В какие сроки проводится текущий ремонт запорной арматуры и компенсаторов

Обновлено: 16.05.2024

Текущий ремонт запорной арматуры проводится не реже

2.20.1. Работы по текущему ремонту следует выполнять бригадой в составе не менее двух рабочих. Графики выполнения работ по текущему ремонту утверждаются техническим руководством эксплуатационной организации в установленном порядке.

2.20.2. При текущем ремонте арматуры наружных и внутренних газопроводов следует производить все работы, выполняемые при техническом обслуживании, а также:

2.20.3. При текущем ремонте арматуры в колодце следует дополнительно выполнять следующие виды работ:

2.20.4. При текущем ремонте крана шарового подземного, установленного без колодца под ковер, выполняются следующие виды работ:

2.20.5. При текущем ремонте гидрозатворов выполняются следующие виды работ:

Графики по обслуживанию запорной арматуры

Компания ООО «Технологии контроля» производит работы по техническому обслуживанию котель подземных, надземных газопроводов, газорегулирующего оборудования (ГРУ, ГРП, ГРПШ и т.д.). Все работы производятся аттестованными специалистами газовой службы, в соответствии с нормативными документами:

Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности сетей газораспределения и газопотребления» (Утверждены приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 15 ноября 2013 г. N 542)
Правила пользования газом и предоставления услуг по газоснабжению в Российской Федерации (утв. постановлением Правительства РФ от 17 мая 2002 г. N 317)
ГОСТ Р 54983-2012. Системы газораспределительные. Сети газораспределения природного газа. Общие требования к эксплуатации. Эксплуатационная документация.
ГОСТ Р 54961-2012. Системы газораспределительные. Сети газопотребления. Общие требования к эксплуатации. Эксплуатационная документация.

Договор на техническое обслуживание газопроводов

При заключении договора на техническое обслуживание газового оборудования определяются объемы работ, составляются графики технического обслуживании и графики планово -предупредительных работ, разрабатываются маршрутные карты обхода трасс надземных и подземных газопроводов.

Техническое обслуживание газопроводов

При техническом обслуживании газопроводов, газового оборудования котельных, проводится техническое обслуживание запорной арматуры, проверка состояния газовых колодцев, а также устранение следующих нарушений условий безопасной эксплуатации газопроводов, выявленных при проведении их технического осмотра и проверке состояния охранных зон:

устранение перекосов и оседаний коверов, крышек газовых колодцев;
наращивание или обрезка контрольных трубок, сифонных трубок конденсатосборников и гидрозатворов на подземных газопроводах;
замена крышек газовых колодцев;
восстановление креплений и окраска надземных газопроводов;
восстановление и замена опознавательных столбиков и настенных указателей привязок подземных газопроводов, а также габаритных знаков надземных газопроводов в местах проезда автотранспорта;
восстановление засыпки грунтом подземных газопроводов, а также опор надземных газопроводов;
очистка охранных зон газопроводов от посторонних предметов и древесно-кустарниковой растительности;
проверка наличия и удаление конденсата из конденсатосборников и гидрозатворов;
проверка интенсивности запаха газа;
контроль давления газа в конечных точках сети газораспределения.

Техническое обслуживание запорной арматуры наружных газопроводов производится не реже одного раза в год (если другие сроки не установлены документацией изготовителей).

В состав выполняемых работ должны входить следующие виды работ:- внешний осмотр запорной арматуры;- очистка от загрязнений и ржавчины;- смазка подвижных элементов;- проверка герметичности разъемных соединений прибором или пенообразующим раствором и устранение утечек газа (при их выявлении);- проверка работоспособности затвора частичным перемещением запирающего элемента;- проверка состояния и замена (при необходимости) износившихся и поврежденных крепежных элементов фланцевых соединений;- проверка работоспособности и устранение неисправностей привода (при необходимости) в соответствии с документацией изготовителя;- проверка состояния окраски и (при необходимости) ее восстановление.

Устранение утечек газа из разъемных соединений запорной арматуры надземных и подземных газопроводов допускается проводить следующими способами:

подтягиванием болтов и гаек фланцевых и резьбовых соединений при давлении газа в газопроводе не более 0,1 МПа;
подтягиванием или заменой сальниковой набивки при давлении газа в газопроводе не более 0,1 МПа;
заменой прокладок фланцевых соединений при давлении газа в газопроводе от 0,0004 до 0,002 МПа включительно;
другими способами, обеспечивающими безопасное проведение работ без снижения давления газа в газопроводе.

При выявлении дефектов запорной арматуры, требующих устранения в условиях ремонтно-механических мастерских, должна проводиться ее замена.

