22. устройство объектов нефтяной и газовой...

Устройство объектов нефтяной и газовой промышленности

Монтаж магистральных и промысловых трубопроводов

Потребности в ресурсах при выполнении работ по строительству магистральных и промысловых трубопроводов и составления смет ресурсным методом определяются в соответствии с ГЭСН-2001 «Магистральные и промысловые трубопроводы».

Неравномерное размещение двух основных видов энергетического сырья — нефти и природного газа — вызывает необходимость их транспортировки на значительные расстояния. Самый дешевый способ транспортирования этих видов сырья — подача их по магистральным трубопроводам. Другие современные способы транспортировки энергетического сырья посредством танкеров с большой грузоподъемностью или специальных судов для перевозки сжиженных газов служат только дополнением к трубопроводному транспорту; танкеры представляют собой звенья, которые соединяют магистрали, подведенные к морским портам. Благодаря использованию танкеров и газовозов можно значительно ограничить строительство приморских трубопроводов, но на суше оптимальным решением для транспортировки энергетического сырья являются магистральные трубопроводы.

Железнодорожный транспорт в цистернах не может применяться с этой целью, так как он не способен справиться с постоянно растущими потребностями в нефти и природном газе.

Строительство магистральных трубопроводов получило большое развитие после второй мировой войны, и в этой области был достигнут необычайно быстрый прогресс.


Магистральные трубопроводы являются стальными конструкциями, специфика которых заключается главным образом в следующем:

их длина составляет несколько тысяч километров;

эксплуатационное давление внутри трубы колеблется в пределах нескольких мегапаскалей;

трасса трубопровода характеризуется изменчивостью рельефа местности и физико-механических свойств грунта;

трубы заглубляются в грунт, представляющий собой весьма агрессивную иногда среду с точки зрения коррозии;

на трассе трубопровода имеются такие препятствия, как железнодорожные насыпи, реки, болота, овраги.

Кроме того, следует добавить, что возможная авария трубопровода, особенно предназначенного для транспортировки нефти, представляет серьезную опасность для окружающей среды.

Из этого следует, что качество сооружения магистральных трубопроводов должно быть высоким.

Однако строительство затрудняется полевыми условиями работы, так как изготовление укрупненных секций труб ограничивается возможностями их транспортировки по местным дорогам и по бездорожью.

Следующим элементом, осложняющим строительство, является необходимость синхронизации работы бригад различного профиля, так как технология строительства магистральных трубопроводов требует выполнения следующих непосредственно друг за другом работ, связанных со сваркой


труб, проверкой качества сварных швов, антикоррозионной изоляцией труб, а также с отрывком и засыпкой траншей. Привлечение к работе в тяжелых полевых условиях высококвалифицированных специалистов, которые нужны для строительства таких ответственных объектов, как трубопроводы, также представляет собой проблему. Строительство магистральных трубопроводов всегда связано с высокими темпами работ, что неизбежно вследствие необходимости быстрого возврата больших капиталовложений, выделенных на строительство.

Особую проблему представляет сооружение переходов трубопроводов через местные препятствия, особенно через водные преграды. Существует два общих решения — подводные дюкеры и надземные переходы. В настоящее время предпочитают применять первое решение, так как оно более дешевое.

Воздушные переходы трубопроводов над водными препятствиями применяют главным образом при необходимости перехода через горные реки с нестабилизированным и каменистым дном.

Надземные переходы трубопроводов через препятствия характеризуются большим разнообразием типов конструкций, зависящих от длины препятствия, характера его берегов, вида трубопровода (нефтепровод или газопровод), его диаметра, а также от числа труб, переходящих через препятствие.


При таком большом разнообразии типов конструкций трубопроводных переходов невозможно подробно описать их монтаж, поэтому здесь приводится лишь несколько примеров, характеризующих разную технику монтажа.

Порядок монтажных работСтроительство трубопровода проводится поэтапно,

часть этапов совмещается и проводится параллельно. Обычно применяется следующий порядок производства монтажных работ:

в цеховых условиях в период подготовки трассы трубопровода сваривают трубы и звенья – по 2 – 3 трубы;


в цеховых условиях заблаговременно изготавливают фасонные заготовки линейной части трубопровода – повороты (отводы), тройники, узлы врезок арматуры, свечи, воротниковые или плоские фланцы, крепежные изделия и другие элементы;

звенья трубопроводов вывозят на трассу на автомобилях – трубовозах и раскладывают трубоукладчиками на подкладках (лежках) на бровке траншеи;

из звеньев трубопровода сваривают на бровке траншеи плети длиной от 1,5 до 2,0 км;

после сварки плетей проводят контроль качества сварных швов;

очищают трубы от ржавчины с помощью очистительных машин;


наносят на трубопровод изоляцию от коррозии – битумную или из липкой пленки из ПВХ;

опускают сваренные или изолированные плети трубопровода в траншею с помощью трубоукладчиков;

засыпают трубопровод участками бульдозерами и экскаваторами;

проводят продувку трубопроводов воздухом и очистку внутренней поверхности от ржавчины, песка и других предметов путем пропуска ершей;

проводят испытания участков трубопровода на плотность и прочность;

проводят стыковку «захлестов» трубопровода с дюкерами и различными переходами через дороги, овраги, тоннели.

Укладка труб в траншеюПри укладке трубопровода в траншею должно

соблюдаться и контролироваться:качество постели в траншеи;соблюдаться требование метода укладки

трубопровода;учитываться температура окружающего воздуха;соблюдаться требование засыпки трубопровода.Укладка труб в траншею должна проводиться в

день окончания изоляционных работ, в крайнем случае на следующий день.


При несоблюдении этого требования за счет температурных изменений изоляция может отслоиться от трубопровода.

Летом трубопровод укладывается в траншею при минимальной температуре в течение суток. В холодное время – при максимальной температуре суток.

Для сохранения изоляции и предупреждения нарушения ее целостности укладку труб выполняют трубоукладчиками с применением мягких захватов – «полотенцев», изготавливаемых из широких стальных полос или брезента. При применении захвата, изготовленных из листовой стали, обязательно должны применяться прокладки из резины или прорезиненного полотна.

Число трубоукладчиков, одновременно участвующих в укладке трубопровода определяется проектом производства и зависит от рельефа грунта и диаметра трубопровода. Обычно трубопровод укладывается одновременно тремя трубоукладчиками с захватами в трех точках. Опускание должно быть плавным, без рывков и перекосов.

Засыпка траншеиЗасыпка траншеи выполняется сразу после

укладки труб в два этапа:сначала трубопровод присыпается грунтом по

бобкам и по верху трубы на высоту примерно 20 – 25 см;

затем бульдозером траншея засыпается полностью местным грунтом с образованием валика над траншеей.


Качество монтажа деталей магистрального трубопровода при его строительстве складывается из качества и дальновидности проектных мероприятий, четкого соблюдения последовательности монтажных процедур, качества монтажно – строительного оборудования, а также от качества фланцев и других трубопроводных деталей.

Промысловые трубопроводыПромысловые трубопроводы — это капитальные

инженерные сооружения, рассчитанные на длительный срок эксплуатации и предназначенные для бесперебойной транспортировки природного газа, нефти, нефтепродуктов, воды и их смесей от мест их добычи (начальная точка трубопровода до установок комплексной подготовки и далее к местам врезки в магистральный трубопровод или для подачи на другой вид транспорта — железнодорожный, речной, морской.

Основной составляющей промыслового трубопровода является линейная часть — непрерывная нить, сваренная из отдельных труб или секций и уложенная в траншею тем или иным способом.

Линейная часть трубопровода прокладывается в разнообразных топографических, геологических, гидрогеологических и климатических условиях.


Вдоль трассы трубопроводов встречаются участки с грунтами малой несущей способности, а также болотистые участки, участки многолетнемерзлых и скальных грунтов и др. Кроме того, трубопроводы пересекают значительное число естественных и искусственных препятствий (реки, озера, железные и шоссейные дороги), требующих соответствующих конструктивных решений, которые обусловили бы как надежную работу трубопровода, так и беспрепятственную эксплуатацию пересекаемых искусственных сооружений по их прямому назначению.

В настоящее время существуют следующие принципиально различные конструктивные схемы прокладки промысловых трубопроводов: подземная, наземная и надземная, а также редко используемая прокладка в каналах и коллекторах. Выбор той или иной схемы прокладки (определяется условиями строительства и окончательно принимается на основании технико - экономического сравнения различных вариантов.

При подземной и наземной прокладке трубопроводы обычно засыпают минеральным грунтом. Специально обработанные грунты при засыпке трубопроводов применяют с целью: предотвращения смерзания изоляции с грунтом; обеспечения устойчивости трубопровода против всплытия на участках с высоким уровнем грунтовых вод; деаэрации электролита почвы; нейтрализации грунта кислотами или щелочами; уменьшения опасности биокоррозии путем обработки различными химикатами; замены грунта на менее коррозионноагрессивный; теплоизоляции трубопровода и обеспечения гидрофобизации.


Закрепление трубопровода грунтом производят отдельными перемычками или сплошным слоем, размеры которых определяют при помощи соответствующих расчетов с учетом диаметра трубопровода, физико-механических свойств грунта, размеров траншеи. Предпочтительнее использовать сплошной слой закрепленного грунта.

При закреплении грунтов в него добавляют вяжущее вещество для трубопроводов ВМТ летней и зимней модификации, представляющее собой остаток термического крекинга гудрона нефти с легким газойлем коксования и нефтяным битумом, выпускаемым по ТУ 0258-001 -02080196 - 2000.

Целью деаэрации электролита почвы является снижение концентрации растворенного кислорода воздуха как агрессивного реагента, участвующего в катодной и анодной реакциях и значительно увеличивающего скорость коррозии металла.

Уменьшение опасности биокоррозии достигают путем добавления в засыпаемый грунт различных ядохимикатов, например извести, являющейся наиболее дешевым материалом. Высокое значение рН препятствует росту сульфатвосстанавливающих бактерий. Поэтому используют специальные засыпки, создающие высокое значение рН вокруг трубы.


Гидрофобизация грунтов применяется для защиты изоляции трубопроводов от механических повреждений, вредного воздействия окружающей среды и приводит к замедлению процесса ее старения. Под термином "гидрофобизированные" подразумеваются грунты, обработанные вяжущими продуктами и имеющие повышенную водостойкость, водонепроницаемость, низкую коррозионную активность и газопроницаемость.

Замену грунта на менее агрессивный осуществляют с целью уменьшения коррозионной активности грунта, т. е. улучшения его физико-механических свойств. С этой целью проводят нейтрализацию грунта кислотами и щелочами.

Наземные схемы прокладки преимущественно используются в сильно обводненных и заболоченных районах при высоком уровне грунтовых вод и очень малой несущей способности верхнего слоя грунта, на солончаковых грунтах, при наличии подстилающих скальных пород, а также при пересечении с другими коммуникациями.

При наземной прокладке верхняя образующая трубопровода располагается выше отметок дневной поверхности, а нижняя образующая — ниже, на уровне или выше дневной поверхности. Для уменьшения объема насыпи и увеличения устойчивости трубопровода в горизонтальной плоскости (особенно на криволинейных участках) рекомендуется проектировать прокладку трубопровода в неглубокую траншею глубиной 0,4 — 0,8 м с последующим сооружением насыпи необходимых размеров.


При всех ее преимуществах недостатком является слабая устойчивость грунта насыпи и необходимость устройства большого числа водопропускных сооружений.

Надземную прокладку трубопроводов или их отдельных участков рекомендуется применять в пустынных и горных районах, в болотистых местностях, в районах горных выработок, оползней и в районах распространения многолетней мерзлоты, а также на переходах через естественные и искусственные препятствия. При надземной прокладке сводится к минимуму объем земляных работ, отпадает необходимость в дорогостоящей пригрузке и в устройстве защиты от почвенной коррозии и блуждающих токов. Однако надземная прокладка имеет недостатки: загроможденность территории, необходимость устройства опор, специальных проездов для техники и миграции животных и значительную подержанность трубопровода суточным и сезонным колебаниям температуры, что требует принятия специальных мер.

В каналах и коллекторах прокладывают водоводы, теплопроводы, трубопроводы для перекачки высоковязкой и

застывающей нефти, в том числе с путевым подогревом, а также трубопроводы в вечномерзлых грунтах. Для сокращения тепловых потерь стенки каналов изготавливают из теплоизоляционных материалов .

Устройство нефтебаз и водохранилищ

Нефтебазы являются комплексом сложных многофункциональных инженерно - технических сооружений с различными объектами производственно-хозяйственного назначения. Эти объекты обеспечивают необходимые условия приема и отпуска нефтепродуктов, сбор, отгрузку и регенерацию отработанных масел, тем самым отвечая за бесперебойное и надежное снабжение потребителей нефтью и нефтепродуктами.

Обычно нефтебазы классифицируются по:назначению: оперативные, хранения и

гражданского запаса;основному виду транспорта: трубопроводные,

железнодорожные, водные, глубинные;виду проводимых операций: перевалочные,

распределительные и перевалочно-распределительные;

объему резервуарного парка: нефтебазы первой группы подразделяются на три категории: нефтебазы с общим объемом резервуаров более 100 тыс.м3 (РВС-100), общим объемом резервуаров от 20 до 100 тыс.м3(РВС-20 — РВС-100), общим объемом резервуаров до 20 тыс.м3 включительно (РВС-20); на складах второй группы допускается хранение в наземных хранилищах 2000 м3 легко воспламеняющихся продуктов и 10000 м3 горючих продуктов, в подземных – 4000 м3 и 20000 м3 соответственно. виду хранимого продукта: для темных и светлых нефтепродуктов.


Основные сооружения нефтебазНаиболее целесообразным представляется

объединение объектов нефтебазы по их технологической или функциональной принадлежности и расположение на территории по зонам.

Обычно выделяют шесть – семь таких зон:зона железнодорожного приема и отпуска.

Включает железнодорожные сливо-наливные устройства, насосные и компрессорные станции, хранилища жидкостей в таре, погрузочно-разгрузочные площадки, лаборатории, технологические трубопроводы различного назначения, операторные помещения и другие объекты, связанные с проводимыми операциями; зона водного приема и отпуска. Определяется морскими или речными пирсами и причалами, насосными станциями, технологическими трубопроводами, операторными, манифольдами и другими сооружениями, обеспечивающими сливо-наливные операции в транспортные емкости;

зона резервуарного хранения. Включает резервуары, технологические трубопроводы, газосборники, газовые обвязки, насосные, операторные, манифольды и др.;

зона розничного отпуска. Представляет собой автоэстакады, устройства для налива нефтепродуктов в автоцистерны, разливочные, хранилища для нефтепродуктов в таре, цеха затаривания нефтепродуктов, цеха регенерации отработанных масел, маслоосветительные установки, насосные, оперативные площадки чистой и грязной тары, автовесы, погрузочные площадки, лаборатории и т.д.;


зона очистных сооружений. Содержит буферные резервуары, песколовки, нефтеловушки, флотары, фильтры, биофильтры, хлораторные, азонаторные, пруды-отстойники, пруды-испарители, шлаконакопители (иловые площадки);

зона подсобных зданий и сооружений. В нее входят ремонтно-механические мастерские, пропарочные установки, котельные, малярные цеха, электростанции и трансформаторные подстанции, распределительные пункты, водопроводы, склады для тары и материалов, цеха по ремонту оборудования;

зона административно-хозяйственная. Включает объекты противопожарной службы, административные здания, столовые, проходные, гаражи, объекты охраны и т.д.


