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 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.
Воспользуйтесь поиском по сайту: ©2015 - 2024 megalektsii.ru Все авторские права принадлежат авторам лекционных материалов. Обратная связь с нами...
|