Проверка состояния газовых колодцев должна проводиться не реже одного раза в год. В состав выполняемых работ должны входить следующие виды работ:

очистка колодцев от грязи, воды и посторонних предметов;
внешний осмотр состояния кирпичной кладки, штукатурки, отмостки и гидроизоляции;
внешний осмотр состояния горловин и перекрытий;
проверка целостности, восстановление и замена скоб и лестниц.

При выявлении необходимости полного или частичного восстановления строительных конструкций газового колодца или его наращивания, замены перекрытий, горловин, полного или частичного восстановления гидроизоляции должно быть организовано проведение необходимых ремонтных работ.
Работы по проверке состояния газовых колодцев могут совмещаться с проведением регламентных работ по техническому обслуживанию установленной в них запорной арматуры.
Результаты работ, выполненных при техническом обслуживании, должны быть оформлены записями в эксплуатационном журнале газопровода.
Выполнение работ и оформление результатов контроля интенсивности запаха газа и контроля давления газа в сетях газораспределения проводится в соответствии с требованиями.

Текущий и капитальный ремонты газопроводов

Текущий и капитальный ремонты газопроводов должны проводиться по результатам мониторинга их технического состояния и проведения технического обслуживания.

Виды работ, выполняемых при текущем ремонте газопроводов:

устранение утечек газа (кроме утечек газа из разъемных соединений запорной арматуры, устраняемых при проведении регламентных работ по поддержанию ее работоспособности);
замена прокладок фланцевых соединений технических устройств;
устранение отдельных мест повреждений изоляционных покрытий стальных подземных газопроводов;
частичное восстановление кирпичной кладки, штукатурки, отмостки и гидроизоляции газовых колодцев;
устранение перемещений за пределы опор и деформаций (провиса, прогиба) надземных газопроводов;
восстановление и замена устройств защиты надземных газопроводов от падения электропроводов;
замена креплений и окраска надземных газопроводов;
восстановление уплотнений защитных футляров газопроводов в местах их входа и выхода из земли;
замена защитных футляров и изоляционных покрытий газопроводов в местах их входа и выхода из земли;
устранение закупорок газопроводов;
замена арматуры, коверов, контрольных трубок, сифонных трубок конденсатосборников подземных газопроводов, восстановление и замена ограждений мест надземной установки запорной арматуры и опор газопроводов.

Сроки выполнения работ по текущему ремонту газопроводов устанавливаются эксплуатационными организациями самостоятельно, исходя из характера неисправностей и условий обеспечения безопасной эксплуатации газопроводов.
Устранение утечек газа из газопроводов должно проводиться в аварийном порядке.
Ремонт мест повреждений изоляционного покрытия стальных подземных газопроводов должен проводиться в следующие сроки:

в зонах опасного влияния блуждающих токов — в течение одного месяца;
при обеспечении средствами электрохимической защиты нормируемой величины защитного потенциала (вне зависимости от коррозионной агрессивности грунта) — в течение года;
в других случаях — не позднее чем через 3 мес после их обнаружения

Выполнение работ по техническому обслуживанию газопроводов

Выполнение регламентных работ по техническому обслуживанию газопроводов производится без наряда-допуска. К регламентным газоопасным работам, выполняемым без наряда-допуска, относятся:

работы по мониторингу технического состояния газопроводов (за исключением проверки состояния охранных зон);
техническое обслуживание газопроводов без отключения подачи газа;
работы по мониторингу технического состояния и техническому обслуживанию пунктов редуцирования газа;
ремонт технических устройств на газопроводах и в пунктах редуцирования газа без отключения подачи или снижения давления газа у потребителей;
удаление закупорок газопроводов;
контроль давления газа в сети газораспределения;
удаление конденсата из конденсатосборников и гидрозатворов;
контроль интенсивности запаха газа в конечных точках сети газораспределения.

Также без наряда-допуска проводятся работы по локализации и ликвидации аварий до устранения угрозы причинения вреда жизни и здоровью людей, окружающей среде, имуществу физических и юридических лиц и аварийно-восстановительные работы при их выполнении в срок не более суток. Работы по локализации и ликвидации аварийных ситуаций выполняются независимо от времени суток под непосредственным руководством специалиста.

На технологически сложные работы, требующие координации взаимодействия бригад, выполняющих газоопасные работы по отдельным нарядам-допускам, должен дополнительно разрабатываться план организации и производства газоопасных работ. К газоопасным работам, выполняемым по наряду-допуску, относятся:

технологическое присоединение (врезка) к действующим газопроводам;
пуск газа и проведение пусконаладочных работ при вводе в эксплуатацию газопроводов, пунктов редуцирования газа;
повторный пуск газа в газопроводы, пункты редуцирования газа после их остановки, ремонта или расконсервации;
текущий и капитальный ремонты технических устройств на газопроводах и пунктах редуцирования газа с отключением подачи или снижением давления газа у потребителей;
снижение и восстановление давления газа в газопроводах;
установка и снятие заглушек на газопроводах;
выполнение работ в газовых колодцах, туннелях, коллекторах, траншеях и котлованах глубиной более одного метра;
консервация и ликвидация газопроводов, пунктов редуцирования газа;
огневые работы на действующих объектах сети газораспределения.

Наряды-допуски выдаются руководителями или специалистами производственных подразделений, назначенными приказом руководителя эксплуатационной организации, имеющими опыт выполнения газоопасных работ не менее одного года. Наряды-допуски должны выдаваться заблаговременно для организации подготовки к проведению работ.

Технический осмотр подземных и надземных газопроводов

Технический осмотр подземных и надземных газопроводов должен проводиться в сроки, обеспечивающие безопасность их эксплуатации, но не реже приведенных в таблице 1.

Таблица 1 — Сроки проведения технических осмотров газопроводов

Газопроводы	Сроки проведения технических осмотров
на застроенной территории поселений, с давлением газа, МПа	на незастроенной территории и вне поселений
до 0,005 включ.	св. 0,005 до 1,2 включ.
1 Стальные подземные со сроком службы свыше 15 лет	1 раз в 2 мес	1 раз в мес	1 раз в 6 мес
2 Надземные со сроком службы свыше 15 лет	1 раз в 6 мес	1 раз в год
3 Полиэтиленовые со сроком службы свыше 15 лет	1 раз в 6 мес	1 раз в год
4 Стальные подземные, эксплуатируемые в зоне действия источников блуждающих токов и/или в грунтах высокой коррозионной агрессивности, необеспеченные минимальным защитным потенциалом, а также с неустраненными дефектами защитных покрытий	1 раз в неделю	2 раза в неделю	2 раза в месяц
5 Стальные подземные при наличии анодных и знакопеременных зон	Ежедневно	Ежедневно	2 раза в неделю
6 Стальные подземные и полиэтиленовые, подлежащие капитальному ремонту и реконструкции	1 раз в неделю	2 раза в неделю	2 раза в месяц
7 Стальные надземные, подлежащие капитальному ремонту и реконструкции	1 раз в неделю	2 раза в неделю	1 раз в месяц

Примечания

Сроки проведения технического осмотра газопроводов, указанных в графах 1 и 2, распространяются на газопроводы, срок службы которых продлен на основании результатов экспертизы промышленной безопасности.
Сроки проведения технического осмотра газопроводов, указанных в графе 3, распространяются на газопроводы, восстановленные с применением полиэтиленовых технологий или синтетических тканевых рукавов.
Сроки проведения технического осмотра газопроводов, указанных в графах 1-3, при сроке службы газопроводов менее 15 лет устанавливаются эксплуатационной организацией самостоятельно с учетом их технического состояния, но не реже 1 раза в 6 мес — для стальных подземных газопроводов и 1 раза в год — для полиэтиленовых газопроводов.
Технический осмотр стальных подземных газопроводов может быть заменен техническим обследованием (в части контроля герметичности) с использованием приборов с чувствительностью не менее 0,001% по объему газа, обеспечивающих возможность выявления мест утечек газа без вскрытия грунта и дорожных покрытий. Техническое обследование должно проводиться:
- ежегодно на газопроводах, находящихся в эксплуатации менее 15 лет;
- 2 раза в год на газопроводах, находящихся в эксплуатации более15 лет.

При применении метода технического обследования с использованием приборов с чувствительностью не менее 0,001% по объему газа в период максимального промерзания и последующего оттаивания грунта должен быть обеспечен дополнительный контроль герметичности.

Проверке подлежат участки газопроводов в местах неравномерного промерзания грунта (переходы через железные и автомобильные дороги, места резкого изменения снежного покрова и глубины заложения газопровода).

Периодичность и сроки таких проверок устанавливаются эксплуатационной организацией самостоятельно с учетом гидрогеологических и климатических условий региона.

Образец графика технического обслуживания и текущего ремонта запорной арматуры, обслуживаемой ЛЭС ХЛПУ МГ на 200 год

ГЛАВА 2. РАБОТЫ С ПОВЫШЕННОЙ ОПАСНОСТЬЮ НА
МАГИСТРАЛЬНОМ ГАЗОПРОВОДЕ
Техническое обслуживание запорно-регулирующей арматуры (ТО ЗРА)

2.1.1. Система планово предупредительных работ (ППР ЗРА)

Одним из условий надежной работы запорной арматуры является организация и обязательное выполнение системы планово-предупредительных работ.

Система ППР включает в себя совокупность организационно-технических мероприятий по надзору, техническому обслуживанию и ремонту кранов, способствующих увеличению долговечности их работы, предупреждению аварий на газопроводах, повышения культуры эксплуатации.

Система ППР не предусматривает внеплановые работы, связанные с аварийными отказами, вызванными неудовлетворительным монтажом или неправильной эксплуатацией запорной арматуры.

Сущность системы ППР заключается в том, что независимо от технического состояния, а в зависимости от срока эксплуатации производится определенный вид планируемого обслуживания (осмотр) — (ТО — 1, ТО — 2), текущий ремонт, средний и капитальный ремонт.

Работы пообслуживанию запорно-регулирующей арматуры относятся к газоопасным.

Техническое обслуживание (осмотр) (ТО) и ремонт запорной арматуры на линейной части МГ состоит из:
ТО — 1 — плановое техническое обслуживание, проводится не реже 1 раза в месяц;
ТО — 2 — (квартальное) проводится 1 раз в квартал.
ТО — 1, ТО — 2 — комплекс ремонтно — профилактических работ для контроля, диагностики технического состояния кранов, выявление возникших дефектов, своевременного предупреждения появления неисправностей.
Текущий ремонт — комплекс работ по контролю технического состояния кранов, выявлению возникших дефектов, связанных с разборкой отдельных узлов крана для ремонта, по замене износившихся деталей и замены гидрожидкости.
Краны подлежат вырезке только после проведения всех необходимых мероприятий по устранению негерметичности, восстановлению работоспособности и составлению соответствующего акта.
Результаты проведения ППР па кранам заносятся в специальный журнал.

Для проведения ППР составляется годовой график ТО с разбивкой по месяцам. По результатам ТО-1 и ТО-2 составляется список работ, которые необходимо выполнить при остановке газопровода. Средний и капитальный ремонты — производятся при плановом останове газопровода.

Таблица 2.1.

Образец графика технического обслуживания и текущего ремонта запорной арматуры, обслуживаемой ЛЭС ХЛПУ МГ на 200 год

Место нахождения объекта работ	Объект работ	Наименова-ние работ	Время выполнения работ (месяца)
Газопровод «Пара-бель- Кузбасс», 317-343 км	Крановые узлы № 329, № 326, № 325, № 343	Техническое обслуживание
Камера пуска: Кран №1, 1.6, 2Г, 2Д, 2, 2.5, 3-2, 3-2.1, 3-2.2, 3-2.3.	Техническое обслужи-вание

Специализированные бригады ЛЭС, ГКС, ОПС, КИП и А согласно утверждённому графику технического обслуживания и текущего ремонта запорной арматуры проводят плановые осмотры и обслуживание имеющихся ЗРА.Содержание работ, их описание приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2

Виды технического обслуживания линейной запорной арматуры | НПО ГАКС-АРМСЕРВИС: Технологии, оборудование, приборы для производства и ремонта трубопроводной арматуры и трубопроводов

Функциональный отличительный признак технического обслуживания состоит в том, что это есть комплекс операций по поддержанию работоспособности или исправности линейной части магистрального трубопровода.

Техническое обслуживание трубопровода в части линейной запорной арматуры направлено на поддержание ее исправного состояния в период эксплуатации за счет своевременной смазки, подтяжки крепежных деталей, регулировки и т. д. При проведении операций технического обслуживания не требуются демонтаж арматуры, ее разборка, пневмогидравлические испытания и т. д.

Линейная запорная арматура — наиболее ответственный компонент линейной части магистральных трубопроводов, поэтому должны быть приняты необходимые меры по организации постоянного тщательного надзора за исправностью арматуры, а также за своевременным проведением ее периодической ревизии и технической диагностики .

Периодическая ревизия и техническая диагностика запорной арматуры. При техническом обслуживании магистральных трубопроводов проводят технический надзор и в рамках его периодическую ревизию (освидетельствование) и все шире техническую диагностику линейной запорной арматуры.

Технический надзор осуществляется специальными службами трубопроводных транспортных организаций (инженерными центрами, группами, бригадами).

Основная задача, решаемая в рамках технического надзора, — обеспечение безопасности и надежности эксплуатации магистрального трубопровода, осуществляемое надзором за его техническим состоянием и условиями эксплуатации, проведением ревизий и освидетельствований его компонентов, выполнением диагностики с использованием средств неразрушающего контроля, определением механических свойств металла и сварных соединений, исследованиями структуры и химического состава металла, проверкой соответствия материалов нормативным требованиям и т. д.

Периодическая ревизия остается основным методом контроля безопасной эксплуатации магистральных трубопроводов, проводится службой технического надзора. Результаты ревизии служат основанием для оценки состояния трубопровода и возможности его дальнейшей эксплуатации.

Как правило, ревизии трубопроводов должен быть приурочен планово-предупредительный ремонт линейной запорной арматуры. Сроки проведения ревизии должны обеспечивать безопасную, безаварийную эксплуатацию трубопровода и запорной арматуры и не должны быть реже сроков, указанных в соответствующей НТД.

При проведении ревизии особое внимание следует уделять участкам и арматуре, работающим в особо сложных условиях, где наиболее вероятен максимальный износ трубопровода и арматуры, вследствие эрозии, коррозии, вибрации и других причин.

К таким относятся участки, где изменяется направление потока (отводы, тройники, дренажные устройства), а также участки трубопроводов перед арматурой и после нее. Приступать к ревизии следует только после выполнения необходимых подготовительных работ, предусмотренных действующими инструкциями по организации и безопасному проведению ремонтных работ.

Проведение периодической ревизии линейной запорной арматуры осуществляется в соответствии с плановым техническим обслуживанием и ремонтом магистрального трубопровода.

Техническая диагностика становится базовым методом определения исправного состояния как магистральных трубопроводов, так и линейной запорной арматуры. Реализация технической диагностики запорной арматуры позволяет перейти от ее планово-предупредительного ремонта к ремонту по техническому состоянию.

Сроки диагностики трубопроводов и арматуры совпадают. По результатам контроля технического состояния осуществляется поиск мест и определение причин отказа, а также дается прогноз технического состояния запорной арматуры.

Прогнозирование технического состояния линейной запорной арматуры должно осуществляться с заданной вероятностью на предстоящий интервал времени:

— по основной функции: герметичности в затворе;
— по дополнительным функциям: передаче движения запорному органу, герметичности по отношению к внешней среде и указанию положения запорного органа.
Линейная арматура в большинстве своем имеет автоматизи¬рованный привод, что определяет проведение диагностики его технического состояния в рамках функции передачи движения запорному органу.

Виды технического обслуживания линейной запорной арматуры. В рамках технического надзора за арматурой различают два вида ее технического обслуживания.

ТО-1 — основные операции, выполняемые в статических условиях: визуальный осмотр запорной арматуры и привода для установления целостности конструкций и их составных частей; выявление внешней негерметичности корпусных деталей, сварных и фланцевых соединений, сальникового узла и т. д., нарушений антикоррозионных и изоляционных покрытий; устранение обнаруженных дефектов.

При оценке внешней герметичности корпусных деталей, сварных, неподвижных и подвижных соединений арматуры утечка жидких углеводородов выявляется визуально, утечка газообразных углеводородов часто выявляется смачиванием подозреваемых мест мыльным раствором (в местах просачивания газа образуются мыльные пузыри).

ТО-2 — основные операции, осуществляемые в дополнение к операциям ТО-1 в условиях ограниченного действия (перемещений затвора в положения «открыт-закрыт»): проверить плавность хода шпиндельного узла и других подвижных элементов конструкции; провести смазку трущихся поверхностей; осуществить, при необходимости, поднабивку сальника; выполнить, если это предусмотрено ТУ на эксплуатацию, диагностику технического состояния арматуры: по герметичности затвора, по результатам осмотра и тестовой оценки уплотнений деталей затвора, а также разъемных соединений, корпусных деталей, сварных соединений, деталей, узлов и привода системы передачи движения запорному органу.

Подвижность ходовой части запорной арматуры проверяется перемещением клина, шибера, пробки, диска затвора на полную величину. Ход шпинделя в линейных задвижках должен быть плавным, а затвор при закрывании или открывании арматуры должен перемещаться без заедания. Для оценки герметичности в затворе при его закрытии линейную арматуру следует закрывать регламентированным усилием.

Для сохранения герметичности и подвижности соединения «корпус — пробка» линейных кранов необходимо периодически смазывать пробку и седла.

В кранах со смазкой в лубрикаторе всегда должен находиться запас густой смазки, которая периодически подается поджимом винта лубрикатора в зону контакта уплотнений пробки и седел. В кранах с пневмоприводом должна своевременно производиться смазка шарнирных соединений, штока.

В линейных задвижках с выдвижным шпинделем должна осуществляться смазка резьбы шпинделя. Необходимо смазывать также узел бурта гайки шпинделя, где обычно расположены упорные подшипники.

При надзоре за арматурой с сальниками особое внимание следует обращать на состояние набивочных материалов (качество, размеры, правильность укладки в сальниковую камеру). Сальники кранов должны затягиваться умеренно, чтобы не создавалось чрезмерно большое трение в соединении пробки с седлами корпуса.

Сальники следует подтягивать равномерно без перекоса грундбуксы. Для обеспечения герметичности сальникового уплотнения необходимо следить за состоянием уплотнительных поверхностей штока и шпинделя.

Прокладочный материал для уплотнения соединений корпусных деталей следует выбирать с учетом давления, температуры и химического воздействия на него транспортируемой углеводородной среды.

Линейная запорная арматура должна быть контроле-пригодной, как по конструкции арматуры, так и ее привода, для выполнения установленного ТУ на эксплуатацию перечня диагностических работ.

11.110. При текущем ремонте вентиляционного оборудования производится техническое обслуживание и, кроме того:

- подрегулировка вентиляционных систем при нарушении заданных параметров.

11.111. При капитальном ремонте вентиляционного оборудования производится полный текущий ремонт, кроме того:

- ремонт или замена вала вентилятора;

- ремонт кожуха вентилятора;

- замена изношенных подшипников качения;

- статическая балансировка ротора на специальном приспособлении;

- ремонт конструктивных элементов, теплоизоляции вентиляционных камер с заменой при необходимости утепленных клапанов, дверей, дроссель-клапанов, шиберов, задвижек, механизмов и приводов;

- замена непригодных для эксплуатации воздуховодов, местных отсосов, зонтов, дефлекторов, калориферов и других комплектующих и конструктивных элементов и узлов вентиляционных систем;

- очистка камер, оборудования, устройства местных отсосов, укрытий, воздуховодов от пыли, грязи, шлама, отслоившейся краски;

- окраска всего оборудования, помещений вентиляционных камер;

- сборка системы, опробование отдельных узлов и системы в целом, проведение испытаний и наладка.

11.112. Периодичность ремонта вентиляционного оборудования принимается следующая: текущего - один раз в год; капитального - в сроки, предусмотренные паспортами оборудования заводов-изготовителей, за исключением вентиляционных систем окрасочных камер, капитальный ремонт которых следует производить один раз в 4 года.

Эксплуатация общего и взрывозащищенного электрооборудования и электроосвещения

11.113. Эксплуатация электрооборудования газонаполнительных станций должна осуществляться в соответствии с «Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей» и «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок, потребителей» (ПТЭ и ПТБ).

11.114. К эксплуатации электрооборудования ГНС, ГНП, АГЗС допускаются лица, имеющие непросроченное удостоверение о проверке знаний ПТЭ и ПТБ и «Правил безопасности в газовом хозяйстве», знающие требования настоящих Правил, а также инструкций заводов-изготовителей электрооборудования.

11.115. Приказом по предприятию газового хозяйства или ГНС, ГНП, АГЗС из числа специально подготовленного электротехнического персонала руководителей и специалистов должно быть назначено лицо, ответственное за эксплуатацию всего электрохозяйства ГНС, ГНП, АГЗС. Обязанности ответственных лиц по выполнению требований настоящих Правил устанавливаются должностными инструкциями, утвержденными руководителями предприятия.

11.116. В помещении, отведенном для дежурного персонала, следует иметь:

- эксплуатационный журнал для записи приема и сдачи смены, результатов выполнения переключений и выполнения работ по устранению неисправностей, регистрации выдачи ключей от трансформаторной подстанции, электрощитовой, помещений КИП;

- эксплуатационные схемы электроустановок и электроснабжения предприятия;

- журнал проверки знаний;

- приказ администрации о допуске к единоличному осмотру электроустановок (список лиц) и перечень работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации без наряда.

11.117. Осмотр электрооборудования и электропроводки должен производиться:

- в начале каждой рабочей смены обслуживающим персоналом, дежурным электриком;

- еженедельно лицом, ответственным за электрохозяйство предприятия.

Результаты осмотров записываются в эксплуатационный журнал.

(Новая редакция, Изм. № 1).

11.118. Эксплуатационным электротехническим персоналом ГНС согласно инструкции, но не реже одного раза в неделю должен производиться осмотр электрооборудования и электропроводок (сетей) и результаты записываться в эксплуатационный журнал.

При осмотре необходимо проверить:

- состояние вводов и кабелей в электрооборудование;

- окраску, крепление труб, отсутствие люфта в местах присоединения (крышки фитингов должны быть завернуты до отказа);

- наличие болтов, крепящих элементов оболочки предупредительных и эксплуатационных надписей:

- наличие предусмотренных пломб;

- отсутствие трещин, сколов, вмятин на оболочке;

- целостность стеклянных колпаков светильников;

- работу вентиляции помещений щитовой и КИП;

- температуру отдельных узлов электрооборудования.

12. ПРОМЕЖУТОЧНЫЕ СКЛАДЫ БАЛЛОНОВ (ПСБ)

12.1. Промежуточные склады баллонов должны быть обеспечены:

- инструкциями по обращению с наполненными и порожними баллонами и их хранению как в помещениях, так и на открытой площадке;

- огнетушителями ОХВП или ОУБ из расчета два огнетушителя, ящик с песком (0,5 м3) и две лопаты на 200 м2 территории склада, а также пожарным щитом с инвентарем. Здание промежуточного склада должно быть оборудовано молниезащитой.

12.2. На дверях помещения ПСБ должны быть предупредительные таблички, запрещающие вход в помещение посторонних лиц, курение и пользование открытым огнем.

12.3. Наполненные и порожние баллоны должны складываться и храниться раздельно, а места их размещения должны быть обозначены соответствующими табличками (надписями).

12.4. В помещении ПСБ нельзя хранить баллоны с другими газами.

12.5. Температура воздуха в складе не должна превышать +35 °С. Для снижения температуры воздуха в складе необходимо производить охлаждение его путем полива полов водой и сквозным проветриванием.

12.6. Текущий и капитальный ремонт здания ПСБ должны проводиться по мере необходимости.

13. ЭКСПЛУАТАЦИЯ УСТРОЙСТВ АВТОМАТИКИ, ТЕЛЕМЕХАНИКИ И АВТОМАТИЗИРОВАННЫХ СИСТЕМ УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ПРОЦЕССАМИ ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ

13.1. Устройства автоматики и телемеханики (АТ) и комплекс технических средств автоматизированных систем управления (КТС АСУ) в системах газового хозяйства предназначены для повышения надежности работы газораспределительных сетей и отдельных объектов газового хозяйства за счет обеспечения дистанционного контроля параметров работы газораспределительных сетей, контроля состояния объектов и управления работой оборудования этих объектов.

13.2. Средства АТ и КТС АСУ должны обеспечивать автоматическое измерение, регулирование или стабилизацию технологических параметров и безопасность работы объектов газового хозяйства и газифицированных агрегатов, а в случае выхода контролируемых параметров за технологически допустимые пределы работы - отключать объект, прекращать подачу газа.

13.3. По мере совершенствования средств АТ и КТС АСУ, а также структуры управления возможен переход к автоматическому управлению объектами газового хозяйства.

13.4. Устройства АТ и КТС АСУ перед вводом в эксплуатацию должны пройти наладку и приемные испытания.

13.5. Наладочные работы может выполнять обученный персонал эксплуатационной организации, прошедший проверку знаний по данному виду работ и допущенный к их выполнению, или по договору специализированная наладочная организация.

13.6. При выполнении наладочных работ специализированной организацией она после ввода устройств АТ и КТС АСУ в эксплуатацию должна представить технический отчет (акт) о наладочных работах с таблицами, графиками, табуляграммами и другими материалами, отражающими установленные и фактически полученные данные по настройке и регулировке устройств, с описанием и чертежами всех изменений (схем или конструктивных), которые были внесены в стадии наладки, а также следующие документы:

- проектную документацию, скорректированную по результатам наладки;

- заводскую документацию, эксплуатационные инструкции и паспорта на оборудование и аппаратуру;

- протоколы наладки и испытаний;

- производственные инструкции для обслуживающего персонала по эксплуатации АТ и КТС АСУ.

13.7. Приемка выполненных монтажно-наладочных работ и разрешение на эксплуатацию оформляются актом, подписанным представителями предприятия (или вышестоящей организации), где установлены средства АТ и КТС АСУ, и представителями организаций, производивших монтаж и наладку этих устройств.

13.8. В случае, когда на предприятии нет специально обученного персонала по обслуживанию устройств АТ и КТС АСУ (впредь до его подготовки), приемку работ у специализированной организации производит специалист организации, взявшей на себя обслуживание по договору.

13.9. При вводе в эксплуатацию устройств АТ и КТС АСУ на объектах, подлежащих контролю Госгортехнадзора России, обязательно участие представителя местных органов Госгортехнадзора России в работе приемочной комиссии.

13.10. После окончания наладочных работ и индивидуального опробования должно быть проведено комплексное опробование устройств АТ и КТС АСУ в течение не менее 72 ч с составлением акта в соответствии с указаниями главы СНиП по приемке в эксплуатацию законченных строительством предприятий, зданий и сооружений.

Организации, монтирующие и производящие наладку устройств АТ и КТС АСУ, по требованию заказчика обязаны принимать участие в комплексном опробовании устройства АТ и КТС АСУ совместно с работой технологического оборудования.

13.11. Устройства АТ и КТС АСУ эксплуатирует персонал предприятия газового хозяйства, специально обученный и допущенный к таким работам. Допускается эксплуатация АТ и КТС специализированными организациями по договору.

13.12. Персонал, осуществляющий обслуживание и ремонт устройств АТ и КТС АСУ, должен знать газовое оборудование, которое непосредственно взаимодействует с устройствами АТ и КТС АСУ, и сдать экзамен на знание «Правил безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей» и «Правил безопасности в газовом хозяйстве».

13.13. Находящиеся в эксплуатации устройства АТ и КТС АСУ должны быть постоянно включены в работу, за исключением тех, которые по своему функциональному назначению могут быть отключены при неработающем технологическом оборудовании.

