Газовых месторождений в Республике Казахстан (стр. 6 )

1) подготовку продукции скважин (нефтяной эмульсии) к разделению перед поступлением в отстойные аппараты;

2) сепарацию газа от жидкости с предварительным отбором газа;

3) предварительное обезвоживание нефти.

356. Размещение оборудования установки предварительного сброса пластовых вод (УПС) производится в соответствии с проектом, правилами и нормативами.

357. Оборудование, аппаратура и трубопроводы УПС обеспечиваются антикоррозионной защитой и тепловой изоляцией в соответствии с проектом и нормами.

358. Для безопасной эксплуатации УПС непосредственно на НГМ, защита оборудования, аппаратов от превышения давления предусматривается установкой системы предохранительных клапанов в соответствии с технической эксплуатационной документацией изготовителя и нормами проектирования.

359. Для подготовки нефтяной эмульсии к расслоению предусматривается подача реагента-деэмульгатора на концевых участках нефтегазосбора (перед первой ступенью сепарации нефти), а при наличии соответствующих рекомендаций научно-исследовательских организаций - подача воды, возвращаемой с блоков подготовки нефти.

360. Предварительное обезвоживание нефти осуществляться в аппаратах для совместной подготовки нефти и воды. При этом сбрасываемые пластовые воды должны иметь качество, как правило, обеспечивающее их закачку в продуктивные горизонты без дополнительной очистки (предусматривается только дегазация воды).

Сброс пластовых вод с аппаратов предварительного обезвоживания нефти должен предусматриваться под остаточным давлением, обеспечивающим подачу их на прием насосных станций системы заводнения или при необходимости, на очистные сооружения без установки дополнительных насосных.

Подраздел 13. Дожимные насосные станции

361. Для безопасной эксплуатации на дожимных насосных станциях (ДНС) в зависимости от схемы разработки месторождения, необходимо предусматривать:

1) компоновку аппаратуры и оборудования для проведения основных технологических процессов в технологическом модуле;

2) сепарацию нефти с предварительным отбором газа;

3) учет нефти, газа, конденсата и воды по скважинам и участкам;

4) предварительное обезвоживание продукции скважин и очистка пластовой воды в герметизированных аппаратах, обеспечивающих закачку в продуктивные пласты без дополнительной обработки.

362. Состав ДНС и характеристика оборудования определяется в соответствии с нормами проектирования и характеристикой пластового флюида.

363. Горизонтальные технологические емкости и резервуары должны соответствовать рабочему давлению сепарации и требованиям безопасности.

364. Высота расположения буферной емкости определяется с учетом вертикальных геодезических отметок и гидравлического давления.

365. Приемный коллектор проектируется с уклоном без изгибов трубопроводов.

366. ДНС предусматривается в блочном, взрывопожаробезопасном исполнении, в автоматизированном режиме эксплуатации.

367. Отвод газа при ремонте, профилактике оборудования и аварийных ситуациях для аварийного сжигания осуществляться на факельную установку.

Раздел 5. Трубопроводы нефти и газа

368. В соответствии с проектом обустройства и разработки месторождения в составе объектов могут предусматриваться следующие трубопроводы нефти и газа (ТНГ):

1) выкидные трубопроводы от устьевой площадки обеспечивающие сбор продукции от скважин до замерной установки;

2) нефтегазосборные трубопроводы от АГЗУ до пунктов первой сепарации нефти, ДНС или центрального пункт сбора (ЦПС);

3) нефтепроводы от пунктов сбора нефти и ДНС до ЦПС;

4) нефтепроводы от ЦПС до сооружений магистрального транспорта нефти;

5) газопроводы от установок сепарации нефти до установки подготовки газа (УПГ), газокомпрессорной станции (ГКС), ЦПС, газоперерабатывающего комплекса;

6) газопроводы для транспортирования газа к газлифтным и нагнетательным скважинам;

7) трубопроводы для закачки воды в пласт;

8) трубопроводы для ингибиторов;

9) газопроводы от ЦПС до сооружений магистрального транспорта газа.

369. По трассе вдоль ТНГ предусматривается возможность беспрепятственного и безопасного передвижения автомобильного траспорта, пожарной техники, грузоподъемных и землеройных механизмов и оборудования для технического обслуживания.

370. При прокладке ТНГ соблюдаются безопасные расстояния в соответствии с классификацией, группами и категориями, физико - химическими свойствами и рабочими параметрами (давление, температура) транспортируемой продукции скважин. Группы и категории указываются в проекте для каждого участка ТНГ с постоянными рабочими параметрами.

Не допускается прокладка трассы через населенные пункты.

Рабочее давление определяется по максимальному давлению источника давления с учетом коэффициента перегрузки, рабочая температура принимается по максимальной температуре транспортируемого вещества.

При расположении участка ТНГ ниже отметки источника давления учитывается гидростатическое давление перекачиваемой продукции.

Класс опасности ТНГ содержащих вредные веществ определяется по нормам проектирования и СанПиН.

371. Соединение труб производится с использованием сварки. Фланцевые и резьбовые соединения устанавливаются в местах присоединения запорной арматуры, регуляторов давления, предохранительных устройств, КИП и других компонентов.

372. Пересечения ТНГ с автомобильными и железными дорогами выполняются в футлярах с установкой свечей.

373. ТНГ прокладываются по самокомпенсирующему профилю или с установкой температурных компенсаторов.

374. Профиль линейной части ТНГ, поворотов и ответвлений должен соответствовать проекту.

375. На маршруте трассы, где имеется опасность неконтролируемого перемещения грунта, осадки или всплытия ТНГ, в проекте и при строительстве предусматриваются меры защиты.

376. Для очистки и проверки внутреннего пространства ТНГ предусматривается запуск очистных и диагностических устройств, мероприятия по контролю их перемещения, обработке химическими реагентами, продувке в соответствии с правилами и инструкциями.

377. По трассе ТНГ устанавливаются опознавательные знаки на расстоянии не менее 1 км, на углах поворота и на пересечениях с коммуникациями.

Для обеспечения безопасности трассы отводятся определенные места для встречного проезда с указателями и площадки для стоянки с указателями.

378. Установка запорной арматуры ТНГ производится в соответствии с проектными и строительными нормами.

В начале и конце каждого ТНГ устанавливаются запорные устройства для экстренного вывода из эксплуатации.

Запорные устройства также устанавливаются на переходах и опасных участках, на линейной части через интервалы, указанные в проекте, в соответствии с правилами, нормами и требованиями безопасности.

379. Выкидные трубопроводы, непосредственно связанные со скважинами, оборудуются запорными устройствами, автоматически перекрывающими поток пластового флюида из скважины при аварийной разгерметизации нефтегазопровода.

380. Запорные устройства с дистанционным управлением предусматриваются на скважинах и ТНГ в соответствии с проектом и требованиями безопасности, в составе АСУ ТП.

381. Открытие и закрытие запорной арматуры производится в соответствии с условиями безопасности, указанными в регламенте и инструкциями по эксплуатации.

382. На запорной арматуре ТНГ, в том числе имеющей редуктор или запорное устройство со скрытым движением штока, устанавливаются указатели, показывающие направление их вращения: «Открыто», «Закрыто». Запорная арматура и предохранительные устройства обозначаются и нумеруются согласно технологической схеме, несмываемой краской.

383. Запорная арматура ТНГ (задвижки, краны), расположенная в колодцах, должна иметь дистанционное управление или удлиненные штоки для открытия-закрытия без спуска человека в колодец.

384. Перед вводом в эксплуатацию, после реконструкции и ремонта производится очистка полости и испытания на прочность и герметичность, в соответствии с действующими нормативными документами, проектной документацией и требованиями безопасности.

Границы опасной зоны при испытании и очистке ТНГ указаны в Приложении 9. Опасные зоны обозначаются предупредительными и запрещающими знаками безопасности.

Испытания проводятся после проверки готовности участка или всего ТНГ, представления исполнительной документации на испытываемый объект и выполнения мер безопасности, предусмотренных в плане (проекте) производства работ.

Условия испытания и последовательность работ указываются в специальной инструкции указанной в Приложении 10.

При проведении испытания предусматриваются безопасное удаление технологической среды из ТНГ и утилизация.

385. ТНГ испытываются на прочность и герметичность. Вид испытания и способы (гидравлический, пневматический), продолжительность и оценка результата указывается в проектной и рабочей документации. Величины испытательного давления и время выдержки определяется с учетом коэффициента безопасности и надежности в соответствии с нормами и правилами.

386. При отсутствии указаний в проекте и рабочей документации время проведения испытания на герметичность определяется продолжительностью осмотра и проверки ТНГ.

387. Испытания на прочность и герметичность признаются удовлетворительными при отсутствии негерметичности, пропусков в разъемных и неразъёмных соединениях, снижения давления по манометру с учетом изменения температуры, признаков разрывов и видимых остаточных деформаций. Результаты испытания оформляются актом.

388. При проведении работ в условиях отрицательной температуры воздуха принимаются меры по предотвращению замерзания технологической среды.

389. При обнаружении дефектов, их устранение производится после снижения давления до атмосферного.

После устранения дефектов производится повторное испытание.

390. Манометры, используемые при испытании, перед установкой проверяются на соответствие шкалы, наличие пломбы и метки допустимого давления.

391. Продувка ТНГ инертным газом или паром производится по утвержденной схеме с соблюдением требований безопасности на участке испытания и территории с учетом безопасных расстояний, в соответствии с действующими правилами и инструкциями организации. Не допускается продувка газом, содержащим сероводород, меркаптаны и опасные вещества,

После продувки на испытанном участке ТНГ закрывается запорная арматура, и устанавливаются заглушки, с регистрацией даты и времени в журнале и акте испытания.

392. Для наблюдения за состоянием ТНГ во время продувки или испытания назначаются работники (обходчики), обеспеченные двусторонней связью с руководителем работ, на которых возложены следующие функции:

1) вести наблюдение за закрепленным участком ТНГ;

2) не допускать нахождение людей, животных и движение транспортных средств в опасной зоне и на дорогах, закрытых для движения при испытании наземных или подземных ТНГ;

3) немедленно оповещать руководителя работ о всех обстоятельствах, препятствующих проведению продувки и испытания или создающих опасность для людей, животных, сооружений и транспортных средств, находящихся вблизи ТНГ и принимать меры по их удалению из опасной зоны.

393. На территории охранной зоны ТНГ не допускается устройство канализационных колодцев, котлованов, траншей не предусмотренных проектом, за исключением углублений, необходимых при ремонте или реконструкции по плану производства работ, которые ликвидируются после их завершения.

394. Профилактический осмотр ТНГ производится квалифицированным персоналом при соблюдении требований по безопасности, которые указываются в инструкции организации.

395. При профилактических осмотрах не разрешается спускаться в колодцы и другие углубления на территории охранной зоны. При обнаружении загазованности или неисправности, действия персонала выполняются по ПЛВА и указанию руководителя объекта, с использованием СИЗ ОД.

396. Технические условия и сроки проведения ревизии ТНГ устанавливаются по графику организации и службы технического обслуживания в зависимости от скорости коррозионно-эрозионных процессов, с учетом опыта эксплуатации аналогичных ТНГ, результатов наружного осмотра, предыдущей ревизии и необходимости обеспечения безопасной и безаварийной эксплуатации ТНГ в период между ревизиями.

Первую ревизию ТНГ следует проводить не позже, чем через один год после начала эксплуатации.

397. Периодические испытания трубопроводов на прочность и герметичность проводятся, как правило, во время ревизии ТНГ.

Периодичность испытания устанавливается нефтегазодобывающей организацией с учетом свойств транспортируемой среды, условий ее транспортировки и скорости коррозионных процессов.

Результаты ревизии ТНГ указываются в акте и техническом паспорте.

398. Периодический контроль состояния изоляционного покрытия ТНГ проводится методами диагностирования, позволяющими выявлять повреждения изоляции без вскрытия грунта, по графику утвержденному организацией.

При обнаружении участков изоляции, пропитанной горючим веществом, необходимо принять меры по пожарной безопасности (снять пропитанную изоляцию, подвести водяной пар), в соответствии с ПЛВА.

399. В местах прокладки ТНГ через стены, перекрытия и фундаменты гладкая часть трубы устанавливается в специальном футляре с уплотнительными и центрирующими элементами.

400. Газопроводы для подачи топливного и сжиженного газа эксплуатируются в соответствии с требованиями специальных правил безопасности и строительных нормативов.

401. Неработающие и выключенные из технологической схемы трубопроводы очищаются, продуваются и закрываются запорной арматурой с установкой заглушек, с указанием на схеме и регистрацией в журнале.

402. За состоянием трубопроводов, проложенных в тоннелях, их подвесок и опор, обеспечивается дополнительный контроль. Неисправности в состоянии трубопроводов, их подвесок и опор устраняются в соответствии с ПЛВА.

403. Эксплуатация трубопроводов осуществляется при параметрах, предусмотренных проектом. Изменения в технологический процесс, регламент могут вноситься только при наличии проектной документации, утвержденной и согласованной согласно инструкции.

404. Устройства для герметизации места пропуска (утечки) на трубопроводе (хомуты) устанавливаются только для предотвращения утечки технологической среды, до начала ремонтных работ.

Не допускается эксплуатация трубопроводов при наличии хомутов и других нестандартных элементов, не предусмотренных проектом и технической документацией.

Раздел 6. Установка подготовки нефти

Подраздел 1. Технологический комплекс подготовки нефти

405. Сооружения технологического комплекса разработки НГМ включают установки подготовки нефти (УПН), которые проектируются в зависимости от характеристики и схемы разработки месторождения, подлежат декларированию безопасности и эксплуатируются в соответствии с требованиями промышленной пожарной и экологической безопасности, охраны труда и окружающей среды, лицензирования и технического регулирования действующими в Республике Казахстан при проведении нефтяных операций

406. Назначение, состав, технические и технологические условия эксплуатации УПН устанавливают в проекте согласно правилам и нормам.

407. Для объектов технологического комплекса предусматриваются требования безопасной эксплуатации, мероприятия по гражданской обороне и чрезвычайным ситуациям, которые указываются в проекте обустройства и разработки месторождения.

408. Персоналу, обслуживающему комплекс УПН и вспомогательные устройства и сооружения (ВУС) необходимо знать схему и назначение оборудования аппаратов, трубопроводов, резервуаров, арматуры, контрольно-измерительных приборов, средств автоматики, системы противоаварийной и противопожарной защиты, систему оповещения и действия по ПЛВА, требования по промышленной и пожарной безопасности, охране труда и окружающей среды.

409. Проверка технического состояния и требований безопасности перед пуском и в процессе эксплуатации комплекса УПН и входящих в его состав зданий, сооружений, оборудования, трубопроводов, арматуры, металлоконструкций, заземляющих устройств, КИПиА, блокировок, вентиляции, канализации, связи, пожаротушения, наличия средств индивидуальной защиты, АСУ ТП, телеметрии, систем противоаварийной и противопожарной защиты производится по плану, утвержденному нефтегазодобывающей организацией и графику планово – предупредительного ремонта (ППР). Планом также предусматривается проверка состояния производственной территории, охранной и санитарно-защитной зоны (СЗЗ) подъездных дорог. Результаты проверки оформляются актом и регистрируются в журнале производственного контроля и промышленной безопасности.

410. Эксплуатация УПН и ВУС осуществляется в соответствии с утвержденным проектом и технологическим регламентом. Структура и состав, порядок разработки, согласования и утверждения технологического регламента определяется нефтегазодобывающей организацией в соответствии с проектом и правилами безопасности. Рекомендации по разработке регламента указаны в Приложении 11.

Состав УПН, обозначение и нумерация оборудования указываются на технологической схеме, блок-схеме находящимся в операторном помещении в соответствии с фактическим состоянием и внесенными изменениями.

411. В процессе эксплуатации установки необходимо обеспечить контроль за всеми параметрами технологического цикла (давлением, температурой, производительностью), предусмотренными в проекте и технологическом регламенте.

412. Соответствие показаний контрольно-измерительных приборов находящихся в операторном помещении периодически проверяется и сопоставляется с показаниями приборов, установленных непосредственно на оборудовании, аппаратах, насосах, резервуарах, сепараторах, трубопроводах.

Проверка КИПиА производится контрольными метрологическими приборами в соответствии с инструкцией организации.

413. Регулирование и изменение технологических параметров производится плавно в соответствии с техническим регламентом.

Условия изменения и пределы отклонения параметров устанавливаются регламентом, инструкциями по эксплуатации, пуску и остановке УПН, утвержденными эксплуатирующей организацией в установленном порядке.

414. Оборудование, сосуды, аппараты и емкости, работающие под давлением, эксплуатируются в соответствии со специальными правилами, стандартами, инструкциями и нормативными документами.

415. Не допускается эксплуатация оборудования, аппаратов и емкостей при неисправных предохранительных клапанах, запорных, отключающих и регулирующих устройствах, при отсутствии и неисправности КИПиА, средств автоматики и телеметрии, системы противоаварийной и противопожарной защиты.

416. Обслуживающий персонал обеспечивает постоянный контроль за исправностью оборудования, аппаратов, КИПиА, систем защиты, указанных на технологической схеме.

417. При обнаружении неисправности и негерметичности в аппаратах, оборудовании, трубопроводах и арматуре, для предотвращения воспламенения, утечек нефти и нефтепродукта, необходимо немедленно подать водяной пар к месту пропуска, передать сообщение руководителю работ, выполнить первоочередные действия предусмотренные ПЛВА с использованием средств защиты. По указанию руководителя работ, производится остановка объекта и привлекаются аварийно-спасательная и пожарная служба.

418. Границы опасной зоны загазованности определяется приборами газометрического контроля и обозначаются установкой знаков безопасности и предупредительных знаков «Не входить», «Газоопасно».

Персонал не привлекаемый к выполнению действий по ПЛВА удаляется из опасной зоны, устанавливается режимный пропуск работников и транспорта при наличии средств защиты и искрогасителей по указанию руководителя работ.

419. Не допускается производить работы, связанные с ударами, подтяжкой, креплением болтов и шпилек на аппаратах и трубопроводах, находящихся под давлением, а также производить докрепление герметизаторов на работающих насосах, если это не предусмотрено инструкцией изготовителя.

420. Крышки люков оборудования, аппаратов, сосудов, резервуаров, емкостей должны соответствовать технической документации изготовителя и иметь устройства для безопасного открытия и фиксации при строительных и ремонтных работах с использованием средств механизации.

421. Изоляция и поверхности оборудования, аппаратов, трубопроводов, резервуаров, емкостей должны соответствовать проекту, техническим условиям изготовителя и требованиям безопасности. При обнаружении повреждений руководитель объекта принимает меры по её восстановлению в соответствии с ПЛВА и регистрацией в журнале.

422. Эксплуатация насосных установок производится при наличии световой и звуковой сигнализации, срабатывающей в случае отклонения от допустимых проектных параметров работы и предельного уровня продукта в аппаратах, резервуарах и емкостях.

Не разрешается работать с неисправной системой герметичности и уплотнительных элементов.

423. Перед включением резервных насосов производится их предварительное прогревание постепенным впуском технологического продукта. Не допускается включать в работу насосы без предварительного прогрева.

424. Не разрешается работать включать и эксплуатировать насосные установки при несоответствии уровня продуктов в аппаратах, резервуарах и емкостях, питающих насосы.

425. При прекращении подачи технологического продукта, газа, пара, воды, электроэнергии, воздуха, неисправности системы противоаварийной и противопожарной защиты, а также при возникновении опасной ситуации на других объектах, персонал выполняет действия и мероприятия по безопасности указанные в ПЛВА. При опасной ситуации, по указанию руководителя работ, производится оповещение и аварийная остановка объекта по ПЛВА. Возобновление работ производится после проверки технического состояния УПН и устранения нарушений безопасности.

426. При неисправности системы противоаварийной и противопожарной защиты, установок пожаротушения и систем определения взрывоопасных концентраций, принимаются немедленные меры к восстановлению их работоспособности, а на время проведения ремонтных работ этих систем выполняются мероприятия ПЛВА, обеспечивающие безопасную работу установки. Условия безопасности согласовывают с аварийно-спасательной и пожарной службами.

427. Дренирование технологической среды из аппаратов и емкостей проводится в герметичную систему в автоматическом режиме.

При дренировании с ручным управлением запорного устройства, работы производятся в СИЗ ОД и в присутствии наблюдающего (дублера) после проверки загазованности на рабочем месте. Работники, производящие дренирование и наблюдающий находятся с боковой стороны от газоопасного устройства. Дренирование воды, нефти, нефтепродуктопроводов производится по технологическому регламенту при соблюдении требований взрывопожаробезопасности и допустимого уровня в емкости.

428. Трубопроводы УПН надежно закрепляются с учетом воздействия вибрации и эксплуатации в опасных ситуациях, для эффективного и безопасного отвода технологической среды в резервуар или аварийную ёмкость.

Отвод нефтепродуктов в опасной ситуации производится в соответствии с технологическим регламентом и ПЛВА, по указанию руководителя работ.

429. Отбор проб производится с использованием пробоотборников, рассчитанных на максимальное давление в аппарате. Не допускается пользоваться пробоотборниками с неисправными вентилями и после окончания срока проверки, которая производится в соответствии с инструкцией изготовителя.

При отборе проб персонал использует СИЗ, СИЗ ОД, газоанализаторы. Безопасное содержание, эксплуатация и своевременное испытание пробоотборников, контроль за соблюдением требованием безопасности, возлагается на специально назначенного работника по отбору проб и руководителя объекта работ.

430. Приборы для визуального контроля уровня технологической среды в аппаратах, емкостях, нагревательных устройствах изготавливаются из термостойкого стекла с защитой от внешнего воздействия и разрушения.

431. Включение теплообменников в работу производится при постепенном повышении температуры технологической среды.

432. Отводимая из конденсаторов-холодильников вода не должна содержать нефтепродукта, а в случае его наличия аппарат должен быть отключен.

433. При прекращении работы УПН на длительное время или остановке на консервацию, принимаются меры для защиты аппаратов и трубопроводов от коррозии, размораживания в холодный период и от образования в них взрывопожароопасных смесей, с записью в журнале и составлением акта подписанного исполнителями работ и руководителем объекта.

434. При очистке и продувке сепараторов, аппаратов, емкостей, резервуаров, трубопроводов и оборудования, газ и пары нефтепродуктов отводятся в газосборную сеть и на факельную установку. Жидкая фаза отводится в специальные емкости, резервуары и дренажные системы. Указанные работы выполняют при постоянном контроле загазованности, ПДК и ПДВК в соответствии с требованиями взрывопожаробезопасности и ПЛВА.

Подраздел 2. Эксплуатация трубчатых печей и огневых подогревателей блочных установок

435. Трубчатые печи обеспечиваются сигнализацией, срабатывающей при прекращении подачи жидкого или газообразного топлива к форсункам или отклонения от установленных допустимых технологических параметров.

436. Во время работы печи обеспечивается контроль за состоянием труб нагревателя печи (змеевика), трубных подвесок и других элементов конструкции печи.

437. Не допускается эксплуатация печи при наличии деформаций на трубах, конструкции печи, неисправных КИПиА и комплектующих изделий, системы противоаварийной и противопожарной защиты.

438. Не допускается держать открытыми камеры нагрева во время работы печи.

439. Не разрешается эксплуатация трубчатых печей с неисправными нагревателями, имеющими негерметичность. Подтяжку нажимных болтов для уплотнения пробок можно производить только после снижения давления в трубах до атмосферного и освобождения нагревателя от продукта и снижения их температуры до указанной в технологическом регламенте и ПЛВА.

440. Необходимо обеспечивать регламентный режим горения в топках печи, все форсунки должны иметь равномерную нагрузку и одинаковую длину пламени.

При наблюдении за горением форсунок необходимо пользоваться защитными очками и находиться сбоку от смотрового устройства.

Не разрешается перед розжигом печей проверять наличие тяги в топке огнем.

Не допускается зажигать форсунки печи без предварительной продувки камеры сгорания паром. Продувку следует вести не менее 15 мин. после появления пара из дымовой трубы.

Для зажигания форсунки печи применяются специальный факел или электрозажигающее устройство.

Зажигание форсунки производится в соответствии с инструкцией изготовителя после проверки наличия пара, воздуха и вентиляции. При зажигании работник и наблюдающий находятся с боковой стороны и производят постепенное открытие вентиля на трубопроводе.

Не допускается применять для зажигания факелом легковоспламеняю-щиеся жидкости.

После зажигания факел тушится специальным приспособлением или в ящиках с сухим песком.

На топливном газопроводе устанавливается редуцирующее устройство отрегулированное на давление, необходимое для горения, а также конденсатосборник или паровой подогреватель для предупреждения образования и попадания конденсата в форсунки.

При попадании в форсунки вместе с газом конденсата необходимо немедленно перекрыть вентили подачи газа на печь и слить конденсат.

441. Для автоматического регулирования давления газа и жидкого топлива используется специальный регулирующий клапан с вентилем.

Процесс работы форсунок контролируется также в операторном помещении с подачей звукового и светового сигнала при их отключении.

442. На топливной линии подачи газа устанавливается запорный клапан.

443. Перед зажиганием форсунок печи, работающих на топливном газе, необходимо выполнить следующие требования:

1) проверить плотность закрытия рабочих и контрольных вентилей на всех форсунках;

2) слить конденсат из топливной линии;

3) продуть топливный трубопровод по схеме и регламенту;

4) продуть топку печи паром.

Продувочные свечи выводятся в безопасное место, указанное в проекте. Высота свечи не менее 2 м над поверхностью укрытия.

При нарушении безопасной процедуры зажигания или горения форсунок топливная линия отключается запорным вентилем и определяется причина нарушения, после устранения которого производится продувка топки паром и повторное зажигание в соответствии с инструкцией по безопасной эксплуатации. Причина неисправности записывается в журнале и сообщается руководителю работ.

444. Периодически производиться проверка тяги в печи, безопасным методом согласно инструкции по эксплуатации с записью в журнале.

445. На паропроводе, для продувки нагревателя печи устанавливаются обратные клапаны и по две запорные задвижки. Между задвижками необходимо устанавливать пробный (продувочный) кран для контроля за герметичностью задвижки и слива конденсата пара. Трубопровод для продувки нагревателя паром должен постоянно находится в исправном, рабочем состоянии, освобожденным от конденсата.

446. Камеры сгорания печи, нагрева нефти, дымоходы оборудуются системой паротушения. Вентили трубопроводов паротушения размещаются и безопасном месте на расстоянии не менее 10 м от печи.

447. Трубчатые печи и огневые подогреватели обеспечивается системой пожаротушения, огнетушителями и пожарным инвентарем по нормам и требованиям пожарной безопасности (Приложение 3).

448. При негерметичности системы нагрева необходимо немедленно остановить эксплуатацию печи согласно ПЛВА.

На трубопроводах подачи газа на неработающих форсунках устанавливаются заглушки с регистрацией в журнале.

449. Эксплуатация трубчатых печей на газовом топливе разрешается персоналу, имеющему соответствующую квалификацию и допуск по безопасной эксплуатации газового оборудования.

Подраздел 3. Эксплуатация печей с беспламенными

панельными горелками

450. Перед розжигом панельных горелок, проверяется давление газа в коллекторах в соответствии с технологическим регламентом и инструкциями по эксплуатации и безопасности.

451. Для розжига панельных горелок применяется специальное устройство с дистанционным включением.

452. При розжиге ручным способом необходимо ввести зажженный факел, поместить его перед первой горелкой, открыть вентиль подачи газа и убедиться, что горелка работает. Дальнейшее зажигание горелок производится в последовательности их расположения в соответствии с инструкцией по безопасности.

453. Розжиг блока панельных горелок производят два человека.

454. При эксплуатации печи необходимо контролировать температуру наружных стенок распределительных камер горелок и при ее повышении больше нормы отключить горелку.

455. При нарушении стабильного горения следует отключить горелку, топливопровод и прочистить сопло.

Подраздел 4. Эксплуатация электрообессоливающих установок

456. Электрическая часть установки обслуживается электротехническим персоналом, имеющим соответствующую квалификационную группу допуска по электрической безопасности в соответствии с действующими правилами электробезопасности.

457. Верхняя площадка, на которой расположены трансформаторы и реактивные катушки, должна иметь сетчатое или решетчатое ограждение с вывешенной на нем предупредительной надписью «Высокое напряжение -опасно для жизни» и знаками безопасности.