СТО Газпром 2-3.5-454-2010. Стандарт организации. Правила эксплуатации магистральных газопроводов

6.7.13. Отчетные материалы по диагностическим обследованиям и ремонтным работам заносят в электронную информационную систему в соответствии с Регламентом [2], Концепцией [3], Электронной информационно-аналитической системой [40].

6.8. Ремонт линейной части

6.8.1. Ремонт ЛЧ МГ включает комплекс работ, направленных на поддержание или восстановление проектных характеристик газопроводов или их отдельных участков, конструкций и систем.

6.8.2. Решения о необходимости ремонта ЛЧ МГ принимают на основании анализа и оценки технического состояния газопровода, учитывающих:

- результаты осмотров и диагностических обследований;

- отказы за период эксплуатации участка газопровода;

- наличие участков газопроводов, эксплуатируемых с пониженным рабочим давлением.

6.8.3. Ремонтные работы выполняют:

- с выводом участка газопровода из работы (с отключением участка от действующего МГ);

- с понижением, при необходимости, давления до значений в соответствии с СТО Газпром 14 и СТО Газпром 2-2.3-116.

6.8.4. Ремонтные работы подразделяют:

- на плановые - ремонт газопроводов, включая комплексный капитальный ремонт трасс МГ, выполняемый в соответствии с Регламентом [41], программами и планами-графиками, утвержденными ОАО "Газпром";

- внеплановые - ремонт газопроводов по техническому состоянию в целях предотвращения отказов ЛЧ;

- аварийно-восстановительные - устранение последствий аварий, инцидентов.

6.8.5. Вывод участков газопроводов в ремонт осуществляет филиал ЭО в соответствии с требованиями СТО Газпром 2-2.3-231 при наличии проектной документации, прошедшей соответствующую экспертизу, договора (при выполнении работ специализированными организациями) и/или плана производства работ (технологических карт), организованного строительного контроля при ведении ремонтных работ, полной комплектации или графика поставки материально-технических ресурсов.

6.8.6. К капитальному ремонту ЛЧ МГ относят:

- замену труб или участков газопроводов, дальнейшая эксплуатация которых невозможна;

- замену участков газопроводов в связи с изменением их категорийности;

- замену защитного покрытия труб в трассовых или заводских (базовых) условиях;

- устранение дефектов и ремонт труб и сварных соединений, в том числе по результатам диагностирования (ВТД, электрометрические обследования и др.);

- прокладку газопровода параллельно участку, подлежащему ремонту, с включением его в работу и демонтажем дефектного участка без изменения трассы;

- замену линейных крановых узлов, в том числе с переносом их из зон повышенной опасности, замену соединительных деталей;

- ремонт переходов через искусственные и естественные препятствия, в том числе восстановление, удлинение или установку защитных футляров газопроводов на переходах через автомобильные, железные дороги и др.;

- устройство подъездных и вдольтрассовых проездов для производства ремонтных работ;

- разработку карьеров и заготовку минерального грунта для производства ремонтных работ на газопроводах;

- восстановление проектного положения газопровода или его технических характеристик;

- восстановление и устройство балластировки газопроводов;

- приведение к проектному значению напряженно-деформированного состояния газопроводов, проходящих в сложных рельефных, геологических и гидрологических условиях (обводненные и заболоченные участки, участки с проявлением карстовых и оползневых явлений, участки на многолетнемерзлых грунтах и др.);

- восстановление объектов обустройства ЛЧ МГ (тоннельные переходы, водопропуски, переезды, пересечения с коммуникациями, знаки, ограждения, мелиоративные работы и т.д.);

- комплекс работ по ликвидации древесно-кустарниковой растительности, включая ее рубку, утилизацию порубочных остатков и химическую обработку;

- замену или установку временных узлов и камер запуска и приема ВТУ;

- замену неравнопроходных участков газопровода на равнопроходные, неравнопроходной линейной трубопроводной арматуры на равнопроходную;

- замену участков газопроводов с изменением радиуса кривизны;

- замену дефектных участков газопровода, ТПА и СДТ, выполнение подключения газопроводов-отводов, перемычек, байпасных линий, в том числе с применением технологии врезки под давлением;

- комплекс работ, обеспечивающий перекачку газа из газопровода в газопровод при подготовке к ремонтным работам;

- замену подводного перехода газопровода методом ННБ;

- работы по приведению ЛЧ МГ в соответствие с НД.

6.8.7. Комплексный капитальный ремонт трасс МГ проводят специализированные организации или филиал ЭО с целью поддержания трассы МГ в работоспособном состоянии.

6.8.8. План выполнения комплексного капитального ремонта трасс МГ составляет филиал ЭО. ЭО включает план в проект программы капитального ремонта и представляет на утверждение в ОАО "Газпром". Уменьшение физического объема работ, предусмотренного программами, допускают по согласованию с ОАО "Газпром".

6.8.9. К комплексному капитальному ремонту трасс МГ относят виды работ:

- выборочная замена дефектных труб или части трубы на отдельных участках газопровода;

- ремонт труб шлифовкой, сваркой, установка упрочняющих конструкций;

- выборочный ремонт защитного покрытия газопровода;

- восстановление проектного положения участка газопровода;

- устранение утечек газа и свищей;

- ремонт защитных футляров;

- восстановление подъездных дорог к узлам и элементам ЛЧ МГ (подъездов к площадкам крановых узлов, аварийного запаса и пр.) и вдольтрассовых проездов;

- выполнение работ по предотвращению образований оврагов, размывов, карстовых явлений и просадок грунта, восстановление дамб;

- свод древесно-кустарниковой растительности;

- ремонт водопропускных сооружений и берегоукрепительных устройств;

- ремонт стеллажей и пополнение аварийного запаса материально-технического ресурса, восстановление защитного покрытия, обновление надписей и обозначений;

- ремонт вертолетных площадок, площадок (стоянок) аварийной техники, территорий и зданий;

- установка знаков безопасности и знаков закрепления трасс МГ;

- ремонт фундаментов, опор креплений, ограждений и других конструктивных узлов и элементов ЛЧ МГ;

- закрепление подвижных грунтов;

- ремонт крановых площадок, площадок пуска и приема ВТУ, ТПА, метанольниц, амбаров и т.п.

6.8.10. Ремонт защитных покрытий осуществляют согласно требованиям ОАО "Газпром".

6.8.11. При выводе участка газопровода в ремонт выполняют специальные мероприятия, предусмотренные проектом, по компенсации возможных смещений участка газопровода, остающегося в эксплуатации (использование защемленного в грунте заглушенного участка газопровода, подземных компенсаторов-упоров или иных технических решений).

6.8.12. При выводе участков газопроводов в ремонт и подключении в работу филиал ЭО совместно с производителем работ обеспечивает безопасность производства работ, выполняет мероприятия по охране труда, промышленной и пожарной безопасности.

6.8.13. Подключение вновь построенного или отремонтированного участка газопровода осуществляет ЭО с разрешения и в соответствии с требованиями НД ОАО "Газпром".

6.8.14. При подключении отремонтированного участка газопровода и вывода на проектный режим эксплуатации выполняют мероприятия, предусмотренные проектом, по компенсации возможных смещений газопровода.

6.8.15. Отбраковку труб с выявленными дефектами и принятие решения о возможности их дальнейшей эксплуатации или о необходимости ремонта проводят в соответствии с требованиями Инструкции [42].

6.8.16. УАВР и/или АВП привлекают к ремонтным работам по распоряжению ЭО.

6.8.17. Ремонт ЛЧ МГ выполняют специализированные организации или филиалы ЭО. Разрешение на проведение ремонтных работ выдает ЭО.

6.8.18. Сварку гарантийных стыков, заварку технологических отверстий, приварку силовых заглушек, испытания газопроводов газом выполняют ЭО.

6.9. Транспортные технические средства

6.9.1. ЛЭС оснащают необходимыми специализированными транспортными средствами, грузоподъемной, землеройной и электрогазосварочной техникой, материалами, инструментами и инвентарем в соответствии с нормативным табелем оснащения.

6.9.2. Приказом по филиалу ЭО транспортные и технические средства разделяют по назначению на аварийные, ремонтно-профилактические и хозяйственные.

Технику закрепляют персонально за работниками, которые несут ответственность за укомплектованность, содержание и постоянную готовность техники к использованию по назначению.

6.9.3. Специализированные транспортные и технические средства, предназначенные для выполнения аварийно-восстановительных работ, должны находиться в работоспособном состоянии и постоянной готовности к выезду.

6.9.4. Использование аварийной техники для выполнения ремонтно-профилактических работ допускается с разрешения руководителя филиала ЭО. Применение данной техники на других видах работ допускается по согласованию с ЭО.

6.9.5. Аварийные транспортные и технические средства оснащают оборудованием, материалами, инструментами и инвентарем в соответствии с табелем оснащения, утвержденным руководством ЭО.

6.10. Аварийный запас

6.10.1. ЭО создают АЗ труб, СДТ, ТПА, КЗП ВТУ, материалов и монтажных заготовок в целях его использования для предотвращения и ликвидации аварий.

6.10.2. Объем АЗ, порядок его расходования, пополнения, хранения, учета и отчетности подразделений по использованию АЗ регламентирует ВРД 39-1.10-031-2001 [43].

6.10.3. АЗТ, АЗ СДТ комплектуют из труб, деталей, разрешенных к применению ОАО "Газпром", изготовленных из сталей, примененных в действующем газопроводе или близких к ним по свойствам и имеющих заводские сертификаты или паспорта, которые хранят в филиалах ЭО.

6.10.4. На внутренней поверхности труб, СДТ и монтажных заготовках АЗ наносят маркировку несмываемой краской (ТУ, длина, диаметр, толщина стенки, марка стали, заводской номер).

6.10.5. АЗ обновляют до истечения срока хранения, указанного в технических условиях (паспортах, сертификатах) на изделия. Замену неиспользованного АЗ изоляционных материалов необходимо производить по истечении 75% времени их допустимого хранения в соответствии с НД и инструкциями производителей.

6.10.6. АЗ хранят на площадках, определяемых филиалом ЭО.

6.10.7. АЗТ хранят на стеллажах под наклоном от 1° до 2° по вертикали для предотвращения скапливания воды внутри труб, на подкладках не более чем в два яруса, с устройством концевых упоров, предотвращающих раскат труб. На торцы труб по решению ЭО могут быть установлены временные устройства, предотвращающие попадание влаги и загрязнений в полость труб не препятствующие естественной вентиляции/воздухообмену. Ремонт стеллажей, очистку и смазку, праймирование труб проводят по мере необходимости. Древесно-кустарниковую и травяную растительность на площадках хранения сводят на расстоянии не менее 10 м от труб.

6.10.8. АЗ СДТ хранят в соответствии с рекомендациями производителя.

6.10.9. Осмотр АЗ проводят не реже одного раза в год. По результатам осмотра составляют акт проверки состояния АЗТ и АЗ СДТ, приведенный в Приложении Ф.

6.10.10. Для АЗТ рекомендовано закладывать трубы без защитного покрытия.

6.11. Техническая документация

6.11.1. Эксплуатационная и оперативная документация ЛЭС:

- проектная и исполнительная документация;

- технологические схемы обслуживаемого участка МГ с ситуационным планом местности (на схемах отмечают переходы через реки и овраги, вдольтрассовые и подъездные дороги, вертолетные площадки, ближайшие населенные пункты, пересечение газопроводов с другими подземными и надземными коммуникациями, автомобильными и железными дорогами, места хранения АЗТ, места расположения объектов и средств электрохимической защиты и т.д.), утвержденные руководством филиала ЭО;

- технические паспорта участков МГ,

- паспорта основного оборудования и сосудов, работающих под давлением;

- формуляры подтверждения РРД;

- инструкции производителей по эксплуатации оборудования и механизмов;

- акты о нанесении фактического положения газопроводов на карты землепользователей;

- копии юридических документов на право пользования землей;

- журнал осмотра трассы газопровода;

- журнал учета работ, выполняемых на ЛЧ МГ;

- журнал учета выездов аварийной техники;

- план сбора аварийной бригады;

- ПЛА на ЛЧ МГ,

- акты по расследованию аварий и инцидентов;

- документация по хранению, использованию метанола, а также одоранта при отсутствии службы ГРС в филиале ЭО;

- документы по обследованию, очистке полости и испытаниям газопроводов и оборудования;

- другая документация, устанавливаемая ЭО.

Типовые формы вышеперечисленных журналов заполняют в соответствии с Приложением И.

6.11.2. В исполнительную документацию и технические паспорта участков газопроводов своевременно вносят изменения, связанные с реконструкцией, аварийным и капитальным ремонтом, пересечением газопровода новыми коммуникациями, а также изменениями в зоне минимальных расстояний.

6.12. Требования безопасности при эксплуатации линейной части магистральных газопроводов

6.12.1. Приказом ОАО "Газпром" определяют границы зон обслуживания ЛЧ МГ между ЭО.

6.12.2. Приказом по ЭО определяют границы зон обслуживания ЛЧ МГ между филиалами ЭО и назначают начальников филиалов ЭО ответственными за безопасную эксплуатацию ЛЧ МГ.

6.12.3. Приказом по филиалу ЭО назначают должностных лиц и специалистов, ответственных за техническое состояние и безопасную эксплуатацию сооружений и элементов ЛЧ МГ.

6.12.4. Оборудование, инструмент, приборы эксплуатируют в соответствии с инструкциями производителей и требованиями безопасности при проведении работ на ЛЧ МГ.

6.12.5. Результаты опробования или испытания участков, элементов, оборудования и узлов ЛЧ МГ оформляют актом и вносят в эксплуатационный формуляр.

6.12.6. Эксплуатацию ЛЧ МГ осуществляют в соответствии с настоящим стандартом, ВСН 51-1-80 [15] и другой НД, определяющими ее безопасность.

6.12.7. Выполнение работ на ЛЧ МГ производят при наличии двухсторонней связи между диспетчером филиала ЭО и местом производства работ.

6.12.8. Работы на ЛЧ МГ в зонах, предусматривающих ограничение хозяйственной деятельности (трубопроводы, автомобильные и железные дороги, линии электропередачи и т.д.), проводят по согласованию с организациями, эксплуатирующими указанные объекты и коммуникации, и при необходимости в присутствии их представителей.

6.12.9. Трассу МГ, включая также 3 м от оси крайних газопроводов во внешнюю сторону, периодически расчищают от древесно-кустарниковой растительности и содержат в безопасном противопожарном состоянии.

6.12.10. Для безопасного ведения работ на газопроводе в тоннеле филиал ЭО на основании типовой инструкции разрабатывает специальную инструкцию.

7. Компрессорные станции

7.1. Общие требования

7.1.1. В комплекс КС входят, как правило, следующие производственные объекты, системы и сооружения:

- один или несколько КЦ;

- АСУ ТП и система телемеханики;

- система приема, удаления и обезвреживания твердых и жидких примесей, извлеченных из транспортируемого газа;

- система электроснабжения;

- система производственно-хозяйственного и пожарного водоснабжения;

- система противопожарной защиты;

- система охранной сигнализации и контроля доступа на КС;

- система теплоснабжения;

- система маслоснабжения;

- система молниезащиты;

- система ЭХЗ;

- система связи;

- система канализации и очистные сооружения;

- система подачи газообразного азота в коммуникации КС;

- диспетчерский пункт;

- административно-хозяйственные здания и сооружения;

- склады для хранения материалов, реагентов и оборудования;

- ремонтные мастерские;

- вспомогательные объекты.

7.1.2. Эффективность, надежность и безопасность оборудования и систем КС обеспечивают:

- внедрением передовых технологий при транспортировке газа;

- применением надежного технологического оборудования, систем контроля и защиты;

- организацией периодического повышения квалификации и технической учебы эксплуатационного персонала;

- внедрением проектных решений, обеспечивающих предупреждение и надежную локализацию аварий;

- своевременным и качественным выполнением технического обслуживания и ремонта (ТОиР);

- модернизацией, реконструкцией и реновацией устаревшего оборудования;

- своевременным исполнением циркулярных и информационных писем;

- выполнением мероприятий по подготовке оборудования к эксплуатации в осенне-зимний период и в условиях весеннего паводка;

- проведением экспертизы промышленной безопасности проектной документации и технических устройств;

- выполнением мероприятий по охране труда, промышленной и пожарной безопасности.

7.1.3. Производственные объекты КС имеют обозначения (наименования) и станционную нумерацию в соответствии с технологическими схемами. Обозначения выполняют несмываемой краской на видных местах.

7.1.4. Контроль качества газа, масел, смазок, охлаждающих жидкостей, технической и питьевой воды, а также контроль загазованности рабочих зон, помещений и колодцев осуществляет эксплуатационный персонал в соответствии с СТО Газпром 2-2.4-133, СТО Газпром 2-2.4-134 и производственными инструкциями.

7.1.5. Изменение проекта сооружений КС, а также конструкции оборудования осуществляют в установленном порядке. Об изменениях оперативно оповещают эксплуатационный персонал, для которого знание этих фактов обязательно. Оповещение об изменениях оформляют письменно в виде целевого инструктажа и с записью в журнале инструктажа на рабочем месте под роспись.

7.1.6. По истечении одного года эксплуатации вновь построенных газопроводов защитные решетки перед ЦБН демонтируют по распоряжению ЭО.

7.1.7. Рационализаторские предложения и другие технические решения по изменению конструкции ГПА и другого основного технологического оборудования КС согласовывают с его производителем.

7.2. Организация эксплуатации

7.2.1. Производственные объекты, оборудование и коммуникации КС эксплуатируют службы (участки):

- ГКС - основное и вспомогательное технологическое оборудование, системы и сооружения КЦ;

- энергоснабжения - электротехнические устройства КС (в том числе систему организации учета электроэнергии), молниезащиту;

- АСУ, АиТМ - средства автоматизации основного и вспомогательного оборудования КС, СПБиКЗ, систему телемеханики;

- тепловодоснабжения - системы тепловодоснабжения, утилизации тепла, промышленной канализации, вентиляции и кондиционирования.

Производственные задачи эксплуатационных служб, разграничение обязанностей, права и обязанности их руководителей определяют соответствующими приказами, положениями об эксплуатационных службах и должностными инструкциями.

7.2.2. Основными задачами эксплуатационного персонала КС являются:

- обеспечение заданного режима компримирования газа;

- обеспечение эффективной, надежной и безопасной эксплуатации оборудования и систем;

- обеспечение исправного состояния производственных зданий и сооружений, чистоты территории;

- поддержание работоспособного технического состояния оборудования и систем КС на основе системы ТОиР, планового технического диагностирования;

- защита окружающей среды от опасных и вредных производственных факторов;

- организация работ по реконструкции и техническому перевооружению КС, модернизации основного и вспомогательного оборудования;

- обеспечение безопасных условий труда и производственной санитарии на основе соблюдения правил, норм и инструкций по охране труда и промышленной безопасности;

- оперативное выявление и устранение утечек газа.

7.2.3. Производственные объекты, оборудование и системы КС эксплуатируют в соответствии с инструкциями по эксплуатации объектов (оборудования, систем).

7.2.4. Эксплуатационный персонал действует в аварийных ситуациях в соответствии с ПЛА.

7.2.5. КС оснащают ремонтными мастерскими и ремонтными площадками.

7.2.6. Оборудование, здания, сооружения и технологические трубопроводы подвергают периодическому техническому освидетельствованию (контролю технического состояния) в сроки, установленные инструкциями и графиками, в том числе:

- наблюдение за осадкой зданий и сооружений, фундаментов под оборудованием и трубопроводами;

- испытания объектов и технических устройств, подведомственных уполномоченным органам надзора и контроля Российской Федерации;

- контроль вибрационного состояния технологических трубопроводов;

- техническое диагностирование ГПА (прежде всего вибродиагностирование);

- измерение эмиссии загрязняющих веществ с продуктами сгорания газотурбинной установки (ГТУ), газомотокомпрессоров и другого газоиспользующего оборудования;

- контроль акустических показателей оборудования на соответствие их действующим нормам;

- обследование технологических трубопроводов, оборудования и систем с целью обнаружения утечек и перетечек газа;

- контроль неразрушающими методами толщин стенок технологических трубопроводов в эрозионно опасных местах;

- контроль состояния заземляющих устройств.

7.3. Техническое обслуживание, ремонт, модернизация

7.3.1. Поддержание оборудования, систем и сооружений КС в работоспособном состоянии осуществляют с помощью системы ТОиР.

7.3.2. Система ТОиР предусматривает:

- периодическое техническое (включая диагностическое) обслуживание при работе под нагрузкой;

- техническое обслуживание и/или текущий ремонт на остановленном оборудовании после назначенной наработки;

- техническое обслуживание оборудования и систем, находящихся в резерве и на консервации;

- планово-профилактический (регламентированный, средний, капитальный) ремонт;

- неплановый (аварийно-восстановительный) ремонт.

7.3.3. Периодичность и объем ТОиР определяют на основании требований эксплуатационной и ремонтной документации производителей с учетом технического состояния оборудования. Планы-графики ремонтов разрабатывают эксплуатационные службы с учетом плана по транспортировке газа.

7.3.4. Ремонт вспомогательных механизмов, устройств и систем, непосредственно связанных с основным оборудованием, проводят одновременно с ремонтом последнего.

7.3.5. До вывода оборудования и сооружений в капитальный или средний ремонт выполняют следующие мероприятия:

- составление предварительных ведомостей дефектов и смет, уточняемых после вскрытия и осмотра оборудования;

- проведение испытаний оборудования для получения данных, необходимых для анализа технического состояния до и после проведения ремонта;

- составление графика ремонта;

- подготовка необходимой ремонтной документации, составление и утверждение документации на работы по модернизации оборудования, намеченные к выполнению в период ремонта;

- подготовка необходимых материалов, запасных частей, узлов;

- комплектование, приведение в исправное состояние и при необходимости испытание инструмента, приспособлений и подъемно-транспортных механизмов.

7.3.6. Бесперебойную транспортировку газа и сокращение времени на аварийно-восстановительные ремонты оборудования и систем КС обеспечивают созданием и поддержанием аварийного и неснижаемого запасов арматуры, запасных частей, фасонных изделий и материалов. ЭО разрабатывают перечни аварийного и неснижаемого запасов и обменного фонда, учитывающие особенности эксплуатации и ремонта оборудования и систем.

7.3.7. Арматуру и запасные части однотипного оборудования размещают, как правило, на централизованных складах.

7.3.8. Филиалы ЭО ведут учет имеющихся аварийного и неснижаемого запасов арматуры, запасных частей, фасонных изделий и материалов. ЭО организует периодический контроль их количества и состояния.

7.3.9. Эксплуатационный персонал поддерживает в работоспособном состоянии закрепленные грузоподъемные механизмы и такелажные приспособления, инструмент и средства механизации ремонтных работ.

7.3.10. При наработке основного оборудования и систем, приближающейся к назначенному ресурсу (сроку службы), проводят комплекс работ для принятия решения об установлении дополнительного ресурса для основного оборудования и систем.

7.3.11. Приемку оборудования, систем и сооружений после ремонта, модернизации и реконструкции осуществляют в соответствии с документацией производителей и НД.

7.4. Компрессорный цех

7.4.1. В состав КЦ входят, как правило, следующие установки, системы и сооружения:

- группа ГПА;

- узел подключения к МГ;

- входной и выходной шлейфы с границей по кранам N 7 и N 8 в соответствии с Приложением Д на узле подключения к МГ;

- установка очистки газа с системой сбора, хранения и утилизации жидких и твердых отходов;

- установка воздушного охлаждения газа;

- установка подготовки топливного, пускового и импульсного газа;

- технологические (в том числе и межцеховые) коммуникации с ТПА;

- система электроснабжения КЦ;

- автоматизированная система управления технологическими процессами;

- вспомогательные системы и устройства (маслоснабжения, тепловодоснабжения, пожарной безопасности, контроля загазованности, отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха, канализации, сжатого воздуха и др.).

Кроме того, в составе КЦ должен быть предусмотрен узел учета технологического газа.

7.4.2. Оборудование, системы и установки КЦ эксплуатируют в соответствии с инструкциями по эксплуатации, настоящим стандартом и другой НД.

7.4.3. ГПА имеют порядковый станционный номер, выполненный на видном месте.

7.4.4 Сосуды, работающие под давлением, и ТПА технологической обвязки КЦ имеют станционную нумерацию в соответствии с технологической схемой и специальную табличку с содержанием в соответствии с требованиями ПБ 03-576-03 [44].

7.4.5. Подготовку к пуску и пуск ГПА проводят в соответствии с инструкцией по эксплуатации. В процессе пуска и останова оперативный персонал контролирует правильность выполнения штатной последовательности (алгоритма операций пуска) и эксплуатационные параметры ГПА. Пуск прекращается автоматически или нажатием кнопки аварийного (экстренного) останова при отклонениях от штатной последовательности операций пуска или выхода за установленные пределы эксплуатационных параметров, а также при возникновении условий, создающих угрозу безопасности персоналу и оборудованию.

Пуск ГПА после ремонта осуществляют в порядке, определенном инструкцией по эксплуатации, после записи в журнале об окончании работы и получения письменного разрешения руководителя работ и начальника КЦ, по согласованию с диспетчером (начальником смены) КС.

7.4.6. Корректирование эксплуатационным персоналом предпусковых условий или изменение уставок срабатывания предупредительной и аварийной сигнализации, а также изменение инструкций по эксплуатации ГПА не допускается.

7.4.7. Повторный пуск ГПА проводят только после выявления и устранения причин отказа по согласованию с ДС ЭО.

7.4.8. Эксплуатационный персонал при работе КЦ поддерживает заданный ДС режим работы, осуществляет дистанционный и местный контроль и периодическую регистрацию параметров, проводит регулярные обходы и осмотры оборудования, анализирует причины изменения и отклонения параметров от нормальных величин, принимает меры к предупреждению опасных режимов, в том числе:

- не допускает повышения давления газа после ЦБН выше РРД путем регулирования частот вращения роторов, изменения числа работающих ГПА и перестройки схемы их работы (автоматическая защита должна срабатывать при повышении давления на 0,15 МПа выше разрешенного);

- контролирует объемные расходы газа через ЦБН и предупреждает возможность работы в зонах с пониженным объемным расходом (зона помпажа) и повышенным объемным расходом (зона опасных режимов по условиям динамической прочности), изменяя число и схемы работы ГПА, частоты вращения роторов, режим работы МГ, а также перепуском газа;

- не допускает превышения предельных рабочих параметров ГПА;

- контролирует и регулирует равномерность распределения нагрузок по цилиндрам ГМК;

- следит за изменением метеоусловий и параметров атмосферного воздуха, предупреждает возможность обледенения всасывающего тракта ГТУ контролем над работой противообледенительной системы;

- не допускает возникновения местных источников запыления атмосферного воздуха;

- контролирует разрежение во всасывающем тракте ГТУ;

- производит своевременную, установленную инструкцией по эксплуатации, очистку проточной части осевого компрессора;

- контролирует перепады давлений и их изменение во времени в установках очистки и охлаждения газа, на защитных решетках и других элементах технологических коммуникаций для предотвращения работы оборудования с гидравлическими сопротивлениями, превышающими допустимые пределы;

- обеспечивает эффективную и надежную работу установки очистки газа включением необходимого числа аппаратов и периодическим удалением механических примесей;

- контролирует рабочие параметры систем топливного, пускового и импульсного газа, при необходимости осуществляет регулирование и оперативное переключение;

- контролирует уровень масла в маслобаках и производит их своевременную дозаправку, как правило, в дневную смену;

- контролирует давление и температуру в системах смазки, регулирования и уплотнения;

- обеспечивает температурный режим масла и подшипников в пределах, установленных инструкциями по эксплуатации;

- контролирует значения перепадов давления в масляных фильтрах и производит своевременную их очистку;

- контролирует уровень вибраций оборудования, трубопроводов и его изменение во времени;

- контролирует наличие подаваемой электроэнергии переменного и постоянного тока;

- контролирует комплектность и работоспособность средств пожарной безопасности;

- контролирует уровень загазованности в газоопасных зонах и в необходимых случаях организует инструментальные измерения концентраций газа переносными средствами;

- проверяет исправность резервного и аварийного оборудования и проводит их оперативные переключения;

- проводит отбор проб для химического анализа смазочных масел и охлаждающих жидкостей;

- учитывает безвозвратные потери масла из маслосистемы;

- контролирует температурный режим в зданиях, укрытиях и работу систем их отопления;

- контролирует параметры системы утилизационного теплоснабжения, осуществляет регулирование и оперативные переключения утилизационных теплообменников;

- выявляет и принимает меры по устранению утечек газа.

7.4.9. Работоспособность автоматических защит оборудования проверяют в установленные сроки в соответствии с утвержденными инструкциями. Инструкции разрабатывают на каждый тип ГПА в соответствии с типом САУ.

7.4.10. В производственных инструкциях для оперативного персонала указывают порядок действия в условиях штатного и внештатного (аварийного) изменения режима работы КЦ, а также в периоды неблагоприятных метеоусловий (ураган, наводнение, землетрясение, грозовая активность, обледенение, пыльные бури, аномально низкие температуры и т.д.).

Перечень возможных изменений режима работы КЦ:

- повышение или понижение давления на входе КЦ в пределах штатного диапазона;

- аварийный останов предыдущего или последующего КЦ МГ;

- аварийный останов параллельно или последовательно работающего КЦ;

- вывод на режим "Кольцо" и загрузка параллельно работающего КЦ;

- вывод параллельно работающих агрегатов в режим "Кольцо";

- аварийный останов параллельно или последовательно работающих ГПА;

- разрыв ниток МГ;

- несанкционированное закрытие (открытие) технологических кранов;

- повышение гидравлических сопротивлений аппаратов очистки и охлаждения газа, технологических коммуникаций;

- нарушение электроснабжения переменного и постоянного тока;

- нарушение работы систем тепловодоснабжения;

- нарушение технологического процесса очистки полости МГ;

- ошибки эксплуатационного персонала;

- другие причины.

7.4.11. Остановленный ГПА может находиться в одном из следующих состояний:

- горячий резерв - на агрегате выполнены и непрерывно поддерживаются все предпусковые условия, которые обеспечивают его немедленный автоматический запуск от кнопки "Пуск" или по сигналу АСУ ТП КЦ (КС). Длительность нахождения в данном состоянии - до 30 суток, после чего производится техобслуживание в соответствии с инструкцией по эксплуатации;

- резерв - на агрегате выполнены и непрерывно поддерживаются предпусковые условия, обеспечивающие запуск не позднее двух часов после поступления команды (допускается проведение операций техобслуживания, обеспечивающих выполнение этого условия). Длительность нахождения в данном состоянии - до 100 суток, после чего следует провести комплексное опробование работоспособности ГПА;

- техническое обслуживание - агрегат находится в работоспособном состоянии, но на нем производят операции техобслуживания, предусмотренные эксплуатационной документацией. Периодичность и длительность нахождения в данном состоянии определяет техническая документация и НД;

- ремонт - агрегат находится в неработоспособном состоянии и на нем производят плановый или внеплановый (аварийный) ремонт в соответствии с ремонтной документацией. Сроки и объем ремонтных работ определяют планом-графиком, технической документацией и НД;

- консервация - на агрегате проведены работы, обеспечивающие его сохранность на период до двух лет (иногда более) и способность к восстановлению в течение не более 30 суток до работоспособного состояния и готовности к эксплуатации. Консервацию и расконсервацию (восстановительные работы) проводят в соответствии с технической документацией и НД.

Нахождение остановленного ГПА в одном из состояний определяют наличием резервных ГПА, режимами МГ и указаниями ПДС ЭО.

7.4.12. Плановые остановы и связанные с этим пуски резервных ГПА проводят, как правило, в дневное время.

7.4.13. Вынужденные остановы ГПА проводят нормально или аварийно - в зависимости от причин и характера отказа, а также предполагаемых последствий остановов.

7.4.14. В процессе эксплуатации запрещено отключать автоматические защиты или изменять их значения. В исключительных случаях по письменному распоряжению начальника КС (ГКС) возможно временное отключение некоторых защит (например, для обслуживания приборов) при обеспечении постоянного контроля параметра, по которому отключена защита, и ГПА в целом.

7.4.15. ГПА эксплуатируют с закрытыми и опломбированными щитами управления, блоками-боксами и шкафами автоматики.

7.4.16. Эксплуатационный персонал аварийно останавливает КЦ с отключением от МГ и выпуском газа из технологических коммуникаций в следующих случаях:

- при пожаре в здании (укрытии) ГПА, создающем угрозу распространения пожара на соседние ГПА и технологическое оборудование КЦ (КС);

- разрыве технологических газопроводов высокого давления или значительных выбросах газа;

- пожаре на установках очистки, охлаждения газа и технологических коммуникациях;

- во время стихийных бедствий, создающих угрозу оборудованию и жизни людей (ураган, наводнение, землетрясение и др.).

7.4.17. В процессе эксплуатации подвергают испытаниям на срабатывание (включение и/или функционирование) по специальным инструкциям или по алгоритму АСУ ТП КЦ следующие системы и оборудование:

- резервные и аварийные источники электроснабжения - не реже одного раза в месяц без принятия нагрузки и один раз в полгода (при отсутствии пусков) под нагрузку, близкую к номинальной;

- резервную котельную, газовые воздухонагреватели и другие средства индивидуального нагрева - ежемесячно в зимний период;

- системы водяного, пенного, газового и порошкового пожаротушения - в сроки, определенные инструкциями по эксплуатации;

- систему аварийного отключения КЦ - при плановом останове КЦ;

- общестанционную ТПА - не реже одного раза в квартал и с наступлением отрицательных температур. Проверка производится путем частичной перестановки кранов вручную и дистанционного опробования блоков управления (для кранов с пневмогидроприводом - с проверкой фактической подачи импульсного газа к сервоцилиндру с отсоединением импульсных трубок).

Автоматические защиты оборудования КД проверяют не реже:

- одного раза в квартал - от превышения давления газа на выходе;

- одного раза в месяц - от снижения давления топливного газа;

- одного раза в месяц - от превышения уровня загазованности с включением вытяжной вентиляции.

7.4.18. Один раз в год КЦ в плановом порядке останавливают (в летнее время) на срок не более 48 часов для выполнения ремонтно-профилактических работ и проверки автоматических защит и отключающей запорной арматуры с составлением акта проверки. Останов КЦ на срок более 48 часов согласуют в установленном порядке с ПДС ЭО и структурным подразделением ОАО "Газпром", ответственным за диспетчерское управление ЕСГ Российской Федерации.

7.4.19. Перед плановым остановом КЦ составляют и утверждают план работ с указанием их руководителей и исполнителей, обеспечивают планируемые работы необходимыми материалами, инструментом и механизмами.

7.4.20. Оборудование и системы КЦ в установленные сроки подвергают соответствующим испытаниям, осмотрам и проверкам. Акты испытаний прилагают к паспорту (эксплуатационному формуляру).

7.4.21. Подготовку и проведение исследовательских, диагностических, контрольных и других испытаний и мероприятий выполняют по утвержденным программам и методикам под руководством эксплуатационного персонала.

7.5. Установка очистки газа

7.5.1. Эксплуатацию УОГ осуществляют в соответствии с инструкцией по эксплуатации, разработанной в соответствии с требованиями ПБ 03-576-03 [44], проектной документацией и настоящим стандартом.

7.5.2. Пылеуловители и фильтры-сепараторы, кроме регистрационного номера, имеют станционный номер, выполненный на видном месте несмываемой краской в соответствии с технологической схемой КЦ.

7.5.3. Количество включенных в работу аппаратов очистки газа выбирают в зависимости от фактической производительности газопровода и технических характеристик аппаратов.

7.5.4. Запрещена работа аппаратов очистки при отсутствии контроля перепада давления, с перепадом давлений выше предусмотренного технической документацией и неисправными устройствами дренажа.

7.5.5. Оперативное обслуживание УОГ включает периодическое выполнение следующих операций:

- внешний осмотр оборудования и коммуникаций;

- контроль перепада давлений на установке;

- контроль уровня жидкости в аппаратах очистки;

- контроль работоспособности устройств дренажа и подогрева;

- удаление из аппарата жидкости и шлама.

Периодичность выполнения указанных операций определена инструкциями по эксплуатации.

7.5.6. Сброс продуктов очистки газа в окружающую среду запрещен.

7.5.7. Периодически в соответствии с НД при очередном техническом освидетельствовании проверяют исправность сепарационных (циклонных) элементов, трубных досок, других элементов аппарата, очищают его от загрязнений.

7.6. Установка воздушного охлаждения газа

7.6.1. Эксплуатацию установки воздушного охлаждения газа (аппараты воздушного охлаждения - АВО) проводят в соответствии с инструкцией по эксплуатации.

7.6.2. Запрещен пуск КЦ в эксплуатацию без ввода в работу АВО газа, если он предусмотрен проектом.

7.6.3. АВО газа имеют станционный номер, выполненный на видном месте несмываемой краской в соответствии с технологической схемой КЦ.

7.6.4. Количество включенных в работу вентиляторов охлаждения определяют с учетом температурного режима.

7.6.5. В случае возрастания перепада давлений газа на АВО выше проектного эксплуатационный персонал принимает меры к устранению причины повышенного перепада.

7.6.6. Пределы изменения температуры газа на выходе АВО газа определяют требования инструкции по эксплуатации и устанавливает ПДС филиала ЭО с учетом обеспечения продольной устойчивости МГ, оптимального режима работы установки, сохранности изоляции трубопроводов, предотвращения гидратообразования.

7.6.7. Техническое обслуживание АВО газа включает:

- внешний осмотр оборудования, опорных конструкций и коммуникаций;

- периодическую очистку наружных поверхностей теплообменных секций;

- проверку целостности теплообменных секций;

- контроль перепада давлений газа на установке;

- контроль работы вентиляторов;

- контроль вибрации приводных электродвигателей;

- контроль сопротивления изоляции электродвигателей;

- контроль и регистрацию температуры газа на выходе установки;

- сезонную настройку углов установки лопастей вентиляторов (при необходимости).

Периодичность и объем выполнения указанных операций определяют в соответствии с инструкцией по эксплуатации.

7.7. Системы топливного, пускового и импульсного газа

7.7.1. Эксплуатацию систем топливного, пускового и импульсного газа КС проводят в соответствии с инструкциями по эксплуатации.

7.7.2. Систему топливного газа эксплуатируют в режиме автоматического включения резервной линии в блоке редуцирования газа при отказе основной линии.

7.7.3. При эксплуатации систем топливного, пускового и импульсного газа:

- контролируют давление в линиях топливного, пускового и импульсного газа и при необходимости проводят настройку регуляторов;

- осуществляют периодическую (не реже одного раза в год) проверку и при необходимости регулировку предохранительных клапанов;

- периодически (не реже одного раза в месяц) проводят переключение (смену) основной и резервной линий редуцирования;

- периодически (в зависимости от местных условий) удаляют продукты загрязнения из сепараторов, вымораживателей, ресиверов;

- контролируют перепады давлений на фильтрах и при необходимости заменяют фильтрующий элемент;

- контролируют точку росы импульсного газа в соответствии с технологическим регламентом;

- регенерируют или заменяют реагенты осушителей импульсного газа;

- контролируют работу подогревателей газа и температуру газа после редуцирования;

- измеряют и регистрируют расход газа на собственные нужды КС;

- в соответствии с утвержденным графиком проводят осмотр, ремонт и испытание оборудования;

- контролируют уровень загазованности в опасных зонах и в необходимых случаях организуют инструментальное измерение концентрации переносными средствами;

- контролируют работоспособность системы пожарной сигнализации.

7.8. Система маслоснабжения

7.8.1. Система маслоснабжения КС обеспечивает заправку маслом ГПА, удаление масла, а также хранение, очистку и учет движения масла.

7.8.2. Эксплуатирующий персонал КС обеспечивает неснижаемый запас масла в следующем количестве:

- не менее трехмесячного расхода смазочного масла для всех типов установленных ГПА и двигателей электростанций, а при неблагоприятной транспортной схеме - не менее шестимесячного расхода;

- трансформаторного масла - не менее 110% от объема наиболее вместимого аппарата;

- других масел - не менее двухмесячного расхода.

7.8.3. На КС используют смазочные и трансформаторные масла, смазки и другие реагенты, имеющие сертификаты (паспорта) и подвергаемые контролю в химической лаборатории с целью определения соответствия их стандартам и техническим условиям.

7.8.4. В процессе хранения и эксплуатации масло периодически подвергают химическому анализу в соответствии с СТО Газпром 2-2.4-133, СТО Газпром 2-2.4-134.

7.8.5. Станционные и агрегатные маслопроводы, маслобаки, емкости маслосистемы перед заполнением чистым маслом тщательно очищают и промывают для предупреждения загрязнения или смешения разных сортов масел.

7.8.6. В зимнее время обеспечивают работоспособность системы обогрева маслобаков ГПА, агрегатных и станционных маслопроводов, емкостей хранения масла.

7.8.7. Наряду со стационарными системами маслоснабжения применяют передвижные маслозаправочные установки.

7.9. Техническое диагностирование

7.9.1. Основными задачами технического диагностирования оборудования и трубопроводов КС является оценка их технического состояния, своевременное выявление изменений технического состояния, условий взаимодействия с окружающей средой, оценка срока безопасной эксплуатации, выявление дефектов, возникновение которых возможно с течением времени в ходе эксплуатации, подготовка рекомендаций по выбору наиболее эффективных способов организации эксплуатации оборудования и трубопроводов, а при необходимости - способов ремонта.

7.9.2. Техническое диагностирование оборудования и трубопроводов КС проводят по Программам, ежегодно утверждаемым ОАО "Газпром".

7.9.3. Техническое диагностирование оборудования и трубопроводов КС проводят специализированные организации.

7.9.4. Комплекс диагностических мероприятий включает:

- диагностические обследования;

- периодические контрольные измерения;

- расширенные диагностические обследования;

- экспертизу промышленной безопасности оборудования;

- мониторинг состояния оборудования и технологических трубопроводов;

- выборочный контроль качества монтажа технологических трубопроводов;

- проверку работоспособности опор.

7.9.5. Оборудование и трубопроводы КЦ в установленные сроки подвергают соответствующим осмотрам и испытаниям. Акты осмотров и испытаний прилагают к паспорту (эксплуатационному формуляру).

7.9.6. По истечении нормативного срока службы технологическое оборудование (в том числе приводные газотурбинные двигатели стационарного типа и нагнетатели природного газа всех типов) подвергают экспертизе промышленной безопасности с целью установления возможности и продолжительности его дальнейшей безопасной эксплуатации. При этом подготовку и проведение исследовательских, диагностических, контрольных и других испытаний и мероприятий выполняют по утвержденным ОАО "Газпром" программам и методикам, согласованным с национальным органом Российской Федерации по техническому регулированию и метрологии.

7.9.7. Внутритрубное диагностирование технологических трубопроводов газа КС включает:

- внутритрубное обследование технологических трубопроводов газа КС в целях определения их фактической конфигурации (геометрия, длина катушек, тип трубы и т.п.) и наличия в них посторонних предметов и загрязнений;

- ВТД технологических трубопроводов газа КС в целях выявления дефектов тела трубы (потеря металла, сплошная и язвенная коррозия, расслоения, трещиноподобные дефекты, включая дефекты КРН) и дефектов сварных соединений (непровары, утяжины, смещения кромок и т.п.).

7.9.8. Проведение внутритрубной диагностики на технологических трубопроводах КС регламентирует СТО Газпром 2-2.3-066, в соответствии с которым осуществляют организацию, планирование, проведение работ, анализ результатов внутритрубного диагностирования, оформление отчета и выдачу заключения о техническом состоянии обследованного объекта.

7.9.9. Подготовку технологических трубопроводов КС к внутритрубному диагностированию проводит ЭО по составленному и согласованному в установленном порядке плану-графику. Готовность технологических трубопроводов КС к внутритрубному диагностированию оформляют двухсторонним актом, подписываемым представителями эксплуатирующей и специализированной организаций.

7.9.10. С целью определения фактических размеров выявленных при внутритрубном диагностировании дефектов проводят выборочное техническое диагностирование технологических трубопроводов КС в шурфах, включающее проведение неразрушающего контроля труб с применением различных методов контроля (визуального, ультразвукового, магнитного и т.д.).

7.9.11. Очередность внутритрубного диагностирования технологических трубопроводов КС устанавливают с учетом сроков эксплуатации, уровня вибрации, характера нагрузок от пульсаций газа, конструкционных и технологических характеристик, состояния изоляционного покрытия, возможности резервирования и других факторов.

7.9.12. Периодичность проведения внутритрубного диагностирования технологических трубопроводов КС определяют на основе прогнозных оценок их технического состояния, которые выполняют с учетом результатов предыдущих обследований, динамики развития дефектов и повреждений изоляционного покрытия и других факторов.

7.10. Техническая документация

7.10.1. На КС используют следующую техническую документацию:

- Положения о производственных службах (при отсутствии ГКС - Положение о КС или КЦ соответственно);

- технологический регламент по эксплуатации КС;

- должностные инструкции;

- инструкции по охране труда по профессиям и видам работ;

- инструкции по эксплуатации оборудования, систем, установок и т.п.;

- инструкции по пожарной безопасности;

- паспорта на оборудование, системы, установки, сосуды, грузоподъемные механизмы, средства защиты, инструмент и приспособления;

- эксплуатационные и ремонтные формуляры;

- технологические (режимные) карты, ведомости по эксплуатации оборудования, систем, установок и т.п.;

- структурные, функциональные, принципиальные и другие необходимые схемы станционных систем;

- ПЛА;

- перечень работ повышенной опасности, проводимых по наряду-допуску;

- перечень газоопасных работ;

- перечень огневых работ;

- протоколы (акты) проверки защит оборудования и установок;

- графики плановых ремонтов оборудования, систем, установок, сосудов, грузоподъемных механизмов, средств защиты, инструмента и приспособлений;

- перечень мест, в которых необходимо по графику проверять воздух рабочей зоны на загазованность;

- маршруты обхода оборудования и установок.

7.10.2. Примерный перечень оперативной документации, используемой на КС, содержит:

- оперативный журнал;

- журнал распоряжений;

- журнал учета вынужденных и аварийных остановов;

- журнал контроля масла;

- журнал учета турбинного масла;

- журнал регистрации работ;

- журнал регистрации газоопасных и огневых работ;

- журнал регистрации газоопасных работ без оформления наряда-допуска;

- журнал дефектов основного и вспомогательного оборудования;

- журнал контроля загазованности;

- журнал эксплуатации вентиляционных установок;

- журнал регистрации дефектов и нарушений по результатам проверок объектов на I уровне АПК.

7.11. Требования безопасности при эксплуатации компрессорных станций

7.11.1. Ответственным за безопасную эксплуатацию КС является руководитель филиала ЭО.

7.11.2 Приказом по филиалу ЭО назначают должностных лиц и специалистов, ответственных за техническое состояние и безопасную эксплуатацию КЦ, оборудования, систем, приборов и т.д.

7.11.3. Основные меры безопасности при эксплуатации КС определены технологическим регламентом и инструкциями по эксплуатации систем и оборудования, планами проведения ремонтных работ, должностными инструкциями, инструкциями по охране труда по видам работ и профессиям, требованиями настоящего стандарта и НД национального органа Российской Федерации по техническому регулированию и метрологии с учетом местных условий.

7.11.4. Работы на КС проводят с разрешения начальников КС, ГКС, КЦ, сменного инженера с записью в соответствующих журналах.

7.11.5. При выполнении работ по обслуживанию, ремонту движущихся частей АВО руководитель работ:

- оформляет наряд-допуск, как на работу в действующих электроустановках, в соответствии с требованиями безопасности;

- обеспечивает согласованность действий сменного персонала со всеми производителями работ на АВО.

7.11.6. ЭО на основе типовых инструкций разрабатывает инструкции по безопасному выводу ГПА в ремонт.

7.11.7. Основными требованиями безопасности при выводе ГПА в ремонт являются:

- отключение электропитания от исполнительных механизмов;

- приведение ТПА в состояние, обеспечивающее безопасность ремонтных работ;

- предотвращение самопроизвольного и несанкционированного срабатывания ТПА (отключение питания импульсным газом с обеспечением видимого разрыва в импульсном трубопроводе, блокировка ручного управления арматурой, установка соответствующих знаков безопасности и плакатов на органах управления: "Не открывать!", "Не закрывать!");

- установка силовых заглушек на трубопроводах топливного, пускового и буферного газа;

- вскрытие люков-лазов и установка временных герметизирующих устройств (при необходимости);

- тщательная проверка по окончании ремонта отсутствия в проточной части нагнетателя и ГТУ, а также во всасывающем и нагнетательном трубопроводах посторонних предметов.

7.11.8. Контроль над выполнением требований безопасности при проведении ремонтных работ осуществляет сменный персонал при обходах оборудования.

7.11.9. Работы по разгерметизации нагнетателей, газовых редукторов, редукторов ГПА (мультипликаторов), систем уплотнения "масло-газ" и других полостей с возможным нахождением газа относят к газоопасным.

7.11.10. На КС, оснащенных ГПА с ЦБН, в обязательном порядке предусматривают аварийное отключение станции от МГ поворотом одного ключа/нажатием кнопки аварийного (экстренного) останова, приводящим к останову всех работающих ГПА. При этом общестанционные краны обеспечивают сброс газа из газопроводов КС.

7.11.11. Арматуру, отключающую КС от МГ на входе и выходе, оснащают устройствами дистанционного и местного управления.

7.11.12. Вход в воздухозаборные камеры и АВО закрытого исполнения при работающем оборудовании запрещен. Двери оснащают наружными запирающими устройствами и снабжают соответствующими надписями.

7.11.13. При разгерметизации нагнетателя проведение работ в галерее нагнетателей (отсеке нагнетателя), не относящихся к вскрытию, запрещено. Во время вскрытия нагнетателя в галерее нагнетателей присутствуют только лица, производящие вскрытие, и оперативный персонал, обслуживающий работающие ГПА.

7.11.14. Основными требованиями безопасности при разгерметизации нагнетателя являются:

- наличие наряда-допуска на проведение газоопасной работы на период разгерметизации нагнетателя;

- ограждение опасной зоны люков-лазов и полости нагнетателя;

- включение приточно-вытяжной вентиляции;

- периодический контроль загазованности в рабочей зоне.

7.11.15. Не допускается во время ремонта в картере ГМК проворачивание коленчатого вала при помощи буксовки. На ограждении маховика вывешивают знак безопасности и плакат: "Не буксовать!". При необходимости допускается только ручная буксовка с принятием необходимых мер безопасности с технологической подготовкой.

7.11.16. В процессе эксплуатации ГПА обеспечивают герметичность разделительной стенки между помещениями (отсеками) нагнетателей и приводных двигателей.

8. Подземные хранилища газа

8.1. Общие требования

8.1.1. ПХГ предназначены для регулирования неравномерности газопотребления, связанной с сезонными колебаниями спроса на природный газ, а также для образования в основных газопотребляющих районах оперативного и стратегического резервных запасов для поддержания стабильности поставок газа, в том числе экспортных.

8.1.2. Техническое обустройство ПХГ обеспечивает бесперебойное функционирование технологических процессов закачки, хранения и отбора газа.

8.1.3. ПХГ включают: комплекс производственных зданий крупногабаритных установок; один или несколько цехов ГПА, газовый промысел с газосборными пунктами, внутрипромысловыми трубопроводами и комплексом скважин с подземным и устьевым оборудованием; установки подготовки газа, с распределительными, измерительными и регулирующими устройствами, газопровод подключения к МГ; системы автоматического контроля, защиты и управления; отопительное, химреагентное и другие вспомогательные хозяйства.

8.1.4. Задачи служб и основных производственных бригад, сферу их деятельности определяют в соответствии с положениями, утвержденными руководством службы ПХГ.

8.1.5. Функции и обязанности эксплуатационного персонала регламентируют типовые положения, должностные инструкции и руководство по обслуживанию и эксплуатации оборудования и агрегатов, составленные с учетом конкретных условий выполнения технологических операций и на основании типовых структур, утвержденных ЭО.

8.1.6. Эксплуатацию ПХГ производят в соответствии с настоящим стандартом, ПБ 08-83-95 [45], ПБ 08-621-03 [46].

Изменение режима эксплуатации ПХГ выполняют по распоряжению ЦПДД.

8.2. Организация эксплуатации

8.2.1. Создание и эксплуатацию ПХГ производят в соответствии с настоящим стандартом и ПБ 08-621-03 [46], включая следующие стадии:

- разведку структуры для создания ПХГ, включающую сейсмические исследования, структурное бурение, разведочное бурение скважин, промыслово-геофизические, гидродинамические (гидроразведка), геохимические и другие исследования;

- разработку технологического и технического проектов создания ПХГ;

- бурение скважин;

- пусконаладочные работы на промплощадке до полного вывода всего комплекса на проектный режим эксплуатации;

- опытно-промышленную эксплуатацию ПХГ;

- циклическую эксплуатацию ПХГ;

- оформление горного отвода, получение соответствующих разрешений и лицензий.

8.2.2. При выполнении подготовительных работ перед вводом в эксплуатацию ПХГ, созданных в истощенных месторождениях, в процессе опытно-промышленной закачки газа в водоносный пласт или соляные каверны все смонтированные на территории ПХГ технологические установки, коммуникации и эксплуатационные скважины испытывают на прочность и на величину пробного давления согласно методам, определенным в соответствующих документах, на герметичность и работоспособность при максимальных и минимальных значениях параметров. Наземное оборудование и технологические трубопроводы проходят базовое техническое диагностирование.

На стадии эксплуатации ПХГ технической частью работ на основных производственных объектах ПХГ руководит главный инженер (технический руководитель), геолого-промысловой частью - главный геолог. Техническое и методическое руководство работами в производственных цехах и на газовом промысле осуществляют начальники служб и подразделений в соответствии с должностными инструкциями, а также соответствующими инструкциями и руководствами по обслуживанию оборудования, составленными применительно к конкретным условиям эксплуатации ПХГ.

8.2.3. Технические операции по ремонту скважин проводят на основании утвержденного в установленном порядке плана работ (проекта), согласованного с геологической службой ПХГ и уполномоченными органами надзора и контроля Российской Федерации.

Запрещено проводить какие-либо работы на скважинах ПХГ без соответствующего согласования и контроля со стороны геологической службы.

8.2.4. При эксплуатации ПХГ один раз в пять лет проводят геолого-технологическое обследование (аудит) оценки эффективности функционирования наземного обустройства и герметичности ПХГ (шлейфов скважин, установок очистки, оценки газа, КС и др.).

8.2.5. По результатам геолого-технологического обследования (аудита) наземного обустройства разрабатывают:

- рекомендации по совершенствованию технологии и эксплуатации основных элементов наземного обустройства, их автоматизации;

- заключение о необходимости реконструкции наземного обустройства и модернизации объекта с целью замены устаревшего оборудования.

8.2.6. Ежегодно после завершения сезона отбора (закачки) силами эксплуатационных служб ПХГ проводят анализ эффективности работы промыслового оборудования всей технологической цепочки "скважина - магистральный газопровод". Результаты исследований и предложения по устранению "узких мест" утверждают на ежесезонных заседаниях Комиссии газовой промышленности по разработке месторождений и исследованию недр.

8.3. Техническое обслуживание и ремонт

8.3.1. Периодичность и последовательность технического обслуживания устанавливают индивидуально для технологического узла или участка.

8.3.2. Аварийные скважины, не подлежащие восстановлению или капитальному ремонту, ликвидируют в соответствии с требованиями, установленными НД.

8.4. Техническое диагностирование

8.4.1. Задачами экспертизы промышленной безопасности и диагностирования технических устройств, оборудования и сооружений ПХГ являются:

- определение фактического технического состояния;

- определение возможности продления и продление сроков безопасной эксплуатации при выработке ими нормативного или ранее продленного срока эксплуатации;

- управление техническим обслуживанием и ремонтом по их фактическому техническому состоянию;

- систематизация и обобщение информации, получаемой в ходе экспертизы промышленной безопасности и диагностирования, с целью ее учета при выработке стратегии технического обслуживания, ремонта и реновации.

Комментарии
Комментирование через социальные сервисы Facebook и Вконтакте: