Правовая библиотека


"Методические указания по эксплуатации газового хозяйства тепловых электростанций. СО 34.20.514-2005" (утв. РАО "ЕЭС России" 23.03.2005)

Архив

Страница: 3 из 5

¦7. Имеющие дефекты за-  ¦-"-       ¦-"-          ¦-"-           ¦
¦щитных покрытий и не    ¦          ¦             ¦              ¦
¦обеспеченные минимальным¦          ¦             ¦              ¦
¦защитным электропотен-  ¦          ¦             ¦              ¦
¦циалом                  ¦          ¦             ¦              ¦
+------------------------+----------+-------------+--------------+
¦8. Находящиеся в неудов-¦Не реже 1 ¦Не реже 2 раз¦Не реже 1 раза¦
¦летворительном техничес-¦раза в    ¦в неделю     ¦в неделю      ¦
¦ком состоянии, подлежа- ¦неделю    ¦             ¦              ¦
¦щие замене              ¦          ¦             ¦              ¦
+------------------------+----------+-------------+--------------+
¦9. Находящиеся в радиусе¦Ежедневно, до устранения производства  ¦
¦15 м от места производ- ¦строительных работ в указанной зоне    ¦
¦ства строительных работ ¦                                       ¦
+------------------------+---------------------------------------+
¦10. Неукрепленные бере- ¦Ежедневно, до устранения угрозы повреж-¦
¦говые части переходов   ¦дения                                  ¦
¦через водные преграды и ¦                                       ¦
¦овраги в период весенне-¦                                       ¦
¦го паводка              ¦                                       ¦
+------------------------+---------------------------------------+
¦Примечание. Обход газопроводов в незастроенной части города     ¦
¦(поселка), обеспеченных электрохимической защитой, в первый год ¦
¦после ввода в эксплуатацию, а также в течение года после про-   ¦
¦верки технического состояния и устранения выявленных дефектов   ¦
¦может производиться 1 раз в месяц.                              ¦
L-----------------------------------------------------------------


7.2.2. Обход трасс подземных газопроводов должен производиться бригадой в составе не менее 2 чел. Рабочим, производящим обход подземных газопроводов, должны вручаться под расписку маршрутные карты.

Обход трасс в незастроенной части города, а также при отсутствии в 15-метровой части газопроводов колодцев и других подземных коммуникаций допускается производить одному рабочему.

7.2.3. Обход трасс надземных газопроводов и сооружений должен производиться по графику, но не реже 1 раза в 3 мес.

7.2.4. При обходе надземных газопроводов выявляются утечки газа, повреждения отключающих устройств, нарушения крепления и провисание труб, а также состояние и работа компенсирующих устройств, правильность работы опор.

7.2.5. При обходе подземных газопроводов должны выполняться следующие работы:

- осмотр трасс газопроводов и выявление утечек газа по внешним признакам;

- проверка на загазованность газоанализатором или газоискателем всех газовых колодцев и контрольных трубок, а также колодцев и камер других подземных коммуникаций, подвалов зданий, коллекторов, расположенных на расстоянии 15 м по обе стороны от газопровода;

- проверка сохранности, состояния настенных указателей и ориентиров газовых сооружений;

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

- визуальная проверка состояния местности по трассе газопровода с целью выявления обрушения грунта, размыва его талыми или дождевыми водами;

- контроль за выполнением условий работ на расстоянии 15 м в обе стороны от газопровода.

7.2.6. При обнаружении газа по трассе газопровода рабочие, осуществляющие обход, обязаны немедленно известить АДС газоснабжающего предприятия и принять меры к дополнительной проверке газоанализатором и проветриванию загазованных подвалов, первых этажей зданий, колодцев, камер, находящихся на расстоянии 50 м от газопровода. До приезда аварийной бригады люди, находящиеся в здании, должны быть предупреждены о недопустимости курения, пользования огнем и электроприборами.

7.2.7. Результаты обхода газопроводов должны отражаться рабочими в специальном журнале. В случае выявления неисправностей (утечек газа, обрушения грунта, нарушения крепления и провисания газопроводов и т.п.) мастеру газовой службы должен вручаться рапорт.

7.2.8. Подземные стальные газопроводы должны подвергаться диагностированию технического состояния (техническому обследованию) с помощью специальных приборов согласно графику, но не реже 1 раза в 5 лет после достижения нормативного срока службы. Нормативный срок службы газопровода устанавливается проектной организацией. Газопроводы, включенные в план капитального ремонта или замены, должны обследоваться не реже 1 раза в год.

7.2.9. Внеочередные целевые технические обследования стальных газопроводов должны производиться при обнаружении неплотности или разрыва сварных стыков, сквозного коррозионного повреждения, а также при перерывах в работе электрозащитных установок в течение года:

- более 1 мес. - в зонах опасного действия блуждающих токов;

- более 6 мес. - в остальных случаях, если защита газопровода не обеспечена другими установками.

7.2.10. При диагностировании технического состояния стальных подземных газопроводов должны проверяться их герметичность, качество сварных стыков, подверженность коррозионной опасности, состояние защитного покрытия и металла трубы.

Порядок диагностирования определяется РД 12-411-01 [20]. Анализ результатов диагностирования осуществляется комиссией с оформлением актов, в которых с учетом выявленных дефектов и оценки технического состояния дается заключение о возможности дальнейшей эксплуатации газопровода, необходимости и сроках проведения его ремонта или замены. Отчет (заключение по результатам диагностирования) оформляется установленным порядком и прикладывается к техническому эксплуатационному паспорту подземного газопровода.

7.2.11. Контрольный осмотр технического состояния оборудования и территории ГРП (ГРУ) должен производиться по графику, в сроки, установленные техническим руководителем энергопредприятия и обеспечивающие безопасность и надежность эксплуатации.

При осмотре технического состояния ГРП (ГРУ) должны выполняться:

- проверка по приборам давления газа до и после регулятора <1>, перепада давления на фильтре <2>, температуры воздуха в помещении;

- контроль за состоянием и положением арматуры (регулирующей и запорно-предохранительной) и их соединением с приводом;

- проверка загазованности помещения регуляторного зала с помощью прибора (или мыльной эмульсией при отыскании утечки газа);

- проверка герметичности мест прохода сочленений (тяг) приводных механизмов с регулирующими клапанами (визуально);

- проверка состояния и работы электроосвещения, вентиляции, системы отопления, визуальное выявление трещин и неплотностей стен, разделяющих основное и вспомогательное помещения;

- внешний и внутренний осмотр здания; при необходимости - очистка помещений и оборудования от загрязнения.

--------------------------------

<1> Неисправность регуляторов, вызывающая колебание давления газа, превышающее 10% рабочего давления, неполадки в работе предохранительных клапанов, а также утечки газа должны устраняться в аварийном порядке, т.е. немедленно, с предварительным уведомлением начальника смены цеха (станции).

<2> При сопротивлении фильтров до значений, указанных заводом-изготовителем (для визциновых фильтров от 70 до 100 кПа, или 70 - 100 мм вод. ст.), они должны быть отключены для очистки.



Осмотр технического состояния ГРП, расположенных в отдельно стоящих зданиях, встроенных и пристроенных к зданиям, а также ГРУ, размещенных в отдельных помещениях, должен производиться двумя рабочими (старшим машинистом котельной, дежурным слесарем). Осмотр ГРУ, расположенных непосредственно в помещениях, где используется газ, или ГРП, на которых предусмотрено круглосуточное дежурство персонала, допускается производить одному рабочему.

Показания приборов и результаты осмотра должны быть занесены в эксплуатационный журнал ГРП (ГРУ).

Обо всех замеченных недостатках или неисправностях необходимо немедленно довести до сведения начальника смены КТЦ (котельной) и НСС.



7.3. Текущее техническое обслуживание



7.3.1. При ТТО ГРП производится:

- смена картограмм (диаграмм) регистрирующих приборов, прочистка и заправка перьев, завод часового механизма (в сроки, указанные заводами-изготовителями);

- установка пера на нуль (не реже 1 раза в 15 дн.);

- очистка приборов от пыли, грязи и посторонних предметов (ежедневно);

- проверка параметров срабатывания ПСК (не реже 1 раза в 2 мес.). Предохранительные сбросные клапаны должны обеспечивать сброс газа при повышении максимального рабочего давления газа после регулятора не более чем на 15%;

- занесение сведений о проделанной работе в журнал ГРП.



7.4. Регламентированное техническое обслуживание



7.4.1. При РТО ГРП (ГРУ) должны выполняться:

- проверка хода и герметичности затвора запорной арматуры и предохранительных клапанов;

- продувка соединительных (импульсных) линий;

- проверка плотности всех соединений и арматуры, в том числе мембран регуляторов с помощью мыльной эмульсии или течеискателем;

- осмотр, очистка фильтров. Разборка и очистка кассеты фильтров должны производиться вне помещения ГРП (ГРУ) в местах, удаленных от легковоспламеняющихся веществ и материалов не менее чем на 5 м;

- проверка параметров срабатывания ПЗК. При проверке параметров настройки и срабатывания ПЗК и ПСК не должно изменяться давление газа после регуляторов;

- проверка параметров настройки ПЗК и ПСК. Верхний предел срабатывания ПЗК не должен превышать максимальное рабочее давление газа после регулятора более чем на 25%;

- техническое обслуживание взрывозащищенного электрооборудования в объеме требований инструкций заводом-изготовителем;

- смазка трущихся частей и перенабивка сальников.

7.4.2. Регламентированное техническое обслуживание ГРП (ГРУ) должно производиться по графику, но не реже 1 раза в 6 мес. Техническое обслуживание взрывозащищенного электрооборудования выполняется в сроки, установленные заводом-изготовителем.

Сведения о проделанной работе должны заноситься в оперативный журнал.

7.4.3. При РТО газового оборудования и газопроводов котла должны выполняться:

- проверка герметичности всех соединений газовой аппаратуры, арматуры, газопроводов и приборов с помощью мыльной эмульсии или течеискателем;

- осмотр и проверка исправности запорной арматуры.

Перечисленные работы могут выполняться на действующем оборудовании.

7.4.4. Проверка срабатывания ПЗК на общем газопроводе котла производится перед пуском котла на газе после простоя более 3 сут. и перед плановым переводом котла на сжигание газа. Во время работы котла на газе должен вестись непрерывный контроль за исправностью цепи управления электромагнитом ПЗК. Питание электромагнита ПЗК должно осуществляться от аккумуляторной батареи или от батареи предварительно заряженных конденсаторов.

7.4.5. Регламентированное техническое обслуживание газового оборудования и газопроводов котла должно производиться по графику, но не реже 1 раза в месяц. Сведения о проделанной работе должны заноситься в эксплуатационные журналы машиниста котла (НС КТЦ).



8. ОТКЛЮЧЕНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ



8.1. Вывод в резерв оборудования ГРП



8.1.1. Вывод в резерв одной из двух находящихся в работе редуцирующих установок (в случае перевода части котлов на сжигание другого вида топлива или снижения нагрузки) необходимо производить в следующем порядке:

- перевести ключ блокировки запорного устройства на входе в рабочую редуцирующую установку, выводимую в резерв, в положение "Нейтральное", а ее регулирующие клапаны - в ручной режим регулирования, т.е. поставить их ключ-переключатель в положение "Ручное";

- оставить на АВР резервную редуцирующую установку, т.е. ключ блокировки запорного устройства на входе должен находиться в положении "Резерв";

- постепенно, следя за давлением газа на выходе из ГРП, закрыть регулирующие клапаны на выводимой в резерв редуцирующей установке, после чего закрыть ее запорное устройство на входе;

- проверить работу оборудования ГРП (давление, степень открытия регулирующих клапанов, расход) и сделать запись в оперативном журнале ГРП о выполненной работе.

8.1.2. Вывод в резерв ГРП (при наличии одного ГРП на ТЭС) производить в следующем порядке:

- предупредить персонал ГРС о временном прекращении приема газа ТЭС;

- перевести работающие котлы (котельную) на сжигание резервного вида топлива; при этом закрыть ПЗК на котлах;

- закрыть запорные устройства на каждой горелке котла;

- закрыть запорные устройства на газопроводах к котлам;

- открыть запорные устройства на трубопроводах безопасности у горелок котлов;

- открыть запорные устройства на продувочных газопроводах газопроводов котлов;

- закрыть запорное устройство на входе газопровода в ГРП;

- установить все ключи блокировки запорных устройств на входе в редуцирующие установки в положение "Нейтральное";

- ключи-переключатели всех регулирующих клапанов ГРП, имеющих электропривод, перевести в положение "Ручное";

- закрыть дистанционно открытые запорные устройства на входе и регулирующие клапаны редуцирующих установок. Положение электрифицированных задвижек оборудования ГРП ("Открыто", "Закрыто") проверяется по месту, а также по световым указателям, а положение регулирующих клапанов - по их УП (на щите управления энергоблока, котла или групповом).



8.2. Останов котла



8.2.1. Останов котла производится немедленно (в аварийных случаях) или в плановом порядке (вывод в резерв или в ремонт).

8.2.2. Немедленный останов котла производится при срабатывании защит, действующих на останов котла, или отключении его оператором с помощью ключа "Останов" в следующем порядке.

8.2.2.1. Защитой, действующей на отключение подачи газа на котел, выполняются следующие операции:

- закрывается ПЗК на общем газопроводе котла;

- закрывается ПЗК на общем газопроводе запального газа;

- закрываются запорное устройство с электроприводом на газопроводе к котлу и запорное устройство на вводе газопровода запального газа к котлу;

- закрываются запорные устройства перед всеми горелками котла (при оснащении каждого запорного устройства электроприводом), а также перед ЗЗУ и ЗУ, в том числе импульсные клапаны перед ЗЗУ и ЗУ на газопроводе запального газа;

- открываются запорные устройства на трубопроводах безопасности перед каждой горелкой (при оснащении каждого запорного устройства перед горелкой электроприводом) или на продувочных газопроводах, подключенные к схеме действия защит (в случае отсутствия воздействия защиты на запорные устройства трубопроводов безопасности);

- отключаются ЗЗУ и ЗУ;

- срабатывает реле останова котла.

8.2.2.2. Если одно из двух запорных устройств перед горелками имеет ручной привод, то дополнительно к действиям защиты необходимо:

- понизить до нуля давление в газопроводе котла путем открытия запорных устройств на продувочных газопроводах, установленных на тупиковых участках газопроводов основных горелок и ЗЗУ;

- закрыть по месту запорные устройства с ручным приводом перед каждой горелкой котла и открыть запорные устройства на трубопроводе безопасности.

8.2.2.3. Остановить дымососы газовой рециркуляции (если они установлены), закрыть шиберы перед и за ними.

8.2.2.4. Отключить регуляторы направляющих аппаратов дутьевых вентиляторов.

В схемах с индивидуальными вентиляторами отключить все вентиляторы, кроме вентиляторов растопочных горелок, после отключения подачи газа.

8.2.2.5. Поднять плиты радиальных уплотнений регенеративных воздухоподогревателей (если они установлены).

8.2.3. При плановом останове уменьшить постепенно расход газа до допустимого для данного котла значения, поддерживая расход воздуха на горелки, и разрежение в верху топки согласно указаниям режимной карты, после чего:

- либо ключом "Останов" остановить котел; при этом следует проследить за правильностью действия защит; в случае отказа защиты следует выполнить необходимые операции вручную согласно пунктам 8.2.2.1 - 8.2.2.5;

- либо последовательно, в порядке, указанном в местной инструкции, отключить горелки путем закрытия запорных устройств перед ними. После закрытия обоих запорных устройств перед горелкой открыть запорное устройство на трубопроводе безопасности этой горелки. При отключении корректируются подача воздуха и разрежение согласно пункту 5.9.14 настоящих Методических указаний.

После погасания всех горелок необходимо закрыть ПЗК и запорное устройство на газопроводе к котлу, а также запорное устройство на газопроводе запального газа к ЗЗУ; дополнительно выполнить операции по пунктам 8.2.2.3 - 8.2.2.5. При необходимости открыть запорные устройства на продувочных газопроводах, установленные на тупиковых участках газопроводов, к основным горелкам и ЗЗУ.

8.2.4. После отключения горелок визуально убедиться в полном погасании факела в топке.

8.2.5. Выполнить вентиляцию топки, "теплого ящика" и газовоздухопроводов в течение не менее 10 мин., после чего остановить вентиляторы, а затем дымососы. После отключения закрыть их направляющие аппараты и шиберы газовоздушного тракта котла.

8.2.6. Отключить защиты, вводимые оператором со щита управления. Убедиться в их отключении по световой сигнализации.

8.2.7. Убедиться по световой сигнализации в оперативном контуре о выводе защит, включающихся автоматически при растопке котла.



8.3. Вывод на консервацию



8.3.1. Вывод на консервацию всего газового хозяйства энергопредприятия должен производиться по наряду-допуску на газоопасные работы в следующем порядке:

8.3.1.1. Предупредить персонал газоснабжающей (газосбытовой) организации о намечаемом прекращении приема газа энергопредприятием.

8.3.1.2. Перевести котельную на сжигание другого вида топлива (в случае необходимости).

8.3.1.3. Подготовить систему подачи сжатого воздуха на продувку газопроводов ГРП и котельной (котлов).

8.3.1.4. Перевести ключи блокировки запорных устройств на редуцирующих установках ГРП в положение "Нейтральное", а регулирующие клапаны - в ручной режим управления.

8.3.1.5. Закрыть запорное устройство на вводе газопровода на территорию ГРП и запорное устройство на входе в ГРП; снять напряжение с их электроприводов, разобрать их электросхемы, а приводы закрыть на цепи с замками и повесить плакаты "Не открывать - работают люди".

8.3.1.6. Открыть запорные устройства на продувочных газопроводах, установленные на ГРП и конечных (тупиковых) участках газопроводов котельной и котлов. При этом необходимо убедиться по показаниям приборов, что давление газа в газопроводах упало до нуля.

8.3.1.7. Установить по наряду-допуску на газоопасные работы заглушку за запорным устройством на входе в ГРП в соответствии с требованиями, изложенными в Приложении И настоящих Методических указаний.

8.3.1.8. Снять заглушку на трубопроводе подачи сжатого воздуха к ГРП и установить съемный участок.

8.3.1.9. Снять заглушки на штуцере подачи сжатого воздуха в газопроводы ГРП.

8.3.1.10. Продуть сжатым воздухом оборудование и газопроводы ГРП и котельной (котлов). При продувке контролировать давление в газопроводах, не допуская повышения его сверх рабочего. Продолжительность продувки воздухом участков газопроводов и оборудования определяется по результатам анализа: остаточное содержание газа в продувочном воздухе не должно превышать 1/5 нижнего предела воспламеняемости газа (для природного газа не более 1% по объему). Помещение регуляторного зала ГРП при продувке должно непрерывно проветриваться.

8.3.1.11. Закрыть все регулирующие клапаны на редуцирующих установках ГРП и электрифицированную арматуру на ГРП и котельной.

8.3.1.12. Установить заглушки на газопроводе к котлу (котлам) и на газопроводе запального газа (при отводе газопровода запального газа на котел до запорного устройства на газопроводе ввода к котлу).

8.3.1.13. Снять напряжение с электрифицированной арматуры ГРП и котельной (котла), а с цепей управления электроприводов снять предохранители. На запорных устройствах вывесить знаки безопасности "Не открывать - работают люди".

8.3.1.14. Запорные устройства на продувочных газопроводах, на оборудовании и газопроводах ГРП и котельной и трубопроводах безопасности при консервации или выводе в ремонт остаются в открытом положении, на них вывешиваются знаки безопасности "Не закрывать - работают люди".

8.3.1.15. Сделать запись в оперативном журнале ГРП (котле) о проделанной работе.

8.3.2. Вывод на консервацию (в ремонт) ГРП (при наличии на предприятии двух и более общестанционных ГРП) должен производиться по наряду-допуску на газоопасные работы в следующем порядке:

8.3.2.1. Проверить работу оборудования ГРП, который намечено оставить в работе, проверить общестанционную систему газоснабжения, открыть (при необходимости) секционные задвижки.

8.3.2.2. Выполнить указания пунктов 8.3.1.1 - 8.3.1.5 настоящих Методических указаний.

8.3.2.3. Закрыть запорное устройство на выходе от ГРП, снять напряжение с его электропривода, разобрать его электрическую схему, а привод запереть на цепь с замком и повесить плакат "Не открывать - работают люди".

8.3.2.4. Выполнить указания пунктов 8.3.1.6 - 8.3.1.9 настоящих Методических указаний.

8.3.2.5. Установить по наряду-допуску на газоопасные работы заглушку перед запорным устройством (по ходу газа) на выходе из ГРП.

8.3.2.6. Выполнить пункты 8.3.1.10 - 8.3.1.15 настоящих Методических указаний (только на газопроводах ГРП).

8.3.3. Вывод в ремонт (на консервацию) газопроводов котла после останова котла согласно разделу 8.2 настоящих Методических указаний необходимо производить в следующем порядке:

8.3.3.1. Оградить места производства работ по установке заглушек на газопроводах котла и вывесить плакаты "Проход запрещен" и "Огнеопасно".

8.3.3.2. Подготовить систему продувки газопроводов котла сжатым воздухом.

8.3.3.3. Проверить, закрыты ли запорные устройства на газопроводе к котлу и на газопроводе запального газа.

8.3.3.4. Проверить, закрыты ли запорные устройства перед горелками и открыты ли запорные устройства на трубопроводах безопасности.

8.3.3.5. Разобрать электросхемы электрифицированной арматуры на газопроводах котла (кроме арматуры на продувочных газопроводах).

8.3.3.6. Проверить, открыты ли запорные устройства на продувочных газопроводах на отключенном участке газопровода котла, и убедиться по показаниям манометра перед горелками, что давление в газопроводе упало до нуля.

8.3.3.7. Проверить герметичность закрытия запорного устройства на газопроводе к котлу, для чего закрыть запорные устройства на продувочных газопроводах и убедиться по показаниям манометра перед горелками в том, что давление газа в отключенном участке газопровода котла не повышается.

8.3.3.8. Закрыть привод запорного устройства на газопроводе к котлу цепью на замок и вывесить плакат "Не открывать - работают люди".

8.3.3.9. Открыть запорные устройства на продувочных газопроводах на отключенном участке газопровода котла, разобрать электросхемы электрифицированной арматуры на продувочных газопроводах.

8.3.3.10. Закрепить приводы запорных устройств на продувочных газопроводах цепями с замками и вывесить плакаты "Не закрывать - работают люди".

8.3.3.11. Продуть отключенный участок газопровода котла воздухом, для чего:

- снять заглушку на воздушной линии;

- подать сжатый воздух в газопровод, открыв запорное устройство на продувочном штуцере, при этом давление воздуха не должно превышать рабочего давления газа в коллекторе за ГРП.

8.3.3.12. Взять первичные пробы воздуха из продуваемого участка газопровода. Анализ делает дежурный лаборант химического цеха (в соответствии со списком лиц, имеющих право производства работ на газовом оборудовании). Продолжительность продувки определяется остаточным содержанием газа в продувочном воздухе: оно не должно превышать 1/5 нижнего предела воспламеняемости газа (для природного газа не более 1%).

8.3.3.13. Через 10 - 15 мин. взять повторную пробу воздуха. Сравнить результаты двух анализов. Если анализы показали отсутствие взрывоопасной концентрации газовоздушной смеси, лаборант делает в наряде-допуске отметку о полученных результатах.

8.3.3.14. При получении подтверждения от химического цеха о положительных результатах обоих анализов установить заглушку после запорного устройства на газопроводе к котлу в соответствии с Приложением И настоящих Методических указаний.

Если результаты анализов указывают на негерметичность закрытия входной задвижки котла, следует отключить выводимый в ремонт участок газопровода арматурой, предшествующей неисправной задвижке (при наличии таковой), в противном случае возможность установки заглушки определяется решением технического руководителя ТЭС (директора котельной).

8.3.3.15. Допускающий вместе с ответственным руководителем и производителем работ по наряду проверяет непосредственно на рабочем месте выполнение мер безопасности, указанных в наряде, при необходимости принимает дополнительные меры для безопасного производства работ.

8.3.3.16. Сделать записи в оперативном журнале начальника смены КТЦ (БЩУ) о проделанной работе.



8.4. Вывод в ремонт



8.4.1. Вывод в ремонт редуцирующей установки ГРП или фильтра очистки необходимо производить в следующем порядке:

- ввести в эксплуатацию резервное оборудование (редуцирующую установку, фильтр очистки) и убедиться в его нормальной работе;

- закрыть запорные устройства на входе и выходе неисправного или требующего очистки оборудования;

- открыть запорные устройства на продувочных газопроводах на оборудовании, выводимом в ремонт;

- подготовить систему подачи сжатого воздуха в ГРП, снять установленные заглушки на трубопроводе подачи воздуха к выводимому в ремонт оборудованию;

- проверить герметичность закрытия запорных устройств на входе и выходе от неисправного или требующего очистки оборудования;

- продуть сжатым воздухом до вытеснения всего газа оборудование, выводимое в ремонт, совместно с газопроводами;

- установить токопроводящие перемычки (для оборудования вне помещения) и заглушки по наряду на газоопасные работы во фланцах запорных устройств после запорного устройства на входе и перед запорным устройством на выходе редуцирующей установки (фильтра), выводимой в ремонт.

8.4.2. После окончания ремонта на газопроводах и газовом оборудовании необходимо провести испытания их на прочность и герметичность воздухом в соответствии с указаниями СНиП 3.05.02-88 [57], выполнить контрольную опрессовку перед пуском газа, продуть газопроводы газом и включить (при необходимости) в работу. После заполнения газопроводов (газового оборудования) газом проверить герметичность всех соединений вводимого участка газопровода (оборудования) мыльной эмульсией или течеискателем. Отремонтированные газопроводы и газовое оборудование должны вводиться в эксплуатацию в присутствии ремонтного персонала.

Испытания газопроводов и ГРП на прочность производятся после капитального ремонта или после проведения сварочных работ на газопроводах. Результаты испытаний на прочность и герметичность должны заноситься в паспорта и оформляться соответствующими подписями. Ввод оборудования и газопроводов, не выдержавших испытаний, не разрешается. Испытания на прочность и герметичность газопроводов проводятся персоналом ремонтной организации в присутствии представителя эксплуатации (мастерского участка).



8.5. Аварийное отключение



Аварийное отключение газового хозяйства ТЭС производится в случаях разрыва сварочных соединений газопроводов или повреждения арматуры оборудования, при которых происходит утечка газа, и невозможности отключения поврежденного участка газопровода от действующего оборудования, а также при пожаре в котельной или на территории ГРП, непосредственно угрожающем газопроводам. При аварийном отключении газового хозяйства ТЭС следует по указанию НСС закрыть запорное устройство на вводе газопровода высокого давления на территорию ТЭС и запорное устройство на входе в ГРП и руководствоваться планом локализации и ликвидации возможных аварий в газовом хозяйстве и рекомендациями Приложения Е настоящих Методических указаний.



9. ТЕКУЩИЙ РЕМОНТ ОБОРУДОВАНИЯ



9.1. Газопроводы



9.1.1. При текущем ремонте газопроводов должны выполняться следующие основные работы:

- устранение провеса, восстановление или замена креплений надземных газопроводов;

- окраска надземных газопроводов, задвижек, кранов, люков, колодцев и коверов;

- проверка состояния люков, крышек колодцев, коверов и устранение перекосов, оседаний и других неисправностей;

- ремонт арматуры (задвижек, вентилей, кранов);

- проверка герметичности резьбовых соединений конденсатосборников;

- устранение дефектов, выявленных при ТО.

9.1.2. Текущий ремонт должен выполняться по графику, утвержденному техническим руководителем ТЭС, но не реже 1 раза в год.

Окраска надземных газопроводов и оборудования должна производиться по мере необходимости, но не реже 1 раза в пять лет.

9.1.3. Текущий ремонт запорной арматуры включает в себя следующие работы:

- очистку арматуры от грязи;

- окраску (при необходимости);

- разгон червяка задвижки и его смазку;

- проверку и набивку сальника;

- проверку исправности и ремонт приводного устройства задвижек;

- проверку герметичности всех сварных, резьбовых и фланцевых соединений мыльной эмульсией или прибором;

- смену износившихся и поврежденных болтов и прокладок.



9.2. Газорегуляторный пункт



9.2.1. При текущем ремонте оборудования ГРП должны выполняться следующие основные работы:

- разборка регуляторов давления <1>, предохранительных клапанов с очисткой их от коррозии и загрязнений, проверкой плотности прилегания клапанов к седлу, смазкой трущихся деталей; замена или ремонт изношенных частей и деталей с проверкой надежности крепления конструкционных узлов, не подлежащих разборке;

- разборка запорной арматуры <1>, не обеспечивающей герметичность закрытия;

- работы, перечисленные в пунктах 7.2.11 и 7.3.1 настоящих Методических указаний. Текущий ремонт должен выполняться не реже 1 раза в год по графику, утвержденному техническим руководителем ТЭС.

--------------------------------

<1> Запорные устройства на редуцирующих установках при разборке оборудования должны быть в закрытом положении. На границах отключенного участка после запорных устройств должны быть установлены заглушки. При герметичности запорных устройств на границах отключаемого участка к ГРП заглушки могут не устанавливаться.



9.2.2. Регламентированное ТО и текущий ремонт оборудования ГРП (ГРУ) должна производить бригада слесарей под руководством специалиста или руководителя в общем составе не менее 3 чел. Указанные работы должны выполняться по наряду-допуску.

9.2.3. После окончания ремонтных работ должна быть проведена проверка параметров настройки и срабатывания ПЗК и ПСК.

9.2.4. После проверки и настройки оборудования и устранения всех неполадок должна проверяться герметичность всех соединений. В случае обнаружения утечек должны быть приняты меры к их устранению.

9.2.5. При текущем ремонте зданий ГРП должны выполняться следующие работы:

- ремонт строительных конструкций;

- ремонт системы отопления (один раз в год перед отопительным сезоном).



10. КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ



10.1. К капитальному ремонту газопроводов относится работа по замене изношенных конструкций узлов и деталей.

10.2. Для всех газопроводов, отобранных для капитального ремонта, должна быть составлена сметная документация.

Для объектов со сложной технологией ремонтных работ должны составляться планы производства работ, в которых определяются методы и сроки выполнения работ, потребность в рабочей силе, материалах, арматуре, деталях и строительных материалах.

10.3. В состав капитального ремонта наружных газопроводов входят следующие основные работы:

- ремонт и замена участков труб, пришедших в негодность;

- замена изоляции вместе с трубами или без них на отдельных участках трубопровода;

- замена неисправных кранов и задвижек;

- разборка задвижек и кранов, замена износившихся узлов и деталей;

- демонтаж или замена конденсатосборников, ремонт или замена коверов.

10.4. При перекладке участка газопроводов составляется проектная и исполнительно-техническая документация в соответствии с требованиями, предъявляемыми к новому строительству.

В случаях, когда трассы газопроводов не изменяются, составляется только исполнительно-техническая документация.

10.5. К капитальному ремонту ГРП (ГРУ) относятся следующие работы:

- ремонт и замена устаревшего и изношенного оборудования или отдельных его частей;

- ремонт здания ГРП.

10.6. Результаты работ по капитальному ремонту должны заноситься в паспорт газопровода (ГРП).

10.7. Капитальный ремонт газопроводов и оборудования ГРП производится по мере необходимости по результатам технического диагностирования ГРП. Техническое диагностирование ГРП проводится в соответствии с требованиями РД 153-39.1-059-00 [22].



11. НЕИСПРАВНОСТИ В РАБОТЕ ОБОРУДОВАНИЯ И ДЕЙСТВИЯ

ПЕРСОНАЛА ПО ИХ ЛОКАЛИЗАЦИИ И ЛИКВИДАЦИИ



11.1. Общие положения



11.1.1. Неисправностью в работе оборудования газового хозяйства считается нарушение плотности газопроводов и газового оборудования (разрыв арматуры и сварных соединений газопроводов, утечка газа через неплотности фланцевых соединений оборудования и арматуры и нарушение в работе газового оборудования - водяная, снежно-ледяная, смоляная, нафталиновая, кристаллогидратная закупорки фильтров, арматуры и газопроводов), резкое повышение (понижение) давления газа на входе в ГРП и выходе из него и т.п.

Основной причиной образования снежно-ледяных и кристаллогидратных пробок в газопроводах является конденсация влаги при дросселировании давления газа. Среднее значение дроссельного эффекта для природного газа составляет 5,5 °С/МПа, т.е. при понижении давления газа на 1 МПа (10 кгс/кв. см) температура газа понижается в среднем на 5,5 °С.

Для исключения гидрообразований при дросселировании необходимо повысить температуру газа выше точки росы, определенной при давлении газа после регуляторов. Практически для исключения образования гидратных пробок в газопроводах при транспортировке природного газа с входным давлением до 1,2 МПа (12 кгс/кв. см) температура газа на входе в ГРП должна быть не ниже 4 - 6 °С в зависимости от относительной плотности (4 °С для плотности 0,6 кгс/куб. м, 6 °С для плотности 0,8 кгс/куб. м).

11.1.2. Нарушения и неисправности в работе оборудования при несвоевременном принятии мер к их устранению могут создать угрозу безопасности персонала, сохранности оборудования и бесперебойной работы ТЭС и привести к аварии.

11.1.3. При нарушениях в работе оборудования (срабатывании звуковой и световой сигнализации) оперативный персонал обязан:

- тщательно проверить параметры работы оборудования и на основании показаний приборов и внешних признаков составить четкое представление о происшедшем нарушении режима работы ГРП;

- сообщить начальнику смены КТЦ или НСС о случившемся;

- установить характер и место повреждения оборудования;

- немедленно принять меры к устранению опасности для жизни людей и обеспечению сохранности оборудования;

- включить резервное и отключить поврежденное оборудование;

- убедиться в нормальной работе включенного резервного оборудования;

- принять меры к восстановлению нормальной работы поврежденного оборудования.

11.1.4. Ликвидация нарушений и неисправностей в газовом хозяйстве производится оперативным персоналом цехов под руководством НСС. Во время ликвидации аварий оперативный персонал должен действовать согласно разработанному и утвержденному техническим руководителем ТЭС плану (мероприятиям) локализации и ликвидации аварий в газовом хозяйстве энергопредприятия.

Во время ликвидации аварии не допускается проведение ремонтных работ или испытаний оборудования.

11.1.5. При несчастных случаях должна быть немедленно оказана медицинская помощь пострадавшему в соответствии с правилами оказания первой помощи. При этом необходимо организовать вызов медицинского персонала и сообщить о случившемся начальнику смены КТЦ и НСС.

11.1.6. В оперативном журнале начальника смены КТЦ (котельной) должна быть зафиксирована авария с указанием времени начала, характера протекания и действий персонала по ее ликвидации, а также точного времени отдельных событий (включения, отключения оборудования, срабатывания блокировок, защит и др.).

11.1.7. О каждом несчастном случае, связанном с использованием газа, а также об авариях на объектах газового хозяйства администрация ТЭС должна немедленно сообщить местному органу Ростехнадзора.



11.2. Локализация и ликвидация аварий



11.2.1. Оперативный персонал ТЭС обязан немедленно сообщить начальнику смены цеха (электростанции) об утечке газа из газопровода или газового оборудования (ввода в ГРП, наружных газопроводов, газопроводов в пределах пиковых водогрейных и энергетических котлов).

11.2.2. Начальник смены цеха обязан немедленно сообщить НСС о случившемся, проверить полученную информацию и действовать согласно плану локализации и ликвидации аварий в газовом хозяйстве.

11.2.3. Начальник смены станции должен сообщить о случившемся руководству ТЭС, КТЦ, ЦЦР:

- в рабочее время - по прямому аварийному телефону;

- в вечернее и ночное время - по домашним телефонам.

11.2.4. Начальник смены станции обязан вызвать ремонтную группу газовой службы (мастерского участка ЦЦР) на ликвидацию аварии, сообщить об аварии в аварийную службу газоснабжающей организации и диспетчеру вышестоящей организации и в случае необходимости вызвать персонал аварийной службы газоснабжающей организации. Ликвидация аварий производится без наряда-допуска.

11.2.5. Для производства аварийно-восстановительных работ перед допуском оперативный персонал должен выполнить следующее:

- закрыть запорные устройства (на входе и выходе) на участке газопровода, требующем выполнения восстановительных работ;

- снять напряжение с электроприводов задвижек (регулирующих клапанов) на отключенном участке и вывесить плакаты "Не включать - работают люди";

- отключить электрозащиту подземных газопроводов;

- оградить место производства работ и подъездные пути к нему, вывесить плакаты: "Проход закрыт", "Опасная зона", "Осторожно - газ. Огонь не применять", "Огнеопасно", "Работать здесь";

- закрепить приводы задвижек цепями и запереть их замками, вывесить плакаты "Не открывать - работают люди";

- подготовить систему подачи сжатого воздуха к оборудованию или газопроводам отключенного участка;

- продуть при необходимости газопровод через продувочные газопроводы и взять пробу на анализ газовоздушной смеси от поврежденного участка газопровода;

- допустить ремонтный персонал к устранению повреждения и к установке заглушки (или заглушек) согласно наряду-допуску и плану проведения ремонтных работ и выкопировки или исполнительному чертежу с указанием места и характера проводимой работы.

11.2.6. Возможные аварийные ситуации в газовом хозяйстве и действия персонала по их локализации и ликвидации приведены в Приложении Е настоящих Методических указаний.











Приложение А

(справочное)



ПЕРЕЧЕНЬ

ПРИНЯТЫХ СОКРАЩЕНИЙ



АВР - автоматический ввод резерва

АДС - аварийно-диспетчерская служба

БЩУ - блочный щит управления

ГРП - газорегуляторный пункт

ВОХР - военизированная охрана

ГРС - газораспределительная станция

ГрЩУ - групповой щит управления

ГРЭС - государственная районная электростанция

ГРУ - газорегуляторная установка

ЗЗУ - запально-защитное устройство

ЗУ - запальное устройство

ИТР - инженерно-технические работники

КДУ - колонка дистанционного управления

КТЦ - котлотурбинный цех

МЩУ - местный щит управления

МИМ - мембранный исполнительный механизм

МЭО - механизм электрический однооборотный

НД - нормативные документы

НСС - начальник смены станции

ОПО - опасный производственный объект

ПБСГГ - Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления

ПДК - предельно допустимая концентрация

ПЗ - переключатель защиты

ПЗК - предохранительный запорный клапан

ППГ - правила подачи газа

ППР - планово-предупредительный ремонт

ПРП - производственно-ремонтное предприятие

ПСК - предохранительный сбросной клапан

ПТБ - Правила техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей

ПТО - производственно-технический отдел

ПТЭ - Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации

ПУЭ - Правила устройства электроустановок

Ростехнадзор - Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору (быв. Госгортехнадзор и Энергонадзор России)

РТО - регламентированное техническое обслуживание

ТАИ - тепловая автоматика и измерения

ТО - техническое обслуживание

ТТО - текущее техническое обслуживание

ТЭС - тепловая электростанция

ТЭЦ - теплоэлектроцентраль

УП - указатель положения

ЦЦР - цех централизованного ремонта



 1 2 3 4 5 


Российское законодательство Следующий документ Право России, интернет библиотека


Полезная информация

Партнеры

Новости сайта

Авто новости

Недвижимость

Разное

Рейтинг@Mail.ru
Рейтинг@Mail.ru