Особое внимание должно быть обращено на контроль питания устройств аварийной и предупредительной сигнализации на работающих объектах, а также на исправность предохранителей автоматов и цепей управления этих устройств.

Включение и отключение устройств АТ и КТС АСУ, находящихся в ведении оперативно-диспетчерского персонала, производятся только с его разрешения с обязательной фиксацией этого факта в эксплуатационном журнале.

Во избежание возможности доступа посторонних к устройствам АТ и КТС АСУ они должны быть надежно закрыты и опломбированы, о чем должна быть сделана соответствующая запись в эксплуатационном журнале (сохранность пломб проверяет при приемке и сдаче дежурства оперативный персонал).

Вскрытие устройства может производить персонал, их обслуживающий, или оперативно-диспетчерский персонал с обязательной записью в эксплуатационном журнале.

13.14. Щиты, панели и пульты управления АТ и КТС АСУ должны иметь со стороны доступа к ним хорошо видимые надписи, указывающие их назначение в соответствии с едиными диспетчерскими наименованиями, а установленная на них аппаратура - надписи или маркировку согласно схемам.

Проводники, присоединенные к рядам зажимов, а также к зажимам устройств и приборов, должны иметь маркировку согласно схемам.

Контрольные кабели должны иметь маркировку на концах, в местах разветвления и пересечения потока кабелей, при переходе сквозь стены и потолки, а также по трассе через 50 - 70 м. Концы свободных жил кабелей должны быть изолированы.

13.15. На объектах, где установлены устройства АТ и КТС АСУ, должны быть:

- совмещенные принципиальные и монтажные схемы устройств с обозначением маркировок клеммников, вводов электросети, кабельных проводок, линий связи и заземления;

- монтажная схема размещения оборудования на объекте с обозначением внешних соединений устройств и импульсных проводок, начиная с мест их врезки в технологические трубопроводы, нахождения запорной арматуры и органов управления (на схеме должны быть указаны их положения, соответствующие различным режимам работы технологического оборудования).

13.16. На диспетчерском пункте, оборудованном средствами АТ и КТС АСУ, должны быть:

- структурная схема устройств АТ и КТС АСУ с указанием объектов, на которых они размещены, и схема организаций линий связи;

- принципиальная схема средств АТ и КТС АСУ, установленных в диспетчерском пункте, с обозначением клеммников, вводов электросети, линий связи и заземлений;

- монтажная схема размещения устройств на диспетчерском пункте с обозначением внешних соединений, кабельной разводки, электропроводки, клеммников, вводно-коммутационной аппаратуры, их положения при различных режимах работы;

- комплект технической документации на весь комплекс АТ и КТС АСУ;

- комплект эксплуатационной документации (эксплуатационный журнал, журнал отказов и неисправностей, график технического обслуживания, регламентных и ремонтных работ, кабельный журнал, паспорта на оборудование и приборы).

Текущий ремонт запорной арматуры

- устранение дефектов, выявленных при техническом обслуживании;

- замену износившихся и поврежденных крепежных болтов (при замене болтов следует соблюдать порядок попарной замены диаметрально противоположных болтов соединения);

- ремонт приводного устройства задвижек;

- окраску газовой арматуры (при необходимости).

2.20.3. При текущем ремонте арматуры в колодце следует дополнительно выполнять следующие виды работ:

- ремонт стен колодца, закрепление скоб (лестниц);

- уплотнение футляров газопроводов;

- проверку состояния компенсаторов (стяжные болты должны быть сняты).

- очистка от грязи крышки ковера, при необходимости - покраска;

- устранение перекосов крышки ковера, оседания ковера;

- ремонт отмостки ковера (при необходимости);

- откачка воды из ковера, удаление грязи;

- проверка защитного покрытия штока крана, при необходимости - восстановление;

- проверка целостности уплотнительного кольца крышки штока крана, при необходимости - замена.

2.20.5. При текущем ремонте гидрозатворов выполняются следующие виды работ:

- проверка герметичности резьбовых соединений гидрозатворов мыльной эмульсией;

- смазка резьбы пробок кранов и установка их с подмоткой льняной пряди;

- устранение повреждений оголовков стояков гидрозатворов;

- наращивание или обрезка стояков гидрозатворов, если их выводы излишне занижены или выходят за пределы крышек ковера (при невозможности опустить или поднять ковер);

- временное ограждение и наращивание стояков гидрозатворов во время возможного затопления их талыми водами (в низменных местах);

- растворение льда в стояках гидрозатворов специальными растворителями (метанол, технический спирт и др.) с последующим удалением конденсата;

- замена неисправных кранов и других деталей гидрозатворов на исправные при невозможности устранить дефекты на месте.

Читайте также: