Организация эксплуатации и обслуживания

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

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

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

9.2.4 Распределение обязанностей по техническому обслуживанию оборудования, узлов и систем ГРС между службами/участками Филиала ЭО определяют положениями о службах/участках, включающих в себя раздел о взаимоотношениях между ними, и разрабатываемых на основании типовых положений о службах/участках ЭО.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Техническое обслуживание

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

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

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

- работоспособности и исправности состояния узлов и систем ГРС;

- режимов работы ГРС;

- загазованности помещений;

- отсутствия утечек;

- связи с диспетчером Филиала ЭО;

- сигнализации на ГРС и в доме оператора;

- охранной зоны ГРС, газопровода низкого давления в пределах территории ГРС и на дом оператора;

- исправности зданий и сооружений, подъездных дорог.

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

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

Ремонт

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

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

- текущий ремонт;

- капитальный ремонт.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Техническое диагностирование

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

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

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

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

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

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

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

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

Техническая документация

9.6.1 Служба ГРС использует в работе следующую техническую документацию:

- акт приемки газопровода-отвода и ГРС;

- исполнительную техническую документацию;

- проектную документацию на ГРС;

- технологическую схему ГРС;

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

- технический паспорт ГРС в соответствии с приложением Х;

- паспорта на оборудование, приборы и инструкции производителей;

- инструкции по эксплуатации ГРС;

- Положение по технической эксплуатации ГРС;

- НД по измерению и расчету расхода газа;

- другую НД.

9.6.2 Непосредственно на ГРС используют следующую документацию:

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

- технологические схемы узлов станции;

- принципиальные схемы систем ГРС;

- однолинейную схему электроснабжения;

- инструкцию по эксплуатации ГРС;

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

- оперативный журнал ГРС;

- журнал учета расхода и количества газа;

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

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

- оперативную документацию, установленную Филиалом ЭО;

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

- ПЛА;

- список телефонных номеров.

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

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

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

Требования безопасности при эксплуатации газораспределительных станций

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

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

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

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

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

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

Газоизмерительные станции

10.1 Общие требования

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

10.1.2 ГИС устанавливают на обводном газопроводе ЛЧ МГ.

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

10.1.4 В состав ГИС входят:

- технологическая часть;

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

- системы энергоснабжения, ЭХЗ, связи и жизнеобеспечения;

- здания и сооружения.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

10.1.6 ПТК автоматизации ГИС включает следующие системы:

- автоматизированную систему учета расхода газа АСУРГ ГИС;

- САУ технологическим оборудованием и вспомогательными системами жизнеобеспечения САУ ГИС.

10.1.6.1 АСУРГ ГИС выполняет следующие функции:

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

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

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

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

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

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

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

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

10.1.6.2 САУ ГИС выполняет следующие функции:

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

- автоматическое включение и отключение рабочих и резервных ИТ;

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

- защиту от несанкционированного доступа к функциям и информации ГИС;

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

ПТС автоматизации ГИС обеспечивает информационное взаимодействие:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Помещения ГИС оборудуют системой сигнализации несанкционированного доступа.

Организация эксплуатации

10.2.1 Эксплуатацию и техническое обслуживание оборудования ГИС осуществляет Филиал ЭО:

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

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

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

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

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

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

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

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