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

8.4.2. Организацию, планирование и проведение работ по экспертизе промышленной безопасности и техническому диагностированию объектов ПХГ осуществляют в соответствии с Положением [47].

8.4.3. Техническое, методическое и организационное руководство проведения экспертизы промышленной безопасности и диагностирования технических устройств, оборудования и сооружений объектов ПХГ осуществляет ОАО "Газпром".

8.4.4. Система обеспечения промышленной безопасности и качества диагностирования ПХГ включает комплекс НД по видам технических устройств, оборудования и сооружений, организационные мероприятия и экспертно-диагностическое обслуживание объектов ПХГ.

8.4.5. Работы по экспертно-диагностическому обслуживанию объектов ПХГ проводят на основании ежегодной Программы работ по экспертизе промышленной безопасности и диагностированию технических устройств, оборудования и сооружений ПХГ ОАО "Газпром", составленной и утвержденной ОАО "Газпром".

8.4.6. Экспертно-диагностическое обслуживание объектов ПХГ состоит:

- из базового (первичного) технического диагностирования;

- периодического технического диагностирования;

- экспертного технического диагностирования, которое проводят в рамках выполнения работ по экспертизе промышленной безопасности объектов ПХГ.

8.4.7. ЭО, осуществляющие эксплуатацию ПХГ, специализированные организации несут ответственность за достоверность и сохранность информации, полученной в ходе выполнения экспертно-диагностических работ.

8.5. Техническая документация

8.5.1. Служба ПХГ использует следующую техническую документацию:

- ситуационный план с производственными зданиями, сооружениями, скважинами, подземными и наземными коммуникациями, дорогами и подъездами;

- отдельные планы промышленных площадок и цехов с их основными коммуникациями;

- проект, рабочий проект, разработанный на основании технологического проекта;

- исполнительную техническую, строительно-монтажную и другую документацию, необходимую для обслуживания скважин, газопроводов и технологических объектов ПХГ.

8.5.2. Основные производственные службы и подразделения используют следующую документацию:

- паспорта производителя на установленное оборудование и аппаратуру;

- паспорта (формуляры) технического состояния и заключения экспертизы промышленной безопасности на установленное оборудование, технические устройства и сооружения;

- положения о службах, технологические регламенты установок и инструкции по техническому обслуживанию;

- должностные инструкции эксплуатационного персонала.

8.6. Требования безопасности при эксплуатации подземных хранилищ газа

8.6.1. Требования безопасности при эксплуатации объектов ПХГ обеспечивают выполнением требований технологического регламента по соблюдению режима закачки и отбора газа из ПХГ, что связано с выполнением требований настоящего стандарта, ПБ 08-83-95 [45], ПБ 08-621-03 [46].

8.6.2. Безопасность при эксплуатации фонда скважин и технологического оборудования обеспечивают в соответствии с ПБ 08-624-03 [48]:

- своевременным устранением дефектов, выявленных по результатам выполненных работ по диагностике оборудования скважин, ГПА, установки подготовки газа;

- соблюдением технологического режима работы скважин и комплекса технологического оборудования;

- выполнением графика плановых ремонтов основного и вспомогательного оборудования объектов ПХГ;

- своевременным проведением диагностических и режимно-наладочных работ на ГПА.

9. Газораспределительные станции

9.1. Общие требования

9.1.1. ГРС предназначены для редуцирования газа при его поставке газораспределительным организациям, коммунально-бытовым и промышленным потребителям (далее - потребителям) с заданными давлением, расходом, необходимой степенью очистки, одоризации, учетом расхода газа и, при необходимости, контроля качественных показателей.

9.1.2. Подачу газа потребителям осуществляют в соответствии с законодательными и нормативными актами Российской Федерации.

Количество и параметры подаваемого газа определяют договорами на транспортировку, поставку газа и техническими приложениями к ним.

Границей зон ответственности между ЭО и потребителем является условная линия, пересекающая выходной газопровод и проходящая по ограждению ГРС. Закрепление границ зон ответственности оформляют двухсторонним актом с приложением ситуационного плана и установлением знака закрепления газопровода.

9.1.3. В состав ГРС входят:

- узлы: переключения, очистки газа, предотвращения гидратообразования, редуцирования газа, учета коммерческого газа и газа на собственные нужды, одоризации газа, отбора газа на собственные нужды, подготовки импульсного газа и КИПиА;

- системы: автоматического управления, электроснабжения, связи и телемеханики, защиты от коррозии, контроля загазованности, молниезащиты, заземления, отопления и вентиляции, водоснабжения и канализации.

9.1.4. За наличие и исправное техническое состояние линии связи с потребителями отвечает потребитель. При отсутствии связи между ГРС и потребителем связь осуществляют через диспетчера филиала ЭО. В технические условия на подключение потребителей газа и технические приложения к договорам на поставку газа включают требования к заявителю по организации и обеспечению постоянной связи между ГРС и потребителем.

9.1.5. Выявление утечек природного газа и определение уровня загазованности в помещениях, блок-боксах и других точках замера на площадке ГРС осуществляют с помощью стационарных и переносных систем контроля по графику и маршрутной карте, утвержденными филиалом ЭО.

9.1.6. На внешней стороне по периметру ограждения ГРС устанавливают предупреждающие и запрещающие знаки в соответствии с ВРД 39-1.10-069-2002 [49], а у входа на территорию ГРС табличку с названием станции, ее принадлежности к филиалу ЭО и указанием номера телефона ДС филиала ЭО.

9.1.7. Надежную и безопасную эксплуатацию ГРС обеспечивают:

- поддержанием технологического оборудования, узлов и систем в исправном работоспособном техническом состоянии;

- диагностированием и контролем технического состояния технологического оборудования, узлов и систем;

- выполнением плановых ремонтов, капитального ремонта, модернизацией и заменой морально и физически изношенного оборудования, узлов и систем;

- принятием предупредительных и оперативных мер по предотвращению возможных инцидентов и аварий.

9.1.8. Подачу газа для проведения пусконаладочных работ на вновь построенные, прошедшие реконструкцию или капитальный ремонт ГРС осуществляют после завершения строительно-монтажных работ технологической части объекта, проведения испытаний в соответствии с проектом, оформления исполнительной документации и согласования с органом контроля и надзора ОАО "Газпром" за безопасной эксплуатацией газовых объектов.

9.1.9. Для вновь построенных ГРС подачу газа потребителю осуществляют при наличии согласования ОАО "Газпром", письменного подтверждения потребителя, согласованного с территориальным органом надзора и контроля Российской Федерации, о готовности распределительных сетей к приему газа. Возобновление подачи газа потребителю осуществляют при наличии письменного подтверждения потребителя о готовности распределительных сетей к приему газа.

9.1.10. Для проведения плановых ремонтов продолжительностью до 24 часов, связанных с необходимостью стравливания газа из коммуникаций и отключением ГРС, станция может быть остановлена один раз в год в период наименьшего газопотребления при обязательном согласовании с потребителем.

При проведении работ продолжительностью более 24 часов для подачи газа потребителю применяют мобильные ГРС или другие технические решения.

В исключительных случаях допускают подачу газа потребителю по обводной линии с организацией постоянного контроля за режимом подачи газа.

Порядок, продолжительность и сроки остановки ГРС для проведения профилактических и ремонтных работ определяют приложением к техническому соглашению на поставку газа между ЭО и филиалом межрегиональной компании по реализации газа.

9.2. Организация эксплуатации и обслуживания

9.2.1. Методическое и техническое руководство по организации эксплуатации ГРС осуществляет ПОЭ ГРС ЭО (при его отсутствии - ПОЭ МГ).

9.2.2. ГРС эксплуатируют создаваемые в филиалах ЭО службы (участки) по эксплуатации ГРС или участки ГРС в составе ЛЭС в зависимости от количества и технических характеристик эксплуатируемых объектов в соответствии с нормативами численности.

9.2.3. Эксплуатацию технологического оборудования и узлов ГРС, а также координацию работ, проводимых на ГРС другими службами филиала ЭО, осуществляет служба или участок ГРС в составе ЛЭС. Ответственность за эксплуатацию вспомогательных систем (автоматизации, электроснабжения, связи, ЭХЗ и пр.) ГРС несут руководители соответствующих подразделений и служб (участков) филиала ЭО.

9.2.4. Распределение обязанностей по техническому обслуживанию оборудования, узлов и систем ГРС между службами/участками филиала ЭО определяют положениями о службах/участках, включающими раздел о взаимоотношениях между ними и разрабатываемыми на основании типовых положений о службах/участках ЭО.

9.2.5. При эксплуатации ГРС выполняют работы по ТОиР оборудования и технических устройств в соответствии с настоящим стандартом и ВРД 39-1.10-069-2002 [49].

9.2.6. Формы обслуживания и численность персонала для каждой отдельной ГРС определяют проектом в соответствии с действующими нормативами численности, с учетом степени автоматизации, телемеханизации, проектной производительности, категории потребителей и местных условий:

- централизованная - без оператора ГРС, когда необходимые работы осуществляет персонал службы/участка ГРС;

- периодическая - с обслуживанием одним оператором, периодически посещающим ГРС для выполнения необходимых работ согласно утвержденному графику;

- надомная - с обслуживанием двумя операторами, работающими на ГРС согласно утвержденному графику;

- вахтенная - с круглосуточным дежурством оператора(ов) на ГРС посменно, в соответствии с утвержденным графиком.

При надомном и периодическом обслуживании предусматривают производственно-бытовое здание (дом оператора) или служебную квартиру в жилом квартале населенного пункта на расстоянии не менее 500 м, но не более 1000 м от ГРС. Дом оператора (служебную квартиру) оборудуют средствами связи с диспетчером филиала ЭО, средствами приема аварийных сигналов при нарушении режимов работы ГРС при срабатывании пожарной и охранной сигнализации.

9.2.7. Оборудование, запорная, регулирующая и предохранительная арматура имеют технологическую нумерацию, нанесенную на видных местах несмываемой краской в соответствии с технологической схемой ГРС.

9.2.8. Изменение режима подачи газа потребителю производит оператор по распоряжению диспетчера филиала ЭО с записью в оперативном журнале ГРС.

Для поддержания дисциплины газопотребления для промышленных потребителей применяют регуляторы-ограничители расхода газа.

9.2.9. Узел переключения ГРС включает обводную линию для изменения направления потока газа из газопровода-отвода с основной линии редуцирования на обводную линию и предохранительные клапаны, предназначенные для защиты потребителя от превышения заданного давления на выходе ГРС.

9.2.10. Запорную арматуру на обводной линии ГРС закрывают и устанавливают пломбы. По распоряжению диспетчера филиала ЭО допускают редуцирование газа вручную задвижкой или краном-регулятором по обводной линии ГРС. Во время работы по обводной линии обеспечивают поддержание и периодическую регистрацию в оперативном журнале заданного выходного давления из ГРС.

9.2.11. Порядок, периодичность проверки и регулировки предохранительных клапанов, установленных в узле переключения на выходных газопроводах, регламентируют инструкцией по эксплуатации ГРС. Результаты проверки и регулировки клапанов оформляют актом. Клапаны пломбируют и снабжают биркой с данными регулировки и датой следующей проверки.

9.2.12. Узел очистки газа обеспечивает удаление механических примесей и жидкости из газа и сбор продуктов очистки в емкости, оборудованные устройствами замера уровня.

9.2.13. В качестве мер по предотвращению образования гидратов применяют подогрев газа и/или ввод ингибиторов гидратообразования в технологические коммуникации ГРС в соответствии с проектом.

9.2.14. Узел редуцирования обеспечивает понижение и автоматическое поддержание заданного давления и расхода газа, подаваемого потребителю.

Редуцирование газа осуществляют по основным или резервным линиям. Включение резервных линий осуществляется автоматически.

9.2.15. Газ, подаваемый потребителям, в дом оператора ГРС и на собственные нужды ГРС одорируют в соответствии с требованиями ВРД 39-1.10-069-2002 [49] и ГОСТ 5542.

Одоризацию газа осуществляют на ГРС или централизованно, непосредственно на МГ и отводах при подаче газа в города и регионы.

9.2.16. Условия подачи неодорированного газа предусматривают в договоре на поставку газа потребителю.

Эксплуатацию одоризационных установок, а также работы, связанные с применением одоранта, проводят в соответствии с ВРД 39-1.10-069-2002 [49].

9.2.17. Узел учета обеспечивает коммерческий учет газа, подаваемого потребителю, а также учет газа на собственные нужды ГРС и дом оператора.

9.2.18. На ГРС для измерения расхода газа применяют стандартные сужающие устройства с вычислителями различных типов, турбинные, вихревые, ротационные и другие счетчики с автоматическими корректорами расхода.

Средства измерения расхода, количества и показателей качества природного газа должны иметь сертификаты утверждения типа средства измерения и быть рекомендованными к применению на объектах ОАО "Газпром".

Поверку (калибровку) средств измерения расхода, количества и показателей качества природного газа проводят согласно графику поверок и калибровок с периодичностью, указанной в сертификате утверждения типа средства измерения.

9.2.19. Эксплуатация ГРС без систем и средств сигнализации и автоматической защиты, а также без определения количества газа запрещена. При необходимости проектом предусматривают контроль качественных показателей газа.

Пределы срабатывания аварийной сигнализации, защитной автоматики, предохранительных клапанов, клапанов-отсекателей определяют проектом.

9.2.20. На период проведения профилактических и ремонтных работ устройства автоматики и сигнализации при необходимости отключают/включают по согласованию с диспетчером филиала ЭО и распоряжению лица, ответственного за эксплуатацию ГРС.

Работы по отключению/включению устройств автоматики и сигнализации выполняют специалисты соответствующей службы филиала ЭО с регистрацией в оперативном журнале ГРС.

9.3. Техническое обслуживание

9.3.1. Техническое обслуживание ГРС в процессе эксплуатации осуществляет персонал службы ГРС (ЛЭС) и персонал соответствующих служб филиала ЭО в соответствии с НД.

9.3.2. Виды, периодичность и содержание работ по техническому обслуживанию оборудования и систем ГРС устанавливают НД.

9.3.3. Техническое обслуживание ГРС включает визуальный осмотр основных технических узлов и систем ГРС и проверку:

- работоспособности и исправности состояния узлов и систем ГРС;

- режимов работы ГРС;

- загазованности помещений;

- отсутствия утечек;

- связи с диспетчером филиала ЭО;

- сигнализации на ГРС и в доме оператора;

- охранной зоны ГРС, газопровода низкого давления в пределах территории ГРС и к дому оператора;

- исправности зданий и сооружений, подъездных дорог.

9.3.4. Неисправности, обнаруженные в процессе проверки, регистрируют в оперативном журнале ГРС с последующим принятием мер по их устранению.

9.3.5. На предстоящий осенне-зимний период и в условиях весеннего паводка для ГРС разрабатывают план мероприятий по обеспечению безаварийной работы ГРС.

9.4. Ремонт

9.4.1. Виды, периодичность и содержание работ по ремонту узлов и систем ГРС устанавливает филиал ЭО в зависимости от технического состояния, результатов плановых осмотров, результатов технического диагностирования ГРС в соответствии с дефектными ведомостями, требованиями инструкций производителей, проектом и действующей НД.

9.4.2. Настоящий стандарт устанавливает для узлов и систем ГРС следующие виды ремонта:

- текущий ремонт;

- капитальный ремонт.

9.4.3. При проведении текущего ремонта ГРС производят замену или восстановление отдельных деталей оборудования, проверку технического состояния остальных составных частей ГРС с устранением обнаруженных неисправностей и выполнением регулировочных работ.

9.4.4. Текущий ремонт основного технологического оборудования осуществляет служба ГРС (ЛЭС) филиала ЭО.

9.4.5. Капитальный ремонт ГРС проводят по ежегодным планам, которые предусматривают замену основных узлов и отдельных видов оборудования, комплексную замену узлов и систем ГРС или полную замену на другую ГРС аналогичной производительности.

9.4.6. В процессе капитального ремонта допускают конструктивные изменения в технологической обвязке и оборудовании ГРС по разработанному проекту. Работы по капитальному ремонту осуществляют силами специализированных организаций.

9.4.7. ГРС выводят в капитальный ремонт по приказу руководства ЭО с согласованием сроков и продолжительности ремонтных работ с потребителем.

9.4.8. Оборудование ГРС после ремонта проверяют в соответствии с инструкциями и требованиями производителя.

При проведении испытаний на прочность или герметичность учитывают проектное рабочее давление для различных участков технологической обвязки ГРС и оборудования.

9.4.9. Работы, выполненные по капитальному ремонту ГРС, принимает руководство филиала ЭО по акту, к которому прилагается исполнительная техническая документация.

9.4.10. Контроль технического состояния надземных, подземных газопроводов и технологического оборудования ГРС в процессе эксплуатации проводят по программам, разработанным в ЭО.

9.5. Техническое диагностирование

9.5.1. Техническое диагностирование проводят с целью оценки фактического технического состояния и определения (продления) сроков безопасной эксплуатации ГРС.

9.5.2. Объемы и сроки проведения технического диагностирования определяют в соответствии с требованиями НД.

В случае отсутствия указания срока безопасной эксплуатации в проекте диагностирование проводят по истечении 20 лет с периодичностью один раз в пять лет и в других случаях, не противоречащих НД.

9.5.3. Техническое диагностирование ГРС включает обследование трубопроводов и обвязок технологического оборудования методами и средствами неразрушающего контроля, а также визуально-измерительный контроль технологического оборудования, изучение и анализ нормативной, технической, проектной, исполнительной и эксплуатационной документации узлов и систем станции.

9.5.4. Техническое диагностирование ГРС проводят силами специализированных организаций в соответствии с требованиями НД.

9.5.5. В случае истечения срока безопасной эксплуатации или по предписанию уполномоченных органов надзора и контроля Российской Федерации независимой экспертной организацией проводится экспертиза промышленной безопасности ГРС в соответствии с НД на момент проведения экспертизы.

9.5.6. Результатом экспертизы является подтверждение соответствия фактического технического состояния ГРС требованиям промышленной безопасности и установление (продление) срока безопасной эксплуатации.

9.5.7. Техническое, методическое и организационное руководство проведения диагностирования и экспертизы промышленной безопасности ГРС осуществляет ОАО "Газпром".

9.6. Техническая документация

9.6.1. Служба ГРС использует в работе следующую техническую документацию:

- акт приемки газопровода-отвода и ГРС;

- исполнительную техническую документацию;

- проектную документацию на ГРС;

- технологическую схему ГРС;

- принципиальные схемы (автоматики, управления и сигнализации, отопления и вентиляции, молниезащиты и заземления, электроосвещения и т.п.);

- технический паспорт ГРС в соответствии с Приложением Х;

- паспорта на оборудование, приборы и инструкции производителей;

- инструкции по эксплуатации ГРС;

- Положение по технической эксплуатации ГРС;

- НД по измерению и расчету расхода газа;

- другую НД.

9.6.2. Непосредственно на ГРС используют следующую документацию:

- технологическую схему ГРС в пределах охранной зоны с указанием газопровода-отвода до охранного крана включительно;

- технологические схемы узлов станции;

- принципиальные схемы систем ГРС;

- однолинейную схему электроснабжения;

- инструкцию по эксплуатации ГРС;

- инструкции по эксплуатации оборудования, узлов и систем ГРС, охране труда, видам работ и другие согласно утвержденному перечню филиала ЭО;

- оперативный журнал ГРС;

- журнал учета расхода и количества газа;

- журнал учета расхода и количества газа на собственные нужды ГРС;

- график технического обслуживания и план-график производства плановых ремонтов;

- оперативную документацию, установленную филиалом ЭО;

- маршрутные карты обхода и осмотра производственных помещений, оборудования и газопроводов;

- ПЛА;

- список телефонных номеров.

9.6.3. Изменения в технологических обвязках ГРС вносят в соответствующую техническую документацию и утверждают филиалом ЭО.

9.6.4. Технологическая схема ГРС находится в операторной, а схемы узлов и систем - в соответствующих помещениях (блоках).

9.6.5. Ответственный за эксплуатацию ГРС проверяет (не реже одного раза в квартал) полноту и правильность ведения оперативной документации, своевременность устранения выявленных недостатков.

9.7. Требования безопасности при эксплуатации газораспределительных станций

9.7.1. Ответственность за техническое состояние и безопасную эксплуатацию оборудования, узлов и систем ГРС несут соответствующие службы филиала ЭО.

9.7.2. Меры безопасности при эксплуатации ГРС определяют технологическими регламентами и планами проведения ремонтных работ и ликвидации аварий, должностными инструкциями, инструкциями по охране труда по видам работ и профессиям, требованиями настоящего стандарта и ВРД 39-1.10-069-2002 [49].

9.7.3. На ГРС предусматривают автоматическую защиту выходных газопроводов от превышения давления газа.

9.7.4. ГРС имеет оперативную связь с диспетчером филиала ЭО. Потребители газа обеспечивают связь потребителя с ГРС и с диспетчером филиала ЭО.

9.7.5. В случае возникновения на ГРС ситуации, угрожающей жизни людей и целостности объекта, подачу газа прекращают без согласования с потребителем, но с оперативным уведомлением последнего филиалом ЭО.

Оператор ГРС сообщает дежурному диспетчеру филиала ЭО о нарушениях в работе и неисправностях основного технологического оборудования и систем на ГРС и согласовывает с ним свои действия.

10. Газоизмерительные станции

10.1. Общие требования

10.1.1. ГИС представляет собой самостоятельный технологический объект МГ, который устанавливают на ЛЧ газопровода, и предназначен для измерения количественных и качественных показателей природного газа.

10.1.2. ГИС устанавливают на обводном газопроводе ЛЧ МГ.

