Установка воздушного охлаждения газа

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

7.6.2 Запрещен пуск КЦ вэксплуатацию без ввода в работу АВО газа, если она предусмотрена проектом.

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

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

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

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

7.6.7 Техническое обслуживание АВО газа включает:

- внешний осмотр оборудования, опорных конструкций и коммуникаций;

- периодическую очистку наружных поверхностей теплообменных секций;

- проверку целостности теплообменных секций;

- контроль перепада давлений газа на установке;

- контроль работы вентиляторов;

- контроль вибрации приводных электродвигателей;

- контроль сопротивления изоляции электродвигателей;

- контроль и регистрацию температуры газа на выходе установки;

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

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

Системы топливного, пускового и импульсного газа

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

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

7.7.3 При эксплуатации систем топливного, пускового и импульсного газа:

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

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

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

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

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

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

- регенерируют или заменяют реагенты осушителей импульсного газа;

- контролируют работу подогревателей газа и температуру газа после редуцирования;

- измеряют и регистрируют расход газа на собственные нужды КС;

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

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

- контролируют работоспособность системы пожарной сигнализации.

Система маслоснабжения

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

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

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

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

- других масел – не менее двухмесячного расхода.

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

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

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

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

7.8.7 Наряду со стационарными системами маслоснабжения применяют передвижные маслозаправочные установки.

Техническое диагностирование

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

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

7.9.3 Техническое диагностирование оборудования и трубопроводов КС проводят Специализированные организации.

7.9.4 Комплекс диагностических мероприятий включает в себя:

- диагностические обследования;

- периодические контрольные измерения;

- расширенные диагностические обследования;

- экспертиза промышленной безопасности оборудования;

- мониторинг состояния оборудования и технологических трубопроводов;

- выборочный контроль качества монтажа технологических трубопроводов;

- проверку работоспособности опор.

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

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

7.9.7 Внутритрубное диагностирование технологических трубопроводов газа КС включает:

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

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

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

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

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

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

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

Техническая документация

7.10.1 На КС используют следующую техническую документацию:

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

- технологический регламент по эксплуатации КС;

- должностные инструкции;

- инструкции по охране труда по профессиям и видам работ;

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

- инструкции по пожарной безопасности;

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

- эксплуатационные и ремонтные формуляры;

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

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

- ПЛА;

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

- перечень газоопасных работ;

- перечень огневых работ;

- протоколы (акты) проверки защит оборудования и установок;

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

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

- маршруты обхода оборудования и установок.

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

- оперативный журнал;

- журнал распоряжений;

- журнал учёта вынужденных и аварийных остановов;

- журнал контроля масла;

- журнал учета турбинного масла;

- журнал регистрации работ;

- журнал регистрации газоопасных и огневых работ;

- журнал регистрации газоопасных работ без оформления наряда-допуска;

- журнал дефектов основного и вспомогательного оборудования;

- журнал контроля загазованности;

- журнал эксплуатации вентиляционных установок

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

Требования безопасности при эксплуатации компрессорных станций

7.11.1 Ответственным за безопасную эксплуатацию КС является руководитель Филиала ЭО.

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

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

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

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

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

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

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

7.11.7 Основными требованиями безопасности при выводе ГПА в ремонт являются:

- отключение электропитания от исполнительных механизмов;

- приведение ТПА в состояние, обеспечивающее безопасность ремонтных работ;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

7.11.14 Основными требованиями безопасности при разгерметизации нагнетателя являются:

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

- ограждение опасной зоны люков-лазов и полости нагнетателя;

- включение приточно-вытяжной вентиляции;

- периодический контроль загазованности в рабочей зоне.

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

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

Подземные хранилища газа

8.1 Общие требования

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

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

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

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

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

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

Изменение режима эксплуатации ПХГ выполняют по распоряжению ЦПДД.

Организация эксплуатации

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

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

- разработку технологического и технического проектов создания ПХГ;

- бурение скважин;

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

- опытно-промышленную эксплуатацию ПХГ;

- циклическую эксплуатацию ПХГ;

- оформление горного отвода, получение соответствующих разрешений и лицензий.

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

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

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

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

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

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

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

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

8.2.7 Ежегодно после завершения сезона отбора (закачки) силами эксплуатационных служб ПХГ проводить анализ эффективности работы промыслового оборудования всей технологической цепочки «скважина – магистральный газопровод». Результаты исследований и предложения по устранению «узких мест» утверждать на ежесезонных заседаниях Комиссии газовой промышленности по разработке месторождений и исследованию недр.