Характеристика объекта эксплуатации

СОДЕРЖАНИЕ



1 ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНА ЭКСПЛУАТАЦИИ

1.1 Сведения об объекте

1.2 Маршрут прохождения трассы

1.3 Климатические условия

1.4 Географическое расположение

1.5 Антикоррозионная защита газопровода

1.6 Заземление и защитные меры безопасности электроустановок

1.7 Молниезащита и заземление ГРПБ

2 ТРЕБОВАНИЯ К ЭКСПЛУАТАЦИИ

2.1 Организация эксплуатации сетей газораспределения 

2.2 Газоопасные работы

2.3 Организация эксплуатации средств защиты стальных подземных газопроводов от коррозии

2.4 Организация эксплуатации автоматизированных систем управления технологическими процессами

 2.5 Эксплуатационная документация

2.6 Организация оперативно-диспетчерского управления сетями газораспределения

2.7 Мониторинг технического состояния газопроводов

2.8 Техническое обслуживание газопроводов

2.9 Текущий и капитальный ремонты газопроводов

2.10 Удаление конденсата из конденсатосборников и гидрозатворов

2.11 Контроль интенсивности запаха газа в конечных точках сети газораспределения

2.12 Контроль давления газа в сети газораспределения

2.13 Консервация и утилизация (ликвидация) газопроводов

14 Эксплуатация средств электрохимической защиты стальных подземных газопроводов  

15 Эксплуатация пунктов редуцирования газа  

16 Эксплуатация автоматизированных систем управления технологическими процессами  

17 Оперативно-диспетчерское управление сетями газораспределения 






1 ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА ЭКСПЛУАТАЦИИ



1.1 Сведения об объекте



Газопровод межпоселковый от ГРС «Рикасиха» до Северодвинской ТЭЦ-2 предназначен для целей газоснабжения промышленных объектов, жилых домов и объектов социально-бытового назначения г.Северодвинска Архангельской области.  Межпоселковый подземный газопровод высокого давления 1 категории (=1,2 МПа) присоединяется к выходному газопроводу из ГРС «Рикасиха». Поступление газа к ГРС «Рикасиха» осуществляется по газопроводу-отводу от магистральных сетей. 

Общий часовой расход газа по объекту составляет Q=425423,5 /ч, из них для потребления на Северодвинск 399968,5 /ч.

Предусмотрена подземная прокладка газопровода высокого давления I категории диаметром 1020?10,0 мм, 1020?12,0 мм и 720?9,0 мм из стальных труб с наружным двухслойным покрытием на основе экструдированного полиэтилена и надземная прокладка газопровода высокого давления I категории диаметром 720?9,0 мм из стальных труб.

Расчетное давление в точке подключения – 1,2 МПа. Общая протяженность газопровода составляет 17644 м, из них:

– 1020?10,0 – 14100м;

– 1020?12,0 – 654м;

– 720?9,0 – 2830м.

Диаметры распределительных сетей газопровода приняты по результатам гидравлического расчета в соответствии со схемой газоснабжения.

Общий часовой расход газа по объекту составляет Q=425423,5 /ч, из них для потребления на Северодвинск 399968,5 /ч.

Для снижения давления газа, автоматического поддержания выходного давления на заданном уровне, автоматического прекращения подачи газа при аварийном повышении или понижении входного давления, для учета расхода газа в п. Рикасиха предусмотрена установка газорегуляторного пункта блочного ГРПБ №1. Снижение давления газа с высокого I категории ?1,2 МПа на среднее ?0,3 МПа. Расход  газа – 1670 /ч. ГРПБ оборудуются газовым отоплением, боксом для оснащения телеметрией, предусмотрена молниезащита и заземление ГРПБ, ограждение из металлической сетки. 

Для отключения газопровода предусмотрена подземная установка отключающих устройств с выводом редуктора, пневмогидропривода, штока и продувочных свечей в ковер или под люк.

Подземная прокладка производится открытым способом в траншеях. Газопровод, прокладываемый в торфяных и илистых грунтах, укладывается на подготовленное песчаное основание с последующей засыпкой местным грунтом выше образующей газопровода на 20 см с трамбованием боковых пазух. При наличии суглинистых, супесчаных и песчаных почв газопровод укладывается на подготовленное песчаное основание из песка средней крупности толщиной 20 см, присыпкой песком на высоту 20 см с подбивкой пазух с послойным трамбованием через 10-15 см. 



1.2 Маршрут прохождения трассы



Межпоселковый газопровод предусматривается в границах муниципальных образований Архангельской области «Северодвинск» и «Приморский муниципальный район».

Трасса газопровода начинается от ГРС «Рикасиха» далее огибает территорию птицефабрики «Северодвинская», поворачивает на север, выходит к автодороге Архангельск-Северодвинск и далее вдоль дороги следует до ул. Окружной г.Северодвинска до территории Северодвинской ТЭЦ-2.

Полоса газопровода находится в дельтовой зоне р. Северная Двина, что является определяющим в формировании ландшафта территории. По пути следования газопровода вдоль Архангельского шоссе трасса переходит р. Черная. Ручьи Никольский Исток, «Безымянный» и реку Кислая (методом наклонно-направленного бурения). В районе пересечения Архангельского шоссе и ул. Окружной для подключения распределительных сетей г. Северодвинска выполнено ответвление газопровода переходом методом ННБ на левую сторону ул. Окружная. Конечная часть трассы проходит по территории промышленной зоны г.Северодвинска справа и слева от ул. Окружная, где пересекает подъездной железнодорожный путь и несколько автодорог, а также саму улицу закрытым способом метом ННБ.



1.3 Климатические условия



Климат территории суровый, лето короткое и прохладное, зима длинная и холодная, особенно во внутренних районах, на востоке и островах. Климат формируется в условиях малого количества солнечной радиации зимой, под воздействием северных морей и интенсивного западного переноса. Вынос теплого морского воздуха, связанный с прохождением атлантических циклонов, и частые вторжения арктического воздуха с Северного Ледовитого океана придают погоде большую неустойчивость в течение всего года.

Близость моря, наличие многочисленных рек, и особенно болот способствуют большой влажности климата. Среднегодовая относительная влажность воздуха составляет 82%. Наибольшая облачность отмечается в октябре-январе.



1.4 Географическое расположение



Географическое расположение газопровода в обширной дельте крупнейшей реки северо-запада России является определяющим в формировании равнинного рельефа территории, с обилием болот, рек, проток, рукавов. Болота моховые и мохово-травянистые, проходимые и труднопроходимые, глубиной до 3-5 м, чередуются с небольшими массивами лесов. Леса преимущественно смешанные (сосна, ель, береза), значительно заболоченные, труднопроходимые. Долины рек и ручьев, за редким исключение, слабо врезаны. Реки замерзают во второй половине ноября, толщина льда к концу зимы достигает 0,9-13 м, вскрываются в начале мая; уровень воды в половодье поднимается до 3 м, спад начинается в конце мая, межень – с июля. Кроме того, все водотоки находятся под воздействием приливно-нагонных процессов Белого моря. Приливы полусуточные, величиной до 1,0 м.

Полоса газопровода приурочена к заболоченной морской террасе, грунты которой наложены на эродированную поверхность супесчано-суглинистой морены осташковского горизонта. Большая часть трассы проходит по болоту низинного типа с торфяной залежью мощностью до 4 м.

Газопровод имеет переходы через водотоки:

– р. Черная – 0,6 м от устья;

– руч. Никольский исток – 2,0 км от устья;

– руч. Безымянный – 0,5 км от устья;

– р. Кислая – 1,8 км от устья.

Дельта Северной Двины начинается у г. Архангельска. Слева (по направлению стока) она ограничена Никольским рукавом и примыкающей к нему системой мелких протоков (Шихириха, Малкурья и др.), справа – верхней частью корабельного рукава, а затем протоком Кузнечиха, низовой частью Маймаксы и Корабельным устьем.

Длина дельты (по линии Архангельск – о. Кумбыш) 37 км, ширины вдоль морского края 45 км.

Река черная впадает в проток Малкурья с левого берега на 12 км от устья. Длина р. Черная 4,6 км. В нее впадает несколько мелких ручьев. Площадь водосбора 12 . Ширина реки 15-20 м, глубина не превышает 2,0 м.

Ручей Никольский исток впадает в реку Тойнокурка с левого берега на 2 км от устья. Длина руч. Никольский Исток 8 км. В него справа и слева впадает несколько мелких ручьев. Площадь водосбора 19 . Ширина ручья 10 м, глубина не превышает 0,7 м.

Ручей Безымянный впадает в проток Малкурья с левого берега на 4,5 км от устья. Длина руч. Безымянный 2,5 км. В него сбрасывается вода из системы мелиоративных канав. Площадь водосбора 5 . Ширина ручья 10 м, глубина не превышает 1,0 м.

Река Кислая впадает в проток Малкурья с левого берега на 2,3 км от устья. Длина р. Кислая 3,2 км. В нее впадает несколько мелких ручьев. Площадь водосбора 4,8 . Ширина реки 5-10 м, глубина не превышает 1,2 м.


2 ОРГАНИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТИЦИИ ГАЗОПРОВОДА



Опасности газопроводов реализуются через аварии – случайные события, состоящие во внезапной разгерметизации газопровода, сопровождающейся интенсивным истечением газа и высвобождением заключенной в нем энергии в окружающее пространство, способные вызвать как поражения людей, так и нанести определенный материальный ущерб.

Начальную стадию практически любой аварии на газопроводе представляют как разрушительное высвобождение собственного энергетического запаса в виде выброса больших объемов компримированного (сжатого) природного газа. Среди основных механизмов дальнейшего развития аварии, наиболее характерным является распространение взрывоопасных облаков газовоздушной смеси.  

За основные инициирующие аварию события газопровода можно принять:

- повреждение (разгерметизация) газопровода в результате трещины трубопровода (вдоль сварного шва, свища и трещины на поперечном стыке, на потолочном шве, сквозной трещины по поворотному стыку и т.д.);

- разрушение газопровода в результате наружной (в ряде случаев внутренней) коррозии, механического повреждения, дефекта трубы, стыка и т. д.;

- разрушение трубопровода в результате воздействия на них неучтенных нагрузок (нарушения требований проекта или ошибка проекта, силового воздействия оползающих грунтов и др.). 

Наиболее тяжелые последствия имеют аварии газопроводов, сопровождающиеся воспламенением газа.

Характер горения газа и масштабы воздействия пожара на окружающую среду зависят от сочетания большого числа факторов, к основным из которых можно отнести:

- рабочее давление и диаметр газопровода (потенциальный запас энергии, интенсивность выброса газа);

- отклонение оси трубопровода к моменту разрушения от проектного положения;

- плотность грунта засыпки, а также свойства коренного массива грунта (диаметр образовавшегося «котлована», взаимное положение осей концов труб, регулирующее поле газодинамического течения газа).

По каждому факту возникновения аварии и инцидента, произошедших в процессе эксплуатации газопровода, должно проводиться техническое расследование причин их возникновения. По результатам технического расследования владельцами объектов должны разрабатываться организационно-технические мероприятия и приниматься своевременные меры по предупреждению повторения подобных происшествий.



2.1 Виды эксплуатационных работ 



 Для обеспечения безаварийной и бесперебойной транспортировки газа потребителям существуют организации, которые должны обеспечивать содержание газопровода в исправном и работоспособном состоянии путем выполнения комплекса работ.

При технической эксплуатации газопровода должны выполняться следующие виды работ:

– ввод в эксплуатацию законченного строительством газопровода, пунктов редуцирования газа, средств электрохимической защиты от коррозии стальных подземных газопроводов (средств ЭХЗ), средств автоматизированной системы управления технологическим процессом (средств АСУ ТП);

– мониторинг технического состояния газопроводов и пунктов редуцирования газа, которые включают в себя проверку состояния охранных зон, технический осмотр, техническое обследование, оценку технического состояния и техническое диагностирование;

– техническое обслуживание газопровода, пунктов редуцирования газа, средств ЭХЗ и АСУ ТП;

– текущий и капитальный ремонты газопровода, пунктов редуцирования газа, средств ЭХЗ и АСУ ТП;

– проверка наличия и удаление конденсата из конденсатосборников и гидрозатворов;

– контроль интенсивности запаха газа в конечных точках газопроводов;

– контроль давления газа в газопроводе;

– контроль и управление режимами газопровода;

– аварийно-диспетчерское обслуживание объекта. 9

Приказом руководителя эксплуатационной организации назначаются лица, ответственные за соблюдение требований промышленной безопасности, охраны труда, охраны окружающей среды и пожарной безопасности.

Подготовка к эксплуатации газопровода в осенне-зимний период должна обеспечивать надежность и безопасность газопровода и быть закончена до начала отопительного периода.

Организационно-технические мероприятия должны предусматривать выполнение следующих работ:

– поддержание работоспособности запорной арматуры на газопроводах;

– проверка наличия и удаление конденсата из конденсатосборников и гидрозатворов;

– проведение текущего и капитального ремонтов газопроводов, пунктов редуцирования газа и установок ЭХЗ;

– проведение технического диагностирования;

– техническое обследование участков газопроводов на переходах через водные преграды;

– техническое обследования подземных газопроводов, устранение повреждений изоляционных покрытий и сквозных коррозионных повреждений;

– корректировка маршрутных карт обходов трасс газопроводов и планшетов аварийно-диспетчерской службы (АДС);

– подготовка объектов к паводкам;

– обеспечение аварийного запаса труб, оборудования, материалов;

– обеспечение персонала производственных подразделений зимней рабочей одеждой;

– подготовка автотранспорта и строительной техники;

– обеспечение запаса горюче-смазочных материалов в соответствии с нормами, утвержденными руководителем организации;

– подготовка к работе сетей газопотребления в котельных эксплуатационных организаций, обеспечение отопления помещений административных зданий, пунктов редуцирования газа и других зданий эксплуатационной организации, проверка работоспособности систем пожаротушения, водо- и теплоснабжения, электроснабжения, аварийного освещения.



2.2 Газоопасные работы



Газоопасные работы это технологические операции, которые выполняются в загазованной среде или при выполнении которых возможен выход газа.

Газоопасные работы, за исключением регламентных, должны выполняться по наряду-допуску, к ним 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.

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

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 в любое время суток под непосредственным руководством специалиста.

Регламентные работы – работы, выполняемые в процессе эксплуатации с периодичностью и в объеме, установленными нормативными требованиями независимо от технического состояния объектов.

Регламентные работы выполняются без наряда-допуска, к ним относятся:

– работы по мониторингу технического состояния газопроводов (кроме 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 газопроводов.

Газоопасные работы выполняются бригадой в составе не менее двух рабочих под руководством специалиста. 

Работы в газовых колодцах, туннелях, коллекторах, а также в траншеях и котлованах глубиной более одного метра должны выполняться бригадой в составе не менее трех рабочих под руководством специалиста. На каждого работающего в колодце на поверхности земли должны находиться не менее двух человек.

До начала выполнения работ в помещении пунктов редуцирования газа, газовых колодцах, туннелях, коллекторах должна быть обеспечена проверка их загазованности газоанализатором. Если концентрация газа в помещениях ГРП и колодцах свыше 1%, то выполнение работ не допускается.



2.3 Организация эксплуатации средств защиты стального подземного газопровода от коррозии



По инженерно-геологическим данным коррозионная активность по трассе газопровода по отношению к подземным металлическим сооружениям высокая.

Электрохимзащита подземного стального газопровода предусмотрена с помощью станции катодной защиты типа «ТВЕРЦА-900». 

Участки подземного стального газопровода покрыты «весьма усиленной» изоляцией, выполненной с применением экструдированного полиэтилена.

Средства ЭХЗ должны вводиться в эксплуатацию в процессе строительства, но не позднее чем через шесть месяцев после укладки газопровода в грунт. В зонах опасного влияния блуждающих токов - не позднее чем через месяц.

Каждой введенной в эксплуатацию установке ЭХЗ должен быть присвоен порядковый номер и составлен эксплуатационный паспорт.

Для электрохимзащиты проектируемого газопровода от точки присоединения к выходному газопроводу ГРС «Рикасиха»  до Северодвинской ТЭЦ-2» предусмотрено три станции катодной защиты (СКЗ).

В настоящее время газопровод при сопротивлении изоляции трубопровода 50000 Ом электрохимзащита обеспечивается двумя станциями: СКЗ№1 и СКЗ№3.

При старении изоляции трубопровода для защиты в требуемых границах поляризационного потенциала электрохимзащита обеспечивается тремя станциями: СКЗ№1, СКЗ№2 и СКЗ№3.

Станция катодной защиты обеспечивает:

– долговременные режимы короткого замыкания и обрыва нагрузки;

– режим стабилизации тока и потенциала;

– автоматическую защиту от перегрева при достижении температуры 75;

– автоматическое отключение, при напряжении питания в сети больше 245 В.

Станции катодной защиты «ТВЕРЦА-900» с системой дистанционного контроля и управления обладает возможностью как ручного управления так и дистанционного управления и съема информации (значения установок тока защиты и защитного потенциала, текущие значения выхода тока, выхода напряжения и защитного потенциала, температура контроллера и станции, время наработки и время защиты) через встроенный GSM-модем для диапазонов 900/1800 МГц.

Станция катодной защиты рассчитана на круглосуточную работу.

Срок службы составляет 10 лет (87600 часов).

Катодную и анодную линии выполнили кабелем ВБбШв 3?25 и ВБбШв 3?35 в траншее глубиной 0,8 м.

Встроенный в станцию модем обеспечивает выдачу по телеметрическому каналу связи на диспетчерский пункт следующих параметров:

– режима работы станции;

– значений уставки тока защиты или защитного потенциала;

– текущих значений тока, напряжений и защитного потенциала;

– уровень сигнала сотовой связи.

	При остановке станции на индикаторе СКЗ отображаются:

– время защиты трубопроводов (ч);

– время наработки станции (ч);

– показания счетчика электроэнергии (квт. ч);

– температура контроллера ( ).

	Анодное заземление (АЗ) состоит из комплектного заземлителя «Менделеевец» - МК. Для СКЗ№1 предусмотрено 20 заземлителей, для СКЗ№2 – 16 заземлителей, для СКЗ№3 – 12 заземлителей с вертикальным расположением в скважине. 

Расчетный срок службы АЗ составляет не менее 25-30 лет.

Для повышения эффективности защиты и экономии электроэнергии на газопроводе устанавливаются изолирующие соединения.

Установка изолирующих соединений предусмотрена:

– на входе газопровода в ГРПБ;

– на входе и выходе газопровода из земли.

Для контроля эффективности ЭХЗ подземных стальных газопроводов и измерению поляризационного потенциала на газопроводе предусмотрена установка контрольно-измерительных пунктов (КИП).

КИПы устанавливаются:

– с интервалом не более 500 м вне пределов поселения;

– с интервалом не более 200 м в поселениях;

– на контактном устройстве (в месте подключения катодного кабеля к газопроводу);

– в концах заданных зон защиты.

КИПы дополнительно дооборудуются блоком измерения потенциала (БИП), предназначенным для контроля значения потенциала на трубопроводе и передаче измеряемых параметров через систему сотовой радиосвязи на диспетчерский пункт.

Работы по эксплуатации средств электрохимической защиты (ЭХЗ) и контролю коррозионного состояния стального подземного газопровода должны выполняться специализированной эксплуатационной организацией, которая должна иметь:

– схемы трасс подземных газопроводов с указанием мест расположения установок ЭХЗ и опорных точек измерения потенциалов;

– данные о коррозионной (включая биокоррозионную) агрессивности грунта по трассе защищаемого газопровода;

– данные об источниках блуждающих токов (постоянного и переменного) в местах прокладки подземных газопроводов;

– данные об установленных электроизолирующих соединениях и блоках совместной защиты;

– данные о наличии и состоянии переходов газопроводов через естественные и искусственные преграды (автомобильные и железные дороги);

– схемы трасс подземных газопроводов, не требующих защиты от электрохимической коррозии, с точками отбора проб грунта и измерения потенциалов для оценки опасности коррозии;

– схемы трасс подземных газопроводов, защита которых осуществляется средствами ЭХЗ владельцев смежных подземных коммуникаций.

Служба электрохимзащиты является структурным подразделением ООО «Газпром газораспределение Архангельск».

СЭХЗ обеспечивает:

– своевременное проведение технического обслуживания и ремонта установок катодной защиты;

– поддержание нормируемой величины защитного потенциала непрерывно во времени и по протяженности защищаемого газопровода;

– периодическую проверку эффективности средств ЭХЗ;

– определение наличия блуждающих токов и коррозионной агрессивности грунтов на участках газопроводов;

– контроль состояния изоляционных покрытий и коррозионного состояния газопроводов в процессе их эксплуатации;

– выявление не обеспеченных защитой участков газопроводов;

– контроль исправности электроизолирующих соединений;

– проведение оценки эффективности противокоррозионной защиты газопроводов;

– внедрение современных технологий, средств измерений и методов обследования защитных свойств изоляционных покрытий и коррозионного состояния газопроводов;

– внедрение автоматизированных систем контроля и управления процессом защиты от коррозии, создание автоматизированных рабочих мест ЭХЗ.



2.4 Организация эксплуатации автоматизированных систем управления технологическими процессами



 Цель создания автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП) транспортировки газа по газопроводу является обеспечение автоматизированного контроля, дистанционного управления, регулирования и автоматической защиты основного и вспомогательного оборудования газопровода.

Организация эксплуатации устройств автоматики и телемеханики АСУ ТП должна обеспечивать их круглосуточную бесперебойную работу и получение достоверной информации по автоматизированным зонам обслуживания.

Эксплуатация средств АСУ ТП должна осуществляться специализированными службами эксплуатационных организаций.

Группа автоматизированных систем управления (далее – Группа) является структурным подразделением ООО «Газпром газораспределение Архангельск».

Основными задачами Группы являются:

1. Обеспечение надёжного и бесперебойного функционирования автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП), автоматизированной системой диспетчерского управления (АСДУ) и средств измерений (СИ).

2. Обеспечение эффективности функционирования АСУ ТП и АСДУ.

3. Обеспечение единства и требуемой точности измерений.

4. Повышение экономической эффективности измерений.

Группа выполняет следующие функции:

В области АСУ ТП и АСДУ Группа выполняет следующие функции:

1. Разработка планов и графиков технического обслуживания и ремонта АСУ ТП и СИ.

2. Выполнение технического обслуживания и проведение ремонта АСУ ТП и СИ Общества, в соответствии с утвержденными графиками и внепланово.

3. Осуществление сопровождения АСДУ (поддержание в работоспособном состоянии системы, в том числе при необходимости заключение договоров на техническое сопровождение программно-аппаратного комплекса АСДУ со специализированными организациями, принятие участия во внедрении).

4. Выполнение строительно-монтажных работ АСУ ТП на договорной основе.

5. Подготовка предложений по модернизации объектов газораспределения и газопотребления в части оснащения оборудованием автоматизации. 

6. Участие в разработке и согласовании технических заданий, заданий на проектирование АСУ ТП;

7. Участие в работе комиссий по испытаниям, приему и вводу в эксплуатацию АСУ ТП, СИ и АСДУ на объектах Общества.

8. Участие в формировании бюджета доходов и расходов, смет тарифа на транспортировку газа Общества в рамках компетенции группы.

9. Регистрация, анализ информации об отказах АСДУ, АСУ ТП и подготовка предложений и мероприятий направленных на повышение надежности и снижение отказов.

10. Анализ причин нарушения технологических процессов, показателей качества газа, связанных с состоянием АСУ ТП и СИ.

Для записи телефонных сообщений пункты управления должны быть оборудованы диспетчерскими телефонными станциями, внутренней сигнализацией и аппаратурой.



2.5 Организация оперативно-диспетчерского управления газопроводов

Контроль и управление режимами работы газопровода и аварийно-диспетчерское обслуживание объектов обеспечивает оперативно-диспетчерское управление.

Оперативно-диспетчерское управление газопровода осуществляется центральной аварийно-диспетчерской службой (ЦАДС), которая является структурным подразделением ООО «Газпром газораспределение Архангельск.

ЦАДС выполняет следующие основные функции:

– контролирует и оперативное управляет режимами работы газопровода, в т.ч. изменяет режим работы объектов, изменяет положения запорной и запорно-регулирующей арматуры, отключает и вводит в работу участки газопровода;

– круглосуточно принимает, регистрирует, обрабатывает и передает оперативную информацию об авариях, произошедших в процессе эксплуатации газопровода;

– координирует работы аварийных бригад и производственных подразделений эксплуатационной организации при локализации и ликвидации аварий;

– взаимодействует со службами различных ведомств при локализации и ликвидации аварий;

– контролирует выполнения аварийно-восстановительных работ;

– разрабатывает предложения, направленные на сокращение аварий.

Аварийно-восстановительные работы, в зависимости от объема их выполнения, могут выполнятся персоналом производственных подразделений ГРО и/или персоналом АДС.

Для обеспечения своевременной локализации и ликвидации аварий АДС может иметь в своем составе территориально удаленные структурные подразделения, находящиеся в ее оперативном подчинении. 

После поступления информации об аварии аварийная бригада должна прибыть к месту не позднее чем через час.



2.6 Эксплуатационная документация



При эксплуатации газопровода должна составляться эксплуатационная документация по выполняемым работам, предусмотренная требованиями настоящего стандарта.

Результаты выполненных работ по входному контролю качества материалов и технических устройств, а также приемочному контролю качества сварочных, изоляционных и других строительно-монтажных работ, выполненных при эксплуатации газопровода, оформляются соответствующими документами.

На введенный в эксплуатацию газопровод, пункт редуцирования газа, каждую установку ЭХЗ должен составляться эксплуатационный паспорт, который содержит основные технические характеристики. 

Сведения о проведенных капитальных ремонтах в процессе эксплуатации газопровода, пунктов редуцирования газа и средств ЭХЗ должны быть оформлены записями в эксплуатационных паспортах. Результаты работ по оценке технического состояния и техническому диагностированию пунктов редуцирования газа, результаты работ по техническому обследованию, оценке технического состояния и техническому диагностированию подземных газопроводов так же должны оформляться записями в эксплуатационных паспортах.

Необходимо вести учет введенного в эксплуатацию газопровода, пунктов редуцирования газа, средств ЭХЗ в журналах подразделений, которые выполняют работы по эксплуатации соответствующего объекта и в журналах производственных отделов эксплуатационных организаций.

Результаты работ по техническому осмотру газопровода и пунктов редуцирования газа, техническому обслуживанию и текущему ремонту газопровода, пунктов редуцирования газа, средств ЭХЗ и АСУ ТП, техническому обслуживанию приборной техники, проведению поверок средств измерений оформляются записями в эксплуатационных журналах.








3 ОПЕРАТИВНОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ ГАЗОПРОВОДА



3.1 Мониторинг технического состояния газопровода



В процессе эксплуатации газопровода должны выполняться следующие регламентные работы по мониторингу технического состояния газопровода:

- проверка состояния охранных зон газопроводов;

- технический осмотр подземных и надземных газопроводов;

- техническое обследование подземных газопроводов;

- оценка технического состояния подземных и надземных газопроводов;

- техническое диагностирование подземных газопроводов.	

Проверка состояния охранных зон газопровода должна проводиться путем визуального осмотра относящихся к нему земельных участков с целью выявления:

- утечек газа из газопроводов по внешним признакам: пожелтению растительности на трассе, появлению пузырей на поверхности воды, запаху одоранта, шипению газа, появлению бурых пятен на снегу и др.;

- нарушения условий выполнения сторонними организациями земляных и строительных работ, установленных выданными эксплуатационной организацией разрешениями на производство работ или несанкционированного выполнения этих работ;

- нарушения состояния грунта на трассе подземного газопровода вследствие его просадки, обрушения, эрозии, размыва паводковыми или дождевыми водами.

Проверка состояния охранных зон газопровода, проложенного в просадочных грунтах, должна проводиться не реже одного раза в 10 дней одним рабочим.

При выполнении работ в охранных зонах газопроводов, а также в период паводка, проверка состояния охранных зон в местах переходов через водные преграды и овраги должна проводиться ежедневно.

Технический осмотр подземных газопровода проводится двумя рабочими, при этом руководство поручается наиболее квалифицированному рабочему. Технический осмотр трасс надземных газопроводов может проводиться одним рабочим.

 При техническом осмотре подземных газопроводов должны выполняться следующие виды работ:

- выявление утечек газа;

- проверка внешним осмотром состояния сооружений и технических устройств надземной установки (защитных футляров газовых вводов, средств ЭХЗ, запорной арматуры, коверов, контрольных трубок и др.), настенных знаков привязок газопровода, крышек газовых колодцев;

- очистка крышек газовых колодцев и коверов от снега, льда и загрязнений;

- выявление пученений, просадок, оползней, обрушений грунта.

Выявление утечек газа при техническом осмотре подземного газопровода должно осуществляться по внешним признакам и с помощью приборов (газоиндикаторов, газоанализаторов) путем проверки:

- герметичности разъемных соединений запорной арматуры (при ее надземной установке);

- герметичности резьбовых соединений сифонных трубок конденсатосборников;

- наличия газа в контрольных трубках защитных футляров подземных газопроводов;

- загазованности газовых колодцев;

При выявлении внешних признаков утечек газа из подземных газопроводов должна быть сделана аварийная заявка в АДС. 

 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

 

1 Сроки проведения технического осмотра газопроводов, указанных в графах 1 и 2, распространяются на газопроводы, срок службы которых продлен на основании результатов экспертизы промышленной безопасности.

 

2 Сроки проведения технического осмотра газопроводов, указанных в графе 3, распространяются на газопроводы, восстановленные с применением полиэтиленовых технологий или синтетических тканевых рукавов.

 

3 Сроки проведения технического осмотра газопроводов, указанных в графах .......................