ОСТ 153-39.3-051-2003. 
11.5. Ликвидацияконденсатных и гидратных пробок на газопроводах паровой фазы СУГ от подземныхрезервуарных установок

ОСТ 153-39.3-051-2003. 11.5. Ликвидацияконденсатных и гидратных пробок на газопроводах паровой фазы СУГ от подземныхрезервуарных установок
Техническая эксплуатация газораспределительных систем. Основные положения. Газораспределительные сети и газовое оборудование зданий. Резервуарные и баллонные установки

      Стройка - Главная Написать нам
 
 
ПК Инфоплюс-смета Сварка - документы Бизнес-планы Исследования Тендеры  
 
 

 

 

 

 

Случайно выбранные документы:
МДС 12-14.2003 - Методическое пособие к СНиП 12-04-2002

 

 

 

Сварка ->  Газовое оборудование ->  ОСТ 153-39.3-051-2003 -> 

 

 

Требования по эксплуатации редукционной арматуры испарительных установок аналогичны требованиям по эксплуатации редукционных головок резервуарных установок.

11.4.9. Откачка неиспарившихся остатков из резервуаров производится в автоцистерны сжиженных газов и выполняется по заявкам владельцев резервуарных установок. Слив неиспарившихся остатков в открытую тару или в производственную канализацию запрещается.

11.4.10. Не допускается пребывание на территории резервуарной установки лиц, не имеющих отношения к обслуживанию и ремонту резервуаров и редукционных головок. Запрещается курить и пользоваться открытым огнем на территории резервуарной установки, о чем должны быть сделаны предупредительные надписи. Запрещается производить разборку и замену арматуры и оборудования редукционных головок под давлением газа. Прочистку угловых вентилей, уровнемерных трубок, трехходовых кранов, манометров следует производить только медной проволокой. При проверке исправности предохранительных клапанов, установленных на резервуарах, следует пользоваться рычагами из цветного металла.

11.4.11. Результаты технического освидетельствования и ремонта резервуаров, редукционных головок и испарителей должны заноситься в паспорт резервуарной установки.

Обо всех работах по техническому обслуживанию и текущему ремонту должны делаться записи в журнале эксплуатации резервуарной установки.

11.4.12. Для предупреждения гидратообразования в газопроводах и запорно-регулирующей арматуре рекомендуется в резервуары сжиженного газа добавлять метанол в количестве:

– 0,26 кг на тонну газа при наличии в СУГ только растворенной воды;

– еще 0,5-0,6 кг на каждый килограмм свободной воды при наличии ее в СУГ.

11.4.13. Для предупреждения гидратообразования в газопроводах, транспортирующих газ от резервуарной установки к потребителю, рекомендуется применение подземной прокладки газопроводов, использование теплового спутника при надземной прокладке, устройство утепленных цокольных вводов.

 

11.5. Ликвидация конденсатных и гидратных пробок на газопроводах паровой фазы СУГ от подземных резервуарных установок

 

11.5.1. При снижении давления газа у потребителя или полном прекращении его подачи необходимо проверить:

– открытие всех отключающих устройств на газопроводе;

– наличие сжиженного газа в резервуарной установке;

– наличие давления газа в резервуарной установке;

– наличие давления газа после регулятора.

11.5.2. Наличие давления в резервуаре с одновременным отсутствием давления после регулятора свидетельствует о закупорке его проходного сечения углеводородными кристаллогидратами.

11.5.3. Ликвидация гидратной пробки в регуляторе производится отогревом с помощью технических средств, исключающих применение открытого огня.

11.5.4. В случае полного прекращения подачи газа потребителям перед ликвидацией гидратной пробки в регуляторе отключается общий кран на вводе, запорная арматура на лестничных клетках и в квартирах.

11.5.5. При отсутствии давления на вводе закрывается общий кран и удаляется конденсат из конденсатосборника с помощью ручного насоса или вакуумной установки.

