Газоизмерительные станции (СТО Газпром 2-3.5-454-2010)

  Главная      Учебники - Газпром     СТО Газпром 2-3.5-454-2010 (ПЭМГ)

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  1  2  3  4  5  6  7  8  9  10    ..

 

 

 

10  Газоизмерительные станции (СТО Газпром 2-3.5-454-2010)

 

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 обеспечиваетинтеграцию 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.

 

10.2         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.

 

 

 

10.3         Техническое обслуживание и ремонт

 

10.3.1    Периодичность и содержание работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования устанавливают в соответствии с Инструкциями, разрабатываемыми в Филиале ЭО на основе инструкций по эксплуатации производителей оборудования ГИС.

При текущем ремонте проверяют техническое состояние основных составных частей с устранением обнаруженных неисправностей и выполнением регулировочных работ.

При капитальном ремонте производят замену основных узлов и деталей оборудования.

10.3.2    Ответственность за качество технического обслуживания и ремонта несут руководители соответствующих подразделений и служб ЭО.

10.3.3    Оборудование ГИС после ремонта проверяют под нагрузкой, СИ калибруют, а подлежащие поверке – поверяют.

10.3.4    Работы, выполненные по ремонту основного оборудования, принимает руководство ЭО  по акту, к которому приложена исполнительная техническая документация (ремонтная документация и/или документация на работы по модернизации и реконструкции, намеченные к выполнению в период ремонта).

10.3.5    Для оценки технического состояния оборудования и коммуникаций ГИС необходимо проводить проверку технического состояния надземных и подземных газопроводов по программам, разработанным ЭО, с учетом рекомендаций, выданных по результатам проведения комплексной диагностики оборудования ГИС.

10.3.6    Комплексное диагностическое обследование технического состояния оборудования ГИС, эксплуатирующихся более 20 лет, проводят независимо от условий эксплуатации, назначения и конструктивного исполнения.

10.3.7    Комплексное диагностическое обследование ГИС включает оперативную диагностику и обследование ГИС с использованием методов и средств неразрушающего контроля.

10.3.8    Периодичность проведения комплексного диагностического обследования не менее пяти лет.

 

10.4         Техническая документация

 

10.4.1    ЭО  обеспечивает  на ГИС наличие  технической документации:

-                  технический паспорт ГИС, оформленный в соответствии с требованиями  НД;

-                  акт отвода земельного участка площадки ГИС;

-                  акт приемки газопровода-отвода и ГИС, исполнительная техническая документация;

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

-                  планы прокладки кабельных трасс и трубных проводок;

-                  строительные чертежи зданий и сооружений;

-                  положение (порядок) по технической эксплуатации ГИС;

-                  другую НД, установленную ЭО.

10.4.2    Непосредственно на ГИС используют и имеют в наличии техническую документацию:

-        технологическую схему ГИС, включая узел подключения;

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

-        паспорта измерительно-вычислительных комплексов, применяемых на ГИС;

-        схемы ИТ с указанием длин прямых участков и типов местных сопротивлений, а также мест врезки пробоотборных устройств и термометров;

-        акты измерения внутренних диаметров ИТ;

-        акты установки диафрагм;

-        паспорта (свидетельства) на диафрагмы;

-        технические описания и/или инструкции по эксплуатации применяемых СИ и технологического оборудования;

-        методики поверки применяемых СИ, сертификаты/свидетельства калибровки (поверки);

-        свидетельства о поверке рабочих эталонов (образцовых СИ), применяемых на ГИС;

-        акты (протоколы) проверок состояния учета газа на ГИС;

-        суточные, месячные акты сдачи-приемки и паспорта ФХП газа;

-        оперативный журнал учета режимов работы и состояния оборудования ГИС;

-        ПЛА, утвержденный руководством Филиала ЭО;

-        другую нормативную, оперативную и техническую документацию согласно утвержденного руководством Филиала ЭО перечня.

10.4.3    Ответственный за эксплуатацию ГИС проверяет (не реже одного раза в квартал) полноту и правильность ведения оперативной документации, своевременность устранения  выявленных недостатков и внесения необходимых изменений.

 

 

 

 

 

 

 

11  Электроустановки (СТО Газпром 2-3.5-454-2010)

 

11.1         Общие требования

 

11.1.1    Персонал, обслуживающий электроустановки МГ, в своей работе руководствуется НД, необходимой для обеспечения надежной и безопасной эксплуатации закрепленного за ним оборудования. При наличии особых условий эксплуатации электроустановок, составляют местные инструкции, утвержденные руководством ЭО. В разработанных местных инструкциях не допускают ослабление требований НД и настоящего стандарта.

11.1.2    Ответственный за энергохозяйство объекта МГ ежедневно просматривает оперативную документацию и принимает соответствующие меры по устранению выявленных дефектов в работе оборудования.

 

11.2         Организация эксплуатации электроустановок

 

11.2.1    В ЭО (Филиалах ЭО) приказом  назначают ответственных за энергохозяйство, а также  их  заместителей.

11.2.2    Эксплуатацию электроустановок на объектах МГ осуществляют службы энергоснабжения Филиалов ЭО и/или Специализированные организации на договорной основе. Эксплуатацию электрооборудования ЭХЗ и вдольтрассовых ЛЭП осуществляют службы защиты от коррозии Филиалов ЭО.

11.2.3    Персонал, обслуживающий электроустановки объектов МГ, дополнительно обучают правилам безопасности при выполнении работ в газоопасных условиях и допускают к работе только после проверки знаний специальной комиссией.

11.2.4    Дежурный персонал, осуществляющий оперативное управление электроустановками, находится в оперативном подчинении дежурного диспетчера объектов МГ. Дежурный персонал электростанций собственных нужд находится в оперативном подчинении диспетчера энергосистемы только в части управления режимами параллельной работы с энергосистемой.

11.2.5    Диспетчер (сменный инженер) объекта МГ, дающий распоряжения оперативному персоналу и участвующий в оперативных переключениях, должен иметь квалификационную группу по электробезопасности не ниже IV в электроустановках до   1000 В и не ниже V в электроустановках свыше 1000 В; начальник КЦ электроприводной КС – квалификационную группу по электробезопасности не ниже V; начальник газотурбинного цеха, инженеры по ремонту и эксплуатации – группу по электробезопасности не ниже III.

11.2.6    График плановых ремонтов составляет ответственный за энергохозяйство объектов МГ, который утверждает главный инженер (технический руководитель) Филиала ЭО.

11.2.7    Оперативные переключения в электроустановках напряжением до и  выше 1000 В осуществляют в соответствии с  ПОТ Р М-016-2001 РД 153-34.0-03.150-00 [51].

Перечень сложных переключений утверждает технический руководитель объектов МГ в соответствии с  Правилами [21].

11.2.8    Диагностику электрооборудования  проводят в соответствии с  НД              ОАО «Газпром». При обнаружении дефектов в процессе эксплуатации/профилактических испытаний необходимость внеочередных капитальных/текущих ремонтов электрооборудования определяет ответственный за энергохозяйство объекта МГ в соответствии с СТО Газпром РД 39-1.10-083.

11.2.9   Электрооборудование, находящееся в резерве, периодически подвергают опробованию по графику, утвержденному ответственным за энергохозяйство, но не реже двух раз в год. Работоспособность аварийных электростанций проверяют периодически (один раз в месяц на холостом ходу) и кратковременно с номинальной нагрузкой (два раза в год) в соответствии с  РД 51-0158623-06-95 [52].

11.2.10      Ответственный за энергохозяйство Филиала ЭО составляет для каждой электроустановки утверждаемые и пересматриваемые не реже 1 раза в 2 года однолинейные схемы электрических соединений для всех напряжений при нормальных режимах работы оборудования. Информацию об изменениях в схемах доводят до всех работников, которым обязательно знание данных схем, с записью в журнале учета работ по нарядам и распоряжениям. Изменение в исполнительных электрических схемах установок напряжением выше 1000 В утверждает ответственный за энергохозяйство объекта МГ.

11.2.11      Оборудование аварийной  электростанции  поддерживают в состоянии, обеспечивающем ее автоматический запуск при исчезновении основного питания в соответствии с РД 51-0158623-06-95 [52].

11.2.12       Для аварийных электростанций на объекте предусматривают пополняемый двухсуточный запас топлива в зонах с умеренным климатом и десятисуточный – в зонах холодного климата.

 

11.3         Техническая документация

 

11.3.1    Ответственный за энергохозяйство объекта МГ использует следующую техническую документацию:

-                 генеральный план участка с нанесением всех электроустановок и электрических коммуникаций;

-                 технический паспорт электроустановок, отчеты и акты по испытаниям и ремонтам, в т.ч. в электронном виде согласно Регламенту [2], Концепции [3];

-                 исполнительные схемы первичных и вторичных соединений;

-                 инструкции должностные и производственные по обслуживанию оборудования;

-                 однолинейные схемы электрических сетей ЛЭП и подстанций;

-                 паспорта на взрывозащищенное оборудование и установки;

-                 другая документация, предусмотренная Правилами [21], СТО Газпром РД 39-1.10-083, ВРД 39-1.10-071-2003 [53], РД 51-0158623-06-95 [52].

11.3.2    Оперативный персонал на рабочих местах (на электростанциях, подстанциях, в распределительных устройствах и др.) использует следующую техническую документацию:

-       оперативную схему;

-       оперативный журнал;

-       бланки нарядов-допусков на производство работ в электроустановках;

-       бланки переключений;

-       ведомости показаний контрольно-измерительных приборов;

-       перечень работ, выполняемых в порядке оперативного обслуживания;

-       журнал или картотека дефектов и неисправностей на электрооборудовании;

-       журнал учета производственного инструктажа;

-       журнал учета противоаварийных тренировок;

-       журнал релейной защиты, автоматики и телемеханики и карты установок релейной защиты и автоматики;

-       журнал распоряжений;

-       журнал учета работ по нарядам и распоряжениям;

-       журнал учёта производственного инструктажа;

-       журнал учёта противоаварийных тренировок;

-       списки лиц, имеющих право единоличного осмотра электроустановок;

-       списки лиц, имеющих право отдавать оперативные распоряжения;

-       списки лиц, ответственных дежурных энергосберегающей организации;

-       перечень работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации;

-       перечень работ, выполняемых самостоятельно по оперативному обслуживанию на закрепленном участке.

В зависимости от местных условий объем оперативной документации дополняют по решению главного инженера (технического руководителя) объекта МГ или ответственного за энергохозяйство в пределах требований Правил [21] .

11.3.3    Сосуды, работающие под давлением, и грузоподъемные механизмы, расположенные на электростанции, эксплуатируют в соответствии с ПБ 03-576-03 [44].

На основном электрооборудовании электростанций (двигателях, генераторах, трансформаторах), а также на электродвигателях и другом вспомогательном оборудовании должны быть таблички производителя оборудования с номинальными данными согласно технической документации.

 Основному и вспомогательному оборудованию электроустановок, присваивают оперативные наименования. Вспомогательному оборудованию присваивают оперативное наименование с порядковым номером  основного оборудования с добавлением букв А, Б, В.

 

11.4         Требования безопасности при эксплуатации электроустановок

 

11.4.1   Работы в действующих электроустановках проводят в соответствии с          ПОТ Р М-016-2001, РД 153-34.0-03.150-00 [51] с учетом предусмотренных организационных и технических мероприятий, обеспечивающих безопасность.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  1  2  3  4  5  6  7  8  9  10    ..