарными нормами промышленных объектов;

л) оформление в установленном порядке документации на выполненные ремонтные работы и ликвидированные аварии;

м) содержание аварийной техники в исправном состоянии и комплектование ее согласно утвержденному перечню оснащения;

н) заливка метанола в газопровод и коммуникации ГРС с целью исключения в них гидратообразования;

о) подготовка газопроводов, отводов и всех сооружений на них к осенне-зимней эксплуатации и паводку;

п) выполнение работ, предусмотренных организационно-техническими мероприятиями;

р) проведение аварийно-тренировочных выездов не менее 1 раза в квартал с целью проверки готовности аварийной техники и бригады;

с) непосредственное участие в продувках и испытаниях вновь вводимых в эксплуатацию газопроводов, отводов и установок ГРС и КС;

т) разработка планов проведения огневых работ;

у) совместно с диспетчерской службой контроль гидравлического состояния и очистка внутренней полости газопроводов;

ф) защита от коррозии подземных металлических сооружений линейной части магистральных газопроводов, коммуникаций КС, СПХГ, газовых промыслов, а также защита от атмосферной коррозии надземных трубопроводов.

При отсутствии в ЛПУМГ газокомпрессорного оборудования ЛЭС дополнительно осуществляет эксплуатацию и ремонт систем КИП и А на промышленных площадках, объектов энерговодоснабжения, находящихся на трассе газопроводов, территории ГРС и жилых поселков.

7.3. По распоряжению ПО служба ЛЭС может осуществлять технический надзор за строящимися отводами.

7.4. Работники ЛЭС обязаны знать трассу магистрального газопровода и его отводов, технологические схемы коммуникаций, устройство и работу аппаратуры, приборов и арматуры, обслуживаемых ими.

7.5. Структура и состав ЛЭС определяются действующими положениями и распоряжениями Мингазпрома.

7.6. В состав службы ЛЭС могут входить РЭП, организуемые с разрешения Мингазпрома. При прохождении трассы газопровода в труднодоступных местностях (горы, болота, водные преграды) РЭП возглавляется мастером, который подчиняется начальнику ЛЭС. Численность персонала ЛЭС в соответствии с действующими нормативами может изменяться в зависимости от протяженности и сложности обслуживаемого участка, наличия машин и механизмов.

7.7. Непосредственным руководителем ЛЭС является начальник ЛЭС. На должность начальника ЛЭС назначается лицо, имеющее специальное техническое образование и стаж работы на эксплуатации магистральных газопроводов.

Начальник ЛЭС несет ответственность за состояние и обслуживание линейной части газопровода и ГРС, за содержание в исправном состоянии вверенной техники, за своевременную и качественную ликвидацию аварий и проведение ремонтно-восстановительных работ на газопроводе, а также за соблюдение персоналом ЛЭС действующих Правил технической эксплуатации магистральных газопроводов, должностных инструкций, правил техники безопасности и других нормативных документов.

7.8. Права и обязанности инженерно-технических работников определяются должностными инструкциями.

7.9. Персонал, принимаемый на работу в ЛЭС, должен проходить медицинское освидетельствование в установленном порядке для определения соответствия физического состояния и здоровья требованиям, предъявляемым к лицам, занимающим данные должности.

Транспортные средства и оснащение

7.10. В зависимости от местных условий ЛЭС оснащается транспортом и механизмами в соответствии с Нормативным табелем оснащения линейно-эксплуатационных служб (ЛЭС) магистральных газопроводов материально-техническими ресурсами (транспортными средствами, механизмами, приспособлениями, инвентарем и материалами) для выполнения аварийно-восстановительных и ремонтно-профилактических работ в различных природно-климатических условиях.

Все транспортные средства, ремонтно-строительные механизмы и машины приказом по ЛПУМГ должны быть по согласованию с ПО разделены на хозяйственные и аварийные и закреплены персонально за работниками ЛЭС, которые несут ответственность за содержание их в исправном состоянии, укомплектованность и постоянную готовность к действию.

7.11. Аварийные автомашины оснащаются оборудованием, материалами, инструментом и инвентарем в соответствии с перечнем, утвержденным заместителем начальника ПО, применительно к местным условиям.

7.12. Аварийные транспортные и ремонтно-строительные машины и механизмы должны быть оборудованы соответствующим образом и зарегистрированы в органах Госавтоинспекции.

7.13. Использование аварийных машин и механизмов разрешается только во время ликвидации аварий на газопроводе, его сооружениях, а также для аварийно-тренировочных выездов. Каждый случай использования аварийных машин и механизмов должен быть зарегистрирован в специальном журнале. После ликвидации аварий все аварийные машины должны быть очищены, вымыты, заправлены горюче-смазочными материалами, их устанавливают на колодки в состоянии полной готовности к выезду.

7.14. ЛЭС должна быть укомплектована неснижаемым запасом материалов, согласно Нормам неснижаемого запаса труб, оборудования, материалов и запчастей на газопроводе.

Профилактические осмотры, планово предупредительные ремонты

7.15. Ежегодно в летний период необходимо обследовать переходы газопроводов через реки, ручьи, овраги и болота. Обследование судоходных рек и водоемов проводит специализированное ремонтно-наладочное управление подводно-технических работ (СРНУПТР) не реже 1 раза в два года, малые несудоходные реки глубиной до 1,5 м - не реже 1 раза в четыре года. Реки глубиной до 1,5 м, ручьи и болота обследуются ЛЭС путем промера глубин, а при необходимости уточнения положения трубопроводов привлекаются группы СРНУПТР.

7.16. Периодичность осмотра газопроводов и отводов устанавливается Положением о ППР линейной части и технологического оборудования магистральных газопроводов.

7.17. Ежегодно в предпаводковый и послепаводковый периоды служба ЛЭС должна проводить осмотр состояния береговых и пойменных участков подводных переходов, который должен быть оформлен соответствующей записью в журнале диспетчера с указанием должности и фамилии лица, проводившего осмотр.

При обнаружении размывов, провисов, видимой вибрации труб на размытых или оголенных участках (урезах, пойме, оврагах, ручьях и т.д.), смещения грузов на трубопроводе, повреждения изоляционного покрытия трубопровода необходимо принять срочные меры по предупреждению и ликвидации аварийного состояния.

7.18. Периодическое обследование состояния подводных переходов эксплуатируемых магистральных газопроводов руслового, берегового и пойменного участков и составление единой технической документации на подводные переходы проводится в соответствии с Методическими рекомендациями по обследованию состояния подводных переходов и подводных кабелей связи магистральных газопроводов, находящихся в эксплуатации.

7.19. Ремонт подводных переходов магистральных газопроводов должен выполняться в плановом порядке при наличии проектно-сметной документации, утвержденной руководством ПО.

7.20. Технический надзор за качеством строительства подводных переходов магистральных газопроводов следует проводить в соответствии с Правилами по техническому надзору за строительством подводных переходов газопроводов (скрытые работы).

7.21. В районах распространения вечномерзлых грунтов в профилактические осмотры необходимо включать наблюдения за направлением изменения прогиба трубопровода на опасных местах. Наблюдения проводятся визуально от неподвижного репера 2 раза в год (осенью и весной).

7.22. Результаты осмотра заносятся в соответствующий журнал. При наличии дефектов аварийного характера принимаются срочные меры по их устранению.

7.23. Профилактический ремонт оборудования, арматуры и сооружений магистрального газопровода и ГРС проводится под руководством инженерно-технических работников ЛЭС по графику, утвержденному руководством ЛПУМГ. При выполнении работ службой ЛЭС в других подразделениях ЛПУМГ обязательно присутствие ответственного представителя этого подразделения.

7.24. Работы, связанные с сокращением подачи газа по магистральному газопроводу, проводятся преимущественно в периоды наименее интенсивного отбора газа в сроки, установленные ПО и согласованные с ЦДУ Мингазпрома.

7.25. Каждое ЛПУМГ должно разработать конкретный план мероприятий по обеспечению безаварийной работы магистрального газопровода, отводов и всех сооружений на них в осенне-зимний и весенний периоды.

Ежегодно начальник ЛЭС разрабатывает план мероприятий по обеспечению бесперебойной работы газопровода в зимний период и весеннего паводка, который утверждается руководством ЛПУМГ и ПО.

Организация работ по ликвидации аварий

7.26. Служба ЛЭС должна иметь разработанный и утвержденный руководством ЛПУМГ план сбора и выезда на трассу газопровода, в котором указаны:

а) порядок оповещения об аварии;

б) порядок сбора аварийной бригады;

в) очередность выезда специальных машин и бригад ЛЭС;

г) перечень аварийно-транспортных средств, механизмов, оборудования, средств связи, пожаротушения, направляемых к месту аварии.

7.27. Начальник ЛЭС, получив сообщение об аварии, должен обеспечить сбор и выезд аварийной бригады к месту аварии.

7.28. Организация работ по ликвидации аварии осуществляется руководством ЛПУМГ.

7.29. По прибытии персонала ЛЭС на место аварии руководитель работ обязан проверить наличие предупредительных знаков для ограждения места аварии и при необходимости выставить охранные посты. Одновременно принимаются меры по размещению технических средств и персонала ЛЭС на безопасном расстоянии от места аварии в соответствии с действующими правилами техники безопасности.

7.30. Руководитель работ обязан лично уточнить обстановку на месте аварии, установить связь с диспетчером ЛПУМГ и через определенные промежутки времени информировать его о ходе работ.

7.31. Во всех случаях, когда авария на газопроводе сопровождается выходом газа в атмосферу, руководитель работ должен самостоятельно дать указания об отключении аварийного участка и немедленно известить об этом диспетчера ЛПУМГ.

7.32. В необходимых случаях по распоряжению директора или главного инженера ПО к месту аварии направляются ЛЭС соседних ЛПУМГ.

Огневые работы на действующем газопроводе

7.33. Огневые работы на действующем магистральном газопроводе и отводах при вварке запорной арматуры, катушек, отводов, ремонте труб и сварных стыков, приварке заглушек должны выполняться при строгом соблюдении действующей Типовой инструкции на производство огневых работ на действующих магистральных газопроводах, газосборных сетях газовых промыслов и СПХГ, транспортирующих природный и попутный газы.

7.34. Огневые работы на магистральных газопроводах должны проводиться при отключенном участке газопровода. В газопроводе должно поддерживаться избыточное давление газа в пределах 200 - 500 Па.

Участок, на котором проводятся огневые работы, должен отключаться надувными резиновыми шарами. До установки резиновых шаров должна быть проверена их герметичность.

7.35. Место выполнения огневых работ должно быть предварительно подготовлено (вырыты приямки, сделаны удобные подходы) и защищено от атмосферных осадков и ветра.

7.36. К сварочно-монтажным работам допускаются только опытные линейные трубопроводчики и сварщики, имеющие квалификацию не ниже 5-го разряда.

7.37. При врезке катушек, отводов и запорной арматуры сборка и сварка стыков должны проводиться в строгом соответствии с технологией, указанной в следующих документах:

а) СНиП, глава «Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки работ»;

б) Типовая инструкция на производство огневых работ на действующих магистральных газопроводах …;

в) Руководство по технологии вварки запорной арматуры при сооружении магистральных трубопроводов (Р 167-74);

г) Рекомендации по технологии сварки в полустационарных условиях отводов из унифицированных сегментов с прямолинейными вставками (Р 128-72).

7.38. Сварные соединения, выполненные в процессе производства огневых работ на газопроводе, подлежат контролю физическими методами.

7.39. С момента окончания производства огневых работ до ввода участка газопровода в эксплуатацию должен быть обеспечен вывод работающего персонала и техники за пределы зоны минимально допустимых расстояний от оси газопровода до иных объектов (СНиП, глава «Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования»).

Огневые и газоопасные работы на территории КС, ГРС, СПХГ и во взрывоопасных помещениях

7.40. К огневым работам относятся работы, связанные с применением открытого огня, с искрообразованием, способные вызвать воспламенение смеси природного газа с воздухом или газового конденсата, в том числе следующие: сварочные работы, газовая резка и сопутствующие ей операции (подогрев и разделка кромок открытым огнем и др.) и т.д.

7.41. Все огневые и газоопасные работы на КС, ГРС и СПХГ можно выполнять только после оформления специальных разрешений и планов в соответствии с требованиями Типовой инструкции на производство огневых работ на действующих магистральных газопроводах, газосборных сетях газовых промыслов и станций подземного хранения газа, транспортирующих природный и попутный газы, Типовой инструкции по организации безопасного проведения огневых работ на взрывоопасных и взрыво-пожароопасных объектах.

7.42. Огневые и газоопасные работы могут быть плановыми и аварийными. Плановые работы проводятся в соответствии с утвержденным графиком ремонтных работ, как правило, в дневное время одним и тем же персоналом, указанным в разрешении.

Аварийные работы должны выполняться немедленно после обнаружения неполадок.

7.43. Планы производства огневых и газоопасных работ составляются руководителем этих работ и утверждаются главным инженером ПО, начальником (заместителем начальника) ЛПУМГ, СПХГ, а в сложных случаях (нарушение режима газоподачи, остановка КС, ГРС) согласовываются с органами Главгосгазнадзора СССР. На огневые и газоопасные работы, которые должны выполняться в течение нескольких дней подряд, может составляться одни план производства работ и выдаваться одно разрешение.

7.44. Письменное разрешение на производство огневых и газоопасных работ на КС, ГРС и СПХГ выдается начальником (заместителем начальника) объекта, подписавшим приказ об их проведении.

7.45. Выдаваемые разрешения и присвоение им номера регистрируют в специальном журнале, который должен регулярно вести диспетчер (сменный инженер). Один экземпляр разрешения остается на руках ответственного руководителя производства работ, второй - у диспетчера (сменного инженера), без допуска которого проведение огневых (газоопасных) работ на КС, ГРС и СПХГ запрещается.

Диспетчер (сменный инженер) разрешает допуск бригады к производству работ, обеспечивает периодический контроль за ходом их выполнения, а также несет ответственность за обеспечение нормального режима работы КС, ГРС и СПХГ.

7.46. Руководителем сложных огневых работ на действующих КС, ГРС, СПХГ должен назначаться начальник ЛПУМГ (или его заместитель) или начальник ЛЭС.

7.47. К производству огневых и газоопасных работ на КС, ГРС и СПХГ допускается персонал, прошедший специальную подготовку и сдавший экзамены в объеме требований Типовой инструкции на производство огневых работ ..., должностных и технологических инструкций, а также требований настоящих Правил.

7.48. Производство любого вида огневых работ в нагнетательном помещении газотурбинных и электроприводных цехов, в машинном зале цеха с газомотокомпрессорами при работающих агрегатах и в укрытиях ГПА, как правило, не допускается. В исключительных случаях, когда нельзя остановить компрессорный цех, по согласованию с руководством ПО допускается проведение огневых работ в цехах с работающими агрегатами при условии выполнения дополнительных мер по обеспечению безопасности (вентиляция, герметизация места производства огневых работ, постоянный контроль воздушной среды и т.д.) под руководством начальника (заместителя начальника) ЛПУМГ.

7.49. При производстве огневых работ на трубопроводах технологической обвязки компрессорных цехов, если нет возможности установить надувные резиновые шары, необходимо отключить и стравить газ из смежных участков газопровода.

7.50. Огневые работы внутри газового аппарата или сосуда разрешается производить только после отключения их от действующих газовых коммуникаций установкой силовых заглушек или демонтажа подводящих трубопроводов, а также после тщательного удаления конденсата и пирофорных отложений, очистки, проветривания, промывки горячей водой и препарирования всех полостей, а также после проверки наличия загазованности. Сварщики, работающие внутри аппарата или сосуда, должны через 20 - 30 мин делать перерывы и выходить наружу. При этом запрещается одновременная работа электросварщика и газорезчика (газосварщика).

7.51. К газоопасным работам, выполняемым по специальному разрешению, относятся также пуски агрегатов после ремонта, вскрытие центробежных нагнетателей, замена уплотнения подшипников и клапанов на цилиндрах газомотокомпрессоров.

Заливка метанола в газопровод, коммуникации ГРС и СПХГ

7.52. Метанол используется для заливки в газопровод, технологические коммуникации ГРС и СПХГ как средство предотвращения выпадания в них кристаллогидратов углеводородов и для разрушения кристаллогидратных пробок.

7.53. Метанол заливают в газопровод из передвижных и стационарных метанольных установок в соответствии с инструкцией, утвержденной руководством ПО.

7.54. Время и место заливки метанола определяется руководством ЛПУМГ или диспетчером на основании оперативных данных о перепадах давлений на газопроводе и по согласованию с диспетчерской службой ПО.

7.55. При обращении с метанолом необходимо строго соблюдать действующую Инструкцию о порядке получения от поставщиков, перевозки, хранения, отпуска и применения метанола на газовых промыслах, магистральных газопроводах и станциях подземного хранения газа (СПХГ).

Неснижаемые аварийные запасы труб, оборудования и материалов

7.56. Аварийный запас труб для линейной части магистральных газопроводов подразделяется на оперативный и неснижаемый.

7.57. Оперативный запас предназначен для замены поврежденных участков газопровода при аварийно-восстановительных ремонтах и предусматривается в размере 60 % от общего объема аварийного запаса труб. Неснижаемый аварийный запас расходуется только с разрешения Мингазпрома. Объем неснижаемого запаса устанавливается в размере 40 % от аварийного запаса труб.

7.58. Аварийный запас труб и других материалов должен систематически пополняться и постоянно соответствовать Нормам аварийного запаса труб, стальной трубопроводной арматуры, соединительных деталей и монтажных заготовок для магистральных газопроводов.

Порядок пополнения, хранения, учета и отчетности по использованию аварийного запаса труб регламентируется Инструкцией о порядке хранения, использования и пополнения аварийного запаса труб.

7.59. Марки и толщины стенок труб аварийного запаса должны строго соответствовать аналогичным параметрам труб, заложенных при строительстве.

7.60. Пункты хранения аварийного запаса рассредоточиваются вдоль трассы газопровода, на площадках КС, в местах расположения узловых и базовых пунктов ЛЭС. Допускается также обустройство пунктов хранения труб аварийного запаса в районе крановых узлов в местах удобных для подъезда, свободной погрузки и выгрузки.

7.61. Все трубы аварийного запаса маркируют несмываемой краской оранжевого или белого цвета (высота шрифта 10 см); указываются данные о длине, диаметре, толщине стенки трубы и марке стали согласно находящимся в ЛПУМГ сертификатам.

7.62. Трубы аварийного запаса хранятся на стеллажах в один-два яруса с обязательной прокладкой досок между ними.

Толщина досок должна быть не менее 40 мм, концы их должны выступать за края штабеля на 15 - 20 см. Трубы, уложенные на стеллажи, должны быть защищены от коррозии, а также надежно закреплены, а концы труб закрыты заглушками.

7.63. В процессе эксплуатации магистральных газопроводов необходимо систематически, но не реже 2 раз в год проводить осмотр аварийного запаса труб, который включает ремонт стеллажей, очистку и смазку торцов труб, защиту от коррозии, скашивание растительности и т.д.

Техническая документация

7.64. Служба ЛЭС должна иметь следующую техническую документацию по линейной частя газопроводов (без ГРС):

а) копии актов отвода земельных участков под трассу газопровода, РЭП, домов линейных ремонтеров и других сооружений, обслуживаемых ЛЭС;

б) схемы обслуживаемого участка магистрального газопровода с обозначением протяженности его, переходов через реки и овраги, проезжих дорог и ближайших населенных пунктов, магистральных кранов, конденсатосборников, мест расположения средств электрохимической защиты, радиорелейных пунктов и домов линейных ремонтеров (схемы должны соответствовать натуре, любые изменения вносятся в них незамедлительно);

в) технические паспорта на магистральный газопровод и подводные (двухниточные и более) переходы;

г) паспорта основного оборудования;

д) производственные, должностные и противопожарные инструкции;

е) заводские инструкции на аварийную технику.

7.65. Служба ЛЭС должна иметь также следующую оперативную документацию по линейной части (без электрохимической защиты и ГРС):

а) журнал осмотра трассы газопровода;

б) журнал регистрации ремонтных работ на трассе газопровода;

в) план сбора аварийной бригады;

г) журнал учета выездов аварийных машин;

д) журнал линейного ремонтера;

е) технические акты на ликвидацию аварий и повреждений;

ж) оперативную документацию по метанолу в объеме действующей инструкции.

Глава 8

ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ

Общие положения

8.1. Требования настоящей главы распространяются на линейную часть магистральных газопроводов и отводы от них, стальные трубопроводы КС и ГРС, обсадные колонны скважин и газопроводы подземных хранилищ газа, силовые кабели и кабели технологической связи (в дальнейшем - сооружения) при их подземной, подводной, наземной (с засыпкой) и надземной прокладке. Требования этой главы не распространяются на стальные теплопроводы, на магистральные газопроводы, прокладываемые в многолетнемерзлых грунтах и в водоемах без заглубления в дно.

8.2. Сооружения независимо от способа прокладки должны быть полностью защищены от коррозии весь период эксплуатации.

8.3. Выбор вида и конструкции защитного покрытия и средств электрохимической защиты от коррозии вновь строящихся сооружений определяется проектом.

8.4. Приемка сооружений в эксплуатацию не допускается без установки и включения на всем их протяжении полного объема средств комплексной защиты от коррозии, предусмотренного проектом.

8.5. Включение в работу всех видов средств защиты от коррозии, предусмотренных проектом, должно осуществляться до сдачи подземных металлических сооружений в эксплуатацию.

Законченные строительством магистральные газопроводы и их сооружения запрещается принимать в эксплуатацию без средств комплексной защиты.

8.6. Ввод в эксплуатацию новых устройств защиты (установок катодной защиты УКЗ), установок дренажной защиты (УДЗ) и установок протекторной защиты (УПЗ) осуществляется после наладки режимов их работы и измерений электрических параметров защиты сооружений от коррозии и оформляется актом с участием представителей заказчика, генподрядчика и субподрядчика.

8.7. При сдаче и приемке в эксплуатацию комплексной защиты и линий электропередач (ЛЭП), питающих УКЗ, строительно-монтажная организация обязана предоставить заказчику нормативную документацию в соответствии с требованиями СНиП (глава «Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки работ»).

8.8. Сооружения на участках с подземной, наземной (с засыпкой) и подводной прокладкой с заглублением в дно подлежат комплексной защите от коррозии защитными покрытиями (пассивная защита) и средствами электрохимической защиты (ЭХЗ) (активная защита) в соответствии с ГОСТ 9.015-74.

При защите от коррозии кабелей связи и силовых кабелей следует руководствоваться также нормативной документацией Минсвязи и Минэнерго.

8.9. Сооружения при надземной прокладке подлежат защите от атмосферной коррозии металлическими или неметаллическими защитными покрытиями.

Пассивная защита

8.10. Для пассивной защиты сооружении при подземной прокладке должны применяться покрытия полимерные (экструдированные из расплава, порошковые, оплавляемые на трубах, из липких изоляционных лент) и на основе битумных изоляционных мастик.

Защитные покрытия можно наносить в заводских, базовых или трассовых условиях.

8.11. Для защиты антикоррозионных покрытий от механических повреждений применяются оберточные материалы.

8.12. Антикоррозионные покрытия, используемые на газопроводах, должны иметь сертификат с указанием марки покрытия, партии, срока и схемы его нанесения (для труб, изолируемых в условиях трассы), предельной температуры эксплуатации. Эти данные необходимы для оценки изменения свойств покрытия в процессе эксплуатации и должны храниться в ЛПУМГ.

Активная защита

8.13. Активная защита сооружений от подземной коррозии осуществляется путем непрерывной катодной поляризации всей поверхности сооружений по технологической системе ЭХЗ, включающей УКЗ, УПЗ и УДЗ и контрольно-измерительные пункты.

8.14. Катодная поляризация должна осуществляться так, чтобы исключалось вредное влияние ее на соседние подземные металлические сооружения.

Вредным влиянием катодной поляризации защищаемого сооружения на соседние считается следующее:

а) уменьшение по абсолютной величине минимального или увеличение по абсолютной величине максимального защитного потенциала на соседних металлических сооружениях, имеющих катодную поляризацию;

б) возможность электрохимической коррозии на соседних сооружениях, ранее не требовавших защиты.

8.15. Величины минимальных и максимальных защитных потенциалов для сооружений из различных металлов определяются ГОСТ 9.015-74.

8.16. Все УКЗ и УДЗ должны быть оборудованы опознавательными предупреждающими знаками установленного образца и ограждениями.

Контроль коррозионного состояния сооружений и комплексной защиты

8.17. Защиту сооружений от коррозии в ЛПУМГ обеспечивает ЛЭС или специально созданная служба защиты от коррозии (СЗК). Оперативное и техническое руководство защитой от коррозии в системе ПО по транспортировке и поставкам газа осуществляет отдел защиты от коррозии, а в отрасли - отдел защиты от коррозии газопромыслового и газотранспортного оборудования Мингазпрома.

8.18. Задачами ЛЭС или СЗК являются:

а) эффективное использование и. эксплуатация полного объема средств комплексной защиты сооружений с тем, чтобы обеспечить их безаварийную (по причине коррозии) работу;

б) контроль защитного покрытия, а также отдельных установок и всей технологической системы ЭХЗ и целом; устранение выявленных неисправностей;

в) контроль защищенности сооружений по протяженности и во времени, обеспечение полной защищенности сооружений;

г) контроль коррозионного состояния сооружений, ведение статистики коррозионных повреждений при осмотре в шурфах, при капитальных ремонтах и ликвидации аварийных ситуации;

д) на основании анализа коррозионного состояния сооружений, а также системы ЭХЗ за период эксплуатации, прогноз о надежности и эффективности работы сооружений, принятие мер, направленных на их безаварийную работу;

е) содействие выполнению опытно-промышленных и научно-исследовательских работ, направленных на повышение надежности, долговечности и эффективности средств комплексной защиты и методов контроля, а также внедрение результатов этих разработок на действующих сооружениях;

ж) технический надзор за точным соблюдением проектных решений и требований действующей нормативно-технической документации при производстве и приемке работ по сооружению средств комплексной защиты.

8.19. Для выполнения задач, изложенных в п. 8.18 настоящих Правил, ЛЭС или СЗК проводит работы в соответствии с требованиями ГОСТа, СНиП и другой действующей нормативной документации.

8.20. Состояние изоляции законченных строительством участков магистральных, газопроводов должно контролироваться прибором - искателем повреждений, а также измерением переходного сопротивления труба - земля по методу катодной поляризации с оформлением акта результатов испытаний.

8.21. Контроль состояния изоляционного покрытия действующих сооружений должен проводиться не реже 1 раза в два года путем электрических измерений на сооружениях. При этом следует проводить следующие работы:

а) поиск повреждений изоляции методом выносного неполяризующегося электрода и приборами - искателями повреждений;

б) измерение переходного сопротивления;

в) определение плотности защитного тока; а также следующих параметров при визуальных наблюдениях и инструментальных измерениях в контрольных шурфах: сплошности покрытия, наличия прилипаемости, хрупкости и толщины покрытия, наличия складок и т.д.

8.22. Ремонт повреждений в покрытиях должен проводиться в соответствии с требованиями, утвержденными в установленном порядке. Защитное покрытие на отремонтированных участках должно удовлетворять требованиям, предъявляемым к основному покрытию сооружения.

8.23. Технический осмотр, профилактическое обслуживание и проверку работы средств ЭХЗ необходимо проводить не реже 4 раз в месяц - на УДЗ; 2 раз в месяц - на УКЗ; 1 раза в 6 мес. - на УПЗ. При этом необходимо выполнить следующие работы:

а) проверку показаний электроизмерительных приборов контрольными приборами;

б) измерение потенциалов в точках дренажа;

в) измерение электрического сопротивления цепи постоянного тока УКЗ и УДЗ, тока в цепи УПЗ;

г) профилактическое обслуживание контактных соединений, анодных заземлений, узлов и блоков установок;

д) оценку непрерывности работы УКЗ по специальному счетчику или счетчику электрической энергии.

8.24. Перерыв в действии каждой установки ЭХЗ допускается при необходимости проведения регламентных и ремонтных работ, но не более 80 ч в квартал. Более длительные отключения (не более 10 сут в год) допускаются по согласованию со СЗК производственного объединения только для опытно-исследовательских работ.

8.25. Результаты контроля состояния защитного покрытия и средств ЭКЗ должны заноситься в полевой журнал или акт непосредственно на месте.

8.26. Контроль защищенности сооружений заключается в периодических измерениях на всем протяжении сооружения потенциалов сооружение - земля и в сравнении полученных значений с нормативными защитными значениями потенциалов, а также в определении суммарного времени, в течение которого сооружение на всем протяжении имело защитное значение потенциала.

8.27. Потенциалы на защищаемом сооружении необходимо измерять в увлажненных грунтах; электрометрические работы проводить в мерзлых или сухих грунтах не допускается.

8.28. Потенциалы на всем протяжении защищаемого сооружения следует измерять выносным электродом сравнения с шагом измерения 10 - 20 м не реже 1 раза в пять лет. При этом первое измерение должно быть проведено, спустя не реже чем через 10 мес. после засыпки сооружения грунтом.

8.29. Измерения потенциалов в контрольно-измерительных пунктах и выносным электродом в точках на трассе, имеющих минимальные (по абсолютной величине) значения потенциала, необходимо выполнять не менее 2 раз в год, а также дополнительно при изменении режимов работы УКЗ и изменениях, связанных с развитием систем ЭХЗ источников блуждающих токов и сети подземных сооружений.

8.30. По результатам измерений потенциалов должны быть построены графики и определена защищенность по протяженности, а на основании данных телеконтроля за работой средств ЭХЗ или технических осмотров УКЗ - защищенность сооружений во времени.

8.31. Коррозионное состояние сооружения определяют, осматривая контрольные шурфы, в первую очередь на участках с неудовлетворительным состоянием защитного покрытия, не обеспеченных непрерывной катодной поляризацией защитной величины и расположенных коррозионно-опасных участках трассы.

8.32. Коррозионно-опасные участки сооружений (за исключением магистральных газопроводов) устанавливаются по наличию блуждающих токов и по коррозионной активности грунтов, грунтовых и других вод на основании ГОСТ 9.015-74.

8.33. К коррозионно-опасным участкам магистральных газопроводов относятся горячие участки с температурой транспортируемого газа выше 40 °С, а также газопроводы, проложенные:

а) в почвах Казахстана, Средней Азии, юга европейской части СССР (южнее 50-й параллели с. ш.);

б) в засоленных почвах любого района страны (солончаках, солонцах, солодях, такырах, сорах и др.);

в) в болотистых, заболоченных и поливных почвах любого района страны;

г) на подводных переходах и в поймах рек, а также на переходах через железные и автомобильные дороги;

д) на территории КС и станций ГРС;

е) на пересечениях с различными трубопроводами;

ж) на участках промышленных и бытовых стоков, свалок мусора и шлака;

з) на участках блуждающих токов, при этом необходимо учитывать геологические, геоморфологические и гидрогеологические условия трассы.

8.34. При визуальном осмотре и измерении коррозионного состояния сооружения в шурфе следует определять:

а) наличие и характер продуктов коррозии;

б) максимальную глубину каверн;

в) площадь поверхности, поврежденную коррозией.

8.35. На основании анализа состояния защитного покрытия, ЭХЗ и коррозии за период эксплуатации сооружения необходимо определять скорость коррозии и с учетом принимаемых мер по повышению надежности и эффективности комплексной защиты выполнить прогноз о коррозионном состоянии сооружения на ближайшие пять лет.

8.36. В случае ускоренного по сравнению с расчетным старения защитного покрытия или подключения новых сооружений к действующей системе ЭХЗ должны быть приняты меры по ремонту изоляции либо ремонту (реконструкции) установок ЭХЗ, или при необходимости по ремонту всего комплекса защиты от коррозии.

8.37. При контроле защитного покрытия, ЭХЗ и коррозионного состояния действующих сооружений должны быть обеспечены безопасные условия работы в соответствии с требованиями инструкции по производству строительных работ в охранных зонах магистральных трубопроводов Министерства газовой промышленности, ВСН 51-1-80.

8.38. К работам по определению состояния защитного покрытия, ЭХЗ и коррозии, а также к эксплуатации средств комплексной защиты от коррозии допускаются лица, прошедшие обучение и сдавшие экзамены на знание правил устройства электроустановок.

8.39. Сведения о защите сооружения от коррозии и об отказах в работе средств ЭХЗ должны передаваться ЛЭС или СЗК в ПО в сроки, определяемые отделом защиты от коррозии после обнаружения свищей и разрывов, но не реже:

а) 1 раза в квартал - о состоянии ЭХЗ (результаты технического осмотра, профилактического обслуживания и проверки работы установок электрохимзащиты);

б) 1 раза в квартал - о защищенности сооружений во времени;

в) 2 раз в год - о защищенности сооружений по протяженности;

г) 1 раза в год - о коррозионном состоянии сооружений на коррозионно-опасных участках;

д) 1 раза в два года - о состоянии защитного покрытия;

е) 1 раза в три года - о коррозионном состоянии всего сооружения;

ж) 1 раза в пять лет - прогноз коррозионного состояния сооружения;

з) немедленно после обнаружения свищей и разрывов.

8.40. Техническая документация по защите от коррозии, а также материалы о контроле состояния защитного покрытия, ЭХЗ и коррозии подлежат хранению в течение всего периода эксплуатации сооружения.

8.41. Дли принятия решения о замене участков газопровода с опасными коррозионными повреждениями, а также о ремонтах защитного покрытия трубопроводов, средств ЭХЗ и газопроводов необходимо руководствоваться нормативно-технической документацией, действующей в отрасли.

Раздел третий

КОМПРЕССОРНЫЕ СТАНЦИИ

Глава 9

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Назначение и элементы компрессорных станций, нумерация оборудования

9.1. Компрессорные станции являются составной частью магистрального газопровода и предназначены для увеличения его производительности за счет повышения давления газа на выходе станции путем его сжатия с помощью газоперекачивающих агрегатов (ГПА). КС разделяются на линейные, дожимные (ДКС) и станции подземного хранения газа (КС ПХГ). На КС осуществляются следующие основные технологические процессы: очистка газа от жидких и механических примесей, сжатие газа, охлаждение газа после сжатия, измерение и контроль технологических параметров, управление режимом газопровода путем изменения количества и режимов работы ГПА.

КС размещаются на ограждаемой площадке, удаленной от населенных пунктов и промышленных предприятий в соответствии с требованиями СНиП (глава «Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования»).

9.2. В комплексе компрессорной станции могут быть включены следующие объекты, системы и сооружения:

а) один или несколько компрессорных цехов;

б) оборудование для очистки полости газопровода;

в) система сбора, удаления и обезвреживания механических и жидких примесей, уловленных из транспортируемого газа;

г) система электроснабжения;

д) система производственно-хозяйственного и пожарного водоснабжения;

е) система теплоснабжения;

ж) система канализации и очистные сооружения;

з) система молниезащиты;

и) система ЭХЗ объектов КС;

к) система связи;

л) станционная система автоматического управления и телемеханики;

м) административно-хозяйственные помещения; оклады для хранения материалов, реагентов и оборудования; оборудование и средства технического обслуживания и ремонта сооружений линейной части и КС; вспомогательные объекты.

Компрессорный цех включает в себя группу ГПА, установленных в общем или индивидуальных зданиях (укрытиях), и следующие системы, установки и сооружения, обеспечивающие его функционирование:

а) узел подключения к магистральному газопроводу;

б) технологические коммуникации с запорной арматурой;

в) установку очистки газа;

г) остановку охлаждения газа;

д) системы топливного, пускового и импульсного газа;

е) систему охлаждения смазочного масла;

ж) электрические устройства цеха;

з) систему автоматического управления и КИП;

и) вспомогательные системы и устройства (маслоснабжения, пожаротушения, отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха, канализации, сжатого воздуха для технологических целей и др.).

9.3. Каждый ГПА наряду с заводским должен иметь станционный порядковый номер, нанесенный краской или изображенный крупной выпуклой цифрой. Устройства и механизмы, предназначенные для обслуживания одного агрегата, должны иметь станционный номер этого агрегата.

Территория

9.4. Территория КС должна быть ограждена и иметь не менее двух выездов на дороги общего пользования. Охрана территории КС осуществляется на основании действующих положений с учетом местных условий и использованием охранной сигнализации.

9.5. На территории эксплуатируемой КС не должно быть временных сооружений, монтажного и строительного материала вне складских площадок и помещений. В случае расширения КС территория, на которой размещено действующее оборудование, должна быть отделена ограждением от территории, на которой ведется строительство.

9.6. Для обеспечения нормального эксплуатационного и санитарно-технического состояния территории, зданий и сооружений, соблюдения требований по охране окружающей среды должны содержаться в исправном состоянии следующие объекты:

а) системы отвода поверхностных и грунтовых вод со всей территории КС (дренажи, кюветы, канавы, водосточные трубы и т.п.);

б) сооружения для очистки загрязненных сточных вод;

в) сети водопровода, канализации, теплофикации, дренажа и горюче-смазочных материалов;

г) источники водоснабжения;

д) проезды, тротуары, подъезды к пожарным гидрантам, переходы, отмостки вокруг зданий и сооружений и др.;

е) ограждение, освещение, озеленение и благоустройство территории.

9.7. Ко всем зданиям и сооружениям на территории КС должен быть проезд транспортных средств и механизмов. Все здания и сооружения должны быть соединены между собой пешеходными дорожками.

Не допускается движение транспортных средств и механизмов по проездам вокруг компрессорного цеха (КЦ), по площадкам установок очистки и охлаждения газа без разрешения начальника КЦ.

9.8. На территории КС на расстоянии 200 м от КЦ не должно быть источников запыления воздуха (грунтовых дорог, складов сыпучих материалов и т.п.). Территория должна быть озеленена в соответствии с проектом КС, открытые участки земли вблизи КЦ со стороны воздухозаборных устройств ГПА должны быть засеяны газонной травой или асфальтированы (бетонированы).

9.9. Все водоотводные сети и устройства должны быть осмотрены и подготовлены к весеннему пропуску талых вод. Места прохода кабелей, труб и вентиляционных каналов через стены должны быть уплотнены, а откачивающие насосы приведены в состояние готовности.

9.10. Подземные металлические сооружения и оборудование КС должны подвергаться периодическому контролю коррозионного состояния.

9.11. В случае обнаружения просадочных и оползневых явлений, пучения грунтов на территории КС должны быть приняты меры (с привлечением проектного института) по устранению причин, вызвавших нарушение нормальных грунтовых условий, и по ликвидации их последствий.

9.12. Строительство зданий и сооружений на территории охранной зоны КС может осуществляться только при наличии проекта и с разрешения руководства ПО.

Здания, санитарно-технические и бытовые устройства

9.13. Производственные здания и сооружения КС должны содержаться в исправном состоянии, обеспечивающем длительное надежное использование их по назначению, безопасные условия труда обслуживающего персонала.

9.14. За состоянием строительных конструкций должно быть установлено систематическое наблюдение, особенно за подвижными опорами, сварными, клепаными, болтовыми соединениями, зданиями и сооружениями, возведенными на просадочных, оползневых или болотистых грунтах, на территории с подземными горными выработками и в районах сочной мерзлоты, а также подверженных динамическим или термическим нагрузкам.

9.15. Кроме систематического наблюдения здания и сооружения должны 2 раза в год (весной и осенью) подвергаться общему техническому осмотру для выявления дефектов и повреждений и внеочередным осмотрам после стихийных бедствий (землетрясений, ураганных ветров, ливней, больших снегопадов, пожаров) или аварий.

9.16. На компрессорной станции необходимо вести журнал наблюдений и осмотров строительных конструкций, в который должны заноситься следующие данные:

а) результаты осмотров, замеченные повреждения конструкций и сведения об осадке фундаментов с указанием даты осмотра;

б) дата и содержание проведенных ремонтных работ;

в) краткое содержание сущности актов расследования аварий конструкций;

г) фамилия и должность лица, производившего осмотр или ремонт.

9.17. При весеннем техническом осмотре уточняют объемы работ по ремонту зданий и сооружений, предусмотренному для выполнения в летний период, и определяют объемы работ капитального ремонта для включения в план следующего года. При осенних технических осмотрах проверяют, как подготовлены здания и сооружения к зиме.

9.18. При появлении в строительных конструкциях трещин, изломов и других повреждений за ними должно быть установлено наблюдение с помощью маяков и инструментальных измерений. Если появление трещин в фундаментах и других конструкциях вызвано вибрацией, эти конструкции должны быть обследованы на вибропрочность и резонансные колебания.

9.19. Не допускается пробивка отверстий и проемов, установка, подвеска и крепление технологического оборудования, подъемно-транспортных средств, трубопроводов, не предусмотренных проектом. Дополнительные нагрузки, устройство проемов допустимы после поперечного расчета строительных конструкций и необходимого их усиления. На основных участках несущих конструкций должны быть вывешены таблицы с указанием предельных нагрузок по проектным данным.

9.20. В течение первого года эксплуатации КС проводится ежемесячное наблюдение за осадкой фундаментов, в том числе фундаментов ГПА. В дальнейшем осадку фундаментов измеряют 1 раз в год (или по мере необходимости) посредством точной нивелировки. Результаты измерений заносят в журнал и используют при ремонтах ГПА для учета просадки фундаментов во время центровки агрегатов.

9.21. Металлические конструкции зданий и сооружений должны быть защищены от коррозии; эффективность этой защиты должна контролироваться при осмотрах. Окраска помещений и технологического оборудования КС должна соответствовать проекту и требованиям промышленной эстетики и санитарии.

9.22. Фундаменты оборудования должны быть покрыты масляной краской или жидким стеклом и тщательно оберегаться от попадания на них масла, газового конденсата и других жидкостей.

9.23. В местах прохода трубопроводов через стены и фундаменты должны предусматриваться патроны, которые не должны касаться стенок трубопроводов. Зазоры между патронами и стенкой трубы должны контролироваться при осмотрах.

9.24. Для поддержания нормального эксплуатационного состояния зданий и сооружений необходимо:

а) организовывать и проводить подготовку зданий и сооружений к зимней эксплуатации;

б) обеспечивать исправное содержание и своевременный ремонт кровли (протечки воды через кровлю не допускаются), фрамуг, оконных переплетов, остекления оконных проемов и фонарной части кровли, кабельных и вентиляционных каналов и т.п.;

в) проводить систематическую очистку остекления оконных проемов и фонарной части кровли, очистку кровли от избыточного снега, поддерживать работоспособность водостоков; работы на кровле должны выполняться персоналом только в мягкой обуви, применение железных лопат при очистке наледей воспрещается;

г) поддерживать в исправном состоянии основное и аварийное освещение в производственных помещениях и вне их; освещенность всех объектов КС должна соответствовать установленным нормам и гарантировать безопасность обслуживания; аварийное освещение должно включаться автоматически при выключении основного освещения;

д) поддерживать в исправности и постоянной готовности средства пожаротушения, пожарной сигнализации и автоматического пожаротушения, средства автоматической сигнализации предельной загазованности и автоматического включения вентиляции;

е) следить за состоянием теплоизоляции трубопроводов, очисткой и утеплением канализационных устройств перед наступлением холодов.

9.25. Производственные и складские помещения должны иметь выходы в соответствии с противопожарными нормами. Двери помещений должны иметь пружины и открываться в направлении ближайших выходов наружу.

Загромождать проходы и выходы оборудованием и другими предметами запрещается.

Техническое обслуживание и ремонт

9.26. Поддержание оборудования КС в работоспособном состоянии осуществляется с помощью системы технического обслуживания и ремонта.

Оборудование и системы КС предназначены для работы на всех рабочих режимах без непрерывного обслуживания (без постоянного присутствия обслуживающего персонала возле объектов обслуживания).

Регламент технического обслуживания должен предусматривать проведение следующих видов технического обслуживания и ремонта оборудования и систем КС:

а) ежедневное техническое обслуживание при работе под нагрузкой;

б) техническое обслуживание циклически после назначенного числа часов работы под нагрузкой;

в) техническое обслуживание и (или) текущий ремонт циклически после назначенного числа часов работы под нагрузкой с остановкой оборудования;

г) техническое обслуживание оборудования и систем, находящихся в резерве;

д) планово-предупредительные ремонты (капитальные и средние).

9.27. Периодичность капитального, среднего и текущего ремонтов и длительность простоев в этих ремонтах для отдельных видов основного оборудования, зданий и сооружений устанавливается в соответствии с действующими нормативными документами.

9.28. Капитальный ремонт оборудования предусматривает восстановление исправности его и обеспечение надежной и экономичной работы в межремонтный период.

При капитальном ремонте оборудования проводятся его разборка, подробный осмотр, проверка, измерения, испытания, регулировка, устранение обнаруженных дефектов, восстановление изношенных узлов и деталей.

При проведении капитального ремонта должны выполняться требования директивных указаний и мероприятия, направленные на увеличение длительности непрерывной работы оборудования, сооружений и систем, улучшение технико-экономических показателей, при необходимости должны быть модернизированы отдельные узлы с учетом передового опыта эксплуатации.

При капитальном ремонте зданий и сооружений заменяют изношенные конструкции и детали более прочными и экономичными.

9.29. Средний ремонт агрегатов предусматривает восстановление ресурса узлов, срок службы которых меньше периода между двумя последовательно проводимыми капитальными ремонтами.

При среднем ремонте кроме разборки отдельных узлов для осмотра и чистки деталей и устранения обнаруженных дефектов проводится ремонт или замена быстроизнашивающихся деталей и узлов.

9.30. Текущий ремонт (обслуживание) обеспечивает работоспособность и надежность оборудования, зданий и сооружений до следующего планового ремонта.

При текущем ремонте оборудования проводятся осмотр, очистка, регулировка и ремонт отдельных узлов и деталей с устранением дефектов, возникших в процессе эксплуатации.

При текущем ремонте зданий и сооружений проводятся работы по систематическому и своевременному предохранению частей зданий и сооружений от производственного износа.

9.31. Ремонт вспомогательных механизмов, непосредственно связанных с основными агрегатами, должен проводиться одновременно с ремонтом последних. При наличии резерва производительности вспомогательных механизмов допускается ремонт их без вывода в ремонт основного агрегата.

9.32. До вывода оборудования, зданий и сооружений в капитальный или средний ремонт должны быть:

а) составлены ведомости объема работ и смета, уточняемые после вскрытия и осмотра оборудования;

б) проведены экспресс-испытания оборудования для получения данных, необходимых для анализа работы и состояния отдельных элементов оборудования;

в) составлены график ремонта и проект организации ремонтных работ;

г) подготовлена необходимая ремонтная документация, составлена и утверждена техническая документация на работы по модернизации и реконструкции оборудования, намеченные к выполнению в период ремонта;

д) заготовлены согласно ведомостям объема работ необходимые материалы, запасные части и узлы и подготовлена соответствующая документация;

е) укомплектованы и приведены в исправное состояние и при необходимости испытаны инструмент, приспособления и подъемно-транспортные механизмы;

ж) выполнены противопожарные мероприятия и мероприятия по технике безопасности;

з) укомплектован штат и проинструктирован ремонтный персонал.

9.33. Планы и графики ремонтов составляются производственным объединением, согласовываются с ремонтной организацией и утверждаются Мингазпромом.

9.34. Компрессорный цех в плановом порядке 1 раз в год должен быть остановлен (в летнее время) на срок не менее 48 ч для профилактических и необходимых ремонтных работ, а также для подготовки оборудования к осенне-зимнему периоду эксплуатации.

Перед плановой остановкой компрессорного цеха необходимо:

а) составить и утвердить план работ с указанием ответственных исполнителей, необходимых трудовых затрат, материалов, инструмента и механизмов; назначить лицо ответственное за выполнение работ;

б) руководителю плановой остановки провести инструктаж ответственных исполнителей, определить этапы работ, проверить обеспеченность материалами, инструментами и механизмами для производства работ; не позднее чем за трое суток до начала работ получить разрешение на плановую остановку.

9.35. Организация ремонтных работ должна осуществляться на основе централизованной системы, обеспечивающей комплексную механизацию и индустриальные методы ремонта и технического обслуживания оборудования КС, со следующей структурой ремонтных предприятий и подразделений:

а) ремонтные заводы по изготовлению запасных частей, изготовлению и ремонту нестандартных деталей, ремонтной оснастки и инструмента;

б) заводы - изготовители ГПА, обеспечивающие капитальный ремонт судовых и авиационных двигателей;

в) территориально-производственные центральные ремонтные базы для капитального ремонта и восстановления узлов и деталей;

г) региональные ремонтно-механические мастерские для узлового ремонта и регламентных работ агрегатных узлов, средств КИП и А и запорной арматуры;

д) ремонтные участки на компрессорной станции для выполнения сборочно-разборочных работ, текущего и аварийно-восстановительного ремонта с использованием обменного и аварийного фонда запасных агрегатных узлов и деталей, среднего (капитального) ремонта нетранспортабельного оборудования.

9.36. Повышение надежности транспортировки газа и сокращение времени аварийно-восстановительного ремонта оборудования КС должны обеспечиваться созданием и поддержанием неснижаемых запасов материалов и запасных частей.

Номенклатура, нормативы, места и условия хранения, порядок использования и возобновления неснижаемого запаса материалов и запасных частей для оборудования КС определяются утвержденными нормативными документами (методиками, инструкциями, нормами), составленными с учетом типа оборудования и условий эксплуатации.

Обеспечение экономичной работы газопровода и компрессорной станции

9.37. Оптимальный режим работы КС определяется на основе системных оптимизационных расчетов, проводимых диспетчерскими подразделениями для магистрального газопровода и (или) систем магистральных газопроводов.

9.38. Экономичность работы оборудования КС повышается в результате следующих мероприятий:

а) поддержание режима с максимальным давлением газа на выходе КС;

б) снижение рабочей температуры технологического газа на выходе КС;

в) повышение коэффициента загрузки ГПА;

г) оптимизация режимов работы нагнетателей и компрессоров: применение сменных элементов проточной части ЦБН, изменение частоты вращения роторов и коленчатых валов компрессоров, изменение числа работающих агрегатов и схемы включения их, выбор оптимального числа включенных регуляторов производительности и полостей цилиндров газомотокомпрессоров, смена цилиндров газомотокомпрессоров;

д) контроль и уменьшение гидравлических сопротивлений технологических коммуникаций, установок очистки и охлаждения газа (своевременная очистка, предупреждение гидратообразования, включение в работу требуемого числа аппаратов);

е) предупреждение эрозионного износа технологического оборудования обеспечением кондиционности рабочих сред (технологического и топливного газа, циклового воздуха, смазочных и уплотнительных масел); сокращение расхода смазочных материалов; своевременное обнаружение и устранение перетечек через байпасирующую запорную арматуру;

ж) контроль и восстановление при ремонтах паспортных характеристик оборудования;

з) сокращение числа плановых и вынужденных остановок и пусков ГПА;

и) внедрение модернизаций оборудования, улучшающих его технико-экономические показатели;

к) контроль качества сжигания газа в камерах сгорания газовых турбин и цилиндрах газомотокомпрессоров путем проведения периодического анализа состава продуктов сгорания и осуществления при необходимости наладочных работ для снижения содержания горючих и токсичных компонентов.

9.39. На каждой КС измеряют и учитывают затраты газа, тепла и электроэнергии на собственные нужды, потери газа. Измеряют и регистрируют расходы топливного газа (по цехам или агрегатно): котельной, электростанцией и сторонними потребителями, а также расход тепла на собственные нужды КС и сторонних потребителей.

Определяют и учитывают расчетным путем по утвержденной методике потери, затраты на продувки аппаратов и коммуникаций, затраты на работу пневматических устройств и другие технологические затраты газа.

Затраты природного газа и электроэнергии, их структуру необходимо сравнивать с нормативными данными и анализировать их с целью разработки и внедрения мероприятий по экономии природного газа и электроэнергии.

9.40. Плановые показатели, а также задаваемые режимы работы оборудования КС должны быть доведены до сведения обслуживающего персонала в виде графиков, инструкций и таблиц.

9.41. На каждой КС должны быть технические характеристики, устанавливающие зависимости количественных и качественных показателей работы агрегатов и установок от их нагрузки, производительности, параметров технологического газа, наружного воздуха и т.п.

9.42. На каждой КС с газотурбинным приводом тепло на собственные нужды КС нужно получать утилизацией выхлопных продуктов сгорания газовых турбин.

9.43. Для всех КС и ЛПУМГ должны быть установлены нормы расхода газа на собственные нужды и технологические потери, разрабатываемые производственными объединениями и утвержденные Мингазпромом.

Учет и техническая отчетность

9.44. Для организации эксплуатации оборудования КС, обеспечения учета и контроля параметров работы технологического оборудования, сбора и анализа технико-экономических показателей и показателей эксплуатационной надежности на КС должна быть единая техническая (эксплуатационная, оперативная и отчетная) документация в соответствии с утвержденными типовыми формами. Отчетные документы представляются в установленном порядке.

9 45. Основными показателями работы КС являются:

а) расход топливного газа на каждый киловатт-час работы, затраченной на сжатие газа;

б) удельный расход смазочного масла,

в) расход электроэнергии на собственные нужды КС на каждый киловатт-час работы, затраченной на сжатие газа;

г) коэффициенты и показатели надежности (время наработки ГПА в машино-часах, время наработки на отказ, коэффициенты готовности и технического использования ГПА, время ремонтов, время вынужденного простоя и др.).

Основные показатели работы КС определяются и учитываются в соответствии с утвержденной нормативно-технической документацией.

9.46. Контроль и ответственность за качественное и своевременное ведение учетной и отчетно-технической документации возлагаются на обслуживающий персонал КС согласно должностным инструкциям.

9.47. На каждой КС должны быть технические паспорта основных газопотребляющих установок, в которые необходимо своевременно заносить все изменения, связанные с проведением мероприятий по модернизации и совершенствованию установок.

Глава 10

КОМПРЕССОРНЫЕ ЦЕХИ С ГАЗОТУРБИННЫМ ПРИВОДОМ

10.1. Эксплуатация и обслуживание основного и вспомогательного оборудования цеха должны проводиться в соответствии с эксплуатационными инструкциями, составленными на основе инструкций заводов-изготовителей, Правил технической эксплуатации компрессорных цехов с газотурбинным приводом и настоящих Правил.

10.2. Обязанности дежурного персонала при эксплуатации определяются утвержденными должностными инструкциями для персонала КЦ с газотурбинным приводом.

10.3. Все операции, связанные с пуском или остановкой агрегата, проводятся дежурным персоналом. Пуск агрегата, вышедшего из ремонта, производится в соответствии с утвержденным положением о порядке сдачи в ремонт и приемки из ремонта газотурбинных ГПА. Пуск ГПА, оснащенных агрегатной системой автоматического управления (САУ), в процессе нормальной эксплуатации должен осуществляться автоматически.

10.4. При эксплуатации газотурбинных ГПА персонал обязан поддерживать оптимальный режим работы, осуществлять контроль и периодическую регистрацию параметров, анализировать причины их изменения и отклонения от номинальных, принимать меры к предупреждению опасных режимов, в том числе:

а) не допускать повышения давления газа после нагнетателей выше предельно допустимого путем регулирования частот вращения роторов, изменения числа работающих ГПА и перестройки схемы работы ГПА;

б) не допускать повышения температуры газа на выходе КЦ, выше предельно допустимой регулированием режима и числа работающих установок охлаждения, изменением режима работы ГПА или газопровода;

в) контролировать объемные расходы через нагнетатели и предупреждать возможность работы в зонах с пониженным объемным расходом (зона помпажа) и повышенным объемным расходом (зона опасных режимов по условиям динамической прочности), изменяя число ГПА и схемы работы их, частоту вращения роторов, режим газопровода, а также перепуском газа;

г) поддерживать рабочую температуру продуктов сгорания в турбине, не допуская при изменении нагрузки (или внешних условий) превышения установленных величин;

д) не допускать превышения мощности на муфте ГТУ выше допустимой для данного типа агрегата,

е) не допускать работу ГПА при частотах вращения роторов выше или ниже величин установленных, инструкцией завода-изготовителя;

ж) контролировать метеоусловия и параметры атмосферного воздуха; предупреждать возможность обледенения всасывающего тракта компрессора своевременным включением, регулированием и контролем работы противообледенительной системы, обеспечивать эффективную работу воздухозаборного устройства (особенно в периоды пыльных бурь); контролировать разрежение на входе компрессора и своевременно заменять сменные фильтрующие элементы;

з) контролировать параметры технологического газа с целью анализа и предупреждения условий гидратообразования в технологических коммуникациях и установках КЦ;

и) контролировать перепады давлений и их изменение во времени в установка очистки, охлаждения газа, на защитных решетках и других элементах технологических коммуникаций, чтобы предупредить повышение гидравлических сопротивлений;

к) обеспечивать эффективную работу установок очистки газа с целью предотвращения эрозионного износа и загрязнения проточных частей ЦБН включением необходимого числа аппаратов, периодическим их дренажем, очисткой и своевременной заменой сменных элементов;

л) контролировать параметры работы топливной системы и их изменение во времени, обеспечивая надежную и эффективную работу редуцирующих клапанов, подогревателей (если предусмотрены) и установок подготовки топливного газа;

м) контролировать качество воды в системах охлаждения путем взятия проб на анализ;

н) контролировать уровень масла в маслобаках и своевременно проводить дозаправку,

о) контролировать давление, температуру и качество масла в системах смазки, регулирования и уплотнения; обеспечивать температурный режим масла и подшипников в пределах установленных инструкцией завода-изготовителя; определять величины и изменения перепадов давления в масляных фильтрах и своевременно их очищать; проверять работоспособность системы уплотнения и ее элементов (величину перепада «масло - газ», поплавковой камеры, газоотделителя, аккумулятора масла, регулятора перепада, винтовых насосов, импульсных линий);

п) контролировать комплектность и работоспособность средств пожаротушения;

р) контролировать величину и изменение уровня вибраций;

с) поддерживать температурный режим в производственных помещениях в соответствии с требованиями проекта.

10.5. Автоматическая аварийная остановка ГПЛ и аварийная остановка их дежурным персоналом должны осуществляться в соответствии с требованиями технической документации заводов-изготовителей и Правил технической эксплуатации компрессорных цехов с газотурбинным приводом.

Не допускается в процессе эксплуатации отключать автоматические защиты или изменять их установки без согласования с заводом-изготовителем ГПА. В необходимых случаях, связанных с временным отключением некоторых защит (например, для обслуживания приборов), должен быть обеспечен постоянный контроль параметра, по которому отключена защита, и агрегата в целом.

10.6. КЦ должен быть аварийно остановлен с отключением его от газопровода и выпуском газа из технологических коммуникаций в следующих случаях:

а) при пожаре в здании (укрытии) и невозможности его ликвидации имеющимися средствами пожаротушения;

б) при пожаре на установках очистки и охлаждения газа и технологических коммуникациях;

в) при разрыве технологических газопроводов высокого давления;

г) по время стихийных бедствий, создающих угрозу оборудованию и жизни людей (наводнение, землетрясение и др.).

10.7. В случае аварийной остановки агрегата необходимо выяснить причину остановки и до ее устранения не запускать данный агрегат.

Порядок учета и расследования аварийных остановок определяется Правилами технической эксплуатации компрессорных цехов с газотурбинным приводом.

Информация об аварийной остановке агрегата (агрегатов) должна быть немедленно передана на соседние КС и диспетчеру ПО.

10.8. Техническое обслуживание и плановые ремонты оборудования КЦ проводятся в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей, гл. 9 настоящих Правил, Правилами технической эксплуатации компрессорных цехов с газотурбинным приводом и нормативной документацией по регламентам технического обслуживания и ремонта.

10.9. Агрегат, вышедший из ремонта и прошедший настройку и проверку всех систем, должен эксплуатироваться с закрытыми и опломбированными щитами управления.

10.10. Подготовка КЦ к эксплуатации в холодный период должна отвечать требованиям гл. 45.

10.11. В процессе эксплуатации системы резервирования КЦ должны подвергаться испытаниям на срабатывание (включение) и (или) функционирование в следующие сроки:

а) резервные и аварийные источники электроснабжения - через две недели;

б) аварийное освещение - ежесуточно в вечернюю смену;

в) резервная котельная - ежемесячно в зимний период;

г) системы автоматического пенного пожаротушения - в сроки, определенные инструкциями по их эксплуатации.

10.12. На каждый ГПА в компрессорном цехе должен быть эксплуатационный формуляр, включающий следующие данные:

а) указания по ведению эксплуатационного формуляра;

б) тип, мощность, основные параметры;

в) срок ввода в эксплуатацию;

г) наработка под нагрузкой;

д) число пусков и вынужденных остановок;

е) данные о включении противообледенительной системы;

ж) наработку по основным узлам и деталям с регламентированным моторесурсом;

з) характеристику проведенных ремонтов и технического обслуживания (наработка, замена и повреждения узлов и деталей, изменение геометрических размеров узлов и деталей, проведение модернизации);

и) особые замечания по эксплуатации, отказам и авариям;

к) систематические ежемесячные сведения о параметрах работы ГПА.

10.13. На каждую общецеховую систему и устройства должен быть эксплуатационный формуляр, включающий следующие данные:

а) указания по ведению формуляра;

б) исполнительную схему системы трубопроводов с указанием на ней мест сопряжения с другими системами, диаметров труб, расположения опор, компенсаторов, арматуры, предохранительных, продувочных и дренажных устройств, КПП, а также оборудования, входящего в систему;

в) учет времени работы системы;

г) учет неисправностей при эксплуатации;

д) учет технического обслуживания и ремонтов оборудования и элементов системы;

е) сведения о модернизации и замене элементов системы;

ж) особые замечания по эксплуатации, отказам и авариям.

10.14. Суточные ведомости работы ГПА должны быть на каждый агрегат КЦ. Периодичность заполнения ведомостей определяется руководством объединения в зависимости от типа действующей системы автоматической регистрации режимов и параметров.

10.15. Все системы КЦ в установленные сроки должны подвергаться предусмотренным Правилами и техническими инструкциями; гидравлическим, пневматическим и другим необходимым испытаниям, а также осмотрам и проверкам, акты о проведении которых должны прилагаться к эксплуатационному формуляру системы.

Глава 11

КОМПРЕССОРНЫЕ ЦЕХИ С ЭЛЕКТРОПРИВОДОМ

11.1. Эксплуатация и обслуживание основного и вспомогательного оборудования КЦ должны проводиться в соответствии с эксплуатационными инструкциями, составленными на основе инструкций заводов-изготовителей, Правил устройства электроустановок (ПУЭ), Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей, Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей, Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей, настоящих Правил, а также соответствующих разделов Правил технической эксплуатации компрессорных цехов с газотурбинным приводом.

11.2. Обязанности дежурного персонала при эксплуатации определяются утвержденными должностными инструкциями для персонала КЦ с электрическим приводом.

11.3. Все операции, связанные с пуском или остановкой агрегата, должны производиться дежурным персоналом. Агрегат, вышедший из ремонта, запускает дежурный с разрешения и под наблюдением представителя ремонтной организации.

Пуск ГПА в процессе нормальной эксплуатации должен быть автоматическим.

11.4. При эксплуатации электроприводных ГПА персонал обязан поддерживать оптимальный режим работы, осуществлять контроль параметров, анализировать причины их изменения и отклонения от нормальных величин, принимать меры к предупреждению аварийных режимов, а также:

а) не допускать повышения давления газа после нагнетателей выше предельно допустимого;

б) не допускать повышения температуры газа на выходе КЦ выше предельно допустимой;

в) контролировать объемные расходы через нагнетатели и предупреждать возможность работы в зонах с пониженным объемным расходом (зона помпажа) и повышенным объемным расходом (зона опасных режимов по условиям динамической прочности);

г) не допускать превышения мощности привода выше допустимой;

д) контролировать параметры технологического газа с целью анализа и предупреждения условии гидратообразования в технологических коммуникациях и установках КЦ;

е) контролировать перепады давлений и их изменение по времени в установках очистки, установках охлаждения газа, на защитных решетках и других элементах технологических коммуникаций с целью предупреждения их повышенных гидравлических сопротивлений;

ж) обеспечивать эффективную работу установок очистки газа с целью предотвращения эрозионного износа и загрязнения проточных частей ЦБН включением необходимого числа аппаратов, периодическим их дренажем, очисткой и своевременной заменой сменных элементов;

з) контролировать давление, температуру и качество масла в системах смазки и уплотнения, обеспечивать температурный режим масла и подшипников в пределах установленных инструкцией завода-изготовителя;

и) определять величины и изменения перепадов давления в масляных фильтрах и производить своевременную их очистку; проверять качество работы системы уплотнения нагнетателей (величину перепада давлений «масло - газ», работоспособность поплавковых камер и газоотделителей, поддержание нормального уровня в аккумуляторе масла и др.);

к) контролировать величину и изменение уровня вибраций;

л) контролировать качество воды в системах охлаждения путем взятия проб на анализ;

м) поддерживать температурный режим в производственных помещениях в соответствии с требованиями проекта.

11.5. Автоматическая аварийная остановка ГПА при срабатывании защит и аварийная остановка дежурным персоналом должны осуществляться в соответствии с требованиями технической документации заводов-изготовителей и проектной документации КЦ.

Не допускается в процессе эксплуатации отключать автоматические защиты или изменять их уставки без согласования с заводом-изготовителем, а для электрических защит - без согласования с энергоснабжающей и проектной организациями.

В необходимых случаях, связанных с временным отключением некоторых защит (например, для обслуживания приборов), должно быть организовано наблюдение за агрегатом.

11.6. КЦ должен быть аварийно остановлен с отключением его от газопровода и выпуском газа из технологических коммуникаций, в случаях указанных в п. 10.6.

11.7. В случае аварийной остановки агрегата необходимо выяснить причину остановки и до ее устранения не запускать данный агрегат.

Информация об аварийной остановке агрегата (агрегатов) должна быть немедленно передана на соседние КС и диспетчеру ПО.

11.8. Техническое обслуживание и плановые ремонты оборудования КЦ проводят в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей, гл. 9 настоящих Правил и нормативной документацией по регламентам технического обслуживания и ремонта.

11.9. Агрегат, вышедший из ремонта и прошедший настройку и проверку всех систем, должен эксплуатироваться с закрытыми и опломбированными щитами управления.

11.10. на каждые ГПА, общецеховые системы и установки должны быть эксплуатационные формуляры, включающие данные по пп. 10.12. и 10.13.

11.11. Суточные ведомости работы ГПА должны быть на каждом агрегате КЦ. Периодичность заполнения ведомостей определяется руководством объединения в зависимости от типа действующей системы автоматической регистрации режимов и параметров.

11.12. Все системы КЦ в установленные сроки должны подвергаться предусмотренным правилами и техническими инструкциями гидравлическим, пневматическим, электрическим и другим необходимым испытаниям, а также осмотрам и проверкам, акты о проведении которых должны прилагаться к эксплуатационному формуляру системы.

Глава 12

КОМПРЕССОРНЫЕ ЦЕХИ С ГАЗОМОТОКОМПРЕССОРАМИ

12.1. Эксплуатация и обслуживание основного и вспомогательного оборудования цеха должны проводиться в соответствии с эксплуатационными инструкциями, составленными на основе инструкций заводов-изготовителей, Правил технической эксплуатации компрессорных цехов с газомоторными компрессорами и настоящих Правил.

12.2. Обязанности дежурного персонала при эксплуатации определяются утвержденными должностными инструкциями для персонала компрессорных цехов с газомотокомпрессорами (ГМК).

12.3. Все операции, связанные с пуском или остановкой агрегата, должны проводиться дежурным персоналом. Пуски агрегата, вышедшего из ремонта, должны производиться дежурным персоналом с разрешения и под наблюдением представителя ремонтной организации.

12.4. При эксплуатации ГМК персонал обязан поддерживать оптимальный режим работы, контролировать параметры, анализировать причины их изменения и отклонения от номинальных, принимать меры к предупреждению опасных режимов, в том числе:

а) контролировать температуру и давление смазочного масла, охлаждающей воды, топливного газа и наддувочного воздуха, не допуская отклонения значений этих параметров от заданных заводом-изготовителем пределов;

б) контролировать давление и температуру газа на всасывании и нагнетании компрессорных цилиндров;

в) контролировать и регулировать равномерность распределения нагрузок по цилиндрам;

г) не допускать работу ГМК в зонах частоты вращения и нагрузки, запрещенных инструкциями завода-изготовителя;

д) контролировать перепады давления на масляных фильтрах и своевременно проводить их очистку (замену);

е) проверять состояние и степень нагрева газовпускных клапанов;

ж) контролировать состояние системы зажигания;

з) контролировать состояние фундаментов, несущего каркаса, зданий, компенсаторов, крепления глушителей и выхлопных труб, состояние запорной арматуры и воздушных фильтров.

12.5. Автоматическая аварийная остановка ГМК при срабатывании защит и аварийная остановка дежурным персоналом должны осуществляться в соответствии с требованиями технической документации заводов-изготовителей и Правил технической эксплуатации компрессорных цехов с газомотокомпрессорами.

Не допускается в процессе эксплуатации отключать автоматические защиты или изменять их уставки без согласования с заводом - изготовителем ГМК. В необходимых случаях, связанных с временным отключением некоторых защит (например, для обслуживания приборов), должно быть организовано наблюдение за агрегатом.

12.6. КЦ должен быть аварийно остановлен с отключением его от газопровода и выпуском газа из технологических коммуникаций в случаях указанных в п. 10.6.

12.7. В случае аварийной остановки агрегата необходимо выяснить причину остановки и запускать данный агрегат только после ее устранения.

12.8. Техническое обслуживание и плановые ремонты оборудования КЦ проводятся в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей, гл. 9 настоящих Правил, Правилами технической эксплуатации компрессорных цехов с газомоторными компрессорами и нормативной документацией по регламентам технического обслуживания и ремонта.

12.9. Останавливаемые на ремонт ГМК необходимо отключать от топливных, технологических и пусковых трубопроводов. На всех запорных устройствах с ручным управлением маховики или рукоятки должны быть сняты или закрыты на замок (с помощью цепи). Кроме того, на отключенной арматуре должен быть вывешен плакат «Не открывать!».

Если на ответвлениях технологического газа, идущих к ремонтируемому участку, установлена запорная арматура с пневмоприводом, с нее следует снять шланги пневмопривода и заглушить штуцеры резьбовыми колпачками. Продувочные свечи, сообщающие обвязку компрессора с атмосферой, должны быть открыты, арматура заблокирована в открытом положении и на ней вывешен плакат «Не закрывать!». Щит местного управления и панель центрального щита ремонтируемого агрегата должны быть обесточены и снабжены плакатом «Не включать! Работают люди».

12.10. При остановке ГМК для ремонта со вскрытием компрессорных и силовых цилиндров должны устанавливаться металлические заглушки во фланцевых разъемах трубопроводов пускового воздуха, технологического и топливного газа, идущих к ремонтируемому агрегату. Отключающие заглушки на ответвлениях технологического газа следует устанавливать за пределами машинного зала, а при отсутствии такой возможности - внутри цеха. В последнем случае, перед рассоединением фланцев для установки заглушек и до их повторного крепления после удаления их, должна быть включена приточная и вытяжная вентиляция, кроме того должны быть остановлены все работающие агрегаты.

12.11. Агрегат, вышедший из ремонта и прошедший настройку и проверку всех систем, должен эксплуатироваться с закрытыми и опломбированными щитами управления.

12.12. В процессе эксплуатации системы резервирования КЦ, резервные источники электроснабжения, аварийное освещение должны подвергаться испытаниям на срабатывание (включение) и (или) функционирование в сроки указанные в п. 10.11.

12.13. На каждые ГМК, общецеховые системы и установки должны быть эксплуатационные формуляры, включающие данные по пп. 10.12. и 10.13.

12.14. Суточные ведомости работы ГМК должны быть на каждый агрегат КЦ. Периодичность заполнения суточных ведомостей определяется руководством объединения в зависимости от типа ГМК и степени их автоматизации.

12.15. Все системы КЦ в установленные сроки должны подвергаться предусмотренными правилами и техническими инструкциями гидравлическим, пневматическим и другим необходимым испытаниям, а также осмотрам и проверкам, акты о проведении которых должны прилагаться к эксплуатационному формуляру системы.

Глава 13

УСТАНОВКА ОЧИСТКИ ГАЗА

13.1. Установка предназначена для очистки транспортируемого газа от механических примесей и жидкостей. В зависимости от условий эксплуатации может быть предусмотрена одно- или двухступенчатая очистка (пылеуловители и фильтры-сепараторы).

13.2. Число аппаратов, включаемых в работу в процессе эксплуатации, определяется в зависимости от расхода газа по их техническим характеристикам.

13.3. Обвязка аппаратов установки очистки газа технологическими трубопроводами должна обеспечивать возможность внутренних осмотров и гидравлических испытаний в соответствии с правилами Госгортехнадзора.

13.4. В процессе эксплуатации установок очистки необходимо:

а) периодически удалять уловленные примеси и дренажные емкости и учитывать их количества, при этом частота и длительность продувок аппаратов должны обеспечивать минимальные затраты природного газа;

б) контролировать давление газа на входе и выходе каждой ступени очистки, состояние дренажной системы и ее элементов;

в) периодически отключать аппараты для внутреннего осмотра их, очистки или замены сменных элементов;

г) своевременно включать систему обогрева аппаратов и контролировать ее работу.

13.5. Эксплуатация, техническое обслуживание и ремонт установки очистки газа должны проводиться в соответствии с инструкцией, составленной на основании инструкций изготовителя, Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением, Правил технической эксплуатации компрессорных цехов с газотурбинным приводом, Правил технической эксплуатации компрессорных цехов с газомоторными компрессорами.

Глава 14

УСТАНОВКА ОХЛАЖДЕНИЯ ГАЗА

14.1. Охлаждение газа после компримирования с целью обеспечения надежности и повышения эффективности работы газопровода осуществляется в аппаратах воздушного осаждения (АВО).

14.2. Пуск КС в эксплуатацию без ввода в работу предусмотренной проектом установки охлаждения газа не допускается.

14.3. Температура природного газа на выходе из установки охлаждения газа не должна быть выше допустимой условиями устойчивости газопровода и сохранности его изоляции и не должна быть ниже величины допустимой по условиям хладостойкости металла труб газопровода. Предельные величины устанавливаются проектом КС.

14.4. Для периодического контроля технического состояния на каждом АВО должно быть обеспечено местное измерение температур газа на входе и выходе и общее измерение перепада давлений.

14.5. Эксплуатация, техническое обслуживание и ремонт АВО (подготовка и пуск в работу, нормальная эксплуатация, контроль состояния, устранение неисправностей, обслуживание вентиляторов и двигателей, очистка теплообменных поверхностей, указания по ведению формуляров и т.д.) проводятся в соответствии с инструкцией, составляемой на основе материалов завода-изготовителя, Правил технической эксплуатации компрессорных цехов с газотурбинным приводом и Правил технической эксплуатации компрессорных цехов с газомоторными компрессорами.

Глава 15

ТРУБОПРОВОДЫ НА ПРОМЫШЛЕННЫХ ПЛОЩАДКАХ

15.1. Основными трубопроводами на промышленных площадках КС являются технологические газопроводы высокого давления, а также трубопроводы различного назначения (водопроводы, маслопроводы, тепловые сети и т.п.).

15.2. Подземная часть трубопроводов КС должна быть покрыта антикоррозионной изоляцией. Трубопроводы на поверхности окрашивают в установленные цвета и стрелкой указывают направление движения среды.

15.3. Планировка поверхности земли над трубопроводами в процессе эксплуатации не должна допускать скопления ливневых вод.

15.4. Земляные работы около газопроводов, водопроводов и теплотрасс должны проводиться только по специальному разрешению, выданному руководством ЛПУМГ, СПХГ, и под наблюдением специально выделенного ответственного лица.

15.5. Коллекторы и газопроводы на КС с поршневыми компрессорами должны быть укреплены хомутами, обеспечивающими возможность компенсации температурных удлинений. На КС с центробежными нагнетателями должен быть предусмотрен контроль состояния лобовых опор. В соответствии с действующими требованиями необходимо проверять состояние крепления газопроводов и коллекторов. Все замеченные дефекты должны фиксироваться в эксплуатационном журнале для принятия мер к их устранению. Обнаруженные свищи или другие места утечки газа должны немедленно устраняться.

15.6. Состояние фундаментных опор под газопроводами и коллекторами проверяют на отсутствие просадок и других дефектов не менее 2 раз в год.

15.7. Газопроводы от пылеуловителей до ГПА после монтажа должны быть очищены от грата, грязи, пыли и посторонних предметов с составлением акта на скрытые работы.

15.8. Изменения, вносимые во время эксплуатации в схему газопроводов высокого давления КС (переобвязка КЦ, врезка обводов, дополнительной арматуры и т.д.), должны выполняться по согласованному с проектным институтом рабочему проекту.

15.9. Трубопроводы, поверхность изоляции которых не имеет металлической обшивки, окрашивают. Трубопроводы, поверхность изоляции которых имеет металлическую обшивку, не окрашивают, Окраска и обозначения трубопроводов должны соответствовать ГОСТ 14202-69.

15.10. Контроль за всеми трубопроводами заключается в следующем:

а) наружный осмотр изоляции и фланцевых соединений;

б) осмотр опор и проверка правильности компенсации трубопроводов;

в) ежегодный контроль толщины стенок в местах, наиболее подверженных эрозионному и коррозионному износу, методами неразрушающего контроля с составлением карты и фиксированием данных замеров.

15.11. Монтаж и эксплуатация трубопроводов пара и горячей воды должны осуществляться в соответствии с действующими Правилами устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды.

15.12. Монтаж и эксплуатация газопроводов низкого давления выполняются в соответствии с действующими Правилами безопасности в газовом хозяйстве.

Глава 16

ЗАПОРНАЯ АРМАТУРА НА КС

16.1. Запорная арматура, установленная на трубопроводах (краны, вентили, обратные клапаны и т.п.), должна быть рассчитана на максимальное давление и предельные температуры, тип ее должен соответствовать проекту.

16.2. Все краны, расположенные на технологических газопроводах обвязки ГПА, и общестанционные краны должны иметь однотипную нумерацию.

16.3. Каждому крану обвязки ГПА присваивают номер из двух цифр: первая цифра, римская, должна обозначать станционный номер ГПА, к которому относится кран, вторая цифра, арабская, - номер крана в обвязке ГПА. Узлы управления кранов с пневмогидроприводами или пневмоприводами, установленные отдельно от крана, должны иметь обозначения, соответствующие номеру управляемого крана.

16.4. На общецеховых кранах КЦ должна быть следующая нумерация.

16.5. Вся запорная арматура, установленная в обвязках КЦ, должна иметь:

а) нумерацию согласно оперативной схеме;

б) четкие указатели открытия и закрытия кранов;

в) указатели направления движения газа.

16.6. Гидросистемы кранов с пневмогидравлическим управлением зарубежного производства заполняют специальными маслами, рекомендованными заводами-изготовителями кранов или соответствующими им отечественными маслами.

16.7. В шаровых кранах применяется в основном пневмогидравлическое или пневматическое управление с использованием давления транспортируемого газа. Управление этими кранами ручными дублерами (гидронасосами или штурвалами) применяется в исключительных случаях.

16.8. Кран (за исключением обводного) открывают только после выравнивания давления газа в смежных участках трубопровода или при наличии определенного перепада давления, указанного заводом-изготовителем.

16.9. Маховики кранов следует вращать плавно, без применения дополнительных рычагов. Усилие при открытии и закрытии кранов с помощью маховиков не должно превышать 5 МПа (для кранов с D_у = 400 мм и более), с помощью ручных насосов - не более 2,5 МПа (на рукоятку насоса). При использовании ручных насосов необходимо постоянно контролировать давление, создаваемое ими.

16.10. Категорически запрещается использовать краны с мягкими уплотнениями шаровых затворов в качестве регуляторов потоков газа.

16.11. В кранах для создания герметичности при закрытом положении, а также для облегчения поворота затвора необходимо периодически производить набивку.

16.12. Для восстановления герметичности шаровых кранов зарубежного производства (в случае нарушения уплотнений затвора или шпинделя) применяются специальные пасты, рекомендуемые заводами-изготовителями кранов, или соответствующие им смазки отечественного производства.

16.13. Материал набивки сальников арматуры и прокладок для фланцевых соединений выбирают в зависимости от параметров рабочей среды согласно действующим нормам.

16.14. Перед проведением гидравлических испытаний газопроводов во избежание попадания воды в систему пневмогидравлического управления необходимо отсоединять трубы отбора импульсного газа от узлов управления кранами.

16.15. После проведения гидравлических испытаний газопровода необходимо удалить воду из всех полостей кранов.

16.16. Сетевую арматуру (пожарные гидранты, вантузы, задвижки), установленную в колодцах, перед наступлением морозов утепляют и освобождают от утепления весной. Применяемые для утепления колодцев материалы должны быть сухими.

16.17. Не реже 2 раз в год (осенью и весной) проверяют состояние пожарных гидрантов и сетевой арматуры.

16.18. Техническое обслуживание и ремонт запорной арматуры осуществляются в соответствии с положением о ППР и инструкциями завода-изготовителя по плану-графику, согласованному со сроками ремонта другого оборудования КС.

Глава 17

СИСТЕМЫ ТОПЛИВНОГО, ПУСКОВОГО И ИМПУЛЬСНОГО ГАЗА

17.1. Системы топливного, пускового и импульсного газа предназначены для подготовки природного газа с целью использования его в качестве топлива, для запуска ГПА и для управления кранами в системах КС.

17.2. Газ в системы отбирают из четырех точек: от узла подключения (до и после обводного крана КЦ), после пылеуловителей и из выходного трубопровода цеха (перед установкой охлаждения газа).

17.3. В системах топливного и пускового газа он очищается от механических примесей и жидкости, подогревается (при необходимости), редуцируется до рабочего давления, здесь же измеряется расход газа.

17.4. Система импульсного газа обеспечивает осушку газа до точки росы (- 55 °С) при рабочем давлении, отсюда его подают к кранам и пневматическим устройствам КЦ.

17.5. Для обслуживания систем без остановки цеха необходимо иметь резервные регуляторы, сепараторы, расходомерные устройства и ресиверы. Система топливного газа должна предусматривать автоматическое включение резервной нитки на пункте редуцирования при выходе из строя основной.

17.6. Эксплуатацию и техническое обслуживание систем осуществляют в соответствии со специальной инструкцией, Правилами технической эксплуатации компрессорных цехов с газотурбинным приводом и Правилами технической эксплуатации компрессорных цехов с газомоторными компрессорами.

17.7. При эксплуатации и техническом обслуживании систем необходимо:

а) контролировать давление в импульсной системе, точность поддержания его в топливной и пусковой системах и при необходимости настраивать регуляторы;

б) осуществлять периодическую (не реже 1 раза в год) проверку и регулировку предохранительных клапанов;

в) обслуживать запорную арматуру в соответствии с графиком ППР запорной арматуры КС;

г) периодически (в зависимости от местных условий) производить продувку и дренаж сепараторов, вымораживателей, ресиверов и коллекторов;

д) отключать коллектор пускового газа в периоды между пусками ГПА;

е) контролировать перепады давлений на фильтрах и при необходимости заменять их;

ж) восстанавливать реагенты осушителей импульсного газа;

з) контролировать работу подогревателей топливного газа;

и) периодически (не реже 1 раза в год) осматривать и контролировать размеры измерительных диафрагм;

к) своевременно выявлять и устранять утечки газа из систем (особенно через свечи и предохранительные клапаны);

л) измерять и регистрировать расход газа и передавать сведения в централизованную систему учета собственных нужд КС;

м) проводить осмотр, чистку, ремонт и испытание оборудования в соответствии с утвержденным графиком.

Глава 18

ВОДОХОЗЯЙСТВО, ГРАДИРНИ И МАСЛЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО

Водохозяйство и градирни

18.1. Система водоснабжения должна обеспечивать потребность КС в воде на хозяйственно-бытовые и противопожарные нужды, а также подпитку систем теплоснабжения и оборотного водоснабжения.

18.2. Водозаборные сооружения на реках и озерах, а также артезианские скважины должны удовлетворять требованиям санитарной и водной инспекций.

18.3. Приемные колодцы и резервуары воды для хозяйственно-бытовых нужд должны быть надежно закрыты для посторонних лиц.

18.4. Арматура, трубопроводы, сосуды с водой (в КЦ, у артезианских скважин, водонапорных башен и т.п.) должны предохраняться от замерзания в зимних условиях.

18.5. Резервуары для хранения воды должны подвергаться чистке с последующим хлорированием 1 раз в год.

18.6. Персонал, обслуживающий объекты водоснабжения, обязан проходить медосмотр в установленные сроки.

18.7. Вода, подаваемая на бытовые нужды, должна удовлетворять требованиям ГОСТ 2874-75.

18.8. Вода, используемая в системе оборотного водоснабжения цеха, в зависимости от применяемого оборудования должна соответствовать требованиям технических условий завода-изготовителя.

18.9. Вода, используемая для подпитки в системе теплоснабжения КС, должна подвергаться обработке в соответствии с действующими нормами.

18.10. На циркуляционных насосах, находящихся в резерве, задвижки должны быть постоянно открыты, так как при падении давления воды в системе насосы включаются автоматически.

18.11. Все вращающиеся части агрегатов водохозяйства должны быть ограждены. У агрегатов, если они включаются автоматически, должны быть вывешены предупреждающие надписи «Пускаются автоматически».

18.12. Пожарные насосы должны пускаться вручную не реже 1 раза в неделю с целью проверки их исправности. Дежурный персонал выполняет опробование насосов и оформляет запись в журнале.

18.13. Новые участки водопроводов и новые насосы перед включением их в действующие коммуникации предварительно обрабатывают хлорной известью (для питьевой воды).

18.14. Воздушные ресиверы и предохранительные клапаны должны эксплуатироваться в соответствии с действующими правилами Госгортехнадзора.

18.15. Эксплуатация, техническое обслуживание и ремонт объектов водоснабжения осуществляются в соответствии с инструкциями, разработанными на каждой КС с учетом местных особенностей. При этом необходимо:

а) контролировать режим работы циркуляционных насосов, не допуская превышения предельных параметров (вибрация, температура подшипников, уровень масла); осуществлять их обслуживание (замену сальников, замену масла, центровку и т.д.) и ремонт;

б) следить за исправностью фильтров и при необходимости производить их очистку;

в) проверять качество воды и ее уровень в бассейнах и резервуарах;

г) выявлять и устранять утечки воды;

д) периодически очищать резервуары и баки;

е) обеспечивать ремонт оборудования в соответствии с графиком ППР.

18.16. Во время работы градирни необходимо:

а) поддерживать требуемый охладительный эффект в соответствии с режимом работы КЦ и с наименьшим расходом электроэнергии на работу насосов и вентиляторов;

б) обеспечивать правильное и равномерное распределение воды в водораспределительном устройстве, проверять уровень воды в градирне;

в) еженедельно проверять чистоту разбрызгивателей в течение первых 2 - 3 мес. эксплуатации, а затем - 1 раз в квартал;

г) проводить чистку распределительного устройства воды, приемных патрубков, поддона и бассейна градирни, а также холодильников и другого оборудования 1 раз в год;

е) не допускать обледенения градирни в зимнее время;

ж) периодически по утвержденному графику проверять жесткость воды в градирне;

з) применять хлорирование и обработку медным купоросом для защиты градирен от биологических обрастаний.

18.17. Площадка вокруг градирни должна быть спланирована с учетом обеспечения отвода от нее поверхностных вод и покрыта асфальтом или бетоном. При эксплуатации покрытие должно содержаться в исправном состоянии.

18.18. Осмотр и устранение повреждений резервуаров градирен и брызгальных бассейнов с полным их опорожнением должны проводиться в сроки установленные местной инструкцией. Опорожнение водосборного резервуара градирен в зимнее время не допускается.

18.19. Аппараты воздушного охлаждения на КС применяются как для прямого охлаждения циркулирующих в ГПА рабочих сред, так и для охлаждения промежуточного теплоносителя (циркуляционной воды или антифриза). Аппараты воздушного охлаждения эксплуатируют на режимах, определяемых технологическими требованиями, температурными условиями и инструкцией завода-изготовителя.

Масляное хозяйство

18.20. Система масляного хозяйства должна обеспечивать снабжение маслом агрегатов, электрических устройств и вспомогательных механизмов, надежную работу масляных систем, сбор и очистку отработанного масла и может включать:

а) резервуарный парк смазочных и трансформаторных масел;

б) насосную склада масел;

в) установку очистки масел;

г) тарный склад хранения смазочных материалов;

д) блок приготовления и хранения антифриза;

е) маслохозяйство КЦ;

ж) блок регенерации масляных фильтров.

18.21. Резервуарный парк должен включать емкости для приема свежего масла каждой марки общим объемом не менее одной большегрузной железнодорожной цистерны (50 м³), емкости для сбора отработанного масла, обеспечивающие одновременное опорожнение маслосистем 25 % установленных ГПА; емкости для сбора очищенного масла не менее 25 м³.

18.22. При эксплуатации должен быть обеспечен неснижаемый запас масла в следующем количестве:

а) не менее трехмесячного расхода для всех остановленных ГПА и двигателей электростанций, при неблагоприятной транспортной схеме - не менее шестимесячного расхода и, как исключение (тяжелая транспортная схема), - не менее годового расхода, плюс 50 % от вместимости маслосистем во всех случаях;

б) трансформаторного масла - не менее 10 % от количества залитого в трансформаторы и выключатели;

в) других масел - не менее двухмесячного расхода.

18.23. Насосная склада масел должна обеспечивать:

а) прием и заливку в емкости свежего масла;

б) подачу свежего масла в КЦ и автоцистерну;

в) прием и подачу отработанного масла на подготовку либо в автоцистерну;

г) перекачку масла из емкости в емкость.

18.24. Маслохозяйство КЦ, как правило, включает:

а) маслоблок с баками чистого и отработанного масла, насосом подачи свежего масла к агрегатам и насосом откачки отработанного масла в емкость на складе масел;

б) маслоочистительные машины, включая передвижную с возможностью подключения к каждому ГПА.

18.25. Поступающие на КС смазочные и трансформаторные масла должны иметь паспорт и подвергаться сокращенному лабораторному испытанию для определения соответствия их действующим нормам и техническим условиям, визуально определяют наличие механических примесей и воды.

18.26. Получаемые индустриальные масла и консистентные смазки должны подвергаться осмотру для обнаружения механических примесей и воды. У индустриальных масел, кроме того, проверяют вязкость.

18.27. В процессе хранения и эксплуатации масло должно периодически подвергаться визуальному контролю и сокращенному анализу.

В объем сокращенного анализа турбинного масла входит определение кислотного числа реакции водной вытяжки, наличия механических примесей, шлама и воды. В объем сокращенного анализа трансформаторного масла входит определение температуры вспышки пробивного напряжения, кислотного числа, реакции водной вытяжки и механических примесей.

Эксплуатационное масло должно удовлетворять действующим нормам и техническим условиям.

18.28. Периодичность сокращенного анализа и визуального контроля, а также необходимость и периодичность дополнительных анализов эксплуатационного и находящегося в резерве масла должны определяться инструкциями по эксплуатации конкретных марок масла и типа оборудования.

18.29. Для основного и вспомогательного оборудования КС должны быть установлены нормы расхода смазочных материалов и организован их учет в соответствии с утвержденной инструкцией.

18.30. Эксплуатация, техническое обслуживание и ремонт оборудования, трубопроводов маслохозяйства должны проводиться по инструкциям, составленным с учетом местных условий на основе настоящих Правил, инструкций заводов-изготовителей, Правил технической эксплуатации компрессорных цехов с газотурбинным приводом и Правил технической эксплуатации компрессорных цехов с газомоторными компрессорами.

Глава 19

КОТЕЛЬНЫЕ И ТЕПЛОВЫЕ СЕТИ

Котельные и установки утилизации тепла

19.1. Теплоснабжение на КС может осуществляться от следующих источников:

а) водогрейных отопительных котельных;

б) паровых котельных;

в) утилизационных теплообменников, устанавливаемых на газоперекачивающих агрегатах;

г) газовых воздухонагревателей и других средств индивидуального нагрева.

19.2. На КС, теплоснабжение которых осуществляется от утилизационных теплообменников, должна быть предусмотрена котельная для аварийного теплоснабжения на случай остановки ГПА в зимний период.

19.3. Эксплуатация котельных должна отвечать следующим нормам и правилам:

а) Правилам устройства, безопасной эксплуатации водогрейных котлов и паровых котлов с давлением не выше 0,07 МПа (0,7 кгс/см²);

б) Правил устройства и безопасности эксплуатации водогрейных котлов, водоподогревателей и паровых котлов с избыточным давлением;

в) Правилам безопасности в газовом хозяйстве;

г) СНиП, гл. «Котельные установки»;

д) Инструкции для персонала котельной (типовая);

е) Правилам устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов;

ж) Правилам устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и воды;

з) Правилам устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением.

19.4. Для каждой котельной и установки утилизации тепла на основании норм и правил п. 19.3 должна быть составлена инструкция по пуску и эксплуатации оборудования с учетом требований техники безопасности.

19.5. В котельной или в соответствующем помещении должны быть вывешены план и схемы водяных, газовых и других коммуникаций.

19.6. Ответственным за эксплуатацию котельной или утилизационной установки назначается приказом сотрудник со специальным техническим образованием или опытный практик после проверки его знаний квалификационной комиссией.

Тепловые сети

19.7. Эксплуатация тепловых сетей КС должна отвечать требованиям Правил технической эксплуатации теплоиспользующих установок и тепловых сетей.

19.8. Все соединения трубопроводов тепловых сетей должны быть сварными, за исключением мест присоединения арматуры, где могут применяться фланцы.

19.9. Прокладки для фланцевых соединений изготовляют из паронита; для сальников применяют асбестовую прографиченную набивку или набивку из термостойкой резины. Применение во фланцевых соединениях картонных и резиновых прокладок, а также хлопчатобумажных и пеньковых набивок не допускается.

19.10. Для контроля параметров теплоносителя тепловая сеть должна быть оборудована штуцерами для манометров и гильзами для термометров на подающих и обратных трубопроводах основных магистралей водяной сети, во всех точках изменения диаметров, а также в крупных узловых точках с диаметрами ответвлений более 150 мм.

19.11. Для предохранения от коррозии металлических конструкций тепловых сетей (балок, перекрытий, мертвых опор и других элементов) в доступных местах их окрашивают; периодичность окраски устанавливается в зависимости от местных условий.

19.12. В низких точках трасс должно быть предусмотрено устройство для отвода воды. При отсутствии самотечного стока воду периодически откачивают.

19.13. При пуске водяной сети после ремонта ее промывают через временные грязевики, устанавливаемые в концах подающего и обратного теплопроводов (по ходу воды). Грязевики удаляют через год после второй промывки.

19.14. Ежегодно после окончания отопительного сезона проводится гидравлическая опрессовка тепловых сетей и вводов для выявления дефектов, подлежащих устранению при капитальном ремонте. После ремонта тепловые сети вновь подвергаются гидравлической опрессовке.

19.15. Тепловые сети испытывают на расчетную температуру не реже 1 раза в два года. При этом проверяют все оборудование тепловых сетей и вводов.

19.16. Для надзора за состоянием подземных теплопроводов в местах, наиболее опасных в отношении наружной коррозии и увлажнения теплоизоляции, не реже 1 раза в два года проводится шурфовка тепловой сети (вскрытие грунта, строительной конструкции и тепловой изоляции) из расчета не менее одного шурфа на 2 км трассы и не менее одного шурфа при меньшей протяженности трассы. Все работы по проведению шурфовки ведутся с третьего года эксплуатации тепловых сетей. На каждое вскрытие должен быть составлен акт, в котором отмечают состояние грунта, строительных конструкций, изоляции труб и метод восстановления конструкций.

19.17. За внутренней коррозией водяных тепловых сетей и конденсатопроводов должен быть систематический контроль путем анализов сетевой воды и конденсата, а также установки индикаторов коррозии в наиболее характерных точках.

Для контроля за внешней коррозией трубопроводов тепловая сеть не реже 1 раза в три года должна быть проверена электрическими методами. Контрольная проверка участков, на которых обнаружена коррозия, должна проводиться не реже 1 раза и год.

19.18. Среднегодовая утечка теплоносителя в тепловых сетях не должна превышать 0,25 % от объема воды в работающей сети и присоединенных к ней сетей.

19.19. Текущий ремонт тепловых сетей проводится не реже 1 раза в год на основе результатов периодических осмотров (обходов), испытаний и шурфований по утвержденному графику.

19.20. После окончания ремонта тепловые сети должны быть промыты до полного осветления воды и испытаны давлением, равным 125 % от рабочего, но не менее чем рабочее давление плюс 0,3 МПа (3 кгс/см²).

19.21. Задвижки, установленные на тепловых сетях, должны иметь порядковые номера в соответствии со схемой тепловой сети.

19.22. На летний период тепловые сети заполняют водой.

19.23. При отпуске тепла от КС сторонним потребителям, не относящимся к предприятиям Мингазпрома, его учитывают с помощью хозрасчетных приборов. С потребителями должна быть согласована цена отпускаемого тепла.

Раздел четвертый

ПОДЗЕМНЫЕ ХРАНИЛИЩА ГАЗА

Глава 20

ОРГАНИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ СТАНЦИЙ ПОДЗЕМНОГО ХРАНЕНИЯ ГАЗА

Общие положения

20.1. Станция подземного хранения газа (СПХГ) включает следующие объекты:

а) газопровод-отвод;

б) компрессорную станцию;

в) газораспределительный пункт (ГРП);

г) установки подготовки газа;

д) внутрипромысловые трубопроводы и газосборные коллекторы;

е) фонд скважин различного технологического назначения;

ж) административно-хозяйственные и вспомогательные здания и сооружения.

20.2. Деятельностью СПХГ - приемкой объектов от подрядчиков и газа от поставщиков, выдачей газа потребителям - руководит соответствующее ПО по транспортировке и поставкам газа.

20.3. СПХГ в составе ПО создаются Мингазпромом.

20.4. Основная задача СПХГ - рациональная эксплуатация подземного хранилища газа (ПХГ) в соответствии с проектными решениями, выполнение плановых заданий по закачке и отбору газа.

20.5. СПХГ к моменту промышленного освоения должна иметь в своем составе службы, предусмотренные типовой структурой организации и управления производством.

20.6. Задачи, права и обязанности отдельных исполнителей, служб определяются положением о службе, а также должностными инструкциями.

20.7. Расстановка инженерно-технических работников, рабочих служащих на СПХГ, организация их труда регламентируются действующими положениями, должностными инструкциями и другими документами, составленными с учетом особенностей каждого ПХГ, требований охраны недр, окружающей среды, труда и соблюдения пожарной безопасности.

20.8. СПХГ возглавляет начальник станции, главный инженер и главный (старший) геолог, которые несут полную ответственность за эксплуатацию ПХГ и выполнение плановых заданий по закачке и отбору газа при минимальных затратах труда, материальных и финансовых средств.

20.9. Функции начальника, главного инженера и главного (старшего) геолога распределяет начальник СПХГ.

20.10. Обязанности ИТР, начальников служб устанавливаются должностными инструкциями, утверждаемыми начальником СПХГ.

Приемка в эксплуатацию объектов подземного хранения газа

20.11. Разведанные, изученные и обустроенные в соответствии с техническим проектом объекты ПХГ в пластах-коллекторах водоносных структур и истощенных газовых и газоконденсатных месторождениях принимаются в эксплуатацию на основании Положения и передаче законченных разведкой месторождений полезных ископаемых в промышленное освоение, Временного положения о порядке перевода сооружаемых подземных хранилищ природного газа (в водоносных пластах) в промышленную эксплуатацию и других нормативных документов.

20.12. До передачи объектов ПХГ в эксплуатацию на них приводятся гидродинамические, геофизические исследования и опытные работы по закачке и отбору газа. По специальной программе, разработанной институтом-автором технологического проекта (схемы), опытные работы по закачке (отбору) газа выполняет ПО, а разведочная организация осуществляет наблюдения и исследования. Институт - автор технологического проекта (схемы) - осуществляет авторский надзор за проведением всех работ на данном этапе создания ПХГ.

20.13. Опытную закачку газа на объектах ПХГ, сооружаемых в пластах-коллекторах водоносных структур, выполняют, когда разведочным бурением установлены основные элементы структурной формы поднятия (протяженность по малой и большой осям, амплитуды и др.) при наличии пласта-коллектора с хорошими емкостными, гидродинамическими и геофизическими параметрами (эффективной мощности, пористости, проницаемости, гидро- и пьезопроводности) и перекрытого надежной покрышкой.

20.14. Опытная закачка газа на объектах ПХГ, сооружаемых и пластах-коллекторах истощенных газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, осуществляется при благоприятном расположении их относительно системы магистрального транспорта газа и потребителей газа, а также при отсутствии перетоков газа из пласта-коллектора в верхние горизонты через стволы негерметичных скважин.

20.15. При обнаружении в процессе опытной закачки утечек газа по техническим причинам разведочная буровая организация, передающая скважины в эксплуатацию, обязана немедленно выяснить причины, места перетока и принять необходимые меры для их ликвидации.

20.16. Для получения горного отвода ПО должно представить в территориальные органы Госгортехнадзора заявку, к которой прилагаются документы согласно его инструкции.

20.17. Для передачи ПХГ в промышленную эксплуатацию распоряжением Мингазпрома создается комиссия из представителей заинтересованных организаций.

Глава 21

ГАЗОПРОМЫСЛОВОЕ ХОЗЯЙСТВО

Общие положения

21.1. В комплекс сооружений СПХГ входят:

а) нагнетательные и эксплуатационные скважины;

б) наблюдательные скважины;

в) геофизические скважины;

г) контрольные скважины;

д) поглотительные скважины;

е) шлейфы, газосборные коллекторы и газопроводы-отводы;

ж) ингибиторопроводы, водопроводы различного технологического назначения;

з) ГРП, включающие узлы подключения скважин к ГРП; блоки первичных и замерных газосепараторов; блоки сбора и подачи в поток газа ингибитора гидратообразования; системы электроснабжения, тепла и водоснабжения, канализации, вентиляции; системы КИП и А, связи; здания производственного и подсобного назначения;

и) компрессорная станция, включающая компрессорный (е) цех (и) установки подготовки газа; установку охлаждения газа; блок хозрасчетного замера газа; системы электроснабжения, теплоснабжения, водоснабжения, канализации, вентиляции; системы КИП и А; ремонтно-эксплуатационный блок; здания производственного и подсобно-хозяйственного назначения.

21.2. Число скважин, их конструкция, расположение на ПХГ, очередность ввода в эксплуатацию и порядок их подключения определяются технологическим проектом (схемой) создания и эксплуатации ПХГ, утверждаемым Мингазпромом.

21.3. Строительство скважин на ПХГ осуществляется в соответствии с требованиями основных документов, утвержденных Министерствами газовой и нефтяной промышленности, а также Министерством геологии СССР (единых норм бурения, инструкции по расчету обсадных колони, инструкции по креплению скважин, инструкции по испытанию скважин на герметичность, инструкции по предупреждению открытых фонтанов и т.д.).

21.4. Конструкция скважин на ПХГ должна обеспечивать надежную изоляцию горизонтов пресных вод от всех других проницаемых горизонтов качественным цементированием эксплуатационной, промежуточной и перекрывающей горизонты пресных вод колонн.

21.5. Все скважины, находящиеся на территории хранилища, ограждаются проволочной сеткой, они должны иметь ночное освещение и предупредительные знаки. Площадку вокруг скважин выравнивают и бетонируют.

21.6. Шлейфы, газосборные коллекторы, газопроводы-отводы, ингибиторопроводы и водоводы СПХГ проектируются в соответствии с требованиями соответствующих глав СНиП и другими действующими нормативными документами.

21.7. Весь комплекс сооружений должен соответствовать специфическим условиям работы ПХГ, указанным в проекте; их реконструкция и изменение допускаются только по согласованию с проектной организацией.

21.8. Строительные, земляные, буровые и сварочные работы на территории СПХГ без специального разрешения руководства станции не допускаются.

21.9. Персонал, обслуживающий объекты СПХГ, обязан соблюдать правила технической эксплуатации и техники безопасности, промышленной санитарии, охраны недр и окружающей среды.

Нагнетательные и эксплуатационные скважины

21.10. Нагнетательные скважины предназначены для закачки газа в ПХГ при режимах, позволяющих регулировать распределение газонасыщенности по мощности и площади пласта-коллектора.

Нагнетательные скважины могут быть использованы для кратковременного отбора газа из ПХГ, например, в периоды максимального газопотребления.

Эксплуатационные скважины предназначены для закачки и отбора газа.

В период создания ПХГ допускается использовать отдельные эксплуатационные скважины только в качестве нагнетательных.

21.11. Способ вскрытия пласта-коллектора и оборудование забоя нагнетательных и эксплуатационных скважин назначаются в соответствии с технологическим проектом в зависимости от местоположения их на структуре, пластового давления, распределения параметров пласта-коллектора, устойчивости слагающих пласт-коллектор пород и режима работы газового хранилища.

21.12. Фонтанная арматура до установки на устье скважин должна быть опрессована в собранном виде на испытательное давление, указанное в паспорте.

Колонная головка фонтанной арматуры должна быть спрессована воздухом на давление, допустимое для опрессовки эксплуатационной колонны с целью проверки герметичности сальниковых уплотнений. Результаты опрессовки оформляются актом. Колонной головкой обвязываются все промежуточные колонны вместе с эксплуатационной. Конструкция соединения колонн на устье скважины должна обеспечивать контроль давления в межтрубном пространстве.

21.13. При сборке фонтанной арматуры применяют только специальные прокладки, предусмотренные техническими условиями на поставку.

Перед сборкой все детали арматуры тщательно осматривают, обнаруженные дефекты немедленно устраняют.

После монтажа фонтанной арматуры задвижки (краны) должны находиться в рабочем состоянии, т.е. полностью открытыми или полностью закрытыми, что способствует увеличению срока их службы.

Все дефекты в фонтанной арматуре, выявленные в процессе эксплуатации, заносятся в соответствующий журнал газопромысловой службы и устраняются.

21.14. При продувке скважин и периодических исследованиях необходимо руководствоваться программой исследований и инструкциями проведения соответствующих работ, утвержденными главным инженером СПХГ. Указанные работы по мере возможности должны проводиться с минимальным выпуском газа в атмосферу. Для этого предусматриваются закрытая система продувки и испытания скважин. Сведения о потерях газа при промысловых исследованиях, продувках скважин, потерях через сальниковые уплотнения запорной арматуры и вентилей должны быть занесены в журнал учета расхода газа.

21.15. В случае обмерзания фонтанной арматуры скважин ее обогревают снаружи паром или горячей водой или заливают в нее ингибитор.

21.16. При использовании метанола, этиленгликоля, хлористого кальция и других ингибиторов предотвращения гидратообразования в стволе нагнетательных, эксплуатационных скважин и в отдельных узлах их обвязки следует руководствоваться соответствующими инструкциями и наставлениями.

Наблюдательные скважины

21.17. Наблюдательные скважины предназначены для контроля изменения пластового давления, перемещения газоводяного контакта по мощности и площади пласта-коллектора, изменения газонасыщенности.

21.18. Число и местоположение наблюдательных скважин, размещаемых в газонасыщенной и водоносной частях пласта-коллектора, определяются технологическим проектом (схемой). В разряд наблюдательных скважин могут быть переведены разведочные скважины после окончания разведочных работ.

21.19. Наблюдательные скважины, находящиеся под давлением оборудуются так же, как нагнетательные и эксплуатационные, фонтанной арматурой и насосно-компрессорными трубами, обеспечивающими проведение промыслово-геофизических исследований.

21.20. Наблюдательные скважины, расположенные в водоносной части пласта-коллектора ПХГ, должны иметь надежную сообщаемость ствола скважины с пластом-коллектором, для чего следует периодически проверять состояние их забоя. Подготовка этих скважин и поддержание их в рабочем состоянии проводятся в соответствии с Инструкцией по гидрогеологическим исследованиям.

21.21. Территория размещения наблюдательных скважин должна быть доступной для подъезда передвижной лаборатории, специальных автомашин и другого транспорта, используемого при исследованиях.

21.22. Периодичность и вид исследований, проводимых на наблюдательных скважинах, определяются технологическим проектом (схемой).

На каждый квартал геологическая служба СПХГ составляет график промыслово-геофизических исследований и наблюдений, который утверждается главным геологом СПХГ.

Геофизические скважины

21.23. Геофизические скважины предназначены для контроля изменения газонасыщенности пласта-коллектора и возможными перетоками из него газа и жидкости в верхние водоносные пласты через стволы скважин.

21.24. Число и местоположение геофизических скважин определяются технологическим проектом (схемой) в зависимости от характера структурного поднятия ПХГ, покрышки пласта-коллектора.

21.25. Требования к конструкции и качеству проводки геофизических скважин должны быть аналогичны требованиям строительства нагнетательных и эксплуатационных скважин. Искусственный забой ее должен быть ниже подошвы пласта-коллектора не менее чем на 10 м.

21.26. Устье геофизической скважины оборудуется запорной арматурой, опрессованной на давление, допустимое для опрессовки эксплуатационных колонн.

Контрольные скважины

21.27. Контрольные скважины предназначены для контроля герметичности покрышки ПХГ и стволов скважин, вскрывших газонасыщенную часть пласта-коллектора.

Контрольные скважины бурятся на первый водоносный пласт, расположенный над покрышкой пласта-коллектора, и на верхние горизонты, включая и горизонты пресных вод.

21.28. Число и местоположение контрольных скважин определяются технологическим проектом (схемой) в зависимости от характера структурного поднятия, литологии, мощности и выдержанности по площади пород, слагающих покрышку пласта-коллектора.

21.29. Конструкция контрольных скважин должна соответствовать их назначению, а качество проводки - обеспечивать надежную разобщенность водоносных горизонтов.

21.30. Контрольные скважины должны иметь надежную гидродинамическую связь ствола скважин с пластом-коллектором.

21.31. Контрольные скважины, пробуренные на первый водоносный пласт (над покрышкой), оборудуются фонтанной арматурой.

Устье контрольных скважин, пробуренных на верхние горизонты пресных вод оборудуется трубной головкой фонтанной арматуры, позволяющей отбирать пробы пластовой воды глубинными пробоотборниками и измерять избыточное давление.

Оборудование устья контрольных скважин опрессовывается на давление, допустимое для опрессовки эксплуатационных колонн скважин.

Поглотительные скважины

21.32. Поглотительные скважины сооружаются в соответствии с требованиями Основ законодательства СССР и союзных республик и предназначаются для сброса промышленных стоков на ПХГ.

Поглотительные скважины бурятся на пласт-коллектор ПХГ (в законтуренной его части) или другой водоносный горизонт, обладающий приемистостью, обеспечивающей сброс и захоронение намеченных проектом объемов промышленных стоков, а также изолированностью от других водоносных горизонтов и содержащий соляные воды (30 г/л и более), непригодные для хозяйственно-питьевого использования.

21.33. До проектирования поглотительных скважин проводится комплексное исследование по выбору подземного горизонта для сброса и захоронения промышленных стоков.

21.34. Число и местоположение поглотительных скважин определяются проектом, который разрабатывается на основе стандарта «Захоронения сточных вод в подземных горизонтах».

21.35. Конструкция поглотительных скважин должна обеспечивать надежную изоляцию горизонта захоронения промышленных стоков от вышележащих водоносных горизонтов.

Вскрываемые поглотительными скважинами пласты пресных вод должны быть изолированы не менее чем двумя обсадными колоннами (промежуточной и эксплуатационной). Подготовка обсадных труб осуществляется так же, как и для эксплуатационных скважин в соответствии с требованиями ГОСТ 632-64. Цемент для колонн должен отвечать требованиям ГОСТ 1581-78. Время ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) должно составлять не менее 48 ч для последних промежуточной и эксплуатационной колонн и не менее 24 ч - для всех остальных обсадных колонн.

После ОЗЦ определяют высоту цементного камня за колонной геофизическими методами и проверяют герметичность колонн опрессовкой или понижением уровня жидкости в колонне в соответствии со стандартом «Захоронение сточных вод в подземных горизонтах».

21.36. Пласт-коллектор в поглотительных скважинах вскрывают с помощью перфорации эксплуатационной колонны или оборудованием забоя скважины соответствующим фильтром, если для сброса промышленных стоков выбран водоносный горизонт, сложенный слабосцементированными породами.

21.37. Поисковые, разведочные и другие скважины, пробуренные ниже выбранного для сброса промышленных стоков водоносного горизонта и имеющие плохой цементаж колонн или какие-либо другие дефекты, должны быть ликвидированы в соответствии с Положением о порядке ликвидации нефтяных, газовых и других скважин.

21.38. Поглотительные скважины допускаются после приемки всего комплекса сооружений по захоронению промышленных стоков на СПХГ.

21.39. Устье поглотительных скважин оборудуется по типу эксплуатационных скважин. Оно обеспечивает непрерывность закачки промышленных стоков в водоносный горизонт, промывку скважин и возможность проведения глубинных исследований.

Разгрузочные скважины

21.40. Разгрузочные скважины предназначены для разгрузки пласта-коллектора ПХГ с целью увеличения приемистости и активной вместимости хранилища.

Кроме того, в отдельных случаях разгрузочные скважины бурятся на ПХГ для разгрузки верхних пластов-ловушек от поступающего из пласта-коллектора газа.

21.41. Число и местоположение разгрузочных скважин определяются технологическим проектом (схемой) в зависимости от структурной формы поднятия и геолого-физических параметров пласта-коллектора.

21.42. Пластовая вода из разгрузочных скважин сбрасывается в поглотительные скважины через блок очистки и подготовки к захоронению промышленных стоков.

21.43. Оборудование устья и конструкция разгрузочных скважин должны соответствовать типовому оборудованию и конструкции эксплуатационных скважин СПХГ.

Промысловые газопроводы

21.44. Газосборные коллекторы, шлейфы, газопроводы-отводы относятся к основным сооружениям СПХГ, которые обеспечивают транспортировку газа в комплексе ПХГ и подачу его в магистральный газопровод.

21.45. В газопромысловом цехе СПХГ на видном месте должна быть вывешена технологическая схема промысловых коммуникаций (включая ингибиторопроводы и водоводы) с обозначением на ней всех запорных, регулирующих и предохранительных устройств, систем продувки шлейфов и коллекторов для сброса из них газа после периодов закачки и отбора. На схеме указываются направления газовых потоков в коммуникациях при закачке и отборе, а также пропускная способность шлейфов, газосборных коллекторов.

21.46. После прекращения отбора газа шлейфы и коллекторы при необходимости следует продувать для удаления из них жидкости и механических примесей с подачей сбрасываемой жидкости в систему захоронения промышленных стоков, а газа - в газопровод на свечу или на факел для сжигания.

Измерительные и регулирующие устройства, запорная арматура и вентили, смонтированные на коммуникациях, подвергаются наружному осмотру и ревизии, выявленные дефекты фиксируются в журнале и устраняются.

Газораспределительный пункт

21.47. ГРП - основная часть системы внутрипромысловой транспортировки газа. Местоположение и комплекс оборудования определяются проектом.

21.48. По ГРП должны быть составлены технологические схемы всех коммуникаций с указанием характеристик оборудования, аппаратов и запорно-регулирующей арматуры, а также схемы вспомогательных устройств и оборудования. Схемы должны корректироваться по мере внесения изменений в процессе ремонта и реконструкции ГРП и его оборудования.

21.49. После отбора газа на ГРП проводятся осмотр и ревизия оборудования, аппаратуры и запорной арматуры. Обнаруженные дефекты фиксируются в журнале и устраняются.

21.50. При эксплуатации отдельных узлов, установок, аппаратуры и вспомогательных устройств ГРП обслуживающий персонал руководствуется инструкциями по обслуживанию оборудования, должностными инструкциями и указаниями главного инженера, начальника службы и сменного диспетчера СПХГ.

Глава 22

ПОДЗЕМНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН

22.1. В процессе эксплуатации хранилища часть скважин может быть отключена из-за образования в забое песчаных пробок и загрязнения призабойной зоны, износа забойного фильтра, разъедания арматуры, неисправности колонн и внутрискважинного оборудования.

Для ремонта скважин в структуре СПХГ ПО организуются специальные службы (подразделения) подземного ремонта скважин.

22.2. Ремонт скважин подразделяется на текущий и капитальный.

К текущему ремонту относятся:

а) замена и изменение глубины подвески насосно-компрессорных труб;

б) извлечение и замена внутрискважинного оборудования (приустьевых клапанов-отсекателей, забойных ингибиторных клапанов, пакеров и др.); работы, проводимые с задавливанием скважин, но без разбуривания искусственного забоя;

в) очистка песчаных пробок и ликвидация газогидратных пробок в стволе скважины;

г) проведение геофизических работ, связанных с задавливанием скважины;

д) ликвидация утечек и герметизация межтрубного пространства на устье скважины, связанная с задавливанием скважины;

е) доворот эксплуатационных колонн в интервалах недоподъема цемента;

ж) работы по освоению и интенсификации притока газа и обработке призабойной зоны скважины;

з) работы, связанные с консервацией скважины.

К капитальному ремонту скважины относятся:

а) перенамыв гравийного забойного фильтра;

б) извлечение прихваченных подвесных фильтров;

в) гидропескоструйная перфорация;

г) перевод скважины на вышележащие горизонты (установка газонепроницаемых мостов, дополнительная перфорация);

д) ликвидация аварий эксплуатационной колонны (слома, смятия, утечек в резьбовых соединениях и т.д.);

е) изоляция нерабочих интервалов пласта;

ж) ликвидация межколонных перетоков, цементирование под давлением;

з) работы, связанные с ликвидацией скважины.

22.3. Безаварийное проведение работ по подземному ремонту скважины обеспечивается высокой квалификацией бригад, хорошим техническим состоянием оборудования, наличием средств и материалов для предотвращения внезапных выбросов газа и надлежащей организацией работ.

При выполнении текущего и капитального ремонтов скважин необходимо руководствоваться соответствующими правилами и инструкциями.

22.4. Весь комплекс работ по подземному ремонту скважины определяется планом ремонтных работ, утвержденным руководством СПХГ.

Глава 23

КОНТРОЛЬ ЗА ЭКСПЛУАТАЦИЕЙ ПОДЗЕМНОГО ХРАНИЛИЩА ГАЗА

23.1. Остановка или включение в работу СПХГ осуществляется по распоряжению ЦДУ ЕСГ СССР.

23.2. Система и порядок контроля за эксплуатацией ПХГ определяются технологическим проектом (схемой), а также дополнениями и уточнениями, вносимыми научно-исследовательским и проектным институтами в процессе создания и эксплуатации ПХГ.

23.3. По характеру и объему исследований контроль на ПХГ осуществляется в две стадии:

а) при опытной и опытно-промышленной эксплуатации, выводе ПХГ на циклический режим работы;

б) при циклической эксплуатации ПХГ.

23.4. Контроль за опытной закачкой газа на ПХГ осуществляет ПО при участии соответствующей буровой организации под общим руководством института - автора проекта (схемы).

23.5. Контроль за опытно-промышленной и циклической эксплуатацией ПХГ осуществляет ПО; институт - автор проекта (схемы) ведет авторский надзор.

23.6. В период опытно-промышленной и циклической эксплуатации на каждый цикл отбора и закачки газа составляются технологические карты работы, устанавливающие темп заполнения (отбора) из ПХГ газа, последовательности подключения скважин, изменения давления и других технологических параметров.

На каждый цикл отбора и закачки газа также составляется программа проведения соответствующих исследований по контролю за эксплуатацией ПХГ.

Технологические карты работы ПХГ и программа исследований и контроля за эксплуатацией хранилищ разрабатываются СПХГ совместно с научно-исследовательским институтом и утверждаются ПО.

23.7. При опытной и опытно-промышленной эксплуатации контролируется герметичность ПХГ (покрышки пласта-коллектора, взаимодействия его со смежными структурами, месторождениями), герметичности нагнетательных, эксплуатационных, поглотительных, наблюдательных и контрольных скважин, а также уточняются основные технологические параметры создания и эксплуатации ПХГ.

23.8. При циклической эксплуатации продолжается контроль герметичности затрубного пространства нагнетательных эксплуатационных, поглотительных, наблюдательных и контрольных скважин, а также проводятся исследования по изысканию наиболее эффективного режима работы ПХГ.

23.9. Для контроля за формированием искусственной газовой залежи, создаваемой в водоносном пласте-коллекторе, распределением газа по пласту-коллектору и ПХГ, создаваемом в истощенной залежи, и возможными утечками газа в вышезалегающие горизонты проводятся следующие геофизические исследования: нейтронный гамма-каротаж, газометрия и термометрия, позволяющие определять изменение мощности газоносности пласта-коллектора, коэффициента газонасыщенности, герметичность затрубного пространства скважин (наличие перетоков газа и воды) и присутствие газа в вышезалегающих горизонтах. Периодичность геофизических измерений и перечень скважин, подлежащих исследованию, определяются геологической службой СПХГ и утверждаются руководством ПО.

Давление в газонасыщенной части пласта-коллектора измеряют ежедневно по нескольким скважинам с определением среднего давления.

По наблюдательным скважинам, расположенным в газоводоносной части пласта-коллектора, глубинными манометрами измеряется пластовое давление для построения карт приведенных изобар и определения в ПХГ контакта газ - вода.

По контрольным скважинам наблюдается изменение уровня жидкости или избыточного давления с целью контроля возможных утечек газа или пластовой воды из ПХГ.

Периодичность измерений по наблюдательным и контрольным скважинам определяется геологической службой СПХГ и согласовывается с разработчиком проекта.

23.10. Для контроля за работой нагнетательных, эксплуатационных и поглотительных скважин периодически определяют расход газа и жидкости глубинным дебитомером по отдельным пропласткам пласта-коллектора, вскрытого в этих скважинах.

23.11. Работа нагнетательных и эксплуатационных скважин контролируется измерением расхода газа, количества и состава пластовой воды, количества механических примесей, выносимых из пласта-коллектора скважинами, температуры газа, депрессии на пласт при отборе газа и репрессии при закачке газа.

23.12. Основные параметры работы эксплуатационных, наблюдательных, поглотительных скважин и замеры по контрольным скважинам фиксируются в оперативных и сводных журналах.

23.13. Для обобщения результатов исследований при контроле за созданием и эксплуатацией ПХГ геологической службой хранилищ предусматривается построение карт изобар, кривых изменения средней величины давления в законтурной части пласта-коллектора и контрольных горизонтов; графиков «расход газа - давление» при закачке и отборе газа: карт приемистости нагнетательных и поглотительных скважин, дебитов эксплуатационных скважин; карт обводненности эксплуатационных скважин (профилей обводненности пласта-коллектора); профилей продуктивности пласта-коллектора по газу.

За каждый цикл работы ПХГ определяется объем затраченного газа по Нормативам затрат газа на технологические операции и с учетом потерь составляется баланс газа.

23.14. Все отклонения режимов работы СПХГ от утвержденных технологических карт должны согласовываться с ЦДУ ЕСГ СССР и научно-исследовательским институтом.

Для оперативного контроля за работой ПХГ ПО каждые 10 дней должны передавать в ЦДУ ЕСГ СССР сведения о средневзвешенных по пласту-коллектору давлениях (по газонасыщенной и водоносной его части), суммарном и среднесуточном расходе газа, числе работающих скважин.

23.15. СПХГ должна, иметь следующую документацию:

а) горный отвод, земельный отвод (под трассу газопроводов-отводов, КС, скважины и другие сооружения);

б) общий ситуационный план ПХГ, на который наносятся нагнетательные, эксплуатационные, наблюдательные, контрольные, разгрузочные и поглотительные скважины, а также шлейфы и внутрипромысловые трубопроводы с ГРП и КС;

в) структурные карты пластов-коллекторов ПХГ, профили геологического строения площади (по двум основным осям складки);

г) общий план промышленной площадки, включая КС, ГРП, наземные и подземные коммуникации;

д) утвержденный технический проект и рабочие чертежи на объекты ПХГ;

е) геологические паспорта на все скважины, находящиеся на балансе СПХГ;

ж) технологический проект создания и эксплуатации ПХГ, а также дополнения и изменения, внесенные в проект в ходе создания и эксплуатации хранилища;

з) инструкции по обслуживанию оборудования и КПП;

и) положения о правах и обязанностях всех должностных лиц СПХГ;

к) правила и инструкции по технике безопасности для каждой службы и рабочего места, а также инструкции по пожарной безопасности, промышленной санитарии, охране недр и окружающей среды.

23.16. На все основное технологическое оборудование КС и ГРП, а также на фундаменты двигателей и компрессоров, насосов и электродвигателей, на установки осушки и очистки газа, заземляющие устройства, устройства связи, устройства автоматики, КИП и ЭХЗ от коррозии должны составляться соответствующие паспорта.

Паспорта должны храниться у начальников служб, в ведении которых находится установленное оборудование.

На сосуды, работающие под давлением, должны быть заведены журналы установленной формы.

23.17. Комплект подлинников всех чертежей, схем и инструкций и других документов должен храниться у главного инженера СПХГ.

23.18. По ГРП должна быть следующая оперативная документация:

а) сменный журнал по закачке и отбору газа;

б) журнал учета работы нагнетательных, эксплуатационных и поглотительных скважин (в журналах в хронологическом порядке должны быть отражены изменения режима работы ПХГ и технологического оборудования, а также оперативные распоряжения, полученные от вышестоящего технического персонала);

в) сменный журнал учета метанола или других ингибиторов для фиксирования расхода ингибитора с указанием времени заливки и ответственного лица, производящего заливку;

г) сменный журнал ремонтных работ;

д) сменный журнал приема и сдачи смены, в котором фиксируется состояние скважин и газопромыслового хозяйства.

Раздел пятый

ПОДГОТОВКА ГАЗА К ТРАНСПОРТИРОВКЕ И КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА ГАЗА, ПОДАВАЕМОГО В ГАЗОПРОВОДЫ

Глава 24

Общие положения

24.1. Газ, предназначенный для транспортировки по магистральным газопроводам, должен соответствовать требованиям ОСТ 51.40-74.

24.2. Газ, предназначенный для транспортировки, подготавливают на промыслах или ГС, где газ в зависимости от его химического состава, термодинамических свойств и условий прокладки газопровода подвергается сепарации от твердых и жидких примесей, очистке от сероводорода и углекислоты, осушке по воде и углеводородам и при необходимости охлаждению.

24.3. Размещение установки подготовки газа на промыслах может быть централизованным и децентрализованным, что определяется ТЭО. После установок промысловой обработки газа и конденсата должны устанавливаться трубные расширительные камеры для исключения возможности попадания жидкости в магистральный газопровод при нарушении технологического режима установок.

24.4. Требования к промысловой обработке газа определяются климатическими условиями с выделением следующих зон:

а) южной и средней;

б) северной и дальневосточной.

24.5. Для типовых технологических схем основных процессов промысловой обработки газа и конденсата могут быть использованы:

а) адсорбционная и абсорбционная осушки газа;

б) низкотемпературная сепарация (НТС) конденсатного газа с инжекцией гликоля (70 - 85 %) и стабилизацией конденсата в колонне; абсорбционная осушка газа и конденсата, низкотемпературная абсорбция.

24.6. Технологические процессы промысловой обработки газа и конденсата определяются в соответствии с климатическими зонами. Для северной зоны могут быть применены адсорбционная осушка газа, НТС газа с инжекцией гликоля и стабилизацией конденсата, низкотемпературная абсорбция с использованием конденсата в качестве абсорбента. Для средней и южной зон могут быть применены адсорбционная осушка газа, абсорбционная осушка газа и конденсата, НТС газа с инжекцией гликоля и стабилизацией конденсата, низкотемпературная абсорбция.

24.7. При подготовке методом НТС газ со скважин поступает во входной коллектор с параметрами, установленными для каждой установки комплексной подготовки газа индивидуально.

24.8. Выходящий из рекуперативного теплообменника газ дросселируется на штуцере, вместо которого может быть установлен газовый эжектор.

24.9. Осушенный газ из установки НТС поступает и теплообменник, расходомерный пункт и далее в газопровод или на головную компрессорную станцию.

24.10. Перед рекуперативным теплообменником для предотвращения гидратообразования и дополнительной осушки газа должен вводиться диэтиленгликоль.

24.11. Для обработки газа газовых и газоконденсатных месторождений могут быть применены следующие технологические установки:

а) установки НТС, работающие на холоде, получаемом за счет редуцирования газа высокого давления в штуцерах и предварительного охлаждения в рекуперативных теплообменниках перед дросселированием газа;

б) установки НТС, работающие на холоде, получаемом в специальных холодильных машинах;

в) установки абсорбционной (гликолевой) осушки газа;

г) установки адсорбции (короткоцикловые и длинноцикловые) - для обезвоживания и отбензинивания газа в комплекте и без установок НТС на газовых и газоконденсатных месторождениях;

д) установки с вымораживателями, предназначенные в основном для газовых месторождений, расположенных в районах Крайнего Севера;

е) установки с рециркуляцией обезжиренного газа, применяемые для максимального извлечения конденсата и газа из газоконденсатной залежи и поддержания постоянного пластового давления в этой залежи (сайклинг-процесс).

24.12. Выбор типа технологической установки по обработке газа зависит от ряда факторов, главными из которых являются:

а) фракционный состав газа и особенно наличие или отсутствие в нем тяжелых углеводородов;

б) содержание в газе вредных компонентов, в том числе сероводорода, углекислоты и органических кислот;

в) количество содержащейся в газе воды и изменение его в процессе разработки месторождения;

г) дебит скважин, давление и температура газа в пластовых условиях и на устье скважин;

д) климатические условия в районе данного месторождения.

24.13. Для подготовки к транспортировке газа газовых месторождений, а также для подготовки газа, направляемого местным потребителям, требуется только обезвоживание его, чтобы предотвратить гидратообразование в промысловых газосборных сетях и магистральном газопроводе.

24.14. При наличии в природном газе тяжелых углеводородов их и другие компоненты извлекают либо на промысловых установках, либо на газоперерабатывающих заводах в соответствии с действующими правилами технической эксплуатации газоперерабатывающих заводов и ОСТ 51.40-74.

24.15. Природный газ, поступающий в газопроводы после переработки на газоперерабатывающих заводах, не должен выделять в них конденсата и паров воды.

Точка росы природного газа по тяжелым углеводородам на входе в магистральный газопровод определяется техническими условиями.

Глава 25

СЕПАРАЦИЯ ГАЗА ОТ МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ

25.1. Для отделения от природного газа жидких и твердых примесей перед компримированием или подачей его потребителям газ пропускается через сепарационные устройства различных типов (сепараторы и пылеуловители).

25.2. Блок сепарации газа от твердых и жидких примесей должен обеспечивать эффективное и надежное предотвращение попадания механических примесей в компрессоры, технологическое оборудование, регуляторы давления, контрольно-измерительные приборы и т.п.

25.3. Содержание в газе жидкой взвеси после прохождения блока сепарации должно соответствовать нормам потерь промывочной жидкости из пылеуловителей «мокрой» очистки, устанавливаемых ПО по согласованию с потребителем, но не должно превышать 20 мг на 1000 м³ очищенного газа.

25.4. В качестве пылеулавливающих устройств используются аппараты «мокрой» и «сухой» сепарации газа от твердых и жидких примесей, устанавливаемые на входе КС и ГРС магистральных газопроводов.

Глава 26

ОЧИСТКА ГАЗА ОТ СЕРОВОДОРОДА И УГЛЕКИСЛОТЫ

26.1. Газ, содержащий сероводород и используемый для коммунально-бытового потребления, должен очищаться согласно ГОСТ 5542-78. Содержание сероводорода в очищенном газе не должно превышать 2 г на 100 м³.

26.2. В схему сероочистной моноэтаноламиновой установки входит следующее основное оборудование: абсорбционные и отпарные колонны, теплообменники и холодильники раствора, конденсаторы-холодильники, испарители, буферная емкость, газосепараторы, насосы, выветриватель, вакуум-перегонный куб, фильтр-пресс, флегмовая емкость.

26.3. Во избежание значительной коррозии качество поглотительного раствора принимается таким, чтобы насыщение его кислыми газами (сероводород и углекислота) не превышало 0,4 моль кислых газов на 1 моль моноэтаноламина (МЭА).

26.4. Сероводородный газ, получаемый при регенерации раствора, должен быть утилизирован для получения серы, серной кислоты или обезврежен (сожжен), если экономически нецелесообразно утилизировать получаемый кислый газ. Газ обезвреживают с обязательным выводом продуктов сжигания или отходящих газов после утилизации или специальную свечу по согласованию с государственной санитарной инспекцией.

26.5. Очистка газа от углекислоты предусматривается при парциальном давлении паров более 0,2 МПа (2 кгс/см²). Способы удаления углекислоты определяются при проектировании.

Глава 27

ОСУШКА ГАЗА

27.1. Для предупреждения выпадания в газопроводах капельной влаги и образования кристаллогидратов газ должен быть осушен.

27.2. Влагосодержание природного газа в зависимости от давления и температуры определяется по Временной инструкции по расчету влагосодержания природного газа.

27.3. Капельная жидкость должна быть отделена от газа до контакта его с осушающим веществом (жидким или твердым сорбентом).

27.4. Осушку и очистку газа необходимо проводить непосредственно на промыслах или на ГС магистральных газопроводов. Метод и местоположение установок по осушке и очистке выбирают одновременно с разработкой проектов обустройства газовых месторождений и ГС магистральных газопроводов.

27.5. Для отделения капельной жидкости от газа до соприкосновения его с осушающим веществом должна быть отбойная секция в низу осушающей колонны или сепаратор до входа газа в колонну, удаленный от нее не более чем на 5 - 10 м.

27.6. Равновесное понижение точки росы осушаемого газа в зависимости от температуры и давления контакта газа с абсорбентом различной концентрации следует определять по Методике расчета числа контактных ступеней абсорберов гликолевой осушки газа.

27.7. Запасы поглотителей хранятся в специальных емкостях, исключающих контакт гликолей с воздухом.

27.8. В промысловых условиях гидраты образуются в стволах скважин, в фонтанной арматуре и обвязке, в шлейфах, в обвязке газосборных пунктов, в газосборных коллекторах и технологическом оборудовании. Образующиеся гидраты, откладываясь внутри трубопроводов, фитингов, запорной и регулирующей аппаратуры, уменьшают эффективное сечение вплоть до полной закупорки, что приводит к нарушению режима добычи и транспортировки газа и даже к выводу из эксплуатации скважин, а также отдельных участков газосборной системы.

27.9. Борьба с гидратами включает следующие мероприятия:

а) предупреждение гидратообразования;

б) ликвидацию образовавшихся гидратных отложений.

В обоих случаях необходимые мероприятия должны основываться на тщательном изучении температуры, давления, а также состава газа, содержания влаги и конденсата на всем пути движения его от забоя до выхода с промысла.

27.10. Для ликвидации образовавшихся гидратных отложений в системе сбора и транспортировки газа и в обвязке скважины могут применяться:

а) интенсивный наружный обогрев мест образования гидратов или подача горячего агента непосредственно в гидратную пробку;

б) разложение гидратов путем ввода большой порции антигидратного ингибитора;

в) разложение гидратов снижением давления с обеих сторон гидратной пробки с последующей продувкой в атмосферу;

г) прекращение подачи газа на определенный период времени, достаточный для разложения гидратов теплом окружающего грунта, с последующей продувкой в атмосферу.

Глава 28

ОДОРИЗАЦИЯ ГАЗА

28.1. В газ, поступающий на бытовые и коммунальные нужды, должны добавляться одоранты - вещества с резким характерным запахом - для своевременного обнаружения по запаху даже небольших утечек.

28.2. Одоранты, добавляемые в газ, и продукты их сгорания должны быть безвредны для организма человека и не вызывать коррозии металла.

28.3. Одоризацию природных и попутных газов, как правило, осуществляют на промысловых сооружениях.

28.4. При получении от поставщиков неодоризованного газа его одорируют на ГРС, от которых газ поступает в сеть потребителей.

28.5. Если газ одорируется на промысловых ГРС или ГС, то при необходимости на ГРС проводится дополнительная одоризация.

28.6. Для одоризации газа на магистральных газопроводах применяется этилмеркаптан - горючая жидкость с температурой кипения 37 °С. Среднегодовая норма расхода этилмеркаптана для одоризации природного газа 16 г (19,1 см³) на 1000 м³ газа (при 0 °С и 133 Па).

28.7. Одорант должен храниться в бочках заводского изготовления в специальном огнестойком помещении или в подземной металлической емкости, связанной технологическими линиями с одоризационной установкой.

Хранение одоранта вблизи отопительных приборов и под воздействием прямых солнечных лучей не разрешается.

28.8. Одорант из емкостей склада в промежуточную расходную емкость должен подаваться с помощью насоса через фильтр.

28.9. В расходный бачок одоризатора одорант должен поступать по специальному трубопроводу через фильтр путем передавливания газом из газопровода.

28.10. Эксплуатация емкостей одоризационной установки, работающих под давлением свыше 0,07 МПа (0,7 кгс/см²), а также материалы, из которых они изготовлены, должны соответствовать требованиям действующих Правил устройств и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением Госгортехнадзора.

28.11. Технологические линии одоризационных установок, их запорная арматура и сальниковая набивка должны быть выполнены из материалов инертных к одорантам.

28.12. К моменту сдачи одоризационной установки в эксплуатацию должны быть разработаны и утверждены руководством ЛПУМГ инструкции по их эксплуатации и ремонту; проведено обучение эксплуатирующего персонала.

28.13. При работе одоризационной установки необходимо:

а) следить за герметичностью аппаратуры и коммуникаций, а при обнаружении неисправностей немедленно принимать меры к их устранению:

б) соблюдать правила хранения, заливки и использования одоранта, помня, что чрезмерно одоризованный газ ядовит;

в) вести учет расхода одоранта и степени одоризации газа.

28.14. Склад хранения одоранта должен быть оборудован средствами пожаротушения и индивидуальными средствами защиты обслуживающего персонала.

Глава 29

ЭКСПЛУАТАЦИЯ УСТАНОВОК СЕПАРАЦИИ, ОЧИСТКИ ОТ СЕРОВОДОРОДА И УГЛЕКИСЛОТЫ, ОСУШКИ И ОДОРИЗАЦИИ ГАЗА

29.1. Для каждого производственного процесса должны быть разработаны технологические регламенты, согласованные и утвержденные в установленном порядке Мингазпромом.

29.2. Руководство предприятия, выпускающего продукцию, обязано обеспечить точное соблюдение утвержденного технологического регламента с максимальным использованием современных средств технологического контроля и автоматического регулирования процесса.

29.3. Запрещается эксплуатация предприятия без утвержденного технологического регламента или по технологическим регламентам, срок действия которых истек.

29.4. Лица, виновные в нарушении действующего технологического регламента, привлекаются к строгой дисциплинарной ответственности, если последствия этого нарушения не требуют применения к этим лицам более сурового наказания в соответствии с действующим законодательством.

29.5. Эксплуатации, освидетельствование и ремонт аппаратов и емкостей установок сепарации, очистки от сероводорода и углекислоты, осушки и одоризации газа проводятся в соответствии с Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением Госгортехнадзора.

29.6. Покрытие, чистка и ремонт оборудования проводятся по графику, утвержденному руководством ЛПУМГ и ПО.

29.7. Вскрытие, очистка и промывка аппаратов и отдельных узлов проводятся в соответствии с действующей инструкцией под руководством ответственного за эксплуатацию установок лица.

29.8. Огневые работы на территории, где установлены пылеуловители и аппараты очистки и осушки газа, выполняют под руководством начальника (заместителя начальника) ЛПУМГ в соответствии с Типовой инструкцией на производство огневых работ на действующих магистральных газопроводах, газосборных сетях газовых промыслов и СПХГ, транспортирующих природный и попутный газ.

29.9. Извлеченные из аппаратов и коммуникаций загрязнения (в особенности содержащие пирофорные соединения) всегда должны быть под слоем жидкости и не иметь контакта с воздухом во избежание самовозгорания. Эти загрязнения должны сжигаться вне территории площадок установок в специально отведенных ямах с последующей засыпкой их землей.

29.10. Порядок эксплуатации, вскрытия, чистки и ремонта основного и вспомогательного технологического оборудования, эксплуатации приборов КИП и А, обращения с извлеченными из установок сепарации загрязнениями, очистки от сероводорода и углекислоты, осушки и одоризации газа определяются соответствующими инструкциями.

29.11. После монтажа или ремонта аппаратов и оборудования установок пуск в работу должен осуществляться под руководством ответственного инженерно-технического работника, за которым закреплено оборудование.

29.12. Контроль качества газа осуществляется по ОСТ 51-40-74 и ГОСТ 20061-74.

29.13. По качественным показателям газ принимает поставщик в пунктах сдачи.

Пробы для контроля качества отбирают по ГОСТ 18917-73. Периодичность отбора проб определяется в каждом отдельном случае по договоренности между поставщиком и потребителем.

29.14. Качество газа контролируется по методам испытаний, указанным в ОСТ 51.40-74. В случае несоответствия качества газа требованиям этого ОСТа проводятся повторные периодические измерения в течение 8 ч только по показателям, давшим отрицательные результаты. Результаты повторных измерений являются окончательными. В спорных случаях установления качественных показателей газа проводятся совместные контрольные измерения представителями обеих сторон. Результаты измерений оформляются двухсторонним актом. Порядок разрешения спорных вопросов по показателям качества газа устанавливается по договоренности между поставщиком и потребителем.

29.15. Поставщик гарантирует соответствие качества природного газа требованиям ОСТ 51.40-74 при соблюдении Правил технической эксплуатации магистральных газопроводов.

29.16. Природный газ пожаро- и взрывоопасен. Пределы и температуры воспламенения для конкретного состава природного газа определяются в соответствии с ГОСТ 13919-68.

29.17. Влагосодержание газа определяется с помощью влагомера ТТР-8 или аналогичным прибором.

Раздел шестой

ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ СТАНЦИИ

Глава 30

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

30.1. Газораспределительные станции (ГРС) предназначаются для подачи потребителям (населенным пунктам и промышленным предприятиям) обусловленного количества газа с определенным давлением, степенью очистки и одоризации.

30.2. На каждой ГРС технологический процесс осуществляется с помощью расположенных в зданиях, шкафах и на огражденной территории основных технологических систем и устройств:

а) переключения;

б) очистки газа;

в) предотвращения гидратообразования;

г) редуцирования давления газа;

д) измерения расхода газа;

е) одоризации газа;

ж) КИП и А;

з) запорной арматуры;

и) регулирующей арматуры;

к) предохранительной арматуры.

30.3. В зависимости от типа исполнения ГРС включают кроме основных технологических систем и устройств вспомогательные системы и устройства:

а) вентиляции, отопления, водоснабжения и канализации;

б) электроосвещения, молниезащиты и защиты от разрядов статического электричества;

в) связи и телемеханики;

г) ЭХЗ;

д) здания или блоки-шкафы и территорию (с ограждением).

30.4. ГРС должны обеспечивать автоматическое регулирование давления газа, подаваемого потребителю, с точностью 10 % от давления, установленного договором с потребителем.

30.5. Технологическая схема ГРС должна обеспечивать надежную работу в течение двух недель без вмешательства обслуживающего персонала. Для этого схема содержит дополнительные защитные устройства, обеспечивающие бесперебойную работу ГРС при выходе из строя основных регулирующих устройств.

30.6. На ГРС должна применяться защита потребителя от повышения и понижения давления.

30.7. На ГРС должна быть аварийно-предупредительная сигнализация об отклонении работы систем от заданного режима.

30.8. ГРС может осуществлять подачу газа одному или нескольким потребителям одновременно.

Глава 31

ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГРС

Общие положения

31.1. 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.

31.2. Общее руководство ГРС осуществляет начальник ЛЭС ЛПУМГ, непосредственно - старший инженер (инженер) ГРС.

31.3. 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.

31.4. 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.

31.5. 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

31.6. 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.

31.7. Необходимость проведения ремонта системы и оборудования определяется руководством ЛПУМГ на основании результатов плановых осмотров в процессе эксплуатации ГРС.

31.8. Для проведения ремонта систем и оборудования ГРС должна останавливаться не реже 1 раза в год.

31.9. 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.

31.10 Ремонт оборудования, систем, зданий и сооружений ГРС осуществляется персоналом ремонтно-профилактической группы ГРС и соответствующих служб ЛПУМГ под общим руководством начальника ЛЭС.

31.11. Ремонт, связанный с необходимостью отключения ГРС, проводится в период наименее интенсивного отбора газа.

31.12. При проведении ремонта должны выполняться мероприятия, направленные на повышение надежности работы оборудования, систем и технико-экономических показателей.

31.13. Вводимые после ремонта в эксплуатацию системы и оборудование испытывают в объемах, соответствующих требованиям действующих норм, правил и инструкций.

31.14. Основные системы и оборудование ГРС после ремонта проверяются в работе под нагрузкой в сроки, указанные заводом-изготовителем, но не менее 48 ч.

Техническое обслуживание

31.15. Техническое обслуживание ГРС в процессе эксплуатации осуществляется персоналом ремонтно-профилактической группы ГРС в соответствии с Правилами технической и безопасной эксплуатации ГРС.

31.16. Техническое обслуживание ГРС заключается в выполнении комплекса проверок, наблюдений и корректировки режимов работы действующих систем и оборудования.

31.17. 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.

31.18. 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.

31.19. 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.

31.20. 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.

31.21. 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.

31.22. Рабочие места дежурного персонала на ГРС оснащаются инструментом, приспособлениями и материалами в соответствии с Типовым проектом рациональной организации обслуживания ГРС.

31.25. Планирование трудоемкости ремонтно-профилактических работ осуществляется на основании Норм времени на ремонтно-профилактические работы на ГРС.

Техническая документация

31.24. 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.

31.25. Расходомерные пункты ГРС должны иметь документацию и соответствии с требованиями действующих Правил измерения расхода газа РД-50-213-80.

31.26. На каждой ГРС должна быть оперативная документация, установленная Правилами технической и безопасной эксплуатации ГРС, производственные инструкция и инструкции по технике безопасности.

31.27. 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.

31.28. 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.

31.29. 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.

Раздел седьмой

ЭЛЕКТРОУСТАНОВКИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

Глава 32

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

32.1. Электроустановки магистральных газопроводов должны удовлетворять требованиям Правил устройства электроустановок (ПУЭ), Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей (ПТЭ), Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей (ПТБ) и Инструкции по строительному проектированию зданий и сооружений нефтяной и газовой промышленности (СН-433-79).

32.2. Электрооборудование КС принимают в эксплуатацию в соответствии с классификацией здании, помещении и установок КС по взрыво- и пожароопасности, а также по категории и группе взрывоопасной смеси газов.

32.3. Режим работы электроустановок должен обеспечивать бесперебойную работу основного технологического оборудования и безаварийную остановку ГПА при исчезновении напряжения переменного тока.

32.4. На каждой КС приказом по производственному объединению должен быть назначен ответственный за эксплуатацию электрохозяйства КС и электротехнической части прилегающих к КС линейных участков газопровода. Структура и штаты для эксплуатации электроустановок устанавливаются в соответствии с действующим типовым положением Мингазпрома и требований ПТЭ и ПТБ при эксплуатации электроустановок потребителей.

32.5. Для организации обслуживания электроустановок КС и линейной части газопроводов распоряжениями ПО должны быть четко определены обязанности отделов и служб и границы их обслуживания.

32.6. Персонал, обслуживающий электроустановки магистральных газопроводов, должен пройти специальное обучение, а также инструктаж о мерах пожарной безопасности. Он может быть допущен к работе только после проверки знаний специальной комиссией.

32.7. В своей деятельности персонал, обслуживающий электроустановки, руководствуется настоящими Правилами, а также следующими правилами и инструкциями:

а) Правилами устройства электроустановок (ПУЭ);

б) Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей (ПТЭ) и Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей (ПТБ);

в) заводскими инструкциями по монтажу и эксплуатации электрооборудования;

г) Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей (ПТЭЭС и С);

д) рабочими инструкциями по эксплуатации электроустановок;

е) Инструкцией по строительному проектированию зданий и сооружений нефтяной и газовой промышленности (СН-433-79).

32.8. Электроустановки должны быть снабжены всеми необходимыми защитными средствами, обеспечивающими безопасность их обслуживания, в соответствии с действующими нормами комплектования защитными средствами вводимых в эксплуатацию электроустановок.

Глава 33

ЭКСПЛУАТАЦИЯ ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК

33.1. На главном щите управления КС или электростанции собственных нужд (ЭСН) должен находиться комплект должностных и эксплуатационных инструкций и электрических схем, а также набор необходимого инструмента в соответствии с перечнем, утвержденным главным инженером ПО.

Непосредственно в помещениях электроустановок должны быть схема установки, защитные средства и необходимый инструмент.

33.2. Для производства плановых ремонтов и осмотров электроустановок ежегодно составляется график ППР, который утверждается главным инженером ПО.

33.3. Продолжительность и сроки ремонта электрооборудования устанавливаются на основании действующего Положения о планово-предупредительном ремонте электротехнического оборудования.

33.4. При обнаружении дефекта в процессе эксплуатации при профилактических испытаниях необходимость внеочередных капитальных или текущих ремонтов электрооборудования определяется лицом, ответственным за его эксплуатацию.

33.5. При выводе в ремонт главных силовых распределительных пунктов и другого электрооборудования, которое при ремонте исключает наличие резерва, ремонтные работы должны проводиться в минимальный срок.

33.6. Осмотр электрооборудования без отключения напряжения проводится в сроки, предусмотренные производственными инструкциями.

33.7. Электрооборудование, длительное время находящееся в резерве, должно быть всегда готово к немедленному включению, для чего его следует периодически осматривать и опробовать по графику, утвержденному руководством ЛПУМГ или главным инженером ПО.

33.8. Для каждой электроустановки должен быть укомплектован аварийный запас оборудования и деталей, перечень которого устанавливается в действующем порядке.

33.9. Изменения в электрические схемы могут быть внесены только с разрешения лица, ответственного за эксплуатацию электрооборудования, по согласованию с ПО.

33.10. На сложные переключения и испытания составляется программа, которая передается совместно с заявкой для утверждения ее заместителем начальника ЛПУМГ.

33.11. В исключительных случаях оперативные заявки на внеплановый и аварийный ремонт могут подаваться в любое время суток непосредственно диспетчеру ЛПУМГ (ПО).

33.12. Независимо от наличия утвержденной заявки оборудование выводится в ремонт лишь после дополнительного разрешения дежурного диспетчера непосредственно перед выводом оборудования на работы или резерва.

33.13. При аварии оборудования, в том числе в системе электроснабжения, персонал, обслуживающий электроустановки, в своих действиях руководствуется имеющимися местными инструкциями и действующими ПТЭ, ПТЭЭС и С.

33.14. В линейно-производственных управлениях и других подразделениях производственных объединении руководитель каждого цеха, службы, группы или участка цеха, где применяется оборудование под напряжением, опасным для жизни людей, несет личную ответственность за правильную и безопасную эксплуатацию электроустановок на своем участке.

33.15. Вывод оборудования из работы и резерва в ремонт и для испытаний независимо от наличия утвержденного плана должен быть оформлен оперативной заявкой в диспетчерскую службу ЛПУМГ не менее чем за три дня.

Заявка на вывод электрооборудования из работы и резерва в ремонт, связанный со сложными переключениями или ограничением производительности КС, подается в диспетчерскую службу ЛПУМГ не менее чем за семь дней.

33.16. Потребители энергии КС классифицируются согласно СН 433-79 по степени обеспечения надежности электроснабжения.

Схема электроснабжения КС и режим ее работы должен соответствовать проекту. При этом потребители I категории должны получать энергию от двух независимых источников питания с наличием взаиморезервирования.

33.17. Схемы электроснабжения КС должны иметь две независимые подсистемы питания, что обеспечивается секционированием распределительных устройств РУ-6-10-35/110 кВ подстанции, электростанции и щитов 0,4 кВ с раздельным режимом работы от источников до щитов потребителей.

33.18. Питание КС электроэнергией должно осуществляться, как правило, двумя линиями - одноцепными воздушными, кабельными или кабельной и воздушной. В отдельных случаях (стесненные условия трасс воздушных линии (ВЛ)) допускается питание КС с газотурбинным приводом по двухцепным ВЛ.

При питании от ЭСН число и мощность агрегатов необходимо определять из условия обеспечения работы ГПА в случае аварии одного агрегата (генератора).

На ЭСН должен быть обеспечен постоянный ненагруженный резерв (минимум один агрегат) и ремонтный резерв (один агрегат).

33.19. На КС с газотурбинными ГПА в качестве аварийных источников электроснабжения должны быть установлены дизельные агрегаты с двухсуточным запасом топлива, а в труднодоступных местах - агрегаты с десятисуточным запасом.

Мощность дизельных агрегатов должна быть рассчитана на питание электроприемников, обеспечивающих длительную работу ГПА, а также электроосвещения, отопления, противопожарных и других необходимых систем.

33.20. Двигатели и оборудование аварийной дизельной электростанции должны находиться в состоянии, обеспечивающем автоматический запуск агрегатов при исчезновении напряжения от источников основного питания.

33.21. Основное и резервное электрооборудование выводится в ремонт без остановки работающих ГПА.

33.22. Проходы кабельных линии из невзрывоопасных помещений во взрывоопасные, а также электрические сети во взрывоопасных помещениях должны быть выполнены и приняты в эксплуатацию в соответствии с Инструкцией по монтажу электрооборудования, силовых и осветительных сетей взрывоопасных зон (ВСС-392-74 ММСС СССР).

33.23. Кабельные колодцы и приямки в КЦ с газотурбинным приводом должны быть засыпаны песком.

33.24. Эксплуатация аккумуляторной установки должна осуществляться в соответствии с рабочей инструкцией, составленной на основании типовой инструкции и материалов завода-изготовителя.

33.25. Емкость аккумуляторных батарей выбирают с таким расчетом, чтобы обеспечить питание устройств при аварийных остановках КС: для электроприводных КС - в течение времени, необходимого для полной остановки агрегатов при исчезновении напряжения и пуска при подаче напряжения, а также с учетом аварийного освещения и включения масляного выключателя РУ-6-10 кВ; для КС с газотурбинным приводом - в течение времени необходимого для включения аварийной электростанции, но не менее 1 ч.

33.26. Для ремонтного освещения наружных взрывоопасные установок на объектах КС и линейной части магистральных газопроводов следует применять переносные аккумуляторные светильники во взрывозащитном исполнении.

33.27. В помещении операторной диспетчерской пункта КС в зоне установки оперативных щитов светильники аварийного освещения должны обеспечивать освещенность не менее 30 % от освещенности установленной нормами.

33.28. Во взрывоопасных помещениях магистральных газопроводов, где электропроводка выполнена внутри помещения, запрещается проводить ремонтные работы и смену ламп без принятия мер, обеспечивающих организационно-технические мероприятия, обеспечивающие безопасность работ.

33.29. Проверка и осмотр осветительных установок проводятся в соответствии с ПТЭ электроустановок потребителей. Кроме того, проверяются:

а) состояние изоляции сетей рабочего и аварийного освещения во взрывоопасных помещениях - не реже 1 раза в 6 мес.;

б) освещенность основных помещений (с помощью люксметра) при приемке установок электрического освещения в эксплуатацию и во время эксплуатации - 1 раз в год.

33.30. Персонал, обслуживающий установки электроосвещения, должен иметь исполнительные схемы рабочего и аварийного освещения по каждому объекту.

33.31. Заземляющие проводники должны быть предохранены от коррозии. Открыто проложенные заземляющие проводники должны иметь отличительную окраску.

33.32. Для контроля заземляющего устройства проводятся:

а) измерения сопротивления заземляющего устройства и не реже 1 раза в 10 лет выборочная проверка со вскрытием грунта для осмотра элементов заземлителя, находящихся в земле;

б) проверка состояния цепей между заземлителями и заземляемыми элементами, соединений естественных заземлителей с заземляющим устройством;

в) проверка полного сопротивления петли «фаза - нуль» в установках до 1000 В;

г) измерения сопротивления заземляющего устройства не реже 2 раз в два года, причем один летом при наиболее сухой почве, а другой - зимой при наибольшем ее промерзании.

33.33. Каждая КС должна иметь рабочую и приемо-сдаточную документацию в соответствии с требованиями ПТЭ.

33.34. Все электрооборудование в электроустановках и электродвигатели технологических агрегатов должны быть пронумерованы (в увязке с маркировкой приводимого оборудования).

33.35. Все изменения в установках, возникающие в процессе эксплуатации, вносят в схемы и чертежи и оформляются подписью ответственного лица с указанием его должности и даты внесения изменения.

33.36. В случае изменения состояния или условий эксплуатации оборудования в инструкции вносят соответствующие дополнения с доведением их до сведения работников, для которых обязательно знание этих инструкций, и с оформлением в журнале распоряжений.

33.37. На КС у ответственного за эксплуатацию электроустановок лица (при отсутствии постоянного дежурного персонала) должна быть следующая документация:

а) бланки нарядов на производство ремонтных и наладочных работ в электроустановках;

б) бланки переключений;

в) журнал дефектов оборудования (перечень оборудования, для которого заводится отдельный журнал, определяется главным инженером ПО);

г) ведомости показания контрольно-измерительных приборов и электросчетчиков;

д) журнал проверки знаний, а также списки работников, имеющих право единоличного осмотра электроустановок и право отдавать оперативные распоряжения, и ответственных дежурных вышестоящей энергоснабжающей организации в соответствии с ПТЭ.

Раздел восьмой

КОНТРОЛЬНО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ ПРИБОРЫ, АВТОМАТИКА, ЗАЩИТА, СВЯЗЬ, ТЕЛЕМЕХАНИКА И АСУ

Глава 34

КОНТРОЛЬНО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ ПРИБОРЫ И АВТОМАТИКА

Объем автоматизации объектов магистрального газопровода

34.1. Объем автоматизации технологических объектов газотранспортных предприятий должен соответствовать действующим Основным положениям по комплексной автоматизации газотранспортных предприятий.

34.2. Комплекс средств автоматизации КС должен представлять. собой техническую базу для последующего создания автоматизированной системы управления технологическими процессами компрессорной станции (АСУ ТП КС).

34.3. Комплекс средств автоматизации КС должен базироваться на системах автоматизации станционного, цехового и агрегатного уровней, обеспечивающих построение на их основе иерархических систем управления для одноцеховых и многоцеховых КС с различными типами газоперекачивающих агрегатов.

34.4. На станционном уровне должны предусматриваться системы:

а) централизованного контроля и управления КС;

б) телемеханики для контроля и управления объектами прилегающих к КС участков линейной части газопровода;

в) диспетчерской телефонной и громкоговорящей связи.

При создании АСУ ТП магистрального газопровода (АСУ ТП МГ) на диспетчерском пункте КС дополнительно предусматриваются аппаратура передачи данных и аппаратура центральной телемеханики, входящие в состав комплекса технических средств (КТС) АСУ ТП МГ.

34.5. На цеховом уровне должны предусматриваться системы:

а) автоматического регулирования режима работы цеха;

б) управления кранами;

в) защиты цеха от загазованности и пожара;

г) централизованного контроля и управления технологическим оборудованием КЦ (кроме цехов с электроприводными газоперекачивающими агрегатами).

Станционный уровень автоматизации предусматривается при полной автоматизации на агрегатном и цеховом уровнях.

34.6. Контроль и управление всем оборудованием электроприводного цеха осуществляются из диспетчерского пункта КС. Для цехов с агрегатами взрывозащитного исполнения, а также для удаленных цехов с агрегатами нормального исполнения должна быть предусмотрена возможность управления агрегатами из главного щита управления цеха.

34.7. На агрегатном уровне должны предусматриваться:

а) агрегатные системы автоматического управления, защиты и контроля;

б) агрегатные регуляторы.

34.8. Вспомогательные службы КС должны оснащаться локальными системами автоматического управления и регулирования, а также средствами контроля.

34.9. СПХГ должны быть оснащены средствами дистанционного или телемеханического управления и контроля, обеспечивающими измерение, управление и сигнализацию со всех объектов: установок подготовки газа, КС, ГС, расходомерных пунктов, внутрипромысловых газопроводов и объектов вспомогательного назначения.

34.10. Связь между СПХГ и автоматизированной системой управления магистрального газопровода должна осуществляться средствами телемеханики центральной диспетчерской службы и аппаратуры передачи данных.

34.11. ГРС должны быть оснащены:

а) системой автоматического регулирования давления газа;

б) системами и устройствами автоматики, контроля, управления и сигнализации, обеспечивающими полную автоматизацию всех технологических и вспомогательных процессов и оперативный контроль с помощью систем телемеханики.

34.12. Технологическое оборудование, устанавливаемое на линейной части газопроводов, должно быть автоматизировано, телемеханизировано и оснащено устройствами для передачи соответствующих сигналов на диспетчерский пульт (ДП) КС, для получения и обработки управляющих сигналов.

Служба (группа) КИП и А. Общие положения

34.13. Устройства контроля, защиты и автоматического управления предназначены для непосредственного контроля и оперативного управления процессами транспортировки газа и охватывают все объекты КС, СПГХ, ГРС и линейной части магистрального газопровода.

Руководство эксплуатацией указанных устройств осуществляется производственным отделом КИП и автоматики ПО.

34.14. Для обеспечения технически исправного состояния и бесперебойной работы средств контроля, защиты и автоматического управления на КС, ГРС, СПХГ и линейной части газопровода в ЛПУМГ организуется в соответствии с нормативами служба (группа) КИП и А.

34.15. В своей деятельности служба (группа) КИП и А руководствуется настоящими Правилами, а также следующими дополнительными правилами и инструкциями:

а) Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей и Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей;

б) Правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности;

в) Временными указаниями по технической эксплуатации и безопасности обслуживания средств автоматизации, телемеханизации и вычислительной техники на предприятиях газовой промышленности;

г) действующими положениями о мерах и измерительных приборах, правилами и инструкциями Госстандарта СССР;

д) заводскими инструкциями по монтажу и эксплуатации контрольно-измерительных приборов, систем автоматики и защиты.

34.16. Служба (группа) КИП и А должна обеспечивать:

а) бесперебойную и рациональную эксплуатацию, надежную работу и повышение эффективности использования устройств контроля, защиты и автоматического управления на всех объектах КС, СПХГ, ГРС и линейной части магистрального газопровода;

б) проведение профилактических мероприятий по техническому обслуживанию и ремонту устройств с целью компенсации снижения их надежности и долговечности в процессе работы под влиянием вредных воздействий окружающей среды, эксплуатационных нагрузок и других факторов, а также текущего ремонта устройств контроля и автоматического управления;

в) составление графика вывода устройств в плановый ремонт и на плановое техническое обслуживание; график вывода устройств контроля, защиты и автоматического управления в плановый ремонт (плановое техническое обслуживание) должен быть согласован с графиком ППР основного оборудования КС, СПХГ, ГРС и магистрального газопровода. Вывод устройств в ремонт (плановое техническое обслуживание) оформляется заявкой и осуществляется после получения разрешения от диспетчерской службы объединения;

г) контроль за выполнением монтажных и наладочных работ и приемка в эксплуатацию объектов и оборудования, оснащенных средствами контроля, защиты и автоматического управления;

д) проведение сложных измерений и испытаний по заданиям руководства ЛПУМГ;

е) расследование причин аварий и неисправностей КИП и А, разработку мероприятий по предупреждению аварий;

ж) систематическое изучение эксплуатационных характеристик измерительной техники и направление этих материалов службе КИП и автоматики ПО и ЛГН, в которой зарегистрирована данная лаборатория КИП и автоматики ЛПУМГ.

Эксплуатация КИП, автоматики и защиты

34.17. Требования настоящего подраздела распространяются на приборы и устройства контроля, защиты и автоматического управления со всеми относящимися к ним кабельными и трубными связями, входящие в системы автоматики основного и вспомогательного оборудования и технологических установок.

34.18. Основное и вспомогательное технологическое, тепломеханическое и энергетическое оборудование и технологические установки на предприятиях и магистральных газопроводах должны оснащаться устройствами теплотехнического контроля, автоматического управления и технологической защиты в соответствии с утвержденным проектом.

34.19. Приборы и устройства контроля, автоматического управления, аппаратура технологической защиты и сигнализации, логические устройства, устройства дистанционного управления запорными и регулирующими органами со всеми относящимися к ним соединительными кабельными и трубными связями должны содержаться в исправном состоянии и постоянно находиться в работе.

Погрешности показаний приборов контроля технологических параметров не должны превышать величин, указанных в их технической документации.

34.20. Эксплуатация устройств контроля, автоматического управления и защиты осуществляется персоналом цеха (группы, лаборатории) или специализированных организаций, специально обученным и допущенным к соответствующим работам.

34.21. В процессе эксплуатации следует обращать особое внимание на контроль питания устройств защиты, автоматического управления, а также на исправность предохранителей и автоматов защиты сети во вторичных цепях.

34.22. Все отключения и переключения в схемах КИП, автоматики и защиты должны проводиться только по распоряжению или с ведома вышестоящего дежурного персонала, в управлении которого находится автоматизированное основное технологическое оборудование данного объекта, в соответствии с установленным в объединении порядком и с обязательной записью в оперативном журнале.

34.23. В не терпящих отлагательства случаях (несчастный случай с людьми, пожар, стихийное бедствие), а также при ликвидации аварии допускается в соответствии с местными инструкциями производить необходимые переключения без ведома вышестоящего персонала, но с последующим его уведомлением и записью в оперативном журнале.

34.24. На каждом технологическом объекте магистрального газопровода должен быть утвержденный список лиц, которым присвоена определенная квалификационная группа по технике безопасности (в соответствии с Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей и Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей) и которые имеют право проводить оперативные переключения в схемах автоматизации. Допуску должна предшествовать проверка знаний и практического умения этих лиц выполнять соответствующие работы.

Допуск к КИП, автоматике и устройствам защиты лиц, не имеющих прямого отношения к обслуживанию и контролю аппаратуры, запрещается.

34.25. Пуск и эксплуатация технологического, теплотехнического и энергетического оборудования с неисправными или отключенными КИП, устройствами автоматики, защиты и другими техническими средствами, необходимыми для эксплуатации оборудования в режиме ручного управления, запрещается.

34.26. КИП, устройства автоматики, приборы защиты, реле и аппараты схем автоматизации, за исключением устройств, уставки на которых подлежат изменению оперативным персоналом в зависимости от режима работы оборудования, должны быть опломбированы. Дверцы щитов шкафного типа должны плотно закрываться и запираться на замок.

Щиты и опломбированные устройства могут вскрываться только обслуживающим персоналом, имеющим допуск к выполнению переключений в схеме автоматизации, по специальному указанию с записью в оперативном журнале (за исключением случаев, оговоренных в п. 34.23).

34.27. Отключение приборов защиты или перевод их действия на сигнализацию допускается только в случае выявления неисправностей в этих приборах.

Неисправные приборы защиты на работающем оборудовании можно заменять при отключенном питании приборов. На вновь установленный прибор питание подают при кратковременной (на 1 - 2 с) деблокировке схемы защиты.

Отключение и замена приборов защиты на работающем оборудовании должны проводиться только по утвержденной заявке с записью в оперативном журнале.

34.28. Замена или ремонт КИП на работающем оборудовании, если подобные работы допускаются инструкциями по технике безопасности, должны проводиться только с разрешения вышестоящего дежурного персонала, в управлении или ведении которого находится оборудование.

34.29. Для быстрейшего восстановления нормальной работы оборудования и технологических установок должно предусматриваться резервирование питания приборов и устройств при кратковременных исчезновениях питания или глубокой посадке напряжения там, где это необходимо по условиям технологического прогресса и допустимо в отношении безопасности людей и оборудования.

34.30. При наличии двойного - ручного (дистанционного) и автоматического - управления оборудованием должна предусматриваться блокировка, исключающая возможность одновременного их включения.

34.31. Устройства технологической защиты должны периодически проверяться в сроки, установленные графиком ППР и местными инструкциями. Отключение защиты для проверки должно сопровождаться записью в оперативном журнале, а в случае необходимости производиться по наряду.

Производство ремонтных и наладочных работ в цепях защит, находящихся в действии, запрещается.

34.32. В устройствах защиты агрегатов должны быть предусмотрены средства сигнализации, указывающие первоначальную причину возникновения аварийного режима работы оборудования.

34.33. Периодические операции контроля исправности или опробования средств КИП и А в случаях, когда они требуются по условиям эксплуатации, должны проводиться дежурным персоналом по специальной инструкции с записью результатов в специальном, или оперативном, журнале.

34.34. Цепи вторичной коммутации должны периодически проверяться согласно действующим Правилам технической эксплуатации электроустановок потребителей.

34.35. Трубные соединительные линии к приборам теплотехнических измерений, устройствам автоматического управления, защиты и сигнализации должны быть проложены с соблюдением необходимых уклонов и во время эксплуатации систематически продуваться.

34.36. Импульсные линии очищают от отложений по мере необходимости, но не реже 1 раза в год способом, не вызывающим повреждений и по инструкции утвержденной руководством предприятия. Запрещается проводить очистку импульсных линий выжиганием.

34.37. Замерзшие импульсные линии разрешается отогревать только горячей водой или паром.

34.38. Исполнительные устройства должны соответствовать техническим условиям заводов-изготовителей и располагаться согласно проекту и ПУЭ.

34.39. Характеристики двухпозиционных исполнительных устройств проверяют в процессе проведения ремонта или после его окончания, а также при полных плановых проверках схемы КИП и А. Указанные работы следует выполнять на месте установки.

34.40. Параметры воздуха питания пневматических устройств должны соответствовать ГОСТ 11882-73.

34.41. В период эксплуатации должны проводиться периодические проверки релейно-контактной аппаратуры в объеме и в сроки, предусмотренные Положением о планово-предупредительном ремонте средств измерении и автоматики.

34.42. Для обеспечения надежной работы контактных устройств автоматики, измерительных приборов и преобразователей, датчиков технологических параметров температура окружающей среды в местах их установки не должна превышать значений, соответствующих требованиям заводов-изготовителей.

34.43. Устройства автоматики должны быть защищены от воздействия колебаний напряжения питания. Кроме того, эти устройства и их сигнальные цепи должны быть защищены от воздействия индустриальных помех.

34.44. Датчики технологических параметров и измерительные преобразователи должны обеспечивать высокую надежность контроля и эксплуатироваться строго в соответствии с требованиями заводов-изготовителей.

34.45. Датчики и преобразователи, имеющие взрыво- и искробезопасное исполнение, должны устанавливаться и эксплуатироваться в соответствии с требованиями ПУЭ и Правил изготовления взрывозащищенного и рудничного электрооборудования (ПИВРЭ).

34.46. Выходные характеристики датчиков технологических параметров и измерительных преобразователей проверяют в соответствии с требованиями завода-изготовителя, но не реже 2 раз в год.

34.47. Пневматические элементы должны эксплуатироваться согласно техническим инструкциям заводов-изготовителей и применяться в условиях, указанных в технических описаниях.

34.48. При эксплуатации необходимо периодически, одновременно с проведением профилактики и капитальных ремонтов основного технологического оборудования, проверять релейные элементы пневмоавтоматики на давление срабатывания, отпускания и дифференциал.

34.49. На стационарные КИП должны быть составлены паспорта, в которых отмечаются проведенные поверки и ремонты. К паспортам прилагаются расчеты и схемы установки дроссельных измерительных устройств.

34.50. В системах контроля пламени в камере сгорания газотурбинных установок фотоэлектронные датчики должны устанавливаться согласно рекомендациям инструкции по эксплуатации.

34.51. Периодически, при плановых остановках и ремонтах газотурбинных установок, смотровые стекла на камере сгорания протирают снаружи и изнутри (от нагара).

34.52. В системах контроля загазованности датчики следует устанавливать в местах, строго определенных проектом, обусловленных вероятным и наибольшим скоплением газа. Периодичность проверок работы системы устанавливается согласно инструкциям заводов-изготовителей, но не реже 1 раза в квартал.

34.53. Электроизмерительные приборы на силовых трансформаторах и линиях напряжением 35 кВ и выше, питающих КС, СПХГ, промысловые сооружения и другие объекты, должны быть отдельными для каждого присоединения; объединение этих измерений на общий прибор не допускается.

Для остальных измерений системы электроснабжения (в том числе дублирующих основные) допускается применение вызывных систем или других средств централизованного контроля.

34.54. На ЭСН предприятий все присоединения должны оборудоваться необходимыми электроизмерительными приборами контроля и учета электроэнергии согласно Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей, Правилам технической эксплуатации электроустановок потребителей и ПУЭ.

34.55. На шкалах стационарных электроизмерительных приборов наносят красную черту, соответствующую номинальному значению измеряемой величины.

34.56. Монтаж, наладка и эксплуатация электроизмерительных приборов проводятся в соответствии с ПУЭ, правилами Госстандарта и инструкциями заводов-изготовителей.

34.57. Вскрытие приборов разрешается только персоналу, ответственному за их эксплуатацию, а расчетных счетчиков - только персоналу Энергосбыта или органов ведомственного метрологического надзора.

34.58. Предприятия обязаны строго выполнять все требования разработанных изготовителем специализированных средств инструкций по эксплуатации, условиям хранения устройств и состоянию рабочих помещений.

34.59. Техническое обслуживание специализированных средств автоматизации проводится в оперативном порядке. Оперативное техническое обслуживание должно предусматривать проведение технических осмотров, которые в сочетании с периодическим (программно-логическим) или непрерывным автоматическим контролем функционирования должны давать необходимую информацию о техническом состоянии устройств для выработки решений о корректирующих (профилактических) действиях.

34.60. Капитальный ремонт специализированных средств автоматизации должен планироваться и проводиться по мере необходимости; объем ремонта устанавливают по фактическому техническому состоянию устройств на основании результатов технических осмотров и систематического контроля функционирования, а также анализа отказов и неисправностей.

Вновь вводимые в эксплуатацию после капитального ремонта специализированные средства автоматизации должны быть подвергнуты специальным испытаниям по разработанным поставщиком схемам и программам.

Технический надзор за монтажом, пусконаладочные работы и ввод в эксплуатацию АСУ

34.61. Монтаж и наладку КИП, автоматики и защиты выполняют специализированные организации в соответствии с проектом производства работ и требованиями СНиП (глава «Системы автоматизации. Правила производства и приемки работ»), ПУЭ, ПИВРЭ, а также монтажно-эксплуатационных инструкций заводов-изготовителей устройств. Проект производства работ на данном объекте составляет монтажная организация по рабочим чертежам проекта автоматизации (или по техно-рабочему проекту), в объеме, предусмотренном Инструкцией по составлению проектов производства работ на монтаж приборов и средств автоматизации.

34.62. Монтажные .работы должны проводиться под техническим надзором ответственных представителей заказчика с привлечением технических инспекторов Главгосгазнадзора СССР в установленном порядке.

34.63. При обнаружении недостатков в производстве монтажных работ, нарушении установленной технологии, правил приемки изделий в монтаж, норм, габаритов и т.д. лица, осуществляющие надзор за монтажом, обязаны потребовать немедленного устранения обнаруженных недостатков, а при необходимости - прекратить монтажные работы.

34.64. Устройства и приборы, поступающие в монтаж со складов заказчика (генподрядчика), перед установкой на объект должны быть расконсервированы и подвергнуты монтажной организацией входному контролю для определения их пригодности к монтажу, наладке и работе после транспортировки и хранения на складах.

Входной контроль включает в себя внешний осмотр, испытания или стендовую проверку устройств. Указанные операции должны проводиться в соответствии с требованиями Временных указаний и СНиП (глава «Системы автоматизации. Правила производства и приемки работ»).

34.65. Электрооборудование, электропроводки и кабельные линии по исполнению должны соответствовать классам взрывоопасности и пожароопасности производственных помещений, блок-боксов, наружных установок и категориям и группам взрывоопасных смесей по ПУЭ.

34.66. При необходимости обеспечить искробезопасность электрические (электронные) устройства и комплектующие изделия индивидуальной разработки допускаются к монтажу только при наличии протокола испытаний заводом-изготовителем их типовых образцов на искробезопасность.

При приемке в монтаж указанных изделий следует проверять:

а) наличие на оболочке каждого отдельно устанавливаемого прибора (аппарата), входящего в комплект искробезопасной электрической системы (аппарата), четких рельефных знаков их исполнения в соответствии с ПУЭ, а непосредственно у зажимов - четких надписей или знаков, свидетельствующих об их принадлежности к искробезопасным цепям;

б) соответствие типов приборов (аппаратов), входящих в комплект, спецификации, имеющейся на специальной схеме головного элемента комплекта (размещается внутри корпуса под крышкой).

34.67. Окончание монтажных работ на объекте фиксируется промежуточным актом, по форме установленной СНиП (глава «Системы автоматизации. Правила производства и приемки работ», отражающим соответствие выполненных работ проектной документации.

34.68. Смонтированные на объекте приборы и средства автоматизации перед вводом в эксплуатацию должны пройти автономную и комплексную наладку. Пусконаладочные работы и испытания должны проводиться по программам, составленным в соответствии с техническими условиями проекта ответственным лицом по производству пусконаладочных работ и утвержденным главным инженером производственного объединения.

34.69. Приемка приборов и средств автоматизации из монтажа и наладки должна осуществляться комиссией, назначаемой руководителем ПО.

34.70. После приемки из монтажа и выполнения комплексной наладки заместитель начальника ЛПУМГ отдает распоряжение о включении приборов и средств автоматизации в работу на испытательный срок, необходимый для проверки качества выполнения наладочных работ:

а) для устройств, непрерывно воздействующих на технологическое оборудование, - 72 ч, если в технических условиях не указан другой срок;

б) для устройств, находящихся большую часть времени в режиме ожидания, - до 1 мес.

Примечание. Защиты газоперекачивающих агрегатов КС сдаются в эксплуатацию после их испытания по специальной программе, согласованной с заводом-изготовителем.

34.71. По истечении испытательного срока приемная комиссия рассматривает результаты пробной эксплуатации, анализирует неполадки и выносит решение о вводе установленных технических средств в промышленную эксплуатацию (подписывает приемо-сдаточный акт) или при наличии серьезных недоработок продлевает испытательный срок. На основании решения комиссии руководство ЛПУМГ (ПО) издает приказ о вводе приборов и средств автоматизации в промышленную эксплуатацию.

34.72. Опробование испытание и приемка в эксплуатацию комплексного импортного оборудования проводятся в соответствии с Положением о приемке в эксплуатацию объектов производственного назначения, строительство которых осуществляется на базе комплексного импортного оборудования.

Метрологическое обеспечение производственных процессов газотранспортных предприятий

34.73. Метрологическое обеспечение производственных процессов газотранспортных предприятий (ГТП) выполняется на основании правил и требований Государственной системы измерений (ГСИ), основным документом которой является ГОСТ 1.25-76.

34.74. .Метрологическое обеспечение осуществляется единой метрологической службой, состоящей из организации метрологической службы Госстандарта СССР и Мингазпрома, включающей метрологические службы газотранспортных предприятий и их подразделений.

34.75. Задачи метрологического обеспечения газотранспортных предприятий определяются Типовым положением ... и разработанными на его основе положениями о метрологических службах газотранспортных предприятий.

Поверка средств измерений осуществляется в соответствии с ГОСТ 8.002-71.

Техническая документация

34.76. Объем исполнительной документации на вводимые в эксплуатацию комплексы средств автоматизации, телемеханизации и вычислительной техники определяется требованиями СНиП (глава «Системы автоматизации. Правила производства и приемки работ»).

34.77. На объектах эксплуатации средств автоматизации, телемеханизации, связи и вычислительной техники должна быть следующая документация:

а) развернутый план-график технического обслуживания и ремонта имеющего в наличии парка технических средств;

б) сводный график ремонта технических средств;

в) журнал изменений и модернизации технических средств;

г) эксплуатационные паспорта на средства измерений;

д) графики государственной и ведомственной поверок средств измерений;

е) протоколы поверок средств измерений;

ж) протоколы плановых поверок средств автоматизации, телемеханизации и вычислительной техники, а также отдельных элементов указанных средств.

34.78. Выполнение ремонтных работ всех видов должно сопровождаться оформленном следующих документов:

а) дефектовочного акта на ремонт устройства;

б) технического задания на ремонт устройства;

в) перечня технических мероприятии, подлежащих внедрению при проведении ремонта;

г) акта приемки устройства из ремонта и наладки.

34.79. В техническую документацию на действующую схему автоматизации объекта должны своевременно вноситься соответствующие изменения, вызванные заменой или вводом новых технических средств.

34.80. Для записи несистематизированной информации о надежности средств автоматизации, телемеханизации, связи и вычислительной техники на месте их эксплуатации должны заполняться первичные формы учета, установленные ГОСТ 17526-72 и ГОСТ 2601-68.

34.81. Основными первичными формами учета являются:

а) журнал учета наработок, неисправностей и отказов устройств;

б) журнал учета технического обслуживания и ремонт устройств.

Глава 35

СВЯЗЬ, ТЕЛЕМЕХАНИКА И АСУ

Общие положения

35.1. Средства связи, системы телемеханики и АСУ являются неотъемлемой частью каждого магистрального газопровода и входят в комплекс средств централизованного контроля и управления процессом транспортировки газа.

35.2. Оперативно-техническое руководство эксплуатацией средств магистральной связи осуществляет Центральная станция технологической связи (ЦСТС) Мингазпрома.

35.3. Руководство эксплуатацией средств связи и систем телемеханики в ПО осуществляют производственные отделы средств связки и телемеханики, подчиненные в оперативно-техническом отношении ЦСТС.

35.4. Техническую эксплуатацию средств связи и систем телемеханики в ЛПУ магистральных газопроводов осуществляют службы связи и телемеханики ЛПУМГ под руководством производственных отделов средств связи и телемеханики ПО, а также управлений связи. Задачи и права указанных отделов изложены в действующем Временном типовом положении производственного отдела средств связи и телемеханики управления магистральных газопроводов, объединения и управления по добыче газа.

35.5. Основными задачами эксплуатационных служб связи и телемеханики ЛПУМГ являются:

а) обеспечение бесперебойного действия всех видов связи;

б) содержание линейных и станционных устройств связи и телемеханики в исправном состоянии;

в) своевременное устранение повреждений на линиях и в аппаратуре связи и телемеханики;

г) своевременное проведение ремонта линейных и станционных устройств связи и телемеханики.

35.6. В техническую документацию на действующие схемы телемеханики, связи и вычислительной техники должны своевременно носиться соответствующие изменения, вызванные заменой или вводом новой аппаратуры.

Приемка в эксплуатацию

35.7. При приемке в эксплуатацию средств автоматизации, связи и вычислительной техники следует руководствоваться требованиями СНиП (глава «Системы автоматизации. Правила производства и приемки работ»), ПУЭ, ПИВРЭ, монтажно-эксплуатационных инструкций заводов - изготовителей устройств, а также Временных указаний по технической эксплуатации и безопасности обслуживания средств автоматизации и вычислительной техники на предприятиях газовой промышленности.

35.8. Технические средства АСУ должны приниматься заказчиком непосредственно после установки их на объекте (до проведения пусконаладочных работ). Заказчик несет материальную ответственность за их сохранность. Собственно АСУ принимается заказчиком после завершения пусконаладочных работ (по очередям) сначала в опытную (опытно-промышленную), а затем в постоянную промышленную эксплуатацию.

Техническая эксплуатация средств связи

35.9. На магистральных газопроводах организуются следующие виды связи:

а) внутрирайонная диспетчерская телефонная связь диспетчерского пункта ЛПУМГ с ГРС, линейными ремонтерами, специальными транспортными средствами, КС и ремонтно-эксплуатационными пунктами, входящими в состав ЛПУМГ;

б) диспетчерская распорядительная телефонная связь диспетчерского пункта ПО с соответствующими ЛПУМГ, КС, ПХГ, а также с Центральным диспетчерским управлением Мингазпрома;

в) оперативно-производственная телефонная и телеграфная связь ПО с линейно-производственными управлениями, ремонтно-эксплуатационными пунктами, КС и ПХГ;

г) диспетчерская телефонная связь Центрального диспетчерского управления (ЦДУ) Мингазпрома с ПО;

д) оперативно-производственная телефонная связь Мингазпрома с ПО;

е) связь совещаний Мингазпрома с ПО;

ж) связь совещаний ПО с ЛПУ;

з) местная телефонная связь ПО, линейно-производственного управления, КС, ГС, ремонтно-эксплуатационного пункта.

Кроме того, на магистральных газопроводах организуются каналы связи для линейной и центральной телемеханики и для передачи данных.

35.10. Связь на магистральных газопроводах организуется в соответствии с действующими Общими требованиями к технологической связи магистральных газопроводов Мингазпрома.

35.11. Для организации связи на магистральных газопроводах используются кабельные, воздушные и радиорелейные линии связи, а также каналы УКВ-радиостанций.

35.12. Техническая эксплуатация средств связи газопроводов проводится в строгом соответствии с положениями и инструкциями Мингазпрома и Минсвязи. Эксплуатация средств связи с отклонением от правил Минсвязи, вызванная спецификой газовой промышленности, приводится только по специальным инструкциям.

35.13. Оперативно-техническое руководство эксплуатацией средств магистральной связи осуществляется диспетчером связи (начальником смены) ЦСТС. Все оперативно-технические указания диспетчера связи (начальника смены) ЦСТС, касающиеся действия магистральной связи, являются обязательными для всех работников связи газопроводов.

35.14. Для правильной организации эксплуатации и учета работы станционного оборудования и линейных сооружении на узлах связи газопроводов должна быть документация в соответствии с действующими Временной инструкцией по ведению технической, схемной и оперативно-технической документации на узлах связи Мингазпрома, Временной инструкцией по паспортизации оборудования узлов связи Мингазпрома и Инструкцией по составлению схем-планшетов дальней связи Мингазпрома.

35.15. При повреждениях линий связь восстанавливают в следующем порядке: внутрирайонная диспетчерская связь, диспетчерская связь ПО, диспетчерская связь ЦДУ, оперативно-производственная связь Мингазпрома, оперативно-производственная связь ПО.

35.16. В случаях повреждений линий связи технический персонал связи должен руководствоваться Временной инструкцией о порядке диспетчерского контроля за состоянием устройств дальней связи Мингазпрома.

Техническая эксплуатация систем телемеханики

35.17. Системы телемеханики предназначены для сбора, первичной обработки и представления информации о режиме работы газопровода, а также для передачи команд управления. Системы телемеханики подразделяются на системы линейной телемеханики и системы центральной телемеханики.

35.18. Для работы систем телемеханики используются физические цепи кабельных и воздушных линий связи, каналы тональной частоты систем уплотнения кабельных, воздушных и радиорелейных линий связи, а также каналы УКВ-радиостанций.

35.19. Системы линейной телемеханики должны обеспечивать:

а) передачу с контролируемых объектов на диспетчерский пункт телесигнализации, телеизмерения текущих значении параметров и интегральных значений параметров, аварийной сигнализации;

б) передачу с диспетчерского пункта на контролируемые объекты команд телеуправления.

35.20. Системы центральной телемеханики должны обеспечивать:

а) передачу с контролируемых объектов на диспетчерский пункт телесигнализации, телеизмерения текущих значений параметров и интегральных значений параметров, аварийной сигнализации;

б) передачу с диспетчерского пункта на контролируемые объекты команд телеуправления и телерегулирования установок.

35.21. Важнейшие контролируемые параметры должны ретранслироваться из системы линейной телемеханики и систему центральной телемеханики.

35.22. На каждом технологическом (производственном) объекте для обеспечения эксплуатации средств телемеханизации должны быть утвержденные рабочие эксплуатационные инструкции и исполнительная документация на электрические и трубные соединения аппаратуры. Перечень инструкций, которые должны иметься на конкретных объектах, утверждается главным инженером ПО (заместителем начальника ЛПУМГ).

Исполнительную документацию составляет организация, проводившая монтажно-наладочные работы на данном объекте, где должно быть отображено выполнение всех электрических цепей и импульсных линий в натуре.

Примечание. Указанной документацией должны также располагать оперативно-выездные бригады, обслуживающие объекты без постоянного дежурного персонала.

35.23. Все отключения и переключения в схемах телемеханики выполняются по распоряжению или с ведома вышестоящего дежурного персонала, в управлении или ведении которого находится телемеханизированное технологическое или энергетическое оборудование объекта, в соответствии с установленным на предприятии порядком и с обязательной записью в оперативном журнале.

35.24. Перевод телеуправляемого оборудования на местное управление и обратно может быть осуществлен только с разрешения диспетчера или другого ответственного лица.

Индивидуальные цепи телеуправления можно отключить на клеммниках или разъемных зажимах с двух сторон: со стороны КП и со стороны исполнительного механизма.

Устройства телемеханики на телеуправляемых объектах отключаются общим ключом или накладкой, выводящей из работы устройство телемеханики только в части телеуправления и телерегулирования или полностью.

35.25. Устройства телеуправления должны исключать возможность ложного отключения (включения) управляемого оборудования при повреждении любой цепи (элемента) или ложного включения любого реле устройства.

На сборках устройств и панелей телемеханики зажимы, соединение которых может вызвать отключение (включение) оборудования, не должны располагаться рядом.

35.26. Телемеханическое управление технологическим и энергетическим оборудованием должно дублироваться ручным управлением.

35.27. Повышение надежности систем телемеханики обеспечивается системой профилактических мероприятий, проводимых в последовательности и с периодичностью, оговоренных в соответствующих инструкциях по эксплуатации.

35.28. Разрешение на отключение систем для проведения проверок и профилактических мероприятий дает главный инженер ПО при условии обеспечения нормальной эксплуатации телемеханизированных объектов во время проведения работ.

35.29. Для включения системы в работу после проведения профилактических работ необходимо восстановить все отключенные цепи и проверить работу систем во всех режимах с воздействием на управляемое оборудование.

35.30. Заключение о необходимости вывода устройств телемеханики в текущий или капитальный ремонт или об их дальнейшей эксплуатации без ремонта должно выноситься по совокупности данных технических осмотров и проверок.

Глава 36

РАСХОДОМЕРНЫЕ ПУНКТЫ

Общие положения

36.1. Расходомерные пункты газотранспортных систем предназначаются для измерения расхода и количественного учета природного газа на объектах его транспортировки, хранения, переработки и распределения.

Основные требования к выполнению и размещению

36.2. Расходомерные пункты объектов магистральных газопроводов выполняются преимущественно на базе стандартных диафрагм с угловым и фланцевым отборами перепада давления, а также стандартных сопел, сопел и труб Вентури с применением промышленных дифманометров-расходомеров, с обязательной записью измерений на вторичных приборах и необходимого комплекса средств измерений физико-химических и качественных параметров газа; газомеров действительного состояния, обеспечивающих автоматическую коррекцию расхода по одному или нескольким параметрам газа (давлению, плотности, коэффициенту сжимаемости и т.д.), измерительных комплексов, включающих средства вычислительной техники, телеконтроля и телеизмерения.

36.3. Расходомерные пункты небольшой пропускной способности могут выполняться на базе объемных счетчиков газа с применением необходимых средств измерений физико-химических и качественных параметров газа.

36.4. По назначению расходомерные пункты объектов магистральных газопроводов подразделяются на хозрасчетные и технологические.

36.5. Хозрасчетные расходомерные пункты объектов магистральных газопроводов (КС, СПХГ, ГПЗ, КРП, ГРС, АГРС) предназначены для измерения качественных параметров и расхода газа.

Данные измерений расхода газа получают с максимально возможной точностью и принимаются для взаимных хозрасчетных операций между поставщиком и потребителем газа.

36.6. Технологические расходомерные пункты являются вспомогательными и предусматриваются (при необходимости) для технологических целей контроля производительности нагнетателей ГПА и т.п. Данные измерения расхода и параметров газа технологических расходомерных пунктов не могут приниматься в качестве хозрасчетных независимо от технического уровня их и применяемых на них методов и средств измерения.

36.7. Техническое исполнение и монтаж технологической части расходомерных пунктов выполняются в соответствии с требованиями действующих нормативно-технических документов (Правил, ГОСТов и других материалов Госстандарта и Мингазпрома). Зарубежные расходомерные пункты сооружаются по согласованию с Госстандартом.

36.8. Расходомерные пункты небольшой пропускной способности для измерения расхода газа на КРП, ГРС и АГРС, бытовых потребителей, котельных, топливного и пускового газа КС могут выполняться по упрощенной технологической схеме в виде бесколлекторной измерительной линии (измерительного участка трубопровода), оснащенной необходимыми измерительными средствами и устройствами. Такие расходомерные пункты могут именоваться расходомерными узлами.

36.9. Установка и монтаж комплекса промышленных средств и устройств измерительной части расходомерных пунктов выполняются в соответствии с требованиями действующих нормативно-технических документов (Правил, ГОСТов и других материалов Госстандарта СССР), а для зарубежных расходомерных пунктов - норм Международной организации стандартизации, согласованных с Госстандартом с учетом требований соответствующих инструкций и технических условий заводов-изготовителей этих средств и устройств.

36.10. Технологическая и измерительная части технологических расходомерных пунктов выполняются в зависимости от назначения и цели (производительности нагнетателей ГПА и т.п.).

36.11. Расходомерные пункты предусматриваются на следующих основных объектах газотранспортных систем: линейной части газопроводов, КС, СПХГ и объектах систем газораспределения низкого и среднего давления.

36.12. Расходомерные пункты сооружают:

а) на линейной части газопроводов - в узловых точках систем газопроводов (при слиянии или разветвлении газовых потоков, кольцевании газопроводов), точках поставки-приемки газа (на «границах» ЛПУМГ (ПО) и конечных точках магистральных газопроводов);

б) на КС - в точках подачи газа, потребляемого на собственные нужды КС (газовые двигатели, электростанции, котельные), и при подаче топливного и пускового газа для работы газоперекачивающих агрегатов КС;

в) на СПХС при закачке и отборе газа, в точках подачи газа, потребляемого на собственные нужды СПХГ, при подаче топливного и пускового газа для работы КЦ сорных цехов;

г) на ГРС, АГРС, КРП и ГРП систем газораспределения - при подаче газа любым промышленным и бытовым потребителям, в том числе жилым поселкам, КС и СПХГ, при подаче газа на собственные нужды ГРС, АГРС, КРП и ГРП.

36.13. Сооружение расходомерных пунктов выполняется по типовым или индивидуальным проектам. Площадка под строительство расходомерного пункта может располагаться в непосредственной близости от магистрального газопровода или на промышленной площадке КС, СПХГ, ГПЗ.

36.14. Изготовление и монтаж расходомерных узлов выполняются при сооружении ГРС, АГРС, КРП и ГРП.

36.15. Здание (блок-бокс) расходомерного пункта (линейной части газопроводов и т.п.) должно иметь систему отопления, обеспечивающую температуру воздуха в помещении первичных датчиков и вторичных приборов + 20 °С с отклонениями ± 5 °С. Для системы отопления не обязательно постоянное присутствие обслуживающего персонала.

30.16. При установке в здании расходомерного пункта газовых водонагревателей (для системы отопления и других целей) предусматривается автоматизированная система подачи к водонагревателям топливного газа низкого давления с обеспечением процесса его одоризации.

36.17. Для электропитания средств измерения расходоизмерительной системы и обеспечения внутреннего и наружного освещения здания и площадки расходомерного пункта предусматривается система электроснабжения напряжением 380/220 В. Мощность системы электроснабжения определяется исходя из мощности электрооборудования.

36.18. Распределительная сеть системы электроснабжения расходомерного пункта выполняется соответствующими типами кабелей с предусмотрением необходимой защиты и обеспечением техники безопасности и противопожарных мероприятий.

36.19. Телефонная связь расходомерного пункта с диспетчерской службой осуществляется через АТС узла связи объекта (КС, промысла и т.п.), вблизи которого расположен расходомерный пункт.

Организация телефонной связи, а также цепей телемеханики и аварийной сигнализации выполняется в соответствии с указанием Мингазпрома «О применении марок кабелей связи на проектируемых газопроводах».

36.20. Для помещении расходомерного пункта выполняется приточно-вытяжная вентиляция. При необходимости для помещений, расходомерного пункта предусматривается кондиционирование.

36.21. Защита здания, технологических блоков и оборудования расходомерного пункта от прямых ударов молнии, вторичных ее проявлений и статического электричества осуществляется с применением молниеотводов, соответствующего контура заземления здания и других устройств.

Техническое обслуживание и эксплуатация

36.22. Техническое обслуживание и эксплуатация расходомерных пунктов производятся соответствующими службами линейно-производственных объединений согласно настоящим Правилам и Правилам технической и безопасной эксплуатации газораспределительных станций магистральных газопроводов.

36.23. Технологическая часть расходомерных пунктов (коллекторы, подземные и наземные участки измерительных линий, трубопроводные коммуникации привязки к магистральному газопроводу и т.п.) после строительства должна быть принята в эксплуатацию в соответствии с действующими СНиП (глава «Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки работ»).

36.24. Измерительная часть, монтаж и наладка средств и устройств измерения расходомерных пунктов должны соответствовать требованиям СНиП (глава «Системы автоматизации. Правила производства и приемки работ») и «Указаний по проектированию автоматизации производственных процессов» (СН 281-64).

36.25. Основными и обязательными техническими документами, относящимися к расходомерным пунктам, являются:

а) схема технологической части и расходоизмерительной системы;

б) аттестат расходоизмерительной системы;

в) акты периодических проверок (инспекций) сужающих устройств и прямых участков каждой измерительной линии;

г) протоколы государственных поверок и акты периодических и внеочередных поверок средств и устройств измерений;

д) акты периодических проверок планиметров;

с) паспорта, применяемые в расходоизмерительной системе средств и устройств измерений, в том числе и планиметров.

36.26. Схема технологической части и расходоизмерительной системы расходомерного пункта составляется службой КИП и А ПО на основе проектно-технической документации и соответствующих инженерно-технических решений по усовершенствованию расходомерного пункта в процессе его эксплуатации.

36.27. Аттестат расходоизмерительной системы расходомерного пункта составляется службой КИП и А ПО совместно с представителем базовой метрологической организации Мингазпрома на основе данных и характеристик измерительных линий технологической части и средств измерений.

36.28. К эксплуатации средств и устройств измерений расходомерных пунктов объектов магистральных газопроводов допускаются только такие измерительные средства и устройства, которые признаны пригодными к применению по результатам метрологического надзора, проведенного в соответствии с требованиями действующих нормативно-технических документов Госстандарта и Мингазпрома.

36.29. Обслуживающий персонал, руководствуясь должностными инструкциями, обеспечивает высокий технический уровень состояния расходомерных пунктов объектов магистральных газопроводов, осуществляет постоянный контроль технологического оборудования, устройств и средств измерения, качественного функционирования расходоизмерительных систем, а также обеспечивает своевременное и правильное оформление и ведение технической документации учета и отчетности.

36.30. Измерение, обработка исходных данных и определение хозрасчетных расходов газа осуществляются службой КИП и А ЛПУМГ (ПО) в результате выполнения необходимого комплекса работ (обработка диаграмм планиметрами, производство расчетов и т.п.) согласно должностным инструкциям, утвержденным руководством ЛПУМГ (ПО).

36.31. Измерение и определение хозрасчетных расходов газа выполняются по единым методологическим нормативно-техническим документам, утвержденным и введенным в действие Госстандартом СССР и Мингазпромом. При этом для обеспечения технического обслуживания расходоизмерительных систем импортные расходомерные пункты должны быть обеспечены необходимыми поверочными средствами и устройствами, а также соответствующими методическими документами (нормы, методики, инструкции и т.д.).

36.32. К выполнению работ, связанных с измерением расхода газа, допускаются специалисты службы КИП и А, согласно должностным инструкциям, утвержденным руководством ЛПУМГ, с обязательной ежегодной переаттестацией их в области расходометрии и количественного учета газа.

36.33. На расходомерных пунктах могут одновременно находиться и принимать участие в измерении, обработке диаграмм, выполнении расчетов по определению расхода газа и в проведении других видов работ, относящихся к расходометрии и количественному учету газа, представители поставщика и потребителя газа (в этом случае на диаграмме должны стоять подписи обоих представителей).

36.34. При необходимости средства и устройств измерений и расходоизмерительная система хозрасчетных расходомерных пунктов подвергаются внеочередным проверкам и поверкам:

а) по требованию заинтересованной стороны;

б) для проверки исправности измерительных средств и устройств, а также качественного функционирования расходоизмерительной системы;

в) при вводе в эксплуатацию после их ремонта и хранения;

г) для контроля результатов периодических поверок средств измерении и проверок измерительных линий;

д) при повреждении клейма, пломбы или утрате документов, подтверждающих прохождение измерительными средствами и устройствами периодической поверки.

36.35. Спорные вопросы, относящиеся к расходометрии и количественному учету газа при эксплуатации расходомерных пунктов, разрешаются в процессе проведения метрологической ревизии и метрологической экспертизы, выполняемых в соответствии с ГОСТ 8.002-71.

36.36. Импортные расходомерные пункты, поставленные зарубежными фирмами и находящиеся на магистральных газопроводах, обслуживаются и эксплуатируются так же, как и отечественные. При этом для выполнения надлежащего технического обслуживания расходоизмерительных систем импортные расходомерные пункты должны быть обеспечены необходимыми поверочными средствами и устройствами, а также соответствующими методическими материалами по расходометрии транспортируемого газа (нормы, методики, инструкции и т.д.).

Применение импортных поверочных средств и устройств, а также необходимых методологических материалов разрешается Госстандартом в установленном порядке

36.37. За техническое состояние расходомерных пунктов, исправность измерительных средств и устройств, ремонт и хранение, выполнение установленного графика проведения поверок и проверок средств и устройств измерений, контрольных испытаний и наладочных работ несут ответственность руководители предприятий, в ведении которых находятся расходомерные пункты.

Раздел девятый

ОРГАНИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОПРОВОДА

Глава 37

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

37.1. Организация эксплуатации магистральных газопроводов и их сооружений осуществляется соответствующими ПО.

37.2. ПО обеспечивает постоянное повышение эффективности и надежности действующих магистральных газопроводов и ПХГ на основе достижения научно-технического прогресса, научной организации труда и совершенствования системы управления.

37.3. Прием газа от поставщиков и передача его потребителям осуществляются в соответствии с действующими стандартами и Правилами подачи газа магистральным газопроводам и потребителям.

37.4. На газопроводах должен быть организован ежесуточный учет газа, получаемого от поставщиков, передаваемого потребителям и расходуемого на собственные нужды.

Глава 38

ДИСПЕТЧЕРСКАЯ СЛУЖБА МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

38.1. Оперативное (диспетчерское) управление Единой системой газоснабжения СССР (ЕСГ СССР), которая подразделяется на территориальные подсистемы и отдельные технологические объекты добычи, транспортировки, хранения и распределения газа, осуществляется Центральным диспетчерским управлением Единой системы газоснабжения СССР (ЦДУ ЕСГ СССР), объединенными диспетчерскими управлениями (ОДУ) или центральными диспетчерскими службами (ЦДС) всесоюзных промышленных объединений (ВПО) и производственных объединений ПО и диспетчерскими службами линейно-производственных управлений магистральных газопроводов(ЛПУМГ).

ОДУ или ЦДС всесоюзных промышленных и производственных объединений оперативно подчинены Центральному диспетчерскому управлению Единой системы газоснабжения СССР.

38.2. Основными задачами ЦДУ ЕСГ СССР являются:

а) обеспечение бесперебойного снабжения народного хозяйства страны и населения газом в объемах, предусмотренных народно-хозяйственным планом, с качественными показателями, соответствующими действующим стандартам и требованиям;

б) разработка и выполнение технологических режимов транспортировки газа, а также закачки и отбора газа по подземным хранилищам, рассмотрение, корректировка и утверждение перспективных режимов (месяц, квартал, год) по ПО с учетом работы ПХГ и проведения ремонтных работ;

в) разработка рациональных межрайонных потоков, обеспечивающих надежность газоснабжения как по ЕСГ СССР в целом, так и отдельных экономических районов, республик, краев, областей, а также поставка газа на экспорт и прием его по импорту в соответствии с государственным планом;

г) оперативное управление технологическими объектами добычи, транспортировки, хранения и распределения газа в ЕСГ СССР;

д) получение, обработка, анализ и выдача оперативной информации, характеризующей работу ЕСГ СССР на основе широкого применения средств вычислительной техники;

е) оперативный контроль за потреблением газа основными отраслями народного хозяйства (фондодержателями) и топливно-энергетическими затратами на транспортировку газа через соответствующие диспетчерские службы объединений и органы Госгазнадзора;

ж) разработка совмещенных графиков планово-профилактических ремонтных работ на объектах ПО по их заявкам;

з) рассмотрение заявок ВПО (ПО) и выдача разрешений на вывод оборудования и сооружений из работы для ревизии, ремонта, реконструкции и испытаний в случаях, когда это приводит к изменению потоков газа, сокращению добычи или закачки газа;

и) участие в разработке и осуществлении проектов и мероприятий по развитию ЕСГ СССР, в том числе направленных на повышение надежности ее работы в нормальных и особых условиях;

к) участие в определении направлений развития и во внедрении организационного, технического и программного оснащения автоматизированной системы диспетчерского управления ЕСГ СССР (АСДУ ЕСГ СССР).

38.3. ОДУ и диспетчерские службы всесоюзных промышленных объединений и ПО должны обеспечивать:

а) разработку текущих режимов транспортировки газа и оперативное управление технологическими объектами добычи, транспортировки и распределения газа в территориальных подсистемах ЕСГ СССР;

б) приемку газа в газопроводы своих объединений и поставку газа в газопроводы соседних объединений и потребителям в соответствии с установленным народнохозяйственным планом, а в особых условиях - по указанию ЦДУ ЕСГ СССР;

в) разработку совмещенного графика ремонтно-восстановительных работ на производственных объектах объединения и согласование его с ЦДУ ЕСГ СССР;

г) оперативный контроль за ходом выполнения графика ремонтных работ;

д) оперативный контроль за организацией и ходом испытания газопроводов на прочность и герметичность;

е) рассмотрение заявок, план-графиков работ и выдачу разрешений по согласованию с ЦДУ ЕСГ СССР на вывод оборудования и сооружений из работы для ревизии, ремонта, реконструкции и испытаний;

ж) получение, обработку и передачу необходимой информации в ЦДУ ЕСГ СССР и ведение оперативной документации по установленной форме.

38.4. Задачами ЦДС ПО являются:

а) оперативное управление работой отдельных газотранспортных систем и их технологических объектов (КС, СПХГ и ГРС) в соответствии с режимами их работы, заданными ОДУ или ЦДУ ЕСГ СССР;

б) ежесуточное составление балансов поступления газа от поставщиков и распределения его по потребителям, расход газа и электроэнергии на собственные нужды КС, расчет запаса газа в трубопроводе и изменения его за сутки;

в) контроль за работой газоперекачивающих агрегатов;

г) участие в составлении графика ремонта основного технологического оборудования и согласование его с ОДУ или ЦДУ ЕСГ СССР;

д) контроль за ходом проведения ремонтно-восстановительных работ на газопроводах.

38.5. Составы ОДУ, ЦДС и диспетчерских служб ЛПУ определяются штатными расписаниями, а перечень объектов, оборудования и персонала, находящихся в оперативном подчинении дежурного диспетчера, - приказом руководителя ПО или ЛПУМГ.

38.6. Персонал ЛПУМГ и СПХГ не имеет права без разрешения диспетчеров ЦДС и ОДУ переключать потоки газа в газопроводах и отводах, изменять режим работы технологического оборудования, отключать потребителей газа и подключать новых, увеличивать или сокращать по сравнению с планом подачу газа, проводить ремонтные работы, испытания оборудования и запорной арматуры, за исключением аварийных ситуаций.

38.7. Диспетчерское управление системой газопроводов или отдельными газопроводами осуществляется с диспетчерского пункта, оснащенного необходимыми средствами связи, телесигнализации, телеуправления и средствами счетно-решающей и информационной техники.

Глава 39

РЕЖИМ РАБОТЫ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

39.1. Режим работы магистрального газопровода определяется планами транспортировки и реализации газа, работой ПХГ и установок сжижения природного газа (СПГ), а также указаниями ЦДУ ЕСГ СССР или ОДУ.

39.2. Режим работы магистрального газопровода разрабатывают с учетом максимального объема транспортируемого газа и (или) минимума энергозатрат.

39.3. При разработке режима работы магистрального газопровода диспетчерские службы (ЦДУ, ЕСГ, ОДУ, ЦДС) обязаны составлять:

а) гидравлические расчеты с учетом его состояния (введенных и вводимых в эксплуатацию мощностей, вывода участков газопроводов в капитальный ремонт, проведения ремонтных работ на объектах газопровода, допустимых рабочих давлений, фактических коэффициентов гидравлического сопротивления, температурного режима участков и т.д.);

б) годовой график режима работы (на основании гидравлических расчетов) с разбивкой его по кварталам и месяцам с учетом сезонной неравномерности газопотребления и оптимизации технологических параметров транспортировки газа;

в) графики подачи газа буферным потребителям;

г) графики закачки и отбора по СПХГ, а также установкам СПГ (ЦДУ ЕСГ).

39.4. При отклонении фактического режима от расчетного должны быть приняты меры для приближения его к расчетному.

39.5. Разработанные режимы работы магистральных газопроводов должны обеспечивать плановую поставку газа потребителям при оптимальном использовании оборудования.

39.6. При разработке режимов северных газопроводов температура газа, поступающего в трубопровод, должна устанавливаться с учетом технологического регламента исходя из обеспечения оптимальных напряжений в металле труб, сохранности изоляционных покрытий, хладостойкости металла труб, а также взаимодействия трубопроводов с окружающей средой.

Глава 40

ПОРЯДОК ВЫВОДА ОБОРУДОВАНИЯ ИЗ РАБОТЫ И ВКЛЮЧЕНИЯ ЕГО В РАБОТУ

40.1. Вывод основного технологического оборудования из работы и резерва в ремонт и для испытаний независимо от наличия утвержденного плана должен быть оформлен предварительной оперативной заявкой, подаваемой в ОДУ (ЦДС) ВПО (ПО).

Заявка составляется начальником ГКС (КС) и утверждается заместителем начальника ЛПУМГ, главным инженером СПХГ. Срок подачи заявок и сообщения об их разрешении устанавливается ЦДС ВПО (ПО).

40.2. При аварийных остановках основного технологического оборудования газопроводов оно выводится в ремонт в любое время суток с разрешения ЦДС ПО и с немедленным уведомлением ЦДУ СССР, а также с последующим разбором причин аварии в установленном порядке.

40.3. Разрешение на вывод газопровода в капитальный и текущий ремонт, а также на прекращение или сокращение подачи газа по газопроводу для врезок отводов, перемычек и других работ выдается руководством ВПО (ПО) через ОДУ (ЦДС) по получению разрешения ЦДУ ЕСГ СССР.

40.4. Увеличение продолжительности ремонта по сравнению с нормативной допускается только по разрешению вышестоящих организаций при соответствующем техническом обосновании.

40.5. Время простоя оборудования в ремонте исчисляется от момента вывода оборудования в ремонт или прекращения подачи газа до его включения в работу (или ввода в резерв).

Глава 41

ПОРЯДОК ЛИКВИДАЦИИ АВАРИИ

41.1. При аварии на КС дежурный диспетчер должен обеспечить локализацию аварийной обстановки, поставить в известность руководство ЛПУМГ и диспетчера ПО, а также принять меры по обеспечению нормальной работы.

Диспетчер ПО обязан доложить об аварии диспетчеру ОДУ, который, в свою очередь, докладывает диспетчеру ЦДУ ЕСГ СССР и извещает районную инспекцию Госгазнадзора.

Начальник газокомпрессорной службы должен прибыть на КС и возглавить работы по ликвидации аварии.

41.2. При возникновении аварии на линейной части газопровода диспетчер ЛПУМГ обязан доложить об этом руководству ЛПУМГ и диспетчеру ПО, вызвать начальника ЛЭС и аварийную бригаду, которая должна выехать к месту аварии в соответствии с графиком сбора.

Если для ликвидации аварии необходимо выполнить большой объем работ с привлечением персонала, ресурсов и технических средств нескольких ЛПУМГ или намеченные работы технически сложны, к месту аварии должен выезжать представитель ПО, назначенный приказом директора ПО.

41.3. При возникновении аварии на ГРС диспетчер ЛПУМГ докладывает об этом руководству ЛПУМГ и диспетчеру ПО, вызывает аварийно-ремонтную бригаду и до ее прибытия осуществляет все необходимые мероприятия по максимально возможному обеспечению подачи газа потребителям.

41.4. В ходе ликвидации аварии диспетчер обязан обеспечить руководство работой персонала по обслуживанию оборудования КС и нормальный режим транспортировки газа по газопроводу.

41.5. Если авария вызывает сокращение или прекращение подачи газа потребителям, то руководство работами по ликвидации аварии должен возглавить:

а) на месте - начальник или заместитель начальника ЛПУМГ;

б) в диспетчерской ПО - директор или главный инженер;

в) в диспетчерской ВПО - заместитель начальника по транспорту или главный инженер.

41.6. Причины аварий, разрушений и повреждений расследуют в соответствии с Инструкцией о порядке расследования аварий, повреждений и разрушений при эксплуатации и строительстве газовых объектов Мингазпрома, подконтрольных Государственной газовой инспекции (ныне Главгосгазнадзору СССР).

Глава 42

ОБЯЗАННОСТИ ДЕЖУРНОГО ПЕРСОНАЛА

42.1. К оперативному эксплуатационному персоналу КС и магистральных газопроводов относятся:

а) дежурный персонал, обслуживающий посменно производственные объекты КС и магистрального газопровода;

б) оперативно-ремонтный персонал с правом эксплуатационного обслуживания и выполнения оперативных переключений на производственных участках:

в) руководящий персонал.

42.2. Руководящим персоналом в смене являются:

а) старший диспетчер (диспетчер) ПО;

б) старший диспетчер (диспетчер) - старший сменный (сменный) инженер ЛПУМГ (СПХГ);

в) старший сменный (сменный) инженер ЛПУМГ (СПХГ);

г) дежурный техник связи;

д) дежурный диспетчер связи ПО.

42.3. Обязанности, права и ответственность дежурного эксплуатационного персонала указаны в должностных инструкциях

42.4. Сменный персонал ПО, ЛПУМГ, СПХГ и ГРС должен работать по графику, утвержденному руководством ПО, ЛПУМГ, СПХГ и ГРС.

42.5. Изменения в графике работы сменного персонала в случае необходимости допускаются с разрешения лица, утвердившего график. Дежурство в течение двух смен запрещается.

42.6. Дежурный персонал, приступая к работе, должен принять, а после окончания - сдать смену с оформлением этого в журнале. Уход с дежурства без сдачи смены запрещается.

42.7. Приемка и сдача смены во время ликвидации аварии запрещается. Прибывший на смену оперативный персонал используется в этом случае по усмотрению лица, руководящего ликвидацией аварии.

Приемка и сдача смены во время переключений, пуска и остановки оборудования допускаются только с разрешения вышестоящего оперативного дежурного и административно-технического персонала.

42.8. Оперативный персонал во время дежурства является ответственным за правильное обслуживание и безаварийную работу оборудования, а также за порядок и чистоту на закрепленном участке.

42.9. Дежурный персонал обязан:

а) поддерживать надежный и экономичный режим работы оборудования и газопровода в соответствии с инструкциями, графиками и оперативными требованиями диспетчерской службы ПО;

б) периодически в соответствии с инструкциями проводить опробование работоспособности технологической, предупредительной, пожарной и аварийной сигнализации, связи;

в) при нарушении режима работы, повреждении или аварии оборудования (газопровода) принять самостоятельные меры к восстановлению нормального режима работы оборудования, ликвидации аварийного состояния и сообщить о происшедшем руководству ЛПУМГ и ЦДС ПО, а также другим лицам по утвержденному списку;

г) периодически проводить обходы и осмотры всего оборудования, производственных помещений согласно нормативным положениям и должностным инструкциям;

д). своевременно вести запись показателей работы оборудования в ведомостях и журналах установленной формы, отмечать в них замеченные недостатки в работе оборудования и коммуникаций.

42.10. Дежурному персоналу запрещается отлучаться с рабочего места независимо от того, находится ли оборудование в работе или резерве. Как исключение, это допускается лишь при замене дежурного другим лицом по решению руководства.

42.11. Начальник ГКС (КС), старший диспетчер (сменный инженер) имеют право отстранять от дежурства подчиненный им персонал, не выполняющий своих обязанностей.

42.12. Дежурный персонал наряду с руководством ЛПУМГ, СПХГ, ГКС и КС несет личную ответственность за проведение работ по ликвидации аварии, принимает решения и осуществляет мероприятия по восстановлению нормального режима эксплуатации.

В случае необходимости вышестоящее лицо оперативного или административно-технического персонала имеет право поручить руководство по ликвидации аварии другому лицу или взять руководство на себя.

Глава 43

ТЕХНИЧЕСКАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ ДИСПЕТЧЕРСКОЙ СЛУЖБЫ

43.1. На рабочем месте дежурного диспетчера смены ЦДУ ЕСГ СССР должна быть следующая оперативная и техническая документация:

а) общая принципиальная схема ЕСГ СССР;

б) технологические схемы систем сбора газа на промыслах, магистральных газопроводах и отводах;

в) технологические схемы узловых КС и СПХГ;

г) схемы электроснабжения КС и СПХГ;

д) технические паспорта промыслов и газопроводов;

е) суточные ведомости работы газопроводов,

ж) суточные ведомости работы промыслов;

з) журнал оперативного суточного учета газа;

и) журналы входящих и исходящих телефонограмм;

к) список и комплект всех действующих производственных и должностных инструкций;

л) дополнительная оперативная и техническая документация по усмотрению руководства ЦДУ ЕСГ СССР.

43.2. Техническая документация диспетчерских служб ПО аналогична документации диспетчерской службы ЦДУ ЕСГ СССР в пределах района деятельности службы.

43.3. На рабочем месте диспетчера (сметного инженера) ЛПУМГ и ОПХГ должна быть следующая оперативная и техническая документация:

а) технологическая схема газопроводов в пределах района обслуживания;

б) технологические схемы КС, СПХГ и ГРС;

в) схема водо- и электроснабжения КС и СПХГ;

г) оперативный журнал ЛПУМГ установленной формы для записей в хронологическом порядке всех изменений режима работы и дефектов газоперекачивающих агрегатов и оборудования КС, СПХГ, ГРС, а также полученных оперативных указаний и распоряжений руководства ЛПУМГ и вышестоящей диспетчерской службы;

д) книга для записи распоряжений руководства, имеющих срок действия более суток;

е) табель аварийной техники, которой располагает ЛПУМГ;

ж) список и комплект всех действующих производственных и должностных инструкций, инструкций по технике безопасности для всех служб и обслуживающего персонала ЛПУМГ;

з) дополнительная оперативная и техническая документация по усмотрению руководства ЛПУМГ.

43.4. Начальник ЛПУМГ или его заместитель должны ежедневно просматривать оперативную документацию (сменного инженера) и принимать меры по устранению дефектов оборудования и нарушений режима работы.

Глава 44

ПОРЯДОК ЗАКАЧКИ И ОТБОРА ГАЗА НА ПХГ

44.1. ПХГ предназначены для регулирования сезонной и суточной неравномерности газопотребления крупных промышленных центров, а также для резервирования газа.

44.2. Основные технологические параметры работы ПХГ назначаются в виде технологических карт закачки и отбора газа в соответствии с технологическим проектом (схемой), а также дополнениям к ним, вносимым научно-исследовательским институтом - автором проекта и утвержденным Мингазпромом.

44.3. Закачка и отбор газа на ПХГ обесточиваются соответствующей подготовкой к работе ГПА КС, оборудования и скважин при соблюдении противопожарных правил, правил техники безопасности, закона по защите окружающей природы и охраны недр.

44.4. Назначенный режим закачки и отбора газа на ПХГ может быть изменен только по распоряжению ЦДУ ЕСГ.

44.5. Работы по закачке и отбору газа осуществляются только после приемки объектов ОПХГ в эксплуатацию.

Глава 45

ПОДГОТОВКА ОБЪЕКТОВ И ОБОРУДОВАНИЯ ГАЗОПРОВОДОВ К ЭКСПЛУАТАЦИИ В ОСЕННЕ-ЗИМНИХ УСЛОВИЯХ И ВЕСЕННЕМУ ПАВОДКУ

Паспорт готовности к работе в осенне-зимних условиях

45.1. Для обеспечения эффективной и надежной эксплуатации газопроводов в осенне-зимний период службами ЛПУМГ и СПХГ должен быть выполнен соответствующий комплекс мероприятий, оформленный паспортом готовности ЛПУМГ и ОПХГ к работе в этот период.

45.2. Паспорта готовности выдаются всем ЛПУМГ и СПХГ в сроки устанавливаемые Мингазпромом, на основании актов проверок, выполненных комиссиями.

45.3. Комиссия назначается руководством ВПО или ПО, непосредственно подчиненного Мингазпрому, из работников объединений с обязательным участием представителей районной инспекции Госгазнадзора, которые могут быть председателями комиссий, и при необходимости - с привлечением работников проектных, ремонтных и наладочных организаций Мингазпрома.

45.4. Паспорт подписывают председатель и члены комиссии на основании акта проверки и утверждает директор ПО. Лица, подписывающие паспорт готовности, несут ответственность за полное и качественное выполнение на предприятии всех требований условий его выдачи.

45.5. Паспорт готовности к работе в осенне-зимних условиях выдается при выполнении общих для всех ЛПУМГ и СПХГ следующих требований:

а) завершение к установленному сроку всех запланированных капитальных и средних ремонтов основного и вспомогательного оборудования, включая ЭСН, котельные, линии электропередач, ГРС, линейную часть магистральных газопроводов; наличие всей необходимой технической и ремонтной документации;

б) завершение всех планово-профилактических ремонтов на КС, линейной части газопроводов и сооружениях на них (электрические подстанции, кабельные и воздушные линии электропередач, водяное хозяйство, насосные, КИП, арматура и др.); особое внимание следует обращать на работоспособность всех средств пожаротушения, окончание работ по ревизии пылеуловителей и их работоспособность; работоспособность АВО газа, масла, работу аварийного освещения в цехах, работу аккумуляторных батарей, окончание ревизии запорной арматуры с составлением актов на состояние линейной части, переходов, перемычек, наличие аварийного запаса труб на трассах в установленных количествах, наличие резерва метанола на зимний период работы, окончание ревизии установок осушки и подготовки газа к транспортировке, подключение всего фонда скважин к отбору (для СПХГ), готовность к зимней эксплуатации элементов воздухозаборных устройств ГТУ (работоспособность клапанов, противообледенительной системы, снятие при необходимости фильтров тонкой очистки), замену воды на антифриз в системах охлаждения с промежуточным контуром;

в) окончание всех работ по уплотнению .проемов, утеплению и освещению производственных зданий, помещении, рабочих мест, обеспечение работы вспомогательного оборудования в условиях низких температур;

г) готовность к надежной работе всех установленных устройств автоматики, КИП и средств связи;

д) выполнение планов, мероприятий, приказов и указаний Мингазпрома, предписаний Госгазнадзора по обеспечению устойчивой работы всех объектов в осенне-зимних условиях и по надежному снабжению газом населения и народного хозяйства страны;

е) выполнение планов работы с персоналом, в том числе проверки знаний ПТЭ, должностных инструкций и схем, ПТБ, плана проведения противоаварийных тренировок;

ж) готовность персонала, автотранспорта, спецмеханизмов, землеройной техники, сварочной техники, спецустройств и приспособлений малой механизации, мобильных и стационарных средств связи к производству ремонтных, слесарных, сварочных, огневых работ в любое время суток на трассах магистральных газопроводов, газопроводах-отводах, КС, ПХГ;

з) обеспечение планового резерва ГПА (включая резервные двигатели авиационного и судового типов);

и) готовность к эксплуатации систем отопления, в том числе резервных (аварийных) источников теплоснабжения (котельных, газовоздушных и моторных подогревателей и др.);

к) наличие установленного резерва масел, горюче-смазочных материалов; электродов, кислорода, необходимого минимума запасных частей для ремонта ГПА, вспомогательного и другого оборудования;

л) наличие графиков сбора персонала, маршрутов выезда и доставки необходимой техники на любой участок трассы магистрального газопровода в границах ЛПУМГ.

45.6. На основании общих условий каждое ПО может иметь дополнительные требования, учитывающие природно-климатические и другие местные условия работы ЛПУМГ и ОПХГ.

45.7. ВПО и ПО по транспортировке и поставке газа, непосредственно подчиненные Мингазпрому, в установленные сроки представляют графики намечаемых сроков выдачи паспортов ЛПУМГ и СПХГ, а также немедленно уведомляют Мингазпром о фактической выдаче паспортов.

45.8. В случае неполного выполнения ЛПУМГ и СПХГ требований о выдаче паспортов по не зависящим от них причинам вопрос о возможности выдачи паспорта решается ВПО или ПО совместно с Главгосгазнадзором СССР.

45.9. Управление по транспортировке и поставкам газа и Главгосгазнадзор СССР проверяют ход и качество выдачи паспортов готовности ЛПУМГ и ОПХГ к работе в осенне-зимних условиях и в случае неправильной выдачи их отменяют.

Подготовка к весеннему паводку

45.10. В плане мероприятий по подготовке к паводку должны быть предусмотрены:

а) подготовка аварийной техники, проверка запорной арматуры и автоматов аварийного закрытия кранов;

б) создание временных опорных пунктов в отдельных труднодоступных местах трассы газопровода, оснащенных необходимой техникой и материалами;

в) создание необходимых запасов горюче-смазочных материалов и метанола;

г) проверка и при необходимости сооружение напорных водоотводящих канав и водопропусков;

д) очистка водопропускных, водоотводящих и других гидротехнических сооружений от наносов, снега и льда;

е) ремонт ледорезов в местах возможных заторов льда;

ж) обрубка льда в створе рек над подводными переходами;

з) устройство переездов через газопровод в местах пересечения грунтовых дорог и расчистка дорог вдоль трассы газопровода для проезда аварийной техники;

и) ремонт мостов через реки и ручьи;

к) ремонт лежневых дорог;

л) подготовка средств передвижения по воде;

м) подготовка и создание запаса материалов для ремонта лежневых дорог на заболоченных участках газопровода;

н) размещение дежурных тостов на особо ответственных участках для своевременного обнаружения угрозы повреждения газопровода и его сооружений, организация связи и другие мероприятия, направленные на обеспечение бесперебойной работы газопровода во время паводка.

Метеорологическое и гидрологическое обеспечение

45.11. Задачами метеорологического и гидрологического обеспечения при эксплуатации магистральных газопроводов являются:

а) получение метеорологических и гидрологических данных для планирования и анализа режимов и обеспечения надежной работы оборудования;

б) получение информации для своевременного принятия мер по предотвращению или уменьшению ущерба от стихийных бедствий.

45.12. Диспетчерские службы ЛПУМГ должны регулярно получать от органов гидрометеорологической службы следующие данные:

а) метеорологические сведения (температура и влажность воздуха, количество осадков, сила и направление ветра, образование гололеда, штормовые и грозовые предупреждения);

б) гидрологические и метеорологические прогнозы, необходимые для эксплуатации КС и прилегающих участков газопровода.

На территории КС обеспечиваются периодическое (4 раза в сутки) измерение и регистрация температуры наружного воздуха и барометрического давления.

45.13. Объем и сроки передачи гидрологических и метеорологических прогнозов и предупреждений об опасных явлениях устанавливаются для каждого ЛПУМГ совместно с соответствующими органами гидрометеорологической службы.

Прогнозы и фактические метеорологические н гидрологические явления регистрируются в ЛПУМГ.

Глава 46

ПАСПОРТ ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ОБЪЕДИНЕНИЯ (ПРЕДПРИЯТИЯ) ПО ТРАНСПОРТИРОВКЕ И ПОСТАВКАМ ГАЗА

46.1. Постановлением ЦК КПСС и Совета Министров СССР от 12 июля 1979 г. «Об улучшении планирования и усилении воздействия хозяйственного механизма на повышение эффективности производства и качества работы» предусмотрено составление паспорта производственного объединения предприятия.

В паспорте содержатся данные о наличии, состоянии и использовании производственных мощностей и другие технико-экономические показатели, необходимые для составления пятилетних и годовых планов.

46.2. Паспорт составляется производственным объединением не позднее 10 дней после сдачи годового отчета вышестоящей организации.

46.3. Ответственность за достоверность данных и своевременное внесение уточнений несет руководитель объединения.

46.4. Данные паспорта должны соответствовать бухгалтерской и статистической отчетности.

46.5. В паспорте приводятся плановые (или расчетные) и фактические данные за отчетный период.

46.6. В отдельных формах приводятся также проектные данные.

46.7. Паспорт составляется по типовым формам, прилагаемым к данному положению.

46.8. Паспорт является документом строгого учета и подлежит хранению в архиве производственного объединения.

Общие данные по объединению

46.9. Форма 1.1. В данной форме указываются наименование, подчиненность, год основания, местонахождение, адрес, фамилия, имя и отчество руководителя; банковские и транспортные реквизиты производственного объединения. Заполненный паспорт подписывается руководителем производственного объединения и проставляется дата его составления.

46.10. Форма 1.2. «Состав и местонахождение». В графе «Б» указывается полное наименование предприятий, производств, цехов, находящихся на балансе производственного объединения, в графе 1 указывается год основания, согласно приказу вышестоящей организации или предприятия, в графе 2 указываются его местонахождение, адрес, банковские и транспортные реквизиты. В графе 3 дается характеристика основных производственных мощностей: протяженность газопроводов в однониточном исчислении в км, в том числе по диаметрам; число компрессорных станций (в числителе), число компрессорных цехов (в знаменателе); число установленных ГПА; установленная мощность газоперекачивающих агрегатов, тыс. кВт; число станций подземного хранения газа (СПХГ); активный объем хранения газа в СПХГ, млрд. м³; отношение объема активного газа к общему объему; число кустовых баз сжижения; объем газа в них, т; протяженность кабельных линий связи, км; протяженность радиорелейных линий связи, км; число ГРС, шт. В графе «Б» также следует указать наличие ПМК, баз по ремонту техники и т.д. с указанием в графе 3 соответствующих им мощностей.

Производственная мощность

46.11. Форма 2.1. «Производственная мощность и ее использование». В графе «Б» дается наименование систем магистральных газопроводов, находящихся в эксплуатации производственного объединения. В графах 1, 2, 3 и 4 показывается проектная, плановая, фактическая и технически возможная производительность каждой системы газопроводов по поступлению газа. Системы (участки) магистральных газопроводов надо разделить по трем категориям «Развивающиеся», «Законченные строительством» и «Распределительные».

Графа 1 заполняется на основании данных утвержденного проекта; для отдельных участков газопровода (в пределах производственного объединения) - на основании данных гидравлического расчета, имеющегося в проекте. В случае отклонения условий работы газопровода от проектных (изменение схемы поступления и отбора газа, направления потоков, установленных мощностей и т.п.) производится корректировка проектной производительности согласно результатам гидравлических расчетов, выполненных диспетчерскими службами объединений.

Графа 2 заполняется на основании утвержденного вышестоящей организацией производственному объединению годового плана транспорта газа с учетом изменений, внесенных в установленном порядке. Графа 3 заполняется на основании отчетных данных, приводимых в годовом отчете производственного объединения по основной деятельности.

Графа 4 заполняется только для «Развивающихся» и «Законченных строительством газопроводов» по данным объединения. В графе указывается возможная годовая производительность системы на конец года с учетом технического состояния оборудования и доведенных мощностей, которая определяется расчетным путем режимными группами объединения. В примечании к этой форме указываются причины неполной загрузки мощностей газопроводов.

46.12. Форма 2.2. «Техническое состояние линейной части газопровода». В графе «Б» дается наименование каждой системы (участка) магистрального газопровода, находящейся в эксплуатации данного производственного объединения, с распределением по ниткам.

Графа 1 заполняется на основании данных объединения. В графе 2 показывается защищенность системы (участка) от коррозии газопровода в процентах от общей протяженности.

В графах 3 и 4 дается протяженность системы (участка) газопроводов в километрах, подлежащей капитальному ремонту, с выделением участков, на которых требуется замена трубы.

В графах 5, 6, 7, 8 показывается выполнение плана капитального ремонта по линейной части газопровода за отчетный период. Заполнение указанных граф проводится по данным производственного объединения.

46.13. Форма 2.3. «Состояние технологического оборудования и его использование». В графе «Б» указывается наличие по типам газоперекачивающих агрегатов по каждой компрессорной станции системы (участка) магистрального газопровода.

Наработка на отказ - среднее значение наработки агрегатов на отказ в отчетный период.

Определяется по формуле

где r - суммарное число отказов агрегатов за отчетный период; N - число эксплуатируемых агрегатов; T_pi - суммарная наработка каждого i-того агрегата за отчетный период эксплуатации.

Коэффициент готовности ГПА - вероятность того, что ГПА вместе со всеми агрегатами и станционными системами, непосредственно обеспечивающими нормальную работу ГПА, будет работоспособным в произвольно выбранный момент времени, кроме планируемых периодов, в течение которых работа не предусматривается выполнениями планового технического обслуживания:

где Т_р - суммарное время работы агрегатов за отчетный период; Т_в.п - суммарное время вынужденного простоя агрегатов с момента остановки в результате нарушения работоспособности до момента пуска агрегата в работу или вывода его в резерв.

Коэффициент технического использования оборудования - отношение наработки ГПА за отчетный период эксплуатации к сумме этой наработки и времени всех простоев, вызванных техническим обслуживанием, и к ремонтам за тот же период эксплуатации.

Определяется по формуле

где Т_п.п.р - суммарное время простоя агрегатов, вызванного проведением планово-предупредительного ремонта за отчетный период.

Остальные графы заполняются по данным объединения с учетом состояния агрегатов и проведенных объемов капитального ремонта.

46.14. Форма 2.4. «Введенная мощность и ее освоение».

В графе «Б» указывается наименование систем магистральных газопроводов и других объектов.

Графа 1 заполняется аналогично графе 1, формы 2.1.

в графе 2 показывается достигнутая годовая производительность системы, исходя из установленного оборудования (введенных мощностей) на конец отчетного периода. Данные определяются на основе гидравлических расчетов режимных групп объединения. По другим объектам графы 1 и 2 заполняются соответствующими им показателями.

Графа 5 заполняется путем деления данных графы 2 на данные графы 1.

В графе 4 показывается фактическая производительность системы исходя из данных годового отчета объединения.

Производство продукции

46.15. Форма 3.1. «Транспорт газа».

Форма заполняется на основании плана транспортировки газа, утвержденного вышестоящей организацией, с учетом изменений, внесенных в установленном порядке, и отчетных данных по объединению из годового отчета по основной деятельности.

В приложении к этой форме надо дополнительно дать схему потоков газа с указанием подключения по трассе и объемов газа по источникам поступления и расхода газа по городам.

Основные фонды и капитальное строительство

46.16. Форма 4.1. «Основные фонды» заполняется на основании статистической отчетности по форме № 11 «Отчет о наличии и движении основных средств (фондов) и амортизационного фонда», утвержденной Министерством финансов СССР и ЦСУ СССР для годового отчета.

46.17. Форма 4.2. «Капитальное строительство» заполняется на основании статистической отчетности по форме № 2-КС (годовая) «Отчет о выполнении плана ввода в действие мощностей, основных фондов и плана капитальных вложений за отчетный год», которая дается в годовом отчете по капитальному строительству производственного объединения.

46.18. Форма 4.3. «Показатели эффективности основных фондов». Показатели в графе «Б» определяются расчетным путем. Фондоотдача определяется путем деления объема транспортируемого газа (статистическая отчетность по форме № 5-тт, раздел II, строка 13, графа 6) на среднегодовую стоимость промышленно-производственных фондов (статистическая отчетность по форме № 11, строка 080, графа 2).

Фондовооруженность определяется путем деления среднегодовой стоимости промышленно-производственных фондов (статистическая отчетность по форме № 11, строка 080, графа 1) на среднегодовую численность работников, занятых транспортировкой газа (статистическая отчетность ЦСУ СССР по форме № 1-т (годовая), строка 2 «транспорт», графа 2).

Материальные ресурсы

46.19. Форма 5.1. «Потребление материальных ресурсов» - показываются суммарные величины потребленных материалов, топлива, электрической энергии в стоимостном выражении.

Графа Б, строка 1 заполняется на основании статистической отчетности ЦСУ СССР по форме № 5-тт по строке 1 «Материалы, в том числе одорант и реагенты» («Расходы по эксплуатации газопроводов и себестоимость транспорта газа по элементам затрат», строки 31, 32, графы 1 и 6); по строке 2 «Топливо» (газ на собственные нужды) (строка 29, графы 1 и 6); по строке 3 «Электроэнергия (покупная)» (строка 28, графы 1 и 6); по строке 4 «Технологические потери» (строка 30, графы 1 и 6).

46.20. Форма 5.2. «Среднее снижение норм расхода материальных ресурсов». Форма заполняется на основании выполнения расчетов. Для выполнения расчетов необходимо использовать следующую отчетность:

- по базисному году (отчетность за год, предшествующий пятилетнему плану);

- по предшествующему году (отчетность за год, предшествующий отчетному).

Выполнение расчетов проводится по строке 1а - «важнейших видов материалов: метанол, одорант, ДЭГ» - на основании статистической отчетности ЦСУ СССР по форме № 12-СН (годовая); «турбинное и авиационное масла» - по данным объединения; по строке 1б - «топливно-энергетические ресурсы: электроэнергия (покупная), газ на собственные нужды, технологические потери газа» - на основании статистической отчетности ЦСУ СССР по форме № 11-СН (сводная, годовая).

46.21. Форма 5.3. «Норма расхода материальных ресурсов. Форма заполняется на основании данных объединения».

46.22. Форма 5.4. «Использование материальных ресурсов». Строка 1 заполняется на основании статистической отчетности ЦСУ СССР - прил. 2 к форме № 11-СН «Образование и использование горючих и тепловых вторичных энергетических ресурсов» («Тепловые вторичные энергетические ресурсы»).

Трудовые ресурсы и социальное развитие

46.23. Форма 6.1. «Труд и заработная плата».

Графа Б, строки 1 и 2 заполняются на основании статистической отчетности ЦСУ СССР по форме № 1-т (годовая) «Отчет о выполнении плана по труду» («Численность и фонд заработной платы работников», графы 1 и 2). Строка 2 заполняется на основании данных производственного объединения. Строка 3 заполняется на основании статистической отчетности ЦСУ СССР по форме № 14 «Отчет о расходах на содержание аппарата управления предприятий и организаций, состоящих на хозяйственном расчете» («Численность работников аппарата управления», строка 340). Строка 4 заполняется на основании статистической отчетности ЦСУ СССР по форме 1-Т (годовая) (графы 5 и 7).

46.24. Форма 6.2. «Производительность труда и использование рабочего времени». Заполнение проводится на основании выполнения расчетов.

В графе Б строка 1 определяется путем деления объема транспортируемого газа (статистическая отчетность по форме № 5-тт, «Движение газа», строка 13) на среднесписочную численность работников, занятых транспортировкой газа (статистическая отчетность по форме № 1-т (годовая), графа А, строка 2). Показатель исчисляется в 1000 м³ на одного работающего. Строка 2 определяется путем деления среднесписочной численности работников, занятых транспортировкой газа (статистическая отчетность по форме № 1-Т (годовая), графа А, строка 2, графы 1 и 2), на протяженность газопроводов в однониточном исчислении (статистическая отчетность ЦСУ СССР по форме № 5-тт, «Технико-экономические показатели», строка 02).

46.25. Форма 6.3. «Показатели социального развития».

Графа Б строки 1 и 2 заполняются на основании расчетов. Строка 1 заполняется путем деления фонда материального поощрения (статистическая отчетность ЦСУ СССР по форме № 17 «Приложение к балансу по планово-прибыльным производственным объединениям», «Отчисления в фонды экономического стимулирования, строка 470) на среднесписочную численность работников (форма № 1-Т (годовая), графа 2, строка 1-«всего персонала»). Строка 2 заполняется путем деления фонда социально-культурных мероприятии и жилищного строительства (статистическая отчетность ЦСУ СССР по форме № 17, строка 610) на среднесписочную численность работников (форма № 1-Т (годовая), графа 2, строка 1 - «всего персонала»). Строка 3 заполняется на основании статистической отчетности по форме № 2-КС (годовая), «жилищное строительство». Строки 4 и 5 заполняются по данным производственного объединения.

Финансовые показатели

46.26. Форма 7.1. «Финансовые показатели».

Строка 1 заполняется на основании статистической отчетности ЦСУ СССР по форме № 1-СВ «Сводный отчет о прибылях и убытках», строка 040, графы 2, 3, 4 и 5. Строка 2 заполняется на основании статистической отчетности ЦСУ СССР по форме № 17, строка 090.

Строка 3 заполняется на основании статистической отчетности ЦСУ СССР по форме № 5-тт, «Расходы по эксплуатации ...», строка 40.

Строка 4 заполняется на основании статистической отчетности ЦСУ СССР по форме № 2 «Приложение к балансу...», «Справки», п. 19, строка 1010

Строка 5 заполняется на основании статистической отчетности ЦСУ СССР по форме № 10, строка 340.

46.27. Форма 7.2. «Фонды экономического стимулирования». Форма заполняется на основании статистической отчетности ЦСУ СССР по форме № 17 «Приложение к балансу по планово-прибыльным производственным объединениям» и форме № 10 «Движение средств целевого финансирования и специальных фондов».

Фонд материального поощрения в процентах к фонду заработной платы определяется путем деления фонда материального поощрения на среднесписочную численность всего персонала (форма № 1-Т) (годовая).

Организационно-технический уровень производства

46.28. Формы 8.1 и 8.2 заполняются на основании статистической отчетности ЦСУ СССР по форме № 2-НТ (годовая) «Отчет о развитии и внедрении новой техники» и данных предприятий производственного объединения.

Охрана природы и рациональное использование природных ресурсов

46.29. Формы 9,1; 9,2; 9,3 заполняются на основании статистической отчетности ЦСУ СССР по формам: № 3-ОС (годовая) «Отчет о сбросе сточных вод», № 4-ОС «Отчет о затратах на охрану природы»: № 2-ТП (рекультивация) «Отчет о рекультивации земель, снятии и использовании плодородного слоя почвы».

Приложение 1

Перечень использованных нормативных документов

1. Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов, утвержденные Мингазпромом 03.01.73 г.

2. СНиП, глава «Приемка в эксплуатацию законченных строительством предприятий, зданий и сооружений. Основные положения».

3. СНиП, глава «Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки работ».

4. СНиП, глава «Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования».

5. Правила приемки в эксплуатацию законченных строительством предприятий, газопроводов, компрессорных станций и других объектов газовой промышленности, утвержденные Госстроем 1971 г.

6. СНиП, глава «Основания и фундаменты здании и сооружений на вечномерзлых грунтах. Нормы проектирования».

7. Инструкция по определению категорийности, контролю качества сварных соединений, очистке полости и испытанию газопроводов, нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и конденсатопроводов, компрессорных и газораспределительных станций, станций подземного хранения газа, установок комплексной подготовки газа, перекачивающих станций и насосных станций для перекачки сжиженных углеводородов, утвержденная Мингазпромом 06.09.74 г.

8. Положение о порядке обучения и проверки знаний по охране труда рабочих, служащих и административно-технического персонала (должностных лиц) на предприятиях и в организациях Мингазпрома, утвержденное Мингазпромом 24.11.75 г.

9. Инструкция о порядке расследования аварий, повреждений и разрушений при эксплуатации и строительстве газовых объектов Мингазпрома, подконтрольных Государственной газовой инспекции, утвержденная Мингазпромом 19.08.77 г.

10. Правила охраны магистральных трубопроводов, утвержденные Советом Министров СССР 12.04.79 г.

11. Правила технической эксплуатации магистральных трубопроводов, утвержденные Миннефтепромом 14.12.78 г.

12. Инструкция по применению стальных труб в газовой и нефтяной промышленности. М., 1979.

13. Типовая инструкция на производство огневых работ на действующих магистральных газопроводах, газосборных сетях газовых промыслов и станций подземного хранения газа, транспортирующих природный и попутный газ, утвержденная Мингазпромом 09.07.71 г.

14. Инструкция по сварке трубопроводов из дисперсионно-твердеющих сталей с нормативным пределом прочности до 60 кг/мм² при температуре воздуха до минус 50 °С (ВСН-2-39-72). М., ОНТИ ВНИИСТ, 1973.

15. Инструкция по технологии сварки, по термической обработке и контролю стыков трубопроводов из малоуглеродистых сталей для транспортировки природного газа и конденсата, содержащих сероводород (ВСН 2-61-75). М., ОНТИ ВНИИСТ, 1975.

16. Руководство по технологии резки труб диаметром 1020 - 1420 мм при температурах до - 50 °С (Р 281-77). М., ОНТИ ВНИИСТ, 1977.

17. Руководство по технологии вварки запорной арматуры при сооружении магистральных трубопроводов (Р 167-74). М., ЦНТИ ВНИИСТ, 1975.

18. Правила аттестации электрогазосварщиков, утвержденные Госгортехнадзором 22.08.71 г.

19. Положение о ППР линейной части и технологического оборудования на магистральных газопроводах, утвержденное Мингазпромом 14.05.74 г.

20. Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности, утвержденные Госгортехнадзором 31.01.74 г.

21. Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением, утвержденные Госгортехнадзором 19.05.69 г,

22. СНиП, гл. «Сооружения гидротехнических, транспортных, энергетических и мелиоративных систем. Правила производства и приемки работ».

23. Нормативный табель оснащения ЛЭС магистральных газопроводов материально-техническими ресурсами (транспортными средствами, механизмами, приспособлениями, инвентарем и материалами) для выполнения аварийно-восстановительных и ремонтно-профилактических работ в различных природно-климатических условиях.

24. Сборник типовых эксплуатационных формуляров и инструкции.

25. Положение о планово-предупредительном ремонте импортных кранов.

26. Нормы аварийного запаса труб, стальной трубопроводной арматуры, соединительных деталей и монтажных заготовок для магистральных газопроводов, утвержденные Мингазпромом 12.10.77 г.

27. Методические рекомендации по обследованию состояния подводных переходов и подводных кабелей связи магистральных газопроводов, находящихся в эксплуатации, утвержденные Мингазпромом 13.06.78 г.

28. Правила по техническому надзору за строительством подводных переходов газопроводов (скрытые работы), утвержденные Мингазпромом 03.04.79 г.

29. Правила пожарной безопасности при проведении сварочных и других огневых работ на объектах народного хозяйства, утвержденные ГУПО МВД СССР 29.12.72 г.

30. Типовая инструкция по организации безопасного проведения огневых работ на взрывоопасных объектах, утвержденная Госгортехнадзором 07.05.74 г.

31. Правила техники безопасности при монтаже оборудования компрессорных станций на магистральных газопроводах.

32. Типовая инструкция по организации безопасного проведения огневых работ на взрывоопасных и взрыво-пожароопасных объектах, утвержденная Госгортехнадзором СССР 07.05.74 г.

33. Инструкция о порядке получения от поставщиков, перевозки, хранения, отпуска и применения метанола на газовых промыслах, магистральных газопроводах и станциях подземного хранения газа (СПХГ), утвержденная Мингазпромом 07.07.75 г.

34. Инструкция по отбраковке труб, поврежденных коррозией, утвержденная Мингазпромом 07.07.78 г.

35. Инструкция по контролю состояния изоляции законченных строительством участков трубопроводов катодной поляризацией, ВСН 2-28-76, М., ВНИИСТ, 1976.

36. Руководство по эксплуатации средств ЭХЗ магистральных газопроводов, утвержденное Мингазпромом 04.04.77 г.

37. Рекомендации по контактным соединениям при монтаже установок электрохимической защиты трубопроводов от коррозии (Р 138-73).

38. Правила устройства электроустановок (ПУЭ).

39. Инструкция по антикоррозионной защите наружной поверхности металлических трубопроводов полимерными липкими лентами, ВСН 2-31-71 (кроме раздела 8).

40. Инструкция по применению импортных изоляционных полимерных лент и оберток (ВСН 2-84-77).

41. Указания по контролю качества изоляционного покрытия трубопроводов при строительстве (ВСН-1-58-74).

42. Инструкция по предупреждению и борьбе с гидратообразованием в скважинах и промысловых коммуникациях на месторождениях Крайнего Севера, ВНИИГаз, 1971 г.

43. Указания по технологии нанесения противокоррозионных защитных покрытий газотермическим методом на трубы в базовых и трассовых условиях (ВСН 1-44-73).

44. Правила технической эксплуатации компрессорных цехов с газотурбинным приводом, утвержденные Мингазпромом 28.02.75 г.

45. Инструкция по проведению пусконаладочных и сдаточных испытании для КС с агрегатами ГПА-Ц-6,3, утвержденная Мингазпромом 25.12.75 г.

46. Временные нормы вибрации основного оборудования КС.

47. Положение по учету и расследованию аварий, повреждений и внеплановых остановок основного энергомеханического оборудования КС.

48. Положение о планово-предупредительном ремонте газотурбинных установок и центробежных нагнетателей.

49. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей (ПТЭЭП).

50. Правила техники безопасности при эксплуатации установок потребителей (БТП).

51. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей (ПТЭС и С).

52. Правила изготовления взрывозащищенного и рудничного электрооборудования (ПИВРЭ).

53. Правила технической эксплуатации компрессорных цехов с газомоторными компрессорами.

54. СНиП, глава «Фундаменты машин с динамическими нагрузками».

55. Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды.

50. СНиП, глава «Тепловые сети. Нормы проектирования».

57. Положение о передаче законченных разведкой месторождений полезных ископаемых и промышленное освоение.

58. Временное положение о порядке перевода сооружаемых подземных хранилищ природного газа (в водоносных пластах) в промышленную эксплуатацию.

59. СНиП, глава «Защита строительных конструкций от коррозии. Нормы проектирования».

60. Положение о порядке ликвидации нефтяных, газовых и других скважин.

61. Санитарные нормы проектирования промышленных предприятий, СН-245-71.

62. Временная инструкция по расчету влагосодержания природного газа, утвержденная Мингазпромом 04.07.73 г.

63. Методика расчета числа контактных ступеней абсорберов гликолевой осушки газа, утвержденная Мингазпромом 01.12.76 г.

64. Правила технической и безопасной эксплуатации ГРС, утвержденные Мингазпромом 16.08.77 г.

65. Положение о планово-предупредительном ремонте средств измерений и автоматики, утвержденное Мингазпромом 01.01.74 г.

66. Нормы времени на ремонтно-профилактические работы на ГРС, утвержденные Мингазпромом 14.02.74 г.

67. Типовой проект рациональной организации обслуживания ГРС, утвержденный Мингазпромом 12.09.74 г.

68. Требования к системам электроснабжения объектов газовой промышленности.

69. Указания по построению электрических схем компрессорных станций магистральных газопроводов.

70. Инструкция по монтажу электрооборудования, силовых и осветительных сетей взрывоопасных зон.

71. Положение о планово-предупредительном ремонте электротехнического оборудования.

72. СНиП, глава «Естественное и искусственное освещение. Нормы проектирования».

73. Инструкция по проектированию и устройству молниезащиты зданий и сооружений (СН-305-77).

74. Основные положения по комплексной автоматизации газотранспортных предприятий.

75. Временные указания по технической эксплуатации и безопасности обслуживания средств автоматизации, телемеханизации и вычислительной техники на предприятиях газовой промышленности.

76. СНиП, глава «Системы автоматизации. Правила производства и приемки работ».

77. Инструкция по составлению проектов производства работ на монтаж приборов и средств автоматизации (МСН-161-71/ММС).

78. Отраслевые руководящие методические материалы по созданию автоматизированных систем управления технологическими процессами в газовой промышленности (ОрММ НСТП-газ).

79. Положение о планово-предупредительном ремонте средств измерения и автоматики.

80. Положение о приемке в эксплуатацию объектов производственного назначения, строительство которых осуществляется на базе комплексного импортного оборудования, утвержденное Госстандартом.

81. Временное типовое положение производственного отдела средств связи и телемеханики управления магистральных газопроводов, объединения и управления по добыче газа.

82. Временная инструкция по ведению технической, схемной и оперативно-технической документации на узлах связи Мингазпрома.

83. Временная инструкция по паспортизации оборудования узлов связи Мингазпрома.

84. Инструкция по составлению схем-планшетов дальней связи Мингазпрома.

85. Временная инструкция о порядке диспетчерского контроля за состоянием устройств дальней связи Мингазпрома.

86. Положение по измерению и учету газа на газодобывающих и газотранспортных предприятиях Мингазпрома, утвержденное Мингазпромом 04.12.75 г.

87. Методические рекомендации по исследованию технологических пунктов измерения расхода газа действующих промыслов и систем магистральных газопроводов, утвержденные Мингазпромом 04.03.75 г.

88. Правила измерения расхода газов и жидкостей стандартными сужающими устройствами, утвержденные Госстандартом.

89. Методика расчета количества газа, измеряемого диафрагменными расходомерами, утвержденная Госстандартом 29.06.70 г.

90. Типизированный ряд технологических схем пунктов измерения расхода газа для систем магистральных газопроводов, утвержденный Мингазпромом 24.11.75 г.

91. Правила подачи газа магистральным газопроводам и потребителям.

92. Правила капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов (ВСН 2-112-79), утвержденные Мингазпромом 12.02.79 г.

Приложение 2

Паспорт производственного объединения (предприятия) по транспортировке и поставке газа (типовые формы)

Уточняется не позднее 10 дней после сдачи годового отчета вышестоящей организации

Паспорт производственного объединения (предприятия) 19 ____ год

Состав и местонахождение

Производственная мощность и ее использование

Техническое состояние линейной части газопровода

Состояние технологического оборудования и его использование

Введенная мощность и се освоение

Транспорт газа

Основные фонды

Капитальное строительство

Показатели эффективности основных фондов

Потребление материальных ресурсов

Среднее снижение норм расхода материальных ресурсов

^* Задание указывается с учетом обязательств по встречному плану.

Нормы расхода материальных ресурсов

Использование материальных ресурсов

Труд и заработная плата

Производительность труда и использование рабочего времени

Показатели социального развития

Финансовые показатели

Фонды экономического стимулирования

Комплексная механизация и автоматизация

Мероприятия по совершенствованию управления и новой технике

Примечания. 1. Расходы на содержание аппарата управления составили _____ тыс. руб.

2. Затраты на мероприятия по новой технике составили ______ тыс. руб.

В графе 1 показываются общие затраты, включая затраты прошлых лет.

Охрана природы и рациональное использование природных ресурсов

Примечание. При отсутствии проектных данных приводятся данные по техническому регламенту.

Наличие очистных сооружений

Затраты на мероприятия по охране природы

Приложение 3

ТЕХНИЧЕСКИЙ АКТ

расследования аварий на действующих газовых объектах и разрушений при испытаниях и продувках газовых объектов, законченных строительством, а также при их доиспытаниях на проектное давление

Технический акт должен включать и отражать следующие сведения и обстоятельства.

1. Дата и место составления акта

2. Кем назначена техническая комиссия, дата и номер документа о назначении.

3. Состав комиссии - председатель и члены комиссии, привлеченные специалисты, их фамилии, имена, отчества, место работы и занимаемая должность, ученая степень.

4. Наименование объекта, место аварии или разрушения: для КС, ГРС, СПХГ, промысла, базы (точный адрес), для магистральных газопроводов, конденсатопроводов и их сооружений.

5. Основная техническая характеристика магистрального трубопровода, газосборных сетей (диаметр и толщина стенки труб, их марка стали, завод-изготовитель), оборудования и отключающей арматуры (паспортные данные, завод-изготовитель).

6 Наименование института, разработавшего проект, и строительно-монтажных организаций, производивших сооружение объекта.

7. Оценка проектных решений и выполненных строительно-монтажных работ на участке (месте) аварии или разрушения. В необходимых случаях отметить имевшие место нарушения проекта и строительных норм, в частности замена труб, электродов, сварочных и изоляционных материалов, объемов и методов контроля, режимов и технологии сварки, изоляции, укладки и глубин заложения, оставленные недоделки при строительстве, дефекты оборудования и др.

8. Год ввода объекта в эксплуатацию, данные об его испытании, разрешенные рабочие параметры (давление, температура и др.). Режим работы перед аварией и разрушением, квалификация и обученность персонала, обслуживающего объект или проводящего продувку и испытание.

9. Описание обстоятельств аварии или разрушения: дата и время аварии и разрушения, протяженность (в м) разрушенных труб, участка газопровода и конденсатопровода; размер раскрытой траншеи, рельеф трассы и характеристика грунта в месте аварии или разрушения трубопровода; объем разрушении здания и оборудования; зона поражения взрывной волной, пожаром и тепловой радиацией при воспламенении газа; радиус разброса кусков труб и оборудования от места взрыва; очаг начала аварии или разрушения (поперечный стык, металл или сварной шов труб, кранов и оборудования, каверна и др.); механические повреждения - излом, вмятина, пробивка, задир, характер и размерность дефектов и повреждений.

Если разрыв произошел по поперечному стыку, указать организацию, фамилию и клеймо сварщика, качество контроля сварки. При разрыве в результате наружной коррозии указать качество изоляции, укладки, засыпки, наличие и работу установок электрохимзащиты, температуру транспортируемого продукта. При нарушении правил и инструкций технической и безопасной эксплуатации конкретно описать, в чем выразилось нарушение.

10. Меры, принятые по ликвидации аварии или разрушения, указать организацию, проводившую ремонтно-восстановительные работы.

11. Указать время прекращения и сокращения подачи газа и конденсата потребителям (время закрытия и открытия кранов); количество потерянного газа и конденсата (в м³); время (в ч), потраченное на ликвидацию аварии, разрушения; длину (в м) замененного участка трубопровода и единиц оборудования; стоимость (в руб.) потерянного продукта и общий материальный ущерб, нанесенный аварией или разрушением.

12. Если при аварии или разрушении имели место несчастные случаи, произвести их тщательное расследование в соответствии с действующими законоположениями и ведомственными инструкциями с указанием в акте их тяжести (легко, тяжело, смертельно).

13. Проверить и отметить в акте, были ли ранее на данном объекте аналогичные аварии или разрушения и разрабатывались ли мероприятия по их предупреждению (когда, кем и какие), выполнение этих мероприятии.

14. Заключение комиссии о непосредственной причине аварии или разрушения. Несоблюдение каких нормативных требовании и правил обусловило возникновение указанных причин и кто за это ответственен.

15. Мероприятия и рекомендации по ликвидации последствий и предупреждению подобных аварий и разрушений с указанием сроков выполнения этих мероприятий.

Примечание. В связи с введением новых нормативных документов форма Акта может быть изменена.

Подписи: Председатель комиссии

                Члены комиссии

                Представители привлеченных организаций

СОДЕРЖАНИЕ