Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности "Правила безопасности опасных производственных объектов подземных хранилищ газа"
56. Эксплуатация технических устройств должна осуществляться в соответствии с руководствами по эксплуатации и обслуживанию, составленными изготовителями или эксплуатирующей организацией с учетом требований руководств изготовителя. Маркировка и техническая документация устройств иностранного производства выполняются производителем или поставщиком оборудования на русском языке.
57. Сведения о проведенных ремонтах, освидетельствованиях, диагностических обследованиях вносятся в технические паспорта (эксплуатационные формуляры) технических устройств.
58. Сведения о результатах периодических диагностических обследований, проведенных ремонтах, техническом перевооружении, реконструкциях трубопроводов и скважин вносятся в технические паспорта (эксплуатационные формуляры) трубопровода и дела (паспорта скважин).
59. Срок безопасной эксплуатации скважин указывается в проектной документации, документации, разработанной автором технологического проекта, заключении экспертизы промышленной безопасности.
Эксплуатация подземной (пластовой) части подземных хранилищ газа
60. Этап создания ПХГ начинается с первой закачки газа в объект хранения и продолжается до вывода хранилища на проектные показатели.
61. На этапе создания ПХГ производятся:
оценка возможности вывода хранилища на проектные показатели и обеспечение его безопасной циклической эксплуатации;
развитие и дополнение базы данных текущими данными эксплуатации;
уточнение и совершенствование геологической, гидродинамической и технологической моделей ПХГ.
62. По результатам опытно-промышленной эксплуатации на основании проведенных наблюдений и исследований выполняется анализ эксплуатации ПХГ, в котором дается заключение о дальнейшем развитии хранилища и возможности вывода на утвержденные проектные показатели циклической эксплуатации или вносятся предложения о разработке корректив (дополнений) в технологический проект ПХГ.
63. Этап циклической эксплуатации ПХГ начинается с вывода хранилища на утвержденные проектные показатели и продолжается до принятия решения о консервации (ликвидации) хранилища.
64. Эксплуатация ПХГ осуществляется в соответствии с технологическим проектом.
65. При эксплуатации ПХГ для обеспечения пиковых нагрузок допускается кратковременное превышение до 20% фактического суточного отбора газа над отбором, предусмотренным технологическим проектом, при условии согласования режима с организацией, ведущей авторский надзор.
66. Технологический режим эксплуатации ПХГ устанавливается с учетом следующих условий:
предупреждение преждевременного износа скважинного оборудования, трубопроводов, наземного оборудования вследствие наличия в продукции скважин механических примесей и коррозионно-активных компонентов;
предупреждение нарушения герметичности объекта хранения;
сохранение фильтрационно-емкостных свойств пласта-коллектора объекта хранения;
предупреждение разрушения пласта-коллектора объекта хранения в околоскважинном пространстве;
предупреждение образования гидратов и солей в околоскважинной зоне пласта, колоннах лифтовых труб, трубопроводах, наземном оборудовании.
67. Баланс газа в ПХГ ведется на основе фактических замеров расхода газа на пункте замера с учетом собственных технических (технологических) нужд и включает:
оценку затрат газа на собственные технические (технологические) нужды; расчет объема закачанного (отобранного) газа за сутки, месяц, сезон с учетом собственных технических (технологических) нужд;
расчет текущего буферного, активного и общего объемов газа ПХГ.
68. Если на ОПО ПХГ эксплуатируется несколько объектов хранения, то баланс газа ведется как в целом по ОПО ПХГ, так и по каждому объекту хранения отдельно.
69. Эксплуатирующая организация в процессе эксплуатации ОПО ПХГ привлекает к авторскому надзору за эксплуатацией ОПО ПХГ автора технологического проекта.
Эксплуатация трубопроводов и трубопроводной арматуры
70. К трубопроводам ОПО ПХГ, на которые распространяются Правила, относятся:
трубопроводная обвязка устьев скважин;
шлейфы скважин;
газопроводы газосборных и газораспределительных пунктов, установок подготовки газа, компрессорных станций;
газосборные коллекторы;
межплощадочные газопроводы-коллекторы;
газопроводы топливного, пускового и импульсного газа;
газопроводы подключения ОПО ПХГ (от ОПО ПХГ до узла подключения к магистральному газопроводу или газопроводу-отводу);
метанолопроводы;
трубопроводы системы транспорта попутно-промысловых вод и вод, используемых для собственных производственных и технологических нужд (далее - 1111В);
трубопроводы транспортировки абсорбента;
газопроводы низкого и среднего давления для котельного оборудования.
71. За пределами производственной площадки трасса межплощадочных газопроводов-коллекторов, входных и выходных газопроводов от ОПО ПХГ до узла подключения к магистральному газопроводу или газопроводу-отводу обозначается на местности опознавательно-предупредительными знаками в виде столбиков со щитами-указателями, расположенными на высоте от 1,5 до 2 м от поверхности земли. Данные знаки устанавливаются в пределах прямой видимости, но не реже чем через 1000 м, а также на углах поворота более 30° и пересечениях трассы с другими трубопроводами и коммуникациями.
Необходима установка знаков:
"Якорь не бросать" - на водных переходах;
"Остановка запрещена" - на переходах через автомобильные дороги.
72. При надземной прокладке трубопроводов необходимо устанавливать и закреплять опознавательно-предупредительные знаки на опорах трубопровода в доступном и видном месте.
73. Знак должен содержать информацию о местоположении оси трубопровода, размере охранной зоны, пикете трассы, наименовании, диаметре и номер телефона эксплуатирующей организации.
74. Все надземные переходы балочного типа оборудуются ограждениями, исключающими возможность доступа посторонних лиц и механизмов к трубопроводу, должны иметь защитное покрытие и предупредительный знак "Проход и проезд запрещены".
75. На всех участках трубопровода обеспечивается возможность подъезда к любой точке трубопровода для выполнения профилактических, ремонтных и аварийных работ.
76. В зависимости от срока службы трубопроводов, условий их эксплуатации и проектных решений выполняются следующие контрольные мероприятия по оценке технического состояния трубопроводов ОПО ПХГ:
осмотры;
ревизия (освидетельствование, техническое диагностирование) трубопроводов;
испытания на прочность и герметичность;
экспертиза промышленной безопасности.
77. Осмотр трассы, охранной зоны трубопроводов и участков трубопроводов надземного исполнения проводится не реже двух раз в месяц в соответствии с утвержденным графиком.
Внеочередные осмотры проводятся после стихийных бедствий в случае визуального обнаружения утечки, падения давления в трубопроводе по показаниям манометров.
Результаты осмотров должны фиксироваться в журнале наружного осмотра трубопроводов.
78. Проверка отсутствия электрического контакта между участком трубопровода и защитным кожухом проводится не реже одного раза в год.
79. Сроки проведения ревизии трубопроводов ОПО ПХГ устанавливаются с учетом результатов наружного осмотра, предыдущей ревизии (технического диагностирования) трубопроводов ОПО ПХГ и не должны превышать 8 лет.
80. Первичная ревизия трубопроводов ОПО ПХГ проводится в течение первого года эксплуатации вновь построенного трубопровода.
81. При проведении ревизий трубопроводов ОПО ПХГ необходимо: провести контрольный осмотр трубопровода;
выделить участки, работающие в наиболее тяжелых условиях; произвести шурфование;
проверить глубину залегания трубопровода;
проверить состояние наружной изоляции;
провести визуальный осмотр трубопровода и сварных швов на предмет коррозийных повреждений;
проверить герметичность запорной арматуры;
обследовать переходы через водные преграды, ж/д и автодороги;
на переходах через автомобильные и железные дороги проверить состояние защитного футляра и отсутствие электрического контакта трубопровода с защитным футляром.
82. На трубопроводах, для которых проектной документацией/документацией предусматривается проведение периодических испытаний на прочность, герметичность, сроки испытаний не должны превышать двойную периодичность ревизий.
83. Трубы, трубопроводная арматура (далее - ТПА) и приводы ТПА должны применяться в строгом соответствии с их назначением в части рабочих параметров, сред, условий эксплуатации.
84. Предохранительная арматура снабжается биркой с указанием давления срабатывания, даты настройки и даты очередной проверки.
85. Эксплуатация ТПА в положениях между "Открыто" и "Закрыто", если такая возможность не предусмотрена изготовителем, не допускается.
86. Приводы запорной арматуры оснащаются надписями и обозначениями по управлению ТПА. На ручном (механическом) приводе стрелками обозначаются направления "Открыто" и "Закрыто".
87. При эксплуатации трубопроводов и ТПА запрещается:
производить работы по устранению дефектов, подтяжку уплотнения, резьбовых соединений трубной обвязки и фитингов, находящихся под давлением;
соединять сброс газа из предохранительной арматуры разных потребителей на одну свечу рассеивания;
использовать ТПА в качестве опор;
применять устройства с открытым пламенем или взрывоопасные смеси для обогрева узлов арматуры, блока управления, импульсных трубок (обогрев производится подогретым воздухом, паром или электротенами во взрывобезопасном исполнении);
стравливать импульсный газ или переставлять арматуру во время грозы; дросселировать газ при частично открытом затворе запорной арматуры, установленной на обводных и выпускных газопроводах, если это не предусмотрено изготовителем.
88. Работоспособность ТПА проверяется в соответствии с проектной документацией/документацией, документацией изготовителя.
89. Системы телемеханики и резервирования импульсного газа проверяются одновременно с ТПА.
90. Обратная арматура технологической обвязки компрессорных станций не реже одного раза в год подлежит вскрытию и внутреннему осмотру в соответствии с проектной документацией/документацией, документацией изготовителя.
91. Территории площадок ТПА защищаются от поверхностных вод, планируются и покрываются неткаными материалами (в случае необходимости, определяемой проектом), засыпаются твердым сыпучим материалом (гравий, щебень), на ограждении вывешиваются технологические схемы.
Эксплуатация площадочных производственных объектов
92. Производственные объекты ОПО ПХГ имеют обозначения (наименования) и станционную нумерацию в соответствии с технологическими схемами. Обозначения выполняются на видных местах.
93. В закрытых помещениях, где возможно образование в воздухе взрывоопасных смесей, необходимо осуществлять автоматический анализ довзрывоопасных концентраций обращающихся взрывоопасных веществ. Сигналы от средств автоматического газового анализа должны передаваться в помещение с круглосуточным пребыванием дежурного персонала.
94. Перед пуском оборудования ОПО ПХГ воздух должен быть вытеснен из системы на свечу рассеивания.
95. В процессе эксплуатации системы и оборудование ОПО ПХГ подвергаются периодическим испытаниям в соответствии с проектной документацией/документацией, документацией изготовителя, технологическим регламентом на эксплуатацию ОПО ПХГ.
96. Запрещается работа аппаратов очистки газа при отсутствии контроля перепада давления, с перепадом давлений выше предусмотренного проектной документацией/документацией, документацией изготовителя, технологическим регламентом на эксплуатацию ОПО ПХГ и неисправными устройствами дренажа.
97. Техническое обслуживание установки очистки газа должно осуществляться в объеме и с периодичностью, предусмотренной в проектной документации/документации, документации изготовителя, технологическом регламенте на эксплуатацию ОПО ПХГ.
98. Периодичность и объем операций по техническому обслуживанию систем топливного, пускового и импульсного газа определяются проектной документацией/документацией, документацией изготовителя, технологическим регламентом на эксплуатацию ОПО ПХГ.
99. Оборудование установок подготовки газа, газосборных и газораспределительных пунктов должно иметь возможность механического (ручного) регулирования и управления технологическими процессами.
100. Использование открытого огня для обогрева оборудования запрещается.
101. Подтягивать (производить регулировку) и заглушать предохранительные клапаны, если в них обнаружена утечка, запрещается.
102. Запрещается пуск установок при неисправных системах ПАЗ.
103. Предупредительная и аварийная сигнализации и ПАЗ на действующих установках должны быть постоянно включены в работу.
Порядок отключения устройств автоматики безопасности и блокировок на кратковременный период при ремонте и техническом обслуживании устанавливается в эксплуатационной (проектной) документации.
104. Техническое обслуживание и ремонт оборудования автоматизации должны проводиться в соответствии с документацией изготовителя и/или проектной документацией.
105. На трубопроводах, расположенных в насосных станциях, указывается направление движения продуктов, на насосах - нумерация согласно схеме технологического процесса.
106. Во время работы насосов обеспечивается контроль давления нагнетания. Запрещается работа насоса с неисправными или не прошедшими своевременную проверку приборами контроля давления.
107. Смазка движущихся частей, устранение течей в сальниках, торцевых уплотнениях и в соединениях трубопроводов при работающем насосе запрещается.
Требования к технологическим регламентам опасных производственных объектов подземных хранилищ газа
108. Технологический регламент является основным технологическим документом и определяет технологию ведения процесса или его отдельных стадий, режимы производства, безопасные условия работы в соответствии с проектной документацией/документацией, документацией изготовителя.
109. Технологический регламент разрабатывается на ОПО ПХГ и содержит требования для обеспечения безопасной эксплуатации следующих основных и вспомогательных технологических систем:
газосборных и газораспределительных пунктов;
установок комплексной подготовки газа;
установок низкотемпературной сепарации;
установок гликолевой осушки газа;
установок регенерации абсорбентов;
установок регенерации метанола;
компрессорных цехов;
иных технологических установок, влияющих на безопасную эксплуатацию ОПО ПХГ.
110. При проведении опытной эксплуатации, опробования нового оборудования в процессе реконструкции, технического перевооружения на действующем ОПО с утвержденным технологическим регламентом разрабатывается отдельный технологический регламент по эксплуатации нового оборудования.
111. В состав технологического регламента входят следующие разделы: общая характеристика производственного объекта;
характеристика применяемых исходного сырья, материалов, реагентов;
описание технологического процесса и технологической схемы производственного объекта;
нормы технологического режима;
контроль технологического процесса;
основные положения пуска и остановки производственного объекта при нормальных условиях;
безопасная эксплуатация производства;
лист регистрации изменений;
альбом технологических схем, прилагаемых к технологическому регламенту, включающий технологические схемы, схему подземных коммуникаций и схему инженерных сетей.
Содержание разделов технологического регламента должно соответствовать Приложению № 2 к Правилам.
112. В действующий технологический регламент могут вноситься изменения, связанные с необходимостью изменения нагрузок, режимов, замены оборудования и с разработкой новой технологической схемы.
113. Срок действия технологического регламента для ОПО ПХГ составляет 5 лет.
При отсутствии изменений, наличие которых не затрудняет пользование технологическим регламентом, срок действия может быть продлен еще на 5 лет, но не более одного раза.
Срок действия изменений соответствует сроку действия технологического регламента. Технологический регламент по окончании срока его действия пересматривается с учетом произошедших изменений.