10.1.3. Автоматизированная система учета расхода газа (АСУРГ) и САУ ГИС интегрированы в Отраслевую систему учета расхода газа (ОСУРГ), являющуюся составной частью Отраслевой системы оперативно-диспетчерского управления (ОСОДУ).

10.1.4. В состав ГИС входят:

- технологическая часть;

- ПТК, включая систему сбора, обработки и передачи информации;

- системы энергоснабжения, ЭХЗ, связи и жизнеобеспечения;

- здания и сооружения.

10.1.5. Технологическая часть ГИС включает узел подключения, измерительные трубопроводы и вспомогательное оборудование.

10.1.5.1. На подводящем и отводящем коллекторах узла подключения ГИС предусматривают установку по одному, а на ЛЧ МГ - по два отключающих крана с приводами, имеющими местное и дистанционное управление, систему резервирования импульсного газа. Конструкция узла подключения ГИС предусматривает компенсацию температурных напряжений прямых участков.

10.1.5.2. Основными узлами ГИС являются ИТ с сужающими устройствами или счетчиками. Диаметр и число ИТ с учетом резервного определяет проектная организация в зависимости от производительности МГ. ИТ на входе и выходе оснащают равнопроходными шаровыми кранами с приводом. Входные краны оборудуют обводными линиями для заполнения ИТ при пуске ГИС.

10.1.5.3. Конструкцию ИТ (длина прямых участков) выполняют в соответствии с требованиями ГОСТ 8.586.1 - ГОСТ 8.586.5 - для ИТ с сужающими устройствами; ПР 50.2.019-2006 [50] - для ИТ с турбинными счетчиками; СТО Газпром 5.2 - для ИТ с ультразвуковыми счетчиками.

10.1.5.4. При использовании на ГИС ИТ с сужающими устройствами для каждого ИТ в качестве основных и дублирующих систем измерения расхода и количества газа применяют автоматические вычислители расхода в комплекте с датчиками перепада давления, датчиками давления и температуры.

10.1.5.5. При использовании на ГИС ИТ со счетчиками для каждого ИТ в качестве основных и/или дублирующих систем измерения количества газа применяют автоматические вычислители (корректоры) расхода в комплекте с датчиками давления и температуры.

10.1.5.6. Основные и дублирующие системы измерения, подключенные к одному ИТ, должны быть идентичны по своим метрологическим и техническим характеристикам.

10.1.5.7. Компонентный состав и показатели качества газа на ГИС определяют автоматическим потоковым хроматографом и потоковым анализатором точки росы по влаге (углеводородам).

10.1.5.8. Сбор конденсата на ГИС из полости ИТ и подземных коллекторов осуществляют в емкость, оборудованную предохранительным клапаном, свечой, сигнализатором уровня и устройством для слива жидкости.

10.1.6. ПТК автоматизации ГИС включает следующие системы:

- автоматизированную систему учета расхода газа АСУРГ ГИС;

- САУ технологическим оборудованием и вспомогательными системами жизнеобеспечения САУ ГИС.

10.1.6.1. АСУРГ ГИС выполняет следующие функции:

- автоматическое определение расхода и объемного количества природного газа, приведенного к стандартным условиям, по каждому ИТ с учетом параметров ФХП качества газа;

- суммирование расхода и объемного количества природного газа по всем ИТ;

- автоматическое циклическое измерение с помощью потокового хроматографа компонентного состава, расчет плотности, теплоты сгорания, числа Воббе и ввод измеренных значений в вычислители расхода газа;

- ручной ввод с клавиатуры или переносного терминала условно-постоянных параметров;

- автоматическое измерение с помощью потокового гигрометра точки росы влаги (углеводородов);

- формирование и хранение архивов в базах данных на уровне ГИС;

- формирование и распечатку периодического, суточного и месячного отчетов по каждому ИТ и ГИС в целом, а также паспорта качества газа в локальных базах данных реального времени на уровне ГИС;

- автоматическую передачу данных о расходе и ФХП газа на верхний уровень управления.

10.1.6.2. САУ ГИС выполняет следующие функции:

- управление пневмоприводными шаровыми кранами на ИТ и узле подключения, сигнализация об их состоянии;

- автоматическое включение и отключение рабочих и резервных ИТ;

- прием сигналов от системы обнаружения пожара, загазованности и несанкционированного доступа, управление режимами пожаротушения и аварийного останова ГИС;

- защиту от несанкционированного доступа к функциям и информации ГИС;

- автоматический сбор, отображение текущей, предупредительной и аварийной информации о состоянии технологического оборудования.

ПТС автоматизации ГИС обеспечивает информационное взаимодействие:

- подсистемы АСУРГ и САУ ГИС с III уровнем диспетчерского управления в соответствии с 14.1;

- реализует алгоритм автоматического останова ГИС при следующих ситуациях: пожар в помещениях ГИС, аварийная загазованность в помещениях ГИС, по команде оператора ГИС и с уровня АСУ ТП филиала ЭО;

- обеспечивает информационное взаимодействие с подсистемой АСУРГ и уровнем АСУ ТП филиала ЭО.

10.1.7. Электроснабжение ГИС выполняют по 1 категории особой группы электроприемников от основного, резервного и аварийного источников электроэнергии.

10.1.8. Обслуживание и управление производственными процессами на ГИС осуществляют с помощью системы связи, которая обеспечивает интеграцию САУ ГИС в АСУ ТП филиала ЭО, подключение к АТС филиала ЭО, прямую телефонную связь с пожарным депо, а также ввод сигнала о пожаре на пульт в пожарное депо.

Каналы передачи данных ГИС организуют по выделенным физическим линиям или каналам связи, образованным цифровыми или аналоговыми системами передачи, работающими по кабельным, радиорелейным или спутниковым линиям связи, а также УКВ-радиосредствами.

10.1.9. Система жизнеобеспечения и безопасности ГИС обеспечивает контроль функционирования вспомогательных систем, автоматическое и ручное включение аварийной вытяжной вентиляции при обнаружении загазованности, автоматическое и ручное отключение систем вентиляции и кондиционирования при пожаре, включение, при необходимости, системы аварийной и предупредительной сигнализации.

10.1.10. Оборудование и обслуживающий персонал ГИС размещают в зданиях (капитальных, из унифицированных панелей или блок-боксов): приборная, операторная и др.

Приборная ГИС предназначена для размещения датчиков, хроматографа и анализаторов точки росы по влаге и углеводородам (помещение с взрывоопасной средой). В приборной предусматривают помещение кондиционеров, тамбуры, а также легкосъемные панели. Это помещение оснащают автоматическими системами пожаро- и газообнаружения, отопления, вентиляции и кондиционирования.

В операторной ГИС располагают центральный вычислитель, линейные вычислители, контроллеры хроматографа и анализаторов точки росы, аппаратуру САУ, автоматические системы отопления, вентиляции, кондиционирования и пожарообнаружения в операторной, вторичную аппаратуру контроля загазованности помещений и системы пожарообнаружения ГИС, устройства основного и резервного электропитания.

Помещения ГИС оборудуют системой сигнализации несанкционированного доступа.

10.2. Организация эксплуатации

10.2.1. Эксплуатацию и техническое обслуживание оборудования ГИС осуществляет филиал ЭО:

- комплекс технических средств АСУРГ и САУ - служба КИПиА (при наличии - служба метрологии и учета газа);

- технологическую часть - служба ЛЭС или ГРС в соответствии с приказом о закреплении зон обслуживания;

- системы электро- и теплоснабжения, кондиционирования и вентиляции - служба ЭВС.

10.2.2. Эксплуатацию оборудования ГИС осуществляют в соответствии с НД, а также инструкциями, разрабатываемыми филиалами ЭО на основе инструкций по эксплуатации оборудования ГИС.

10.2.3. Непосредственное руководство эксплуатацией ГИС осуществляет начальник службы КИПиА или службы метрологии (при наличии) филиала ЭО.

10.2.4. Эксплуатацию оборудования и систем ГИС, а также координацию работ, проводимых на ГИС другими службами филиала ЭО, осуществляет персонал ГИС, входящий в состав службы КИПиА или службы метрологии (при наличии).

10.2.5. Формы эксплуатации и численность персонала ГИС определяет проектная организация в соответствии с 9.2.6 и в зависимости от категории и степени автоматизации ГИС и местных условий.

10.2.6. О каждом случае изменения режима работы ГИС оператор докладывает диспетчеру филиала ЭО с последующей записью в журнале.

10.3. Техническое обслуживание и ремонт

10.3.1. Периодичность и содержание работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования устанавливают в соответствии с инструкциями, разрабатываемыми в филиале ЭО на основе инструкций по эксплуатации производителей оборудования ГИС.

При текущем ремонте проверяют техническое состояние основных составных частей с устранением обнаруженных неисправностей и выполнением регулировочных работ.

При капитальном ремонте производят замену основных узлов и деталей оборудования.

10.3.2. Ответственность за качество технического обслуживания и ремонта несут руководители соответствующих подразделений и служб ЭО.

10.3.3. Оборудование ГИС после ремонта проверяют под нагрузкой, СИ калибруют, а подлежащие поверке - поверяют.

10.3.4. Работы, выполненные по ремонту основного оборудования, принимает руководство ЭО по акту, к которому приложена исполнительная техническая документация (ремонтная документация и/или документация на работы по модернизации и реконструкции, намеченные к выполнению в период ремонта).

10.3.5. Для оценки технического состояния оборудования и коммуникаций ГИС необходимо проводить проверку технического состояния надземных и подземных газопроводов по программам, разработанным ЭО, с учетом рекомендаций, выданных по результатам проведения комплексного диагностирования оборудования ГИС.

10.3.6. Комплексное диагностическое обследование технического состояния оборудования ГИС, эксплуатирующихся более 20 лет, проводят независимо от условий эксплуатации, назначения и конструктивного исполнения.

10.3.7. Комплексное диагностическое обследование ГИС включает оперативное диагностирование и обследование ГИС с использованием методов и средств неразрушающего контроля.

10.3.8. Периодичность проведения комплексного диагностического обследования - не менее пяти лет.

10.4. Техническая документация

10.4.1. ЭО обеспечивает на ГИС наличие технической документации:

- технический паспорт ГИС, оформленный в соответствии с требованиями НД;

- акт отвода земельного участка площадки ГИС;

- акт приемки газопровода-отвода и ГИС, исполнительная техническая документация;

- принципиальные схемы (технологические, автоматики, управления и сигнализации, отопления и вентиляции, электропитания, молниезащиты и заземления, электроосвещения и т.п.);

- планы прокладки кабельных трасс и трубных проводок;

- строительные чертежи зданий и сооружений;

- положение (порядок) по технической эксплуатации ГИС;

- другая НД, установленная ЭО.

10.4.2. Непосредственно на ГИС используют и имеют в наличии техническую документацию:

- технологическую схему ГИС, включая узел подключения;

- принципиальные схемы (технологические, автоматики, управления и сигнализации, отопления и вентиляции, электропитания, молниезащиты, заземления, электроосвещения и т.п.);

- паспорта измерительно-вычислительных комплексов, применяемых на ГИС;

- схемы ИТ с указанием длин прямых участков и типов местных сопротивлений, а также мест врезки пробоотборных устройств и термометров;

- акты измерения внутренних диаметров ИТ;

- акты установки диафрагм;

- паспорта (свидетельства) на диафрагмы;

- технические описания и/или инструкции по эксплуатации применяемых СИ и технологического оборудования;

- методики поверки применяемых СИ, сертификаты/свидетельства калибровки (поверки);

- свидетельства о поверке рабочих эталонов (образцовых СИ), применяемых на ГИС;

- акты (протоколы) проверок состояния учета газа на ГИС;

- суточные, месячные акты сдачи-приемки и паспорта ФХП газа;

- оперативный журнал учета режимов работы и состояния оборудования ГИС;

- ПЛА, утвержденный руководством филиала ЭО;

- другую нормативную, оперативную и техническую документацию согласно утвержденному руководством филиала ЭО перечню.

10.4.3. Ответственный за эксплуатацию ГИС проверяет (не реже одного раза в квартал) полноту и правильность ведения оперативной документации, своевременность устранения выявленных недостатков и внесения необходимых изменений.

11. Электроустановки

11.1. Общие требования

11.1.1. Персонал, обслуживающий электроустановки МГ, в своей работе руководствуется НД, необходимой для обеспечения надежной и безопасной эксплуатации закрепленного за ним оборудования. При наличии особых условий эксплуатации электроустановок составляют местные инструкции, утвержденные руководством ЭО. В разработанных местных инструкциях не допускают ослабление требований НД и настоящего стандарта.

11.1.2. Ответственный за энергохозяйство объекта МГ ежедневно просматривает оперативную документацию и принимает соответствующие меры по устранению выявленных дефектов в работе оборудования.

11.2. Организация эксплуатации электроустановок

11.2.1. В ЭО (филиалах ЭО) приказом назначают ответственных за энергохозяйство, а также их заместителей.

11.2.2. Эксплуатацию электроустановок на объектах МГ осуществляют службы энергоснабжения филиалов ЭО и/или специализированные организации на договорной основе. Эксплуатацию электрооборудования ЭХЗ и вдольтрассовых ЛЭП осуществляют службы защиты от коррозии филиалов ЭО.

11.2.3. Персонал, обслуживающий электроустановки объектов МГ, дополнительно обучают правилам безопасности при выполнении работ в газоопасных условиях и допускают к работе только после проверки знаний специальной комиссией.

11.2.4. Дежурный персонал, осуществляющий оперативное управление электроустановками, находится в оперативном подчинении дежурного диспетчера объектов МГ. Дежурный персонал электростанций собственных нужд находится в оперативном подчинении диспетчера энергосистемы только в части управления режимами параллельной работы с энергосистемой.

11.2.5. Диспетчер (сменный инженер) объекта МГ, дающий распоряжения оперативному персоналу и участвующий в оперативных переключениях, должен иметь квалификационную группу по электробезопасности не ниже IV в электроустановках до 1000 В и не ниже V в электроустановках свыше 1000 В; начальник КЦ электроприводной КС - квалификационную группу по электробезопасности не ниже V; начальник газотурбинного цеха, инженеры по ремонту и эксплуатации - группу по электробезопасности не ниже III.

11.2.6. График плановых ремонтов составляет ответственный за энергохозяйство объектов МГ. График утверждает главный инженер (технический руководитель) филиала ЭО.

11.2.7. Оперативные переключения в электроустановках напряжением до и выше 1000 В осуществляют в соответствии с ПОТ Р М-016-2001 РД 153-34.0-03.150-00 [51].