11.5.6. При фасадных разводках газопровода допускается удаление конденсата через приваренный к газопроводу штуцер с краном и пробкой. Конденсат сливается через шланг в специальную герметичную емкость.

11.5.7. В случае отсутствия давления газа перед общим краном на вводе в здание после удаления конденсата из конденсатосборника производится устранение гидратной пробки отогревом на участке выхода газопровода из-под земли.

11.5.8. Ликвидация пробок на газопроводах, проложенных по фасадам зданий, производится с помощью обогрева водяным паром или электронагревателем.

11.5.9. После ликвидации пробок на фасадных газопроводах производится повторное удаление конденсата из конденсатосборников.

11.5.10. После выполнения работ по ликвидации пробок производится пуск газа потребителю.

 

11.6. Эксплуатация баллонных установок

 

11.6.1. Баллоны должны транспортироваться на специально оборудованных автомобилях (например, типа "клетка") или на грузовых автомашинах с установленным на выхлопной трубе искрогасителем, оборудованных деревянными ложементами или имеющих достаточное количество резиновых (веревочных) колец и приспособление для крепления баллонов. Автомашины должны быть оснащены опознавательными знаками об опасности груза.

Разрешается самостоятельная перевозка потребителем в индивидуальном транспорте только одиночных баллонов при использовании устройств, предохраняющих баллон от ударов и перемещения.

Баллоны емкостью 50 литров при транспортировке должны иметь на штуцере вентиля металлическую заглушку и навинченный на горловину металлический колпак.

11.6.2. При погрузочно-разгрузочных работах и установке баллонов должны приниматься меры, исключающие их падение, повреждение, загрязнение. Снимать баллоны с автомобиля колпаками вниз не разрешается.

11.6.3. Если при транспортировании или установке баллонов появится утечка газа или выявится неисправность баллона, установка такого баллона у потребителей запрещается.

11.6.4. Эксплуатация групповых баллонных установок сжиженного газа включает в себя замену баллонов, техническое обслуживание и ремонт.

11.6.5. При техническом обслуживании групповых баллонных установок выполняются следующие работы:

– выявление и устранение утечек в местах соединений и арматуре;

– проверка исправности и параметров настройки регуляторов давления и предохранительных клапанов;

– наблюдение за состоянием и окраской газопроводов, кожухов, шкафов и ограждений; проверка надежности установки шкафов с баллонами и их крепление, проверка исправности запоров на дверцах кожухов, шкафов и ограждений, наличия предупредительных надписей; проверка крепления газопроводов, проходящих по стенам зданий и шкафов;

– проверка состояния и работоспособности манометров.

Техническое обслуживание и ремонт групповых баллонных установок должны проводиться по графикам в следующие сроки (если согласно паспортам заводов-изготовителей на оборудование не требуется проведение этих работ в более короткие сроки):

– техническое обслуживание - не реже одного раза в три месяца;

– текущий ремонт с разборкой регулирующей, предохранительной и запорной арматуры - не реже одного раза в год.

Техническое обслуживание должно производиться в соответствии с инструкциями, утверждаемыми техническим руководством эксплуатационной организации в установленном порядке.

11.6.6. Сведения о проведенных ремонтных работах должны заноситься в паспорт групповой баллонной установки. О всех работах по техническому обслуживанию и текущему ремонту должны делаться записи в журнале эксплуатации групповой баллонной установки.

11.6.7. Эксплуатация групповых баллонных установок, размещенных в специальном строении или пристройке к зданию, и замена баллонов в них производятся не менее чем двумя рабочими.

11.6.8. Запрещается производить любой ремонт баллонов, наполненных сжиженными газами, в том числе ремонт вентилей.

11.6.9. Техническое освидетельствование баллонов проводится на предприятиях газового хозяйства по методике, утвержденной разработчиком конструкции баллонов, в которой указываются периодичность освидетельствования и нормы браковки.

11.6.10. Баллоны со сжиженными газами должны быть защищены от солнечного и иного теплового воздействия.

11.6.11. Не разрешается оставлять баллоны со сжиженными газами на открытых площадках и во дворах на территории жилых домов, дачных и садовых поселков, общественных зданий непроизводственного назначения.

11.6.12. Хранение баллонов со сжиженными газами в подвальных помещениях запрещается. Разрешается хранить запасные заполненные и порожние баллоны вне зданий в специальных шкафах или подсобных помещениях.

11.6.13. Техническое обслуживание индивидуальных баллонных установок может осуществляться персоналом эксплуатационной организации по заявкам потребителей.

 

11.7 Замена баллонов у потребителей

 

11.7.1. Замена баллонов в групповых баллонных установках производится персоналом эксплуатационной организации.

11.7.2. Замена баллонов в индивидуальных баллонных установках производится потребителем или персоналом эксплуатационной организации по заявке потребителя.

11.7.3. При замене баллонов необходимо:

– в помещении, где установлен газовый баллон и газовые приборы, открыть форточку или фрамугу, убедиться в исправности газобаллонной установки, правильности установки газовых приборов и баллона на кухне, проверить крепление к стене разъемных хомутов баллона, установленного в помещении; убедиться в исправности газобаллонной установки, проверить крепление газопровода, состояние шкафа и т.п. при установке баллонов вне помещения;

– закрыть вентиль на порожнем баллоне, выжечь газ из газопровода через горелку, закрыть краны у газового прибора, отсоединить баллон от регулятора давления, навернуть на штуцер вентиля металлическую заглушку с прокладкой, установить на вентиль защитный колпак;

– произвести проверку заполненного баллона на улице, для чего снять защитный колпак с баллона, проверить внешним осмотром исправность баллона и вентиля (на вентиле должна быть металлическая заглушка); проверить уплотнение штока клапана - при открытом вентиле произвести обмыливание мыльной эмульсией вентиля в местах соединения; проверить обмыливанием герметичность в соединении горловины баллона и вентиля; проверить герметичность клапана вентиля - закрыть вентиль баллона до конца, снять металлическую заглушку и обмылить мыльной эмульсией штуцер с резьбой;

– установить баллон и укрепить его; навернуть накидную гайку регулятора давления на штуцер вентиля (с обязательной установкой прокладки); проверить герметичность резьбовых соединений мыльной эмульсией при открытом вентиле баллона и закрытых кранах на газовом приборе; произвести настройку регулятора давления (в групповых баллонных установках);

– произвести розжиг горелок газовых приборов и убедиться в правильности горения газа;

– проинструктировать потребителей по правилам безопасного пользования газобаллонной установкой, внести необходимые записи в эксплуатационную документацию.

11.7.4. Во время замены баллонов запрещается:

– производить работу в присутствии посторонних лиц, пользоваться открытым огнем, курить, включать и выключать электроприборы;

– устанавливать неисправные баллоны с утечками газа;

– устанавливать баллон, вентиль которого не перекрывает газ;

– пользоваться ударным инструментом при откручивании колпаков и заглушек;

– производить какой-либо ремонт баллонов и вентилей.

 

 

 

12. АВАРИЙНО-ДИСПЕТЧЕРСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ

 

12.1. Общие указания

 

12.1.1. Аварийное обслуживание газораспределительных систем производится круглосуточно АДС газораспределительной организации (эксплуатационной организации газораспределительной сети).

12.1.2. На объектах СУГ и в организациях, имеющих собственную газовую службу, работы по аварийному обслуживанию выполняются персоналом этих организаций с привлечением, при необходимости, АДС в соответствии с планом локализации и ликвидации аварий.

Организации, имеющие собственную газовую службу, должны оказывать АДС практическую помощь в соответствии с согласованным с АДС планом взаимодействия.

12.1.3. При локализации и ликвидации аварий и аварийных ситуаций (инцидентов) персонал АДС выполняет работы, связанные с устранением непосредственной угрозы жизни и здоровью людей.

12.1.4. Структура, состав выполняемых работ, численность и квалификация персонала, материально-техническая оснащенность, объем эксплуатационной документации АДС определяется Положением, разрабатываемым с учетом технического состояния и условий эксплуатации обслуживаемой газораспределительной системы и утверждаемым техническим руководством эксплуатационной организации в установленном порядке.

Примерная численность персонала и рекомендуемый перечень материально-технических средств приведены в Приложениях Д и Ж настоящего ОСТ.

12.1.5. Деятельность АДС и производство работ газовых служб предприятий по локализации и ликвидации аварий и аварийных ситуаций должны осуществляться в соответствии с требованиями ПБ 12-529, настоящего ОСТ и других действующих нормативно-технических документов, утвержденных в установленном порядке.

Организация, осуществляющая аварийное обслуживание, должна иметь необходимый аварийный запас материалов и технических изделий.

12.1.6. Все действия персонала АДС по отключению и включению газопроводов, ГРП, потребителей, производству аварийных работ, изменению режимов работы системы в целом или отдельных ее элементов должны фиксироваться в оперативном журнале АДС.

Тренировочные занятия АДС с оценкой действия персонала проводятся в сроки, установленные ПБ 12-529. Проведение тренировочных занятий должно регистрироваться в специальном журнале.

12.1.7. АДС должна ежемесячно проводить анализ аварийных заявок, поступивших за истекший месяц, анализировать причины аварий и несчастных случаев, обобщать опыт работы и корректировать план локализации и ликвидации аварий, а также разрабатывать мероприятия по устранению причин возникновения аварийных ситуаций и обеспечению оптимальных режимов работы газораспределительных систем.

 

12.2. Локализация и ликвидация аварий и аварийных ситуаций

 

12.2.1. Работы по локализации и ликвидация аварий и аварийных ситуаций должны производиться в соответствии с "Планом локализации и ликвидации возможных аварий", разрабатываемым для АДС и ее филиалов, дежурных бригад газовых служб предприятий, эксплуатационного персонала, участвующего в выполнении аварийных работ применительно к местным условиям на основании требований Приложения к настоящего ОСТ. При организации дежурства работников филиалов АДС и газовых служб на дому дополнительно должна быть разработана система оповещения и сбора руководителя и членов аварийной бригады к месту аварии (аварийной ситуации) в течение 40 минут.

12.2.2. План локализации и ликвидации возможных аварий предусматривает:

– охват возможных аварийных ситуаций, связанных с использованием газа;

– четкое описание действий персонала АДС, работников эксплуатационных служб при выполнении работ по локализации и ликвидации каждого возможного вида аварий, аварийной ситуации;

– мероприятия по спасению людей и материальных ценностей;

– условия взаимодействия АДС с эксплуатационными службами эксплуатационной организации и других ведомств (организаций);

– штатный состав службы, бригады и подготовку работников.

12.2.3. При аварийных вызовах "Запах газа" в плане следует предусмотреть использование современных приборов для локализации аварий с целью:

– контроля фоновой концентрации углеводородных газов для обнаружения зон с опасной концентрацией 0,5% по объему, сигнализаторами взрывозащищенного исполнения с диапазоном измерения 0,3% по объему и предупредительной сигнализацией на 1% по объему. Сигнализаторы должны сохранять работоспособность в диапазоне температур от минус 45°С до 45°С (в зависимости от климатических зон);

– определения мест утечек газа в замкнутом пространстве из наружных газопроводов и газопотребляющих установок приборами взрывозащищенного исполнения с диапазоном измерения от 0,01 до 2,5% по объему с предупредительной сигнализацией 1,0% по объему;

– выявления утечки газа из подземного газопровода высокочувствительными газоиндикаторами с принудительным пробоотбором и максимальной чувствительностью не ниже 0,001% по объему с сохранением работоспособности в диапазоне температур от минус 20 °С до 45 °С;

– определения мест утечек газа из подземных газопроводов методом зондового бурения. Для замера концентрации газа в каждой бурке применяются приборы с диапазоном измерения 0-100% по объему. Бурка, где накапливается наибольшая концентрация газа за заданное время, находится ближе к месту повреждения газопровода;

– определения места для отключения газопровода (крышек колодцев, коверов, скрытых под слоем грунта, снега, асфальта), аппаратурой для определения трассы и глубины заложения газопровода (металлоискателями). Приборы должны сохранять работоспособность в интервале температур от минус 20°С до 45°С;

– определения природы метана переносным хроматографом, определяющим в пробах с концентрацией метана до 0,5% по объему наличие тяжелых углеводородов.

12.2.4. Локализация и ликвидация аварий на объектах СУГ производится в соответствии с требованиями ОСТ 153-39.3-052-2003.

12.2.5. Работы по локализации и ликвидации аварий (аварийных ситуаций) выполняются в любое время суток под руководством специалистов. Способы временного устранения утечек из газопроводов при локализации аварий устанавливаются требованиями ПБ 12-529 и настоящим ОСТ.

12.2.6. При выполнении работ бригадами АДС составление наряда-допуска на выполнение газоопасных работ не требуется.

12.2.7. Дежурный персонал АДС, принявший аварийную заявку, информирует заявителя о необходимых мерах по обеспечению безопасности до прибытия аварийной бригады и высылает на объект бригаду.

12.2.8. На месте аварии (аварийной ситуации) руководитель работ должен:

– ознакомившись с обстановкой, немедленно приступить к выполнению мероприятий, предусмотренных оперативной частью плана ликвидации аварии и руководить работами по ликвидации аварии;

– проверить, вызваны ли необходимые технические средства, службы города, оповещены ли должностные лица;

– обеспечивать выполнение мероприятий, предусмотренных оперативной частью плана;

– докладывать в АДС об обстановке и при необходимости просить вызывать дополнительные средства.

12.2.9. При повреждениях подземных газопроводов (ввода или распределительного) или сооружений на них, сопровождающихся выходом газа, аварийная бригада должна провести тщательное обследование всех прилегающих к месту утечки подземных сооружений и зданий, расположенных в радиусе 50 м от места утечки, с целью проверки на загазованность. При наличии газа должны быть приняты следующие первоначальные меры:

– снижение давления газа в сети;

– прекращение подачи газа потребляющим агрегатам и установкам;

– отключение от действующей сети поврежденного участка газопровода;

– вентиляция естественная или принудительная загазованных помещений и сооружений;

– недопущение в загазованных зонах, помещениях включения и выключения электроприборов, пользования открытым огнем, нагревательными приборами;

– ограждение и охрана загазованных помещений, зон с целью предотвращения проникновения туда посторонних лиц и внесения открытого огня.

12.2.10. Наличие газа в загазованных помещениях, а также зданиях и подземных сооружениях в радиусе 50 м должно проверяться прибором периодически в течение всего времени ликвидации аварийной ситуации.

12.2.11. При обнаружении утечки газа в арматуре газопроводов, установленной в газовых колодцах, должна быть организована вентиляция колодца и контроль на загазованность колодцев смежных коммуникаций и подвалов зданий, расположенных в 15-метровой зоне от колодца с утечкой газа.

12.2.12. При аварийных вызовах "Запах газа" в квартире или другом помещении, на лестничной клетке аварийная бригада должна проверить наличие газа в помещениях, указанных заявителем, а также в соседних помещениях и подвале и устранить обнаружение утечки. После устранения утечки и проветривания помещения следует повторно проверить наличие газа в помещении, в соседних помещениях и подвалах здания.

Если при вызове “Запах газа” наличие газа в помещениях, указанных заявителем, не обнаружено, следует проверить наличие газа на лестничной клетке и в подвале здания.

Отбор проб воздуха следует производить из верхних зон для природного газа и из нижних зон (на высоте 30 см от пола) для СУГ.

12.2.13. Если при выполнении работ по устранению утечки из газопровода или газоиспользующего оборудования производилось отсоединение участка газопровода от газораспределительной сети или были приняты меры по временному устранению утечки, то последующее присоединение этого участка газопровода к действующей газораспределительной сети и возобновление подачи газа должна производить специализированная ремонтная (эксплуатационная) служба ГРО.

Если газовые приборы и оборудование отключались АДС, то после ликвидации аварии эта служба должна подключить их вновь.

12.2.14. При прибытии очередной смены АДС для продолжения работ по устранению аварии руководитель работающей смены должен проинформировать руководителя прибывшей смены о характере аварии и принятых мерах по ее ликвидации.

12.2.15. Работы по ликвидации аварии или аварийной ситуации считаются законченными после выявления утечки газа и исключения возможности проникновения его в помещения и сооружения.

12.2.16. Аварийно-восстановительные работы (при необходимости) и подключение отключенных АДС объектов выполняет ремонтная бригада эксплуатационной организации.

 

12.3. Диспетчерское управление газораспределительными системами

 

12.3.1. Диспетчерское управление АДС газораспределительными системами должно обеспечивать регулирование приема газа от газоснабжающих организаций и подачи его потребителям, поддержание режимов работы газовых сетей, обеспечивающих бесперебойное снабжение потребителей газом, локализацию аварий (аварийных ситуаций) с отключением отдельных участков газовой сети или снижением давления в них.

12.3.2. Ремонтные службы согласовывают с АДС план организации и производства работ, связанных с изменением режимов в газораспределительной системе. Один экземпляр указанного плана должен находиться в АДС.

12.3.3. Для решения в оперативном режиме задач диспетчерского управления должны использоваться программно-технические средства автоматизации, позволяющие обеспечивать:

– регулирование режимов работы газовых сетей;

– управление потоками газа;

– предотвращение аварийных ситуаций;

– учет подачи газа потребителям;

– анализ режимов давления и расхода газа в сети в реальном масштабе времени.

 

 

13. ЭКСПЛУАТАЦИЯ АВТОМАТИЗИРОВАННЫХ СИСТЕМ УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ПРОЦЕССАМИ ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ (АСУ ТП)

 

13.1. Устройства АСУ ТП перед вводом в эксплуатацию должны пройти наладку и приемочные испытания.

Наладочные работы должны выполняться персоналом эксплуатационной организации или специализированной организацией, поставляющей средства АСУ ТП.

13.2. При выполнении наладочных работ специализированной организацией до ввода устройств АСУ ТП в эксплуатацию производитель работ должен представить технический отчет о наладочных работах, содержащий таблицы, графики и другие материалы, отражающие установленные и фактически полученные данные по настройке и регулировке устройств АСУ ТП, описания и чертежи изменений, которые были внесены при наладке, а также следующие документы:

– исполнительную документацию, откорректированную по результатам наладки;

– заводскую документацию, эксплуатационные инструкции и паспорта на оборудование и аппаратуру;

– протоколы наладки и испытаний;

– производственные инструкции для обслуживающего персонала по эксплуатации АСУ ТП.

13.3. Приемка выполненных наладочных работ и разрешение на ввод в эксплуатацию оформляются в установленном порядке.

13.4. В случае, когда на предприятии нет специально обученного персонала по обслуживанию устройств АСУ ТП (до его подготовки), в приемке наладочных работ должен принимать участие специалист организации, обслуживающей устройства АСУ ТП.

13.5. После окончания наладочных работ и индивидуального опробования должно быть проведено комплексное опробование АСУ ТП совместно с технологическим оборудованием в течение не менее 72 ч.

Организации, монтирующие и производящие наладку устройств АСУ ТП, по требованию представителя предприятия, где установлены средства АСУ ТП, принимают участие в комплексном опробовании АСУ ТП совместно с работой технологического оборудования.

13.6. Персонал, осуществляющий обслуживание и ремонт устройств АСУ ТП, должен знать устройство технологического оборудования, которое непосредственно взаимодействует с АСУ ТП, и требования [8] в объеме выполняемых работ.

13.7. Находящиеся в эксплуатации устройства АСУ ТП должны быть постоянно включены в работу, за исключением тех, которые по функциональному назначению могут быть отключены при неработающем технологическом оборудовании.

При эксплуатации устройств АСУ ТП должен вестись постоянный контроль электропитания устройств аварийной и предупредительной сигнализации на работающих объектах, а также исправности предохранителей автоматов и цепей управления этих устройств.

Включение и отключение устройств АСУ ТП, находящихся в ведении АДС эксплуатационной организации, производится только с его разрешения с обязательной записью в эксплуатационном журнале.

Во избежание возможности доступа посторонних к устройствам АСУ ТП они должны быть надежно закрыты и опломбированы, о чем должна быть сделана соответствующая запись в эксплуатационном журнале (сохранность пломб проверяет при приемке и сдаче дежурства оперативный персонал).

Вскрытие устройства может производить персонал, их обслуживающий, или оперативно-диспетчерский персонал с обязательной записью в эксплуатационном журнале.

13.8. Щиты, панели и пульты управления АСУ ТП должны иметь со стороны доступа к ним хорошо видимые надписи, указывающие их назначение в соответствии с едиными диспетчерскими наименованиями, а установленная на них аппаратура - надписи или маркировку согласно схемам.

Проводники, присоединенные к рядам зажимов, а также к зажимам устройств и приборов, должны иметь маркировку согласно схемам.

Контрольные кабели должны иметь маркировку на концах, в местах разветвления и пересечения потока кабелей, при переходе сквозь стены и потолки, а также по трассе через 50-70 м. Концы свободных жил кабелей должны быть изолированы.

13.9. На объектах, где установлены устройства АСУ ТП, должны быть:

– совмещенные принципиальные и монтажные схемы устройств с обозначением маркировок клеммников, вводов электросети, кабельных проводок, линий связи и заземления;

– монтажная схема размещения оборудования на объекте с обозначением внешних соединений устройств и импульсных проводок, начиная с мест их врезки в технологические трубопроводы, нахождения запорной арматуры и органов управления (на схеме должны быть указаны их положения, соответствующие различным режимам работы технологического оборудования).

13.10. На диспетчерском пункте АДС эксплуатационной организации, оборудованном средствами АСУ ТП, должны быть:

– структурная схема устройств АСУ ТП с указанием объектов, на которых они размещены, и схема организаций линий связи;

– принципиальная схема средств АСУ ТП, установленных в диспетчерском пункте, с обозначением клеммников, вводов электросети, линий связи и заземлений;

– монтажная схема размещения устройств на диспетчерском пункте с обозначением внешних соединений, кабельной разводки, электропроводки, клеммников, вводно-коммутационной аппаратуры, их положения при различных режимах работы;

– комплект технической документации на весь комплекс АСУ ТП;

– комплект эксплуатационной документации (эксплуатационный журнал, журнал отказов и неисправностей, график технического обслуживания, регламентных и ремонтных работ, кабельный журнал, паспорта на оборудование и приборы).

13.11. Техническое обслуживание устройств АСУ ТП осуществляется путем проведения плановых проверок.

Полные плановые проверки должны проводиться не реже одного раза в 3 года (если инструкции заводов-изготовителей оборудования и средств АСУ ТП не требуют более частой проверки) в объеме:

– испытания изоляции;

– осмотр состояния аппаратуры и коммутационных элементов;

– проверка основных параметров работы;

– опробование устройств в действии.

Частичные проверки проводятся не реже одного раза в 3 месяца по графику, составленному с учетом местных условий и технической возможности эксплуатационной службы и утверждаемому в установленном порядке техническим руководством ГРО в объеме:

 

 

 

 

 

 

 

    Рейтинг@Mail.ru   Каталог популярных сайтов           
Разместить сайт в каталоге
Разместить статью в каталоге