ГОСТ 34741-2021. Системы газораспределительныетребования к эксплуатации сетей газораспределения природного газа
 Скачать 0.77 Mb.
|
|
ГОСТ 34741—2021 38 - контроль распределения тока между защищаемыми сооружениями в блоках совместной защи- ты. При техническом обслуживании с проверкой эффективности работы протекторных установок вы- полняют следующие работы: - контроль режима работы (измерение силы тока в цепи «протектор-защищаемое сооружение»; разность потенциалов между протектором и защищаемым сооружением); - измерение защитных потенциалов в точке подключения к защищаемому сооружению и в опор- ных точках по трассе сооружения, подлежащего защите; - измерение потенциала «протектор-земля»; - осмотр контактных соединений. Порядок проведения и объем необходимых измерений при проверке эффективности установок ЭХЗ определяют методикой, утвержденной в установленном порядке. Результаты проверки эффективности работы установок ЭХЗ оформляют документацией по фор- мам, установленным методикой проведения работ. 7.2.4 Корректировку режимов работы установок ЭХЗ проводят: - при изменении рабочих параметров; - при изменении коррозионных условий эксплуатации газопроводов, связанных с прокладкой но- вых подземных сооружений, изменением конфигурации газовой и рельсовой сетей в зоне действия ЭХЗ, строительством установок ЭХЗ на смежных коммуникациях. 7.2.5 Контроль работы установок ЭХЗ осуществляют в соответствии с требованиями ГОСТ 9.602. Дефекты и неисправности, выявленные при техническом обслуживании установок ЭХЗ, устраня- ют при их текущем или капитальном ремонте. Классификацию ремонтных работ выполняют с учетом требований законодательства и стандартов организаций. 7.2.6 Ремонт установок ЭХЗ проводят по результатам проведения технического обслуживания и проверки эффективности их работы. Сроки ремонта вышедшей из строя установки ЭХЗ определяет ГРО или эксплуатационная орга- низация; они должны быть не менее сроков, указанных в нормативных документах, исходя из возмож- ности обеспечения защитного потенциала на газопроводе соседними установками ЭХЗ (перекрытие зон защиты) 1) Перекрытие зоны защиты вышедшей из строя установки ЭХЗ оформляют документами по фор- мам, установленным нормативными документами ГРО или эксплуатационной организации. Работу по внеплановому ремонту вышедших из строя установок ЭХЗ классифицируют как аварий- ную. Внеплановый ремонт установок ЭХЗ проводят для устранения причин отказов, выявленных в про- цессе их эксплуатации, и оформляют соответствующим актом по форме, приведенной в приложении Х. 7.2.7 ГРО или эксплуатационная организация ведут учет числа и времени простоев установок ЭХЗ в процессе их эксплуатации. Для обеспечения непрерывности работы установок ЭХЗ в ГРО или эксплуатационных организаци- ях создают аварийный запас преобразователей катодной и дренажной защиты или модулей этих преоб- разователей (при использовании преобразователей модульной конструкции) в объеме, установленном нормативными документами ГРО или эксплуатационной организации. 7.2.8 Сведения о проведении текущего ремонта установок ЭХЗ оформляют записями в эксплуа- тационных журналах, о проведении капитального ремонта — в эксплуатационных паспортах установок ЭХЗ. Объем выполненного ремонта оформляют актом (актами) в соответствии с приложением Ц. 7.2.9 На участках стальных подземных газопроводов, не требующих на стадии их проектирования электрохимической защиты в соответствии с ГОСТ 9.602—2016 (кроме пункта 8.1.5), выполняют работы по проверке коррозионных условий их эксплуатации: - контроль опасности блуждающих токов с периодичностью не реже 1 раза в 2 года; - контроль коррозионной агрессивности грунтов с периодичностью не реже 1 раза в 5 лет. 7.2.10 Контроль состояния переходов газопроводов под автомобильными и железными дорога- ми с целью определения наличия (отсутствия) контакта «труба-футляр» проводят электрометрическим 1) В Российской Федерации сроки ремонта вышедшей из строя установки ЭХЗ определяют не менее, указан- ных в РД 153-39.4-091-01 «Инструкция по защите городских подземных трубопроводов от коррозии» (утверждена приказом Минэнерго Российской Федерации от 29 декабря 2001 г. № 375). ГОСТ 34741-2021 Системы газораспределительные. Требования к эксплуатации сетей газораспределения природного газа Страница 42 ИС «Кодекс: 6 поколение» Интранет ГОСТ 34741—2021 39 методом в местах, оборудованных для этих целей, в соответствии с проектной документацией, с пери- одичностью 2 раза в год (с интервалом не менее 4 мес). Порядок проведения и объем необходимых измерений на переходах, которые не оборудованы для электрометрических измерений, устанавливает ГРО или эксплуатационная организация. 7.2.11 При эксплуатации средств ЭХЗ выполняют работы по техническому обслуживанию и ремон- ту, установленные предприятием-изготовителем и нормативными документами 1) 7.3 Оценка эффективности противокоррозионной защиты стальных подземных газопроводов 7.3.1 Эффективность противокоррозионной защиты стальных подземных газопроводов определя- ют на основании следующих данных: - проверки эффективности работы средств ЭХЗ; - оценки защищенности газопроводов от электрохимической коррозии по протяженности и по вре- мени; - обследования во всех шурфах, отрываемых в процессе эксплуатации. Для оценки эффективности могут использоваться дополнительные данные, полученные при дру- гих обследованиях, виды и объем которых устанавливаются нормативными документами ГРО или экс- плуатационной организации. 7.3.2 В шурфах, отрываемых для ремонта коррозионных повреждений стальных подземных газо- проводов и дефектов защитных покрытий, выполняют следующие работы: - визуально-измерительный контроль состояния защитного покрытия (складки, гофры, зоны от- слаивания, сквозные дефекты и т. п.) и сплошности защитного покрытия. Допускается определять сплошность изоляции с помощью искровых дефектоскопов при соблюдении мер безопасности; - определение переходного сопротивления, адгезии, толщины защитного покрытия; - определение характера, размеров и расположения повреждений защитного покрытия, включая сквозные дефекты; - определение количества, глубины, площади и расположения коррозионных повреждений ме- талла трубы по окружности газопровода, а также измерение толщины стенок трубы; - отбор проб грунта для определения коррозионной агрессивности грунта, включая биокоррози- онную агрессивность; - определение наличия блуждающих токов (постоянных, переменных); - измерение потенциала металла трубы при включенной и отключенной ЭХЗ. По результатам обследования оформляют акт по форме, приведенной в приложении Ш, проводят анализ причин возникновения коррозионных повреждений и разрабатывают мероприятия по повыше- нию эффективности противокоррозионной защиты газопроводов. 7.3.3 В шурфах, отрываемых сторонними организациями при производстве земляных работ в зоне прокладки газопровода, проводят визуальный контроль состояния защитного покрытия. Выполнение дополнительных работ по контролю состояния защитного покрытия и металла труб может устанавли- вать ГРО или эксплуатационная организация самостоятельно. 7.3.4 ЭХЗ должна обеспечивать в течение всего срока эксплуатации непрерывную по времени катодную поляризацию газопровода на всей его протяженности и на всей поверхности. Защищенность стального подземного газопровода от электрохимической коррозии оценивают по протяженности и по времени. Защищенность стального подземного газопровода по протяженности определяют как соотноше- ние длин участков, имеющих защитные потенциалы не менее требуемых значений, и общей длины газопровода, подлежащего защите. Защищенность стального подземного газопровода по времени определяют как соотношение сум- марного времени (часы, сутки) нормальной работы в установленном режиме всех средств защиты в течение года и продолжительности календарного года (часы, сутки). Комплексный показатель защищенности стального подземного газопровода вычисляют по произ- ведению его защищенности по протяженности на защищенность по времени. 1) В Российской Федерации работы по техническому обслуживанию и ремонту средств ЭХЗ выполняют в соответствии с «Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей» (утверждены приказом Минэнерго Российской Федерации от 13 января 2003 г. № 6). ГОСТ 34741-2021 Системы газораспределительные. Требования к эксплуатации сетей газораспределения природного газа Страница 43 ИС «Кодекс: 6 поколение» Интранет ГОСТ 34741—2021 40 7.3.5 Оценку эффективности противокоррозионной защиты стальных подземных газопроводов проводят ежегодно. Результаты оценки эффективности противокоррозионной защиты стальных подземных газопрово- дов используют для прогнозирования их коррозионного состояния и разработки мероприятий по повы- шению эксплуатационной надежности противокоррозионной защиты. 8 Эксплуатация пунктов редуцирования газа 8.1 Ввод пунктов редуцирования газа в эксплуатацию 8.1.1 До начала работ по присоединению ПРГ к наружному газопроводу выполняют следующие подготовительные работы: - подготовку комплекта проектной и исполнительной документации; - разработку плана организации работ, схем узлов присоединения; - подготовку мест присоединения; - подготовку монтажных узлов присоединения, разработка траншеи или котлована (при необхо- димости); - подготовку инструмента, механизмов, приспособлений, материалов, приборов, транспортных средств; - внешний осмотр ПРГ и мест присоединения его к газопроводу; - отключение подачи или снижение давления газа в газопроводе на участке присоединения ПРГ (при необходимости, в зависимости от применяемой технологии врезки); - отключение средств ЭХЗ газопровода на участке присоединения ПРГ; - контрольную опрессовку ПРГ. Контроль качества сварных соединений в местах присоединения ПРГ к газопроводу проводят в соответствии с нормативными документами 1) 8.1.2 Контрольную опрессовку ПРГ проводят воздухом с избыточным давлением 0,01 МПа в тече- ние 1 ч. Падение давления по окончании опрессовки не должно превышать 0,0006 МПа. Контрольную опрессовку ПРГ проводят непосредственно перед их присоединением к газопроводу. 8.1.3 Первичный пуск газа при вводе ПРГ в эксплуатацию осуществляют продувкой газопроводов газом давлением не выше 0,1 МПа. Выпуск газовоздушной смеси проводят через продувочные газопро- воды. Окончание продувки газопровода газом определяют путем проведения анализа состава или сжи- ганием отобранных проб газовоздушной смеси. По окончании продувки газопроводов газом объемная доля кислорода в пробах газовоздушной смеси не должна превышать 1 %, а сгорание газовоздушной смеси при сжигании проб должно проис- ходить спокойно, без хлопков. 8.1.4 При вводе ПРГ в эксплуатацию проводят пусконаладочные работы по настройке технических устройств на установленный проектной документацией режим работы. По результатам выполнения пусконаладочных работ составляют режимные карты, содержащие данные о параметрах настройки технических устройств, по форме, приведенной в приложении Щ. Параметры настройки технических устройств принимают в соответствии с ГОСТ 34670. Режимные карты утверждает технический руководитель ГРО или эксплуатационной организации (филиала). 8.1.5 В процессе эксплуатации ПРГ параметры настройки технических устройств, приведенные в режимной карте, могут корректироваться по результатам выполнения замеров давления газа, про- веденных в соответствии с 6.7, или изменения загрузки сети газораспределения, обусловленной под- ключением новых потребителей. Изменения, внесенные в режимные карты, утверждает технический руководитель ГРО или экс- плуатационной организации (филиала). 8.1.6 В ПРГ должны находиться соответствующие копии утвержденных технологических схем и режимных карт в соответствии с 5.6.3. В ГРП, ГРПБ также должны находиться эксплуатационный жур- 1) В Российской Федерации контроль качества сварных соединений проводят в соответствии с СП 62.13330.2011. ГОСТ 34741-2021 Системы газораспределительные. Требования к эксплуатации сетей газораспределения природного газа Страница 44 ИС «Кодекс: 6 поколение» Интранет ГОСТ 34741—2021 41 нал, копии инструкций по охране труда. Необходимость обеспечения ГРПШ и ПРГП вышеуказанными документами устанавливает ГРО или эксплуатационная организация самостоятельно 1) 8.1.7 Ввод ПРГ в эксплуатацию оформляют актом по форме, приведенной в приложении Э. 8.1.8 Для обеспечения непрерывности подачи газа резервная линия редуцирования должна ав- томатически включаться в работу в случае выхода из строя или отключения рабочей линии редуци- рования (за исключением ПРГ, для которых резервная линия редуцирования включается в работу в принудительном порядке). 8.2 Мониторинг технического состояния пунктов редуцирования газа в процессе эксплуатации 8.2.1 В процессе эксплуатации ПРГ выполняют следующие регламентные работы по мониторингу их технического состояния: - технический осмотр (осмотр технического состояния); - оценку технического состояния; - техническое диагностирование. 8.2.2 При техническом осмотре ПРГ выполняют следующие работы: - внешний и внутренний осмотр здания (блока контейнерного типа) или шкафа; - проверку состояния окраски шкафов, ограждений, газопроводов и технических устройств; - проверку помещений ПРГ на загазованность; - внешний осмотр газопроводов и технических устройств, очистку их от загрязнений; - проверку положения запирающих или регулирующих элементов технических устройств; - внешний осмотр систем инженерно-технического обеспечения (отопления, вентиляции, элек- троснабжения и молниезащиты); - проверку герметичности линий редуцирования и технических устройств приборным методом или пенообразующим раствором; - проверку перегородок, разделяющих помещения ГРП и ГРПБ, на герметичность и отсутствие трещин; - проверку соответствия режимной карте давления газа на входе и выходе из ПРГ; - проверку перепада давления на фильтре; - проверку наличия пломб на запорной арматуре байпаса узла измерений расхода газа и его счетном механизме; - внешний осмотр средств измерений и контроль сроков проведения их поверки; - проверку температуры воздуха в ПРГ (в отопительный период, при наличии отопительного обо- рудования); - проверку состояния и очистку от посторонних предметов прилегающей территории (в летний период очистка охранных зон от травяной и кустарниковой растительности, в зимний — очистка крыши ГРП, а также прилегающей территории от снега, обеспечение подъезда в аварийных ситуациях). 8.2.3 Периодичность проведения технического осмотра ПРГ, не оснащенных АСУ ТП, устанавли- вает ГРО или эксплуатационная организация самостоятельно с учетом обеспечения условий их без- опасной эксплуатации, но не реже 1 раза в месяц для ИП и ГРПБ (если иное не предусмотрено эксплуа- тационной документацией на них). График технического осмотра утверждает технический руководитель ГРО или эксплуатационной организации (филиала). Периодичность проведения технического осмотра ПРГ, оснащенных АСУ ТП с дистанционным контролем загазованности технологического помещения, входного и выходного давления газа, пере- пада давления на фильтрах (при наличии параметра) и состояния дверей ПРГ устанавливает ГРО или эксплуатационная организация самостоятельно. Проверку перепада давления на фильтрах, введенных в эксплуатацию ПРГ, в течение первых 2 нед. эксплуатации, рекомендуется проводить ежедневно. 8.2.4 При проведении технического осмотра ПРГ, оснащенных АСУ ТП, проверяют соответствие контролируемых параметров с показаниями на пульте управления диспетчера: - давление газа на входе; - давление газа на выходе; 1) В Российской Федерации в ГРП и ГРПБ также должны находиться инструкции о мерах пожарной безо пасности ГОСТ 34741-2021 Системы газораспределительные. Требования к эксплуатации сетей газораспределения природного газа Страница 45 ИС «Кодекс: 6 поколение» Интранет ГОСТ 34741—2021 42 - загазованность на метан; - положение дверей ПРГ; - сигнализации санкционированного и несанкционированного доступа. Дополнительно проверяют соответствие следующих контролируемых параметров (при их нали- чии в ПРГ) с показаниями на пульте управления диспетчера: - температуру газа на входе и выходе; - температуру воздуха в ПРГ; - температуру теплоносителя системы отопления; - расход газа; - положение предохранительной и отключающей арматуры (при наличии технической возмож- ности). В случае выявления отклонений параметров с показаниями на пульте управления диспетчера направляют заявку ответственному за исправное состояние и безопасную эксплуатации АСУ ТП для выявления и устранения причин несоответствий. 8.2.5 Используемые манометры должны иметь класс точности не ниже 1,5. На циферблате или корпусе установленных показывающих манометров должна быть нанесена красная метка на уровне деления шкалы, соответствующем пределу измерения рабочего давления. Шкалу манометра выбирают исходя из условия, что при рабочем давлении стрелка манометра должна находиться во второй трети шкалы. Манометры не допускают к эксплуатации в следующих случаях: - отсутствует или повреждена поверочная пломба (клеймо); - просрочен срок поверки; - стрелка при отключении прибора не возвращается на нулевую отметку шкалы на величину, пре- вышающую допускаемую погрешность для данного прибора, если иное не предусмотрено эксплуата- ционной документацией на него; - разбито стекло или имеются другие повреждения, которые могут отразиться на правильности его показаний. 8.2.6 Результаты технического осмотра оформляют записями в эксплуатационных журналах ПРГ по форме, приведенной в приложении Л. При выявлении необходимости устранения дефектов техни- ческих устройств или их замены, ремонта здания (шкафа) или систем инженерно-технического обеспе- чения принимают меры по организации соответствующих работ. 8.2.7 Оценку технического состояния ПРГ проводят в соответствии с методикой, утвержденной в установленном порядке. Периодичность проведения оценки технического состояния газопроводов устанавливает ГРО или эксплуатационная организация самостоятельно. Результаты проведения оценки технического состояния ПРГ оформляют документацией по фор- мам, установленным методикой проведения работ, и используют для определения приоритетов при назначении ПРГ на капитальный ремонт (реконструкцию) или для определения технической (экономи- ческой) целесообразности проведения технического диагностирования ПРГ. 8.2.8 Техническое диагностирование ПРГ проводят в соответствии с нормативными документа- ми 1) |