Стоит отметить, что разделение нефтебазы на зоны достаточно условно. К примеру, на нефтебазах, где хранятся только светлые нефтепродукты, не производится никаких подогревательных операций. Далеко не на всех нефтебазах, в случае необходимости значительного количества пара и сжатого воздуха, возможно проведение обезвоживания нефтепродуктов и очистка масел. Также ремонт и изготовление бочковой тары выгоднее выполнять централизованно на крупных нефтебазах, имеющих необходимое оборудование. На многих нефтебазах не сооружают тепловых котельных. Таким образом, в разных случаях возможно отсутствие одной или нескольких зон, при этом, некоторые зоны иногда совмещаются, могут выделяться дополнительно новые зоны, обоснованные либо экономическими показателями, либо технологией проводимых операций.

В систему инженерных сооружений нефтебазы входят также: основные объекты — технологические трубопроводы, насосные и компрессорные станции, погрузочно-разгрузочные железнодорожные и автомобильные эстакады, нефтеналивные причалы, резервуары, сливно-наливные устройства; вспомогательные объекты — расфасовочные, операторные, очистные сооружения, механические и сварочные мастерские, бондарные, пропарочные установки, котельные, трансформаторные подстанции, водопроводные и сантехнические коммуникации, склады материалов и др. Операции, осуществляемые на нефтебазы, условно разделяются на основные и вспомогательные. Основные операции: приём нефтепродуктов; хранение нефтепродуктов; распределение


нефтепродуктов в железнодорожные цистерны, нефтеналивные суда и по трубопроводам; замер, учёт, определение качества нефтепродуктов и оформление товарно-транспортной документации. При выполнении основных операций производят внутрибазовые и перегрузочные работы, а также при необходимости разогрев нефтепродуктов. Вспомогательные операции: приём и регенерация отработанных масел; очистка и обезвоживание нефтепродуктов; восстановление качества масел и топлив; очистка нефтесодержащих промышленных стоков и балластных вод танкеров; ремонт технологического оборудования, зданий и сооружений; ремонт и изготовление тары; эксплуатация котельных, транспортных и энергетических устройств. Состав и объём основных и вспомогательных операций зависят от товарооборота и производственных задач нефтебазы и не являются одинаковыми для всех нефтебаз.

ГазохранилищаДля хранения газов служат специальные

газохранилища (газгольдеры) — герметически замкнутые резервуары; объем некоторых газгольдеров достигает 600 ООО м3.

В отличие от обычных резервуаров газохранилища имеют специальные устройства, обеспечивающие их герметичность при наполнении, хранении и расходовании газа из хранилища.


не сооружают тепловых котельных. Таким образом, в разных случаях возможно отсутствие одной или нескольких зон, при этом, некоторые зоны иногда совмещаются, могут выделяться дополнительно новые зоны, обоснованные либо экономическими показателями, либо технологией проводимых операций.

Рис. 1. Мокрое газохранилище после опорожнения (I) и наполненное газом (II):

1 — колокол; 2 — бассейн.


По конструктивным особенностям различают газохранилища:

1) низкого давления, для газов с избыточным давлением не выше 500 мм вод. ст.

2) высокого давления, избыточное давление газа в которых достигает 5 ати и выше (обычно 3 ати).

Газохранилища низкого давления делятся на мокрые и сухие.

Мокрые газохранилища низкого давления. Мокрое газохранилище (рис. 1) представляет собой металлический колокол 1, погруженный открытым концом в бассейн 2 с водой. Под колокол подведены газопроводы для приема газа и транспортирования его к местам потребления. При опорожнении хранилища колокол погружен в бассейн (рис. 1, I), а в наполненном газом хранилище колокол поднят на некоторую высоту (рис. 1, II).

Высота колокола определяет высоту водяного резервуара или бассейна. Для того чтобы не увеличивать сильно высоту резервуара, колокол изготовляют из нескольких звеньев — так называемых телескопических колец или просто телескопов (рис. 2).

Телескопы соединены с верхней частью и между собой герметически при помощи гидравлических затворов; высота столба жидкости в затворах должна быть больше высоты, соответствующей внутреннему избыточному давлению в газохранилище.


Верхний край каждого звена газохранилища изогнут желобообразно внутрь, а нижний — наружу. Когда колокол под давлением газа поднимается вверх, желобы («чашки») подвижных звеньев входят один в другой и вода, находящаяся в каждом нижнем желобе, создает гидравлический затвор.

Таким образом, колокол и телескопы являются подвижными звеньями газохранилища, которые создают и поддерживают давление газа в нем.

Для неизменного положения подвижных звеньев хранилища относительно оси резервуара колоколы и телескопы снабжаются внешними и внутренними роликами, скользящими по направляющим.

Число подвижных звеньев в газохранилище обычно не превышает пяти, так как с увеличением их числа чрезмерно возрастает высота газохранилища и усложняется его сооружение.

Рис. 2. Мокрое газохранилище с те

лескопическими кольцами:1 — бассейн;

2, 3, 4 — звенья колокола; 6 — гидравлические затворы.


Соотношение между диаметром газохранилища и его высотой выбирают, исходя из условия наименьшего расхода материалов. Толщину

Стальных листов подвижных звеньев газохранилища определяют расчетом, причем в большинстве случаев она равна 2 — 3 мм; листы соединяют заклеп ками на прокладке или сваривают. Бассейны газохранилища выполняют из стали и железобетона.

Газохранилища мокрого типа устанавливают в специальных зданиях или на открытом воздухе. Здание защищает хранилище от атмосферных влияний, но при этом вокруг газохранилища создается закрытое пространство, что нецелесообразно с точки зрения взрывобезопасности; кроме того, постройка здания значительно удорожает все сооружение. Поэтому емкость закрытых газохранилищ мокрого типа не превышает 15 000—20 ООО м3.

Если газохранилище установлено не в закрытом помещении, а открыто, то для зимних условий при вычислении давления газа необходимо к весу колокола прибавить вес снега, скапливающегося на верхнем днище колокола, причем для средней полосы нагрузку от снега можно принимать равной ~90 кгс/м2. низкого давления. Основными недостатками мокрого газохранилища с водяным резервуаром и гидравлическим затвором являются высокая стоимость, большой расход металла и необходимость постройки специального здания или устройства обогрева для зимних условий.


Более дешевыми и менее чувствительными к изменению климатических условий являются сухие газохранилища. Схема одной из конструкций сухого газохранилища приведена на рис. 3. Газохранилище состоит из неподвижного закрытого многогранного резервуара 1, внутри которого находится подвижной диск (шайба) 2, герметично прилегающий к внутренней поверхности стенок резервуара. Газ подводится снизу под шайбу; при наполнении хранилища газом шайба поднимается вверх, а при расходе опускается вниз.

Рис. 3. Сухое газохранилище:1 — резервуар;

2 — подвижный диск (шайба);

3 — ролик; 4 — шарнирная лестница.


Шайба движется свободно, подобно поршню, на роликах 3, скользящих по угловым стойкам. Уплотнение между шайбой и стенками бывает различным и является основным отличием сухих газохранилищ различных типов. В приведенной конструкции уплотнение создается при помощи тонкой эластичной стальной полосы, которую прижимает к стенкам рычаг (рис. 4). Рычаг 1, на оси вращения 2, коротким коленом упирается в эластичную стальную пластину 3, а на конце длинного колена помещен груз 4. Так как такие рычажные механизмы установлены вдоль всей внутренней поверхности резервуара близко друг от друга, а пластина эластична, то последняя плотно прижимается к стенкам газохранилища. Подвижная шайба имеет желоб, в котором находится смола, создающая гидравлический затвор; смола протекает в неплотности между эластичной стальной пластиной и стенкой хранилища и обеспечивает герметичность сопряжения. Часть смолы, которая просачивается через неплотности сопряжения, стекает в нижнюю область газохранилища, собирается в приемнике и по мере накопления перекачивается в желоб.

Широко распространены также газохранилища, в которых уплотнение осуществляется специальной набивкой, работающей аналогично поршневым кольцам насосов и компрессоров. Газохранилища этой системы имеют цилиндрическую форму, так как при круглом сечении легче достичь герметичности набивки.

В большинстве случаев вес шайбы сухих газохранилищ не обеспечивает заданного давления газа (до 400 кгс/м2) и ее нагружают балластом.


Давление газа в сухих газохранилищах равно сумме веса шайбы и балласта, деленной на площадь свободного сечения газохранилища.

Газ из сухого хранилища выходит таким же сухим, каким он был до поступления в него. Давление газа в сухом газохранилище пропорционально весу шайбы, а так как вес шайбы постоянен, то и давление под шайбой должно быть постоянным, если не учитывать колебаний вследствие изменения барометрического давления и температуры окружающей среды, а также положения шайбы и удельного веса газа.

Рис. 4. Уплотнение сухого газохранилища:

1 — рычаг; 2 — ось рычага;

3 — стальная пластина; 4 — груз.

Работы по строительству переходов методом наклонно –

направленного буренияДля преодоления водных преград при прокладке

трубопровода одним из наиболее прогрессивных методов в строительстве является наклонно-направленное бурение.

Общим для всех технологических схем строительства подводного перехода методом наклонно-направленного бурения являются следующие основные этапы:

бурение пилотной (первой) скважины; расширение скважины в одни или несколько

приёмов в различных направлениях; протягивание трубопровода в разрабатываемую

скважину (изображено на иллюстрации).Данный метод позволяет обеспечить: высокую надежность построенного объекта; сохранение природного ландшафта и

экологического баланса в месте проведения работ, исключение техногенного воздействия на флору и фауну, размыва берегов и донных отложений водоемов;

значительное уменьшение риска аварийных ситуаций и, как следствие, гарантию длительной сохранности трубопроводов в рабочем состоянии.

Допуск газоиспользующих установок к эксплуатации

Законченные строительством газифицируемые предприятия и установки принимаются в эксплуатацию рабочими и государственными приемочными комиссиями в соответствии с требованиями СНиП по приемке в эксплуатацию законченных строительством объектов. В работе государственных приемочных комиссий по приемке в эксплуатацию подконтрольных объектов участвуют органы государственного газового надзора.

Разрешение на пуск газа на газоиспользующие установки для проведения наладочных работ выдается территориальной инспекцией (отделением) госгазнадзора по согласованию с Главгосгазнадзором после проверки инспектором госгазнадзора готовности оборудования к приему газа и выдачи им соответствующего заключения.

Без разрешения территориальной инспекции госгазнадзора пуск газа на газоиспользующие установки запрещается.

Для получения разрешения на пуск газа предприятие, которое будет эксплуатировать газоиспользующую установку, должно не менее чем за 10 дней вызвать инспектора территориальной инспекции госгазнадзора.

В случае, если топливным режимом предусмотрено применение резервного топлива, разрешение на пуск газа на газоиспользующие установки дается лишь после окончания строительства резервного топливного хозяйства в соответствии с проектом и подготовленностью газоиспользующих установок к работе на установленном резервном топливе.

Допуск газоиспользующих установок к эксплуатации

Выдача разрешения на пуск газа на указанные установки без законченного строительством резервного топливного хозяйства или при наличии горелочных устройств, не приспособленных для сжигания резервного топлива, запрещается.

При пуске газа на газоиспользующие установки без разрешения органов государственного газового надзора подача газа на них прекращается и возобновляется только после принятия административных мер к лицам, виновным в самовольном пуске газа на установки, и заключения инспекторов госгазнадзора о готовности их к эффективному использованию газа.

Разрешение на пуск газа для ввода в эксплуатацию газоиспользующих установок выдается территориальной инспекцией (отделением) госгазнадзора после окончания режимно-наладочных работ, обследования и заключения инспектора госгазнадзора о готовности оборудования к эффективному использованию газа при наличии:

отчета наладочной организации и режимных карт;инструкции по безопасной и эффективной

эксплуатации газоиспользующих установок, учитывающей результаты наладочных работ.

При обнаружении в газоиспользующей установке недостатков или при отсутствии подготовленного персонала для обслуживания этой установки разрешение на пуск газа на эту установку выдается только после устранения всех выявленных недостатков и повторного обследования ее инспектором госгазнадзора.

22. устройство объектов нефтяной и газовой...

Documents

Transcript of 22. устройство объектов нефтяной и газовой...