Главная | Обратная связь | Поможем написать вашу работу!
МегаЛекции

Параграф 5. Порядок приемки в эксплуатацию магистрального




Газопровода и подачи газа

102. Не устанавливается запорная арматура с рабочим давлением и температурой, не соответствующим технологическим параметрам процесса транспорта газа.

103. Арматура в комплекте содержится в исправном состоянии, пронумерована в соответствии с технологическими схемами, имеет указатели направления потока газа и указатели положения затвора. На арматуре, имеющей ручной (механический) привод, стрелками обозначаются направления открытия и закрытия. На арматуре надписи и обозначения устанавливаются в соответствии со стандартами и (или) нормативными документами или техническими условиями согласно приложению 7 настоящих Правил. Предохранительные клапаны имеют бирки с указанием давления и даты очередной проверки. Нельзя соединять сбросы газа с предохранительных клапанов разных потребителей на одну свечу и монтаж запорной арматуры после предохранительных клапанов.

104. Краны на линейной части и на многониточных переходах имеют, как правило, автоматы аварийного закрытия кранов (далее − ААЗК), настроенные с учетом возможных изменений режима работы газопроводов.

105. Линейные краны оснащаются техническими манометрами для измерения давления газа до кранов и после них.

106. Операции по управлению, техническому обслуживанию и ремонту арматуры проводятся в соответствии с требованиями инструкций заводов-изготовителей. В гидросистемах кранов с пневмогидравлическим управлением применяются рабочие жидкости в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей по эксплуатации кранов или заменители, разрешенные к использованию.

107. Для смазки и восстановления герметичности запорных кранов применяются консистентные смазки и специальные пасты, рекомендованные заводами-изготовителями и специализированными организациями.

108. К узлам управления, указателям положения запорной арматуры и другим устройствам обеспечивается беспрепятственный доступ для обслуживающего персонала. Площадки обслуживания и ограждения содержатся в чистоте и исправном состоянии.

109. Попадание воды в системы пневмогидравлического управления кранов в процессе эксплуатации не допускается. После проведения испытаний необходимо удалить воду из корпусов кранов и системы управления.

110. Для кранов газопроводов в основном применяется дистанционное и местное пневмогидравлическое управление. Ручное управление осуществляется при отсутствии пневмогидравлического привода или при его отказе.

111. Нормальное положение затворов кранов на линейной части открытое, на свечных и обводных - закрытое. Положение затворов кранов на перемычках между нитками многониточных систем газопроводов определяется режимом работы газопроводов и устанавливается центральной диспетчерской службой (далее − ЦДС) ГТО).

112. Перестановки затворов кранов на линейной части МГ, за исключением аварийных случаев, осуществляются с разрешения ЦДС организации.

113. Запорные краны (кроме свечных и обводных) следует открывать после предварительного выравнивания давления газа до кранов и после них.

114. Запорные краны на свечах и обводах, следует открывать без остановок до полного открытия.

115. Организация технического обслуживания и ремонта запорной арматуры осуществляется начальником соответствующей службы. Объемы работ по техническому обслуживанию определяются инструкциями заводов-изготовителей и специализированных организаций.

116. Текущий ремонт арматуры выполняется соответствующей службой по принадлежности или специализированной ремонтно-наладочной организацией. В объемы работ по текущему ремонту входят работы, не требующие разгерметизации корпуса крана или его демонтажа.

117. Работы по техническому обслуживанию и текущему ремонту регистрируются в технической документации службы.

118. В объем капитального ремонта арматуры входят работы по полному восстановлению ее исправности в условиях специализированного ремонтного предприятия.

119. В каждом подразделении находится аварийный запас запорной арматуры, количественно соответствующий ОНТП 51-1-85 «Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы». Арматура аварийного запаса хранится на складе в законсервированном состоянии, при этом, она заправляется гидравлической жидкостью и периодически обновляется.

120. Затворы линейных кранов и кранов на перемычках 1 раз в полугодие полностью переставляются с целью проверки их работоспособности. Краны, оснащенные системой дистанционного управления, опробуются в комплексе с этой системой. Порядок проверки и оформления результатов устанавливается ГТО.

121. Крановые площадки линейной части МГ, узлов подключения компрессорной станции, узлов запуска и приема очистных устройств, внутри ограждений планируются, защищаются от залива поверхностными и грунтовыми водами и имеют твердое покрытие (гравий, щебень). К крановым площадкам предусматривается возможность подъезда автомобильного или специального транспорта.

122. Нумерация технологической арматуры на компрессорной станции принимается согласно приложению HYPERLINK "http://adilet.zan.kz/rus/docs/P1300000111"8 к настоящим Правилам, на линейной части – согласно приложению 7 к настоящим Правилам.

123. При строительстве объектов и сооружений МГ, их реконструкции, техническом перевооружении или капитальном ремонте служба капитального строительства организовывает технический надзор за производством работ организациями, имеющими лицензии на данный вид деятельности. Законченные строительством МГ подлежат приемке в эксплуатацию приемочными комиссиями только в том случае, когда они полностью подготовлены к эксплуатации. Вводить в эксплуатацию объекты с незавершенными строительными и монтажными работами и не принятые приемочной комиссией не осуществляются. Датой ввода объекта (сооружения, оборудования) в эксплуатацию считается дата подписания Акта Государственной комиссией в соответствии с Законом Республики Казахстан от 16 июля 2001 года № 242 «Об архитектурной, градостроительной и строительной деятельности в Республике Казахстан».

124. До приемки в эксплуатацию сооружений и оборудования газопровода, законченного строительством:

1) укомплектовать и обучить (с обязательной проверкой знаний) эксплуатационный персонал, обеспечив его инструкциями и схемами согласно настоящих Правил;

2) получить от генерального подрядчика проектную, исполнительную и техническую документацию на линейную часть газопровода, компрессорную станцию, ГРС, подземного хранения газа и другие сдаваемые в эксплуатацию объекты;

3) проверить соответствие сооружений проекту и согласованным отступлениям от него;

4) произвести очистку полости, испытание газопровода и технологических коммуникаций на прочность и герметичность;

5) провести внутритрубную дефектоскопию трубопроводов линейной части МГ;

6) полностью удалить воду из трубопроводов после гидравлических испытаний;

7) произвести комплексное опробование работоспособности агрегатов и их систем, общестанционного оборудования, запорной арматуры, контрольно-измерительных приборов, систем телемеханики с номинальной и максимальной нагрузками согласно техническим условиям завода-изготовителя, программы пуско-наладочных испытаний разработанные поставщиком оборудования;

8) проверить и комплексно опробовать работоспособность средств производственно технологической и местной связи;

9) проверить и опробовать работоспособность средств электрохимической защиты, узлов приема и пуска очистных устройств;

10) проверить объекты культурно-бытового назначения, здравоохранения, жилого комплекса в полном объеме;

11) проверить и комплексно опробовать объекты природоохранного назначения;

12) оформить формуляры на разрешенное рабочее давление газа на объекте.

125. Приемку в эксплуатацию объектов МГ проводят согласно проекту с учетом изменений и дополнений, согласованных с заказчиком, проектной и эксплуатирующей организацией. До предъявления объекта приемочной комиссии приемку проводит рабочая комиссия, назначаемая ГТО. Эксплуатация МГ, не принятого рабочей комиссией. Линейную часть МГ принимают в эксплуатацию после выполнения комплекса работ по испытанию газопровода. При сдаче в эксплуатацию законченных строительством магистральных трубопроводов строительно-монтажная организация представляет приемочной комиссии техническую документацию в объеме, предусмотренном нормами и правилами в области архитектуры и строительства. Законченные строительством отдельные объекты (дома обходчиков и вахтенного персонала, сооружения электрохимической защиты, линии связи) рабочие комиссии принимают в эксплуатацию вместе со смонтированным в них оборудованием по мере их готовности по актам о приемке, которые утверждаются организацией, назначавшей рабочую комиссию. Трубопровод, принятый, но не введенный в эксплуатацию в течение шести месяцев после его испытания, подлежит повторному испытанию на прочность и герметичность. Технологию и схему заполнения газопровода газом после гидравлических испытаний разрабатывает и осуществляет специальная комиссия, созданная совместным приказом подрядной и эксплуатирующей организации и состоящая из представителей заказчика, подрядчика и эксплуатирующей организации. Технология и схема утверждаются заказчиком и подрядчиком.

126. До приемки оборудования компрессорной станции в эксплуатацию:

1) получить от генподрядчика исполнительную техническую документацию и акты рабочих комиссий на принимаемое оборудование, в том числе акты скрытых работ;

2) проверить соответствие выполненных сооружений проекту;

3) произвести продувку и испытание на прочность и герметичность обвязочных газопроводов, маслопроводов и других технологических коммуникаций и очистку их полости;

4) перед началом пусконаладочных работ произвести монтаж, испытание, проба системы пожаротушения;

5) провести пусконаладочные работы принимаемого оборудования;

6) комплексно опробовать работу основного и вспомогательного оборудования аппаратов и контрольно-измерительных приборов и автоматики компрессорного цеха согласно техническим условиям.

127. Система вентиляции, кондиционирования и отопления имеет исполнительные характеристики, и обеспечивает нормальную эксплуатацию и поддержание в состоянии готовности газоперекачивающего агрегата и их вспомогательных систем в любое время года, в том числе в периоды остановок.

128. Перед пуском ГРС следует убедиться в отсутствии посторонних предметов в помещениях станции и на маршруте обслуживания комплекса оборудования, о собо тщательно провести проверку отсутствия загазованности помещений, горючих материалов, кислородных и других газовых баллонов, убедиться в готовности средств пожаротушения. Предпусковой осмотр ГРС производится согласно порядку, разработанному с учетом компоновки станции и ее систем. При осмотре необходимо выполнить:

1) контроль состояния оборудования и возможных неполадок (пропуски в сальниковых уплотнениях, фланцевых и резьбовых соединениях);

2) контроль уровня одоранта в одоризационной установке;

3) проверку наличия пломб на предохранительных клапанах, на арматуре байпасной линии;

4) проверку исправности контрольно-измерительных приборов;

5) проверку действия и включения дистанционного управления кранами от системы защитной автоматики и с узлов управления кранами, а также системы аварийно-предупредительной сигнализации;

6) проверку положения запорной арматуры (вентилей, задвижек, кранов, регуляторов давления, подвергающихся открытию или закрытию в процессе пуска), а также легкость и плавность ее хода, наличие гидравлической жидкости в гидросистемах кранов;

7) проверку наличия импульсного газа высокого давления для переключения кранов;

8) контроль наличия метанола в метанольной установке;

9) проверку работы системы подогрева газа;

10) проверку исправности производственно технологической связи;

11) проверку исправности электроснабжения и учета электроэнергии;

12) проверку исправности функционирования систем

автоматизированного управления ГРС, в том числе телемеханики.

129. Пуск ГРС не осуществляется:

1) без соответствующего оформления приемо-сдаточного акта;

2) при неисправности или не обеспечении заданных режимов работы одной из систем ГРС (редуцирования, защиты, одоризации газа, аварийно-предупредительной сигнализации, приборов учета газа);

3) при несоответствии степени очистки и осушки газа для питания пневмоавтоматики систем защиты требованиям государственного стандарта Республики Казахстан СТ РК 1666-2007 «Газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам»;

4) при отсутствии производственно технологической связи с диспетчером линейно-производственного управления МГ и потребителем;

5) при отсутствии средств пожаротушения;

6) без письменного подтверждения потребителя о готовности низких сетей к приему газа;

7) без наличия подготовленных операторов;

8) при отсутствии или неисправности систем энергоснабжения;

9) без систем нейтрализации паров одоранта в выбросах природного газа.

130. Подача газа в коммуникации топливного, пускового, импульсного газа, а также в трубопроводы технологической обвязки компрессорных станций, ГРС и подземного хранения газа для выполнения индивидуальных испытаний оборудования допускается только при условии завершения сварочных и других огневых работ. Обеспечение необходимых мер безопасности при этом возлагается на эксплуатационную организацию. Необходимые меры безопасности указываются в специальной инструкции, разработанной подрядной организацией и согласованной с заказчиком, эксплуатационной организацией и проектной организацией. Инструкция утверждается подрядной организацией, на которую возлагается обеспечение необходимых мер безопасности. Подача газа в газопроводы потребителя при комплексном опробовании оборудования ГРС не осуществляется.

 

 

Параграф 6. Газопроводы

131. Трубы, применяемые для МГ и газопроводов технологической обвязки компрессорных станций, ГРС, газоизмерительных станций, подземных хранилищ газа, а также для аварийного запаса, соответствуют требованиям настоящих Правил.

132. К газопроводам технологической обвязки относятся трубопроводы технологического, топливного, пускового и импульсного газа.

133. Не применяются трубы и фасонные соединительные изделия, не имеющие сертификатов качества изделия и при отсутствии маркировки на поверхности труб.

134. Техническое обслуживание и ремонт МГ и газопроводов технологической обвязки компрессорных станций, ГРС, газоизмерительных станций, подземных хранилищ газа выполняются соответствующими службами по плану-графику, согласованному со сроками ремонта другого технологического оборудования и утвержденному ГТО. Периодически осуществляется контроль крепления газопроводов (фундаментов, опор, подвесок, хомутов), а также вибраций и толщин стенок газопроводов неразрушающими методами в местах, наиболее подверженных эрозионному и коррозионному износу.

135. Периодичность, порядок и объемы контроля определяются ГТО. Сварочно-монтажные работы на действующих или подвергающихся капитальному ремонту газопроводах выполняются в соответствии с требованиями нормативных документов согласно СТ РК ИСО 15614-7-2008 «Технические требования к процедуре сварки. Часть 1. Дуговая сварка».

136. На каждый действующий газопровод (линейная часть, компрессорные станции, ГРС, газоизмерительные станции, подземные хранилища газа) предприятия на основании исполнительной документации разрабатываются технологические карты сварки с указанием применяемых марок сталей труб, типов электродов и условий подготовки стыка к сварке.

137. Подключения к действующим газопроводам (монтаж отводов) выполняются в соответствии с проектом или технической документацией, согласованной ГТО.

138. Конструктивные размеры узла врезки трубы (диаметр, толщина стенки, марка стали) определяется проектом.

139. Допускается подключение отводов к действующим газопроводам без огневым способом по технологии и технической документации, оформленной в установленном порядке.

140. При выявлении в процессе эксплуатации нарушений изоляционных покрытий и недопустимых коррозионных повреждений подземных газопроводов линейной части, технологической обвязки компрессорных станций с участками газопроводов до охранных кранов, ГРС, газоизмерительных станций, подземных хранилищ газа выполняются ремонтные работы и при необходимости, проводится испытание. Не реже
1 раза в 8 лет производится повторное испытание.

141. Подогревание газопроводов линейной части, технологической обвязки компрессорных станций, ГРС, газоизмерительных станций, подземных хранилищ газа открытым огнем с целью ликвидации гидратных пробок не допускается.

142. С целью выявления возможных коррозионных повреждений и обеспечения надежной эксплуатации линейной части МГ необходимо выполнять внутритрубную диагностику не реже 1 раза в 5 лет.

143. Последующие отклонения от указанного срока на основании мониторинга технического состояния трубопроводов и коррозионной активности почв.

 

 

Поделиться:





Воспользуйтесь поиском по сайту:



©2015 - 2024 megalektsii.ru Все авторские права принадлежат авторам лекционных материалов. Обратная связь с нами...