Перечень сложных переключений утверждает технический руководитель объектов МГ в соответствии с Правилами [21].

11.2.8. Диагностику электрооборудования проводят в соответствии с НД ОАО "Газпром". При обнаружении дефектов в процессе эксплуатации/профилактических испытаний необходимость внеочередных капитальных/текущих ремонтов электрооборудования определяет ответственный за энергохозяйство объекта МГ в соответствии с СТО Газпром РД 39-1.10-083.

11.2.9. Электрооборудование, находящееся в резерве, периодически подвергают опробованию по графику, утвержденному ответственным за энергохозяйство, но не реже двух раз в год. Работоспособность аварийных электростанций проверяют периодически (один раз в месяц на холостом ходу) и кратковременно с номинальной нагрузкой (два раза в год) в соответствии с РД 51-0158623-06-95 [52].

11.2.10. Ответственный за энергохозяйство филиала ЭО составляет для каждой электроустановки утверждаемые и пересматриваемые не реже одного раза в два года однолинейные схемы электрических соединений для всех напряжений при нормальных режимах работы оборудования. Информацию об изменениях в схемах доводят до всех работников, которым обязательно знание данных схем, с записью в журнале учета работ по нарядам и распоряжениям. Изменение в исполнительных электрических схемах установок напряжением выше 1000 В утверждает ответственный за энергохозяйство объекта МГ.

11.2.11. Оборудование аварийной электростанции поддерживают в состоянии, обеспечивающем ее автоматический запуск при исчезновении основного питания в соответствии с РД 51-0158623-06-95 [52].

11.2.12. Для аварийных электростанций на объекте предусматривают пополняемый двухсуточный запас топлива в зонах с умеренным климатом и десятисуточный - в зонах холодного климата.

11.3. Техническая документация

11.3.1. Ответственный за энергохозяйство объекта МГ использует следующую техническую документацию:

- генеральный план участка с нанесением всех электроустановок и электрических коммуникаций;

- технические паспорта электроустановок, отчеты и акты по испытаниям и ремонтам, в том числе в электронном виде, согласно Регламенту [2], Концепции [3];

- исполнительные схемы первичных и вторичных соединений;

- инструкции должностные и производственные по обслуживанию оборудования;

- однолинейные схемы электрических сетей ЛЭП и подстанций;

- паспорта на взрывозащищенное оборудование и установки;

- другую документацию, предусмотренную Правилами [21], СТО Газпром РД 39-1.10-083, ВРД 39-1.10-071-2003 [53], РД 51-0158623-06-95 [52].

11.3.2. Оперативный персонал на рабочих местах (на электростанциях, подстанциях, в распределительных устройствах и др.) использует следующую техническую документацию:

- оперативную схему;

- оперативный журнал;

- бланки нарядов-допусков на производство работ в электроустановках;

- бланки переключений;

- ведомости показаний контрольно-измерительных приборов;

- перечень работ, выполняемых в порядке оперативного обслуживания;

- журнал или картотека дефектов и неисправностей на электрооборудовании;

- журнал учета производственного инструктажа;

- журнал учета противоаварийных тренировок;

- журнал релейной защиты, автоматики и телемеханики и карты установок релейной защиты и автоматики;

- журнал распоряжений;

- журнал учета работ по нарядам и распоряжениям;

- журнал учета производственного инструктажа;

- журнал учета противоаварийных тренировок;

- списки лиц, имеющих право единоличного осмотра электроустановок;

- списки лиц, имеющих право отдавать оперативные распоряжения;

- списки ответственных дежурных энергосберегающей организации;

- перечень работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации;

- перечень работ, выполняемых самостоятельно по оперативному обслуживанию на закрепленном участке.

В зависимости от местных условий объем оперативной документации дополняют по решению главного инженера (технического руководителя) объекта МГ или ответственного за энергохозяйство в пределах требований Правил [21].

11.4. Требования безопасности при эксплуатации электроустановок

11.4.1. Работы в действующих электроустановках проводят в соответствии с ПОТ Р М-016-2001 РД 153-34.0-03.150-00 [51] с учетом предусмотренных организационных и технических мероприятий, обеспечивающих безопасность.

11.4.2. Сосуды, работающие под давлением, и грузоподъемные механизмы, расположенные на электростанции, эксплуатируют в соответствии с ПБ 03-576-03 [44].

На основном электрооборудовании электростанций (двигателях, генераторах, трансформаторах), а также на электродвигателях и другом вспомогательном оборудовании должны быть таблички производителя оборудования с номинальными данными согласно технической документации.

Основному и вспомогательному оборудованию электроустановок присваивают оперативные наименования. Вспомогательному оборудованию присваивают оперативное наименование с порядковым номером основного оборудования с добавлением букв А, Б, В.

12. Защита от коррозии

12.1. Общие требования

12.1.1. Требования настоящего раздела распространяются на МГ и отводы от них, технологические трубопроводы КС, ГРС, трубопроводы и скважины ПХГ и другие подземные инженерные металлические коммуникации МГ.

12.1.2. Вышеперечисленные подземные сооружения подлежат комплексной защите от коррозии защитными покрытиями и средствами ЭХЗ в соответствии с требованиями правовых и нормативных актов, стандартов и НД.

12.1.3. Систему ЭХЗ сооружений объектов МГ от коррозии, в том числе источников электроснабжения оборудования ЭХЗ, вводят в работу до сдачи сооружения в эксплуатацию. В период строительства участки МГ, в первую очередь в зонах высокой и повышенной коррозионной опасности, следует обеспечивать временной защитой от коррозии. Временную систему ЭХЗ вводят и включают в работу не позднее первого месяца после укладки трубопровода в грунт и засыпки.

12.1.4. Зоны МГ ПКО и ВКО определяют проектом согласно НД с учетом информации, имеющейся в базе данных ЭО и отраслевой базе данных по противокоррозионной защите газопроводов.

12.1.5. Вновь построенные и реконструированные подземные металлические объекты в части систем защиты от коррозии в течении первых двух лет эксплуатации должны пройти оценку соответствия требованиям действующей НД в порядке, установленном ОАО "Газпром". Оценку соответствия системы защиты от коррозии эксплуатируемых объектов проводят в рамках коррозионных обследований.

12.1.6. Газопроводы при надземной прокладке, включая зону их выхода из грунта на поверхность, подлежат защите от коррозии покрытиями, разрешенными к применению в ОАО "Газпром" в соответствии с проектом и НД.

12.2. Организация эксплуатации

12.2.1. Общее техническое и методическое руководство за работами по защите сооружений от коррозии осуществляет соответствующее структурное подразделение администрации ОАО "Газпром".

12.2.2. Техническое и методическое решение вопросов защиты от коррозии в ЭО осуществляет подразделение, ответственное за эксплуатацию систем защиты от коррозии. В своей деятельности ПОЭ защиты от коррозии руководствуется стандартами ОАО "Газпром" и другой НД.

12.2.3. ПОЭ защиты от коррозии ЭО ОАО "Газпром" осуществляет оперативное и методическое руководство деятельностью служб (участков, групп) защиты от коррозии филиалов ЭО.

12.2.4. ПОЭ защиты от коррозии организует и контролирует:

- выполнение планов ТОиР и реконструкции систем ЭХЗ, в том числе источников электроснабжения;

- выполнение графика плановых ремонтов;

- внедрение новой техники;

- внедрение передовых методов противокоррозионной защиты;

- выполнение мероприятий по повышению надежности защиты подземных сооружений от коррозии;

- работы по определению состояния защитных покрытий и коррозионного состояния сооружений;

- работы по определению участков МГ, подлежащих переизоляции и ремонту;

- работы по анализу коррозионного состояния, оценке и долговременному прогнозу коррозионного состояния сооружений на период не менее пяти лет;

- включение в ежегодные планы электрометрической диагностики участков газопроводов в соответствии с действующей НД;

- выполнение мероприятий в области охраны труда и промышленной безопасности служб защиты от коррозии филиалов ЭО.

12.2.5. ПОЭ защиты от коррозии обеспечивает контроль за соблюдением проектных решений и требования НД в части производства и приемки работ по противокоррозионной защите.

12.2.6. Основной задачей служб (участков и групп) защиты от коррозии филиалов ЭО является обеспечение эффективной защиты сооружений от коррозии, повышающей надежность их эксплуатации.

12.2.7. Службы (участков и групп) защиты от коррозии должны:

- обеспечивать бесперебойную работу установок катодной, дренажной и протекторной защиты путем своевременного проведения профилактических и ремонтных работ;

- обеспечивать поддержание потенциалов в защитных диапазонах по всей протяженности и во времени, контролировать их величину;

- повышать надежность электроснабжения установок катодной защиты;

- обеспечивать бесперебойное функционирование средств контроля коррозионного состояния в объемах, определяемых НД;

- обеспечивать применение средств телеконтроля ЭХЗ, новые средства защиты от коррозии, отечественные и зарубежные технологии и средства измерений и контроля коррозии, направленные на повышение точности определения параметров защиты;

- контролировать коррозионное состояние сооружений и состояние защитного покрытия;

- выполнять анализ коррозионного состояния сооружений, определять участки сооружений ВКО и ПКО;

- участвовать в определении участков МГ, подлежащих ремонту;

- принимать участие в контроле строительства средств защиты и контроля ее эффективности, а также качества нанесения защитных покрытий;

- обеспечивать своевременное и качественное ведение технической документации и представление отчетности.

12.3. Техническое обслуживание и ремонт средств электрохимической защиты

12.3.1. Сроки проведения технического обслуживания и ремонта средств ЭХЗ, их периодичность и объем устанавливают графиком, разработанным в филиале ЭО, согласованным с производственным отделом защиты от коррозии ЭО и утвержденным руководителем подразделения филиала ЭО. Обслуживание и ремонт электрооборудования источников электроснабжения проводят в соответствии с требованиями раздела 11 настоящего стандарта. Объем и сроки работ устанавливают в соответствии с требованиями НД и с учетом особенностей эксплуатации объектов ЭО. Результаты техобслуживания фиксируют в полевых журналах и паспортах средств ЭХЗ.

12.3.2. Данные о количестве и причинах отказов, а также времени простоев всех средств ЭХЗ: УДЗ, УКЗ и УПЗ - заносят в журнал контроля эксплуатационной надежности средств ЭХЗ, в котором фиксируют число отказов и время простоя средств ЭХЗ, а также их причины.

12.3.3. Отключение установки ЭХЗ допускают на срок, указанный в НД.

Простой УКЗ, УДЗ, приводящий к снижению потенциала газопровода менее защитного, считают аварийным и устраняют в течение 24 часов с момента получения информации о простое.

12.3.4. Контроль защищенности подземных сооружений от коррозии осуществляют согласно НД. На участках ВКО необходимо осуществлять контроль потенциала без омической составляющей.

12.3.5. Защищенность газопроводов оценивают по протяженности и во времени. Следует ежегодно составлять ведомость участков газопроводов, имеющих потенциалы ниже минимальных и выше максимальных значений по абсолютной величине с указанием границ участков и продолжительности отклонений параметров ЭХЗ от заданных величин. Эффективность защиты газопроводов определяют по комплексному показателю защищенности.

12.3.6. Сроки проведения электрометрических обследований объектов МГ и объем работ при их проведении определяют по НД.

12.3.7. Коррозионное состояние объектов МГ оценивают методом ВТД и/или детальным комплексным электрометрическим обследованием с последующим обследованием в шурфах согласно НД.

12.3.8. Обследование в шурфах проводят с полным вскрытием сооружения, в первую очередь на участках, определенных по результатам обследований, а также на участках ВКО и ПКО. Рекомендуемый объем ежегодного обследования: не менее одного шурфа на 25 км ЛЧ МГ по каждой нитке при многониточной системе; одного шурфа на 10 км коллекторов и шлейфов ПХГ; одного шурфа на 1,0 км подземных технологических коммуникаций КС и ПХГ.

12.3.9. Контроль скорости коррозии выполняют в КДП, которые устанавливают в отдельных коррозионно-опасных точках газопроводов согласно НД.

12.3.10. КИП для контроля параметров ЭХЗ устанавливают над осью сооружения, окрашивают в яркий цвет. КИП должны иметь маркировку и привязку к трассе сооружения. Во всех точках измерения потенциалов обеспечивают возможность контакта неполяризующегося электрода сравнения с грунтом.

12.3.11. На участках высокой коррозионной опасности поэтапно внедряется 100% резервирование в цепях электроснабжения, преобразования, а также коррозионный мониторинг (включающий КДП и средства дистанционного контроля параметров коррозии и защиты).

12.3.12. УКЗ на построенных (реконструируемых) МГ оборудуют средствами телеконтроля и телеуправления и КДП в зонах ВКО и ПКО с обеспечением передачи информации на автоматизированные рабочие места служб защиты от коррозии в соответствии с проектом. УКЗ на действующих газопроводах в зонах ПКО и ВКО оборудуют элементами коррозионного мониторинга, а также средствами телеконтроля на существующей системе телемеханики при ее реконструкции.

12.3.13. В зонах влияния блуждающих токов УКЗ оснащают автоматическими преобразователями в режиме автоматического поддержания заданного потенциала.

12.4. Техническая документация

12.4.1. Службы защиты от коррозии филиала ЭО используют следующую техническую документацию:

- графики работ по ТОиР средств ЭХЗ, в том числе источников электроснабжения, оборудования коррозионного мониторинга;

- паспорта и полевые журналы УКЗ, УДЗ, УПЗ и средств дистанционного контроля;

- акты испытаний защитных покрытий методом катодной поляризации;

- схемы газопроводов с указанием видов и типов защитных покрытий, УКЗ, участков ПКО, ВКО;

- акты обследования газопровода в шурфах;

- акты ремонтов защитного покрытия газопроводов;

- однолинейные электрические схемы средств ЭХЗ и источников электроснабжения;

- схемы расстановки средств ЭХЗ по газопроводу;

- ежегодные диаграммы (ведомости) распределения потенциалов по КИП с указанием участков газопроводов, имеющих потенциалы ниже минимальных значений, и участков, подверженных влиянию блуждающих токов;

- материалы обследований, включая диаграммы распределения потенциалов методом выносного электрода, диаграммы распределения градиентов потенциалов вдоль сооружения и др.;

- журнал контроля эксплуатационной надежности средств ЭХЗ;

- ведомости данных по скорости коррозии и другим параметрам защиты в КДП;

- диаграммы распределения коррозионных дефектов вдоль сооружения;

- коррозионные карты (паспорт) участков газопровода с выделением зон умеренной, повышенной и высокой коррозионной опасности;

- формы КСО;

- перспективный (на пять лет) план капремонта средств ЭХЗ;

- исполнительную документацию по ЭХЗ;

- отчеты по всем проведенным обследованиям на газопроводах и объектах филиала ЭО;

- долговременный (до пяти лет) прогноз коррозионного состояния.

12.4.2. Результаты обследований состояния защитного покрытия и коррозионного состояния газопроводов (в том числе и результаты шурфований) направляют для включения в базу данных ОАО "Газпром" по противокоррозионной защите трубопроводов.

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

12.5. Контроль состояния и ремонт защитных покрытий

12.5.1. Качество защитного покрытия построенных (или отремонтированных) участков МГ при приемке в эксплуатацию определяют в соответствии с НД.

12.5.2. Контроль защитных покрытий при эксплуатации трубопроводов выполняют методами интегральной и локальной оценки. Интегральную оценку состояния защитных покрытий выполняют ежегодно на основании данных о силе тока УКЗ (УПЗ) и распределении потенциалов вдоль сооружения. Допускается оценка качества защитного покрытия по величине переходного сопротивления трубопровода, определенного с использованием методов постоянного и/или переменного тока в соответствии с НД.

12.5.3. Выборочный контроль состояния защитного покрытия при обследованиях сооружений в шурфах выполняют в соответствии с 12.2.7.

12.5.4. Ремонт защитных покрытий трубопровода в местах повреждений проводят в соответствии с требованиями НД. Защитное покрытие на отремонтированном участке должно удовлетворять требованиям, предъявляемым к основному покрытию сооружения. При ремонте защитных покрытий используют материалы и технологии, разрешенные к применению ОАО "Газпром".

12.5.5. Участки защитного покрытия, подлежащие ремонту, определяют на основании требований НД, результатов электрометрических обследований, ВТД, обследований в шурфах с учетом коррозионного состояния системы газопроводов и перспективы развития системы газопроводов.

12.6. Требования безопасного проведения работ по защите от коррозии

12.6.1. Границу раздела эксплуатационной ответственности между Службой защиты от коррозии и производственными службами ЭВС, КИПиА, связи устанавливают приказом по филиалу ЭО.

12.6.2. Для безопасной эксплуатации средств ЭХЗ соблюдают требования настоящего стандарта.

12.6.3. Приварка катодных выводов (проводников) с помощью электро- и газосварки к находящемуся под давлением газопроводу не допускается.

12.6.4. Безопасность проведения работ по контролю параметров ЭХЗ и проведению измерений обеспечивают в соответствии с действующими в филиале ЭО инструкциями.

При применении ингибиторов коррозии в филиале ЭО разрабатывают в установленном порядке специальную инструкцию по безопасному проведению работ с ними с учетом выполнения требований охраны труда, пожарной безопасности настоящего стандарта.

13. Системы и средства автоматизации технологических процессов, телемеханизации, метрологии и связи

13.1. Общие требования

13.1.1. Организационная структура и режимы функционирования систем управления технологическими и вспомогательными объектами, систем технологической связи, функции и объем автоматизации и телемеханизации объектов МГ должны соответствовать действующим директивным документам.

13.1.2. Средства автоматизации поставляют комплектно с технологическим оборудованием. При реконструкции и модернизации допускают поставку отдельно средств автоматизации и технологической связи.

13.1.3. АСУ ТП МГ (средства автоматизации и телемеханизации технологического оборудования), средства учета расхода и контроля качества газа, системы передачи данных, подсистем обеспечения информационной безопасности рассматривают как единый ПТК.

Элементы ПТК функционируют взаимосвязанно, образуя при должном развитии защищенную интегрированную систему управления ЭО.

13.1.4. Создание и эксплуатацию интегрированных систем управления ЭО осуществляют в рамках требований ОИИУС и ее подсистем, в том числе ОСОДУ и т.д.

13.1.5. Системы автоматизации технологического оборудования, системы телемеханики, технологической связи и передачи данных обеспечивают комплекс функций по управлению, контролю и защите оборудования. Данные системы функционируют независимо от работоспособности систем и средств управления вышестоящего уровня и состояния систем связи между уровнями управления.

13.1.6. АСУ ТП ЭО по транспортировке газа, системы и средства автоматизации и телемеханизации технологических объектов являются составной частью ОСОДУ ЕСГ Российской Федерации.

Управление магистральным транспортом газа ЕСГ России осуществляют на следующих уровнях:

- ЦПДД ОАО "Газпром", г. Москва (автоматическая система диспетчерского управления ЕСГ), - первый уровень управления;

- центральный диспетчерский пункт ЭО (уровень АСУ ТП МГ ЭО) - второй уровень управления;

- диспетчерский пункт филиала ЭО - для филиала ЭО с числом КС более одной; диспетчерский пункт КС (уровень АСУ ТП филиала ЭО) - третий уровень управления;

- пост управления КЦ, при близком расположении нескольких КЦ может обслуживать более одного КЦ (цеховой уровень АСУ ТП КС) - четвертый уровень управления;

- локальные системы средств автоматизации и телемеханизации (системы автоматического контроля, управления и защиты ГПА, вспомогательного оборудования, установок электроснабжения, узла подключения КЦ, крановых площадок, СКЗ, компьютеризованные средства измерения расхода газа и др.) - пятый уровень управления.

АСУ ТП ЭО создают распределенную, многоуровневую, иерархически организованную систему управления, построенную на базе систем автоматизации, телемеханизации, технологической связи и передачи данных.

13.1.7. Программно-технические средства АСУ ТП обеспечивают интеграцию информации по всем контролируемым объектам уровней ЭО и ее филиалов.

13.1.8. Поддержание средств и систем управления технологическими процессами, технологической связи и метрологического обеспечения в работоспособном состоянии обеспечивают производственные отделы, службы, участки и группы АСУ ТП, КИПиА, телемеханики, связи, метрологического обеспечения.

13.1.9. Для эксплуатации АСУ ТП, КИПиА, телемеханики, метрологического обеспечения, связи на всех уровнях управления создают подразделения. Перечень и состав отделов, служб, участков и групп АСУ ТП, КИПиА, телемеханики, метрологического обеспечения, связи в технологических, административно-хозяйственных и ремонтных подразделениях ЭО, а также разделение обязанностей и объема обслуживаемого оборудования определяет ЭО и согласовывает в ОАО "Газпром", исходя из количества и сложности эксплуатируемых систем.

13.1.10. Эксплуатационный персонал служб, участков и групп АСУ ТП обслуживает:

- аппаратно-программные средства АСУ ТП (АРМ, серверы, периферийное оборудование, базовое и прикладное программное обеспечение);

- системы хранения данных реального времени;

- средства системного администрирования ЛВС, СУБД РВ SCADA-систем, систем информационного обмена между уровнем ЭО и ее филиалов.

13.1.11. В функции персонала АСУ ТП входят:

- эксплуатация систем АСУ ТП уровней ЭО (филиалов ЭО), включая программно-технические комплексы ДП КС (за исключением средств технологической связи и метрологических функций), обмен данными аппаратно-программного комплекса системы управления КС (филиала ЭО) со смежными системами автоматизации, а также средства системного администрирования многоуровневой системы управления ЭО в целом;

- сопровождение базового и прикладного программного обеспечения систем и средств автоматизации уровней ЭО (филиалов ЭО), программируемых логических контроллеров.

Комментарии
Комментирование через социальные сервисы Facebook и Вконтакте: