Проектирование и строительство нормативно-методические документы arrow Объекты нефтяной и газовой промышленности arrow Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов  
22.09.2017
    
Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов

МИНИСТЕРСТВО ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

УТВЕРЖДЕНЫ

Министерством газовой

промышленности

31 декабря 1980 г.

ПРАВИЛА
ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ
МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

МОСКВА «НЕДРА» 1982

Правила определяют порядок управления и организации эксплуатации магистральных газопроводов, устанавливают положения и требования, предъявляемые к эксплуатации сооружений и оборудования магистральных газопроводов: линейной части, компрессорных станций с газотурбинным, газомоторным и электроприводами и их оборудования, подземных хранилищ газа, оборудования для подготовки газа к транспортировке, газораспределительных станций, электроустановок, контрольно-измерительных приборов, автоматики, защиты, связи, телемеханики и АСУ, а также расходомерных пунктов. Изложены положения по организации эксплуатации магистральных газопроводов, по подготовке их объектов и оборудования к эксплуатации в осенне-зимних условиях и к весеннему паводку, дан паспорт производственного объединения (предприятия) по транспортировке и поставкам газа. Приведены перечень использованных нормативных документов и типовые формы к паспорту производственного объединения (предприятия) по транспортировке и поставкам газа.

Настоящие Правила разработаны Всесоюзным научно-исследовательским институтом природных газов (ВНИИГаз) при участии Центрального диспетчерского управления, Управления по транспортировке и поставкам газа Мингазпрома, Главного государственного газового надзора, производственного объединения «Союзоргэнергогаз», Всесоюзного научно-производственного объединения «Союзгазавтоматика», Гипроспецгаза, ВНИПИТрансгаза.

С выходом в свет настоящих Правил действие Правил технической эксплуатации магистральных газопроводов, утвержденных Министерством газовой промышленности 03.01.73 г., прекращается.

Настоящие Правила вводятся в действие с 01.01.82 г.

Редакционная комиссия: 3. Т. Галиуллин (председатель), Ю. Н. Васильев, Г. Э. Одишария, В. В. Девичев, В. А. Щуровский, И. И. Анненков, Ж. А. Полузьян, А. П. Альшанов, И. А. Исмаилов, И. А. Петров, П. И. Данилин, В. К. Скубин, А. Ф. Комягин, Б. М. Смерека, Б. И. Морозов, С. В. Карпов, И. Н. Быков, А. А. Столяров, В. Е. Степанов, Е. В. Леонтьев, А. П. Подкопаев, С. Н. Синицын, М. Н. Волчкова, Э. А. Курбатов, Г. В. Суховнин, К. В. Попов, Ю. А. Евсеев, Ю. Н. Кузьменко.

Раздел первый

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Глава 1

ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ ОБСЛУЖИВАЮЩЕГО ПЕРСОНАЛА И ОРГАНИЗАЦИОННАЯ СТРУКТУРА

1.1. Настоящие Правила устанавливают технические нормы и требования к эксплуатации основных сооружений и оборудования магистральных газопроводов, к приему газа от поставщиков и передаче его потребителям, к организации работы персонала и технической документации при транспортировке газа по магистральным газопроводам и при хранении его в подземных хранилищах; единый порядок эксплуатации и ремонта оборудования и сооружений.

1.2. Настоящие Правила являются обязательными для всех организаций, предприятий и учреждений Мингазпрома, а также для организаций других ведомств, производящих работы на объектах магистральных газопроводов.

1.3. На основе настоящих Правил и с учетом других действующих правил, типовых инструкций и норм производственными объединениями магистральных газопроводов разрабатываются должностные и производственные инструкции, в том числе по технике безопасности и пожарной безопасности, необходимые чертежи и схемы с учетом особенностей каждого объекта газопровода.

1.4. Перечень инструкций и схем в соответствии с требованиями п. 1.3, утверждается главным инженером производственного объединения по транспортировке и поставкам газа (ПО).

В этом перечне указывается, кем утверждаются и где находятся инструкции и схемы. Пересмотр инструкций и схем производится не реже 1 раза в три года, а необходимые изменения вносятся в них незамедлительно.

1.5. Магистральный газопровод состоит из головных сооружений (ГС), линейной части, компрессорных станций (КС), отводов к потребителям, газораспределительных станций (ГРС) и пунктов (ГРП), расходомерных пунктов, станций подземного хранения газа (СПХГ).

1.6. Основными обязанностями работников магистральных газопроводов являются:

а) обеспечение надежной работы оборудования, исправного состояния зданий, сооружений и коммуникаций, бесперебойного газоснабжения потребителей;

б) достижение максимальной эффективности эксплуатации газопровода и его систем с помощью рационального расходования топливно-энергетических ресурсов и материалов, сокращения потерь газа при его транспортировке, наиболее полного использования вторичных энергоресурсов компрессорных станций как для собственных нужд, так и для сторонних организаций, использования оптимальных режимов работы оборудования;

в) разработка и осуществление мероприятий по модернизации газопровода, внедрение новой техники и научной организации производства и труда;

г) повышение производительности труда, снижение себестоимости транспортировки газа;

д) защита окружающей среды;

е) повышение квалификации, распространение передовых методов производства и опыта новаторов, развитие рационализации и изобретательства, организация социалистического соревнования;

ж) строгое соблюдение трудовой и производственной дисциплины, выполнение требований действующих нормативных документов и инструкций.

1.7. Эксплуатация одного или нескольких газопроводов с оборудованием и сооружениями, прием газа от поставщиков и передача его потребителям осуществляется ПО.

1.8. Для эксплуатации участков магистральных газопроводов в составе ПО создаются линейные производственные управления магистральных газопроводов (ЛПУМГ), для эксплуатации подземных хранилищ СПХГ.

1.9. Состав, функции и взаимоотношения производственных служб, цехов, отделов и других подразделении Всесоюзного промышленного объединения (ВПО), ПО, ЛПУМГ и СПХГ устанавливаются в соответствии с типовыми организационными структурами и положениями и утверждаются в установленном порядке.

Глава 2

ПОРЯДОК ПРИЕМКИ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ СООРУЖЕНИЙ И ОБОРУДОВАНИЯ

2.1. Приемка в эксплуатацию законченных строительством объектов и всего комплекса сооружений магистрального газопровода производится специальной (государственной) комиссией, назначаемой Мингазпромом или ВПО (ПО) в зависимости от сметной стоимости и назначения объекта.

До предъявления государственным приемочным комиссиям к приемке в эксплуатацию объектов должна быть произведена их приемка рабочими комиссиями, назначаемыми Мингазпромом или ВПО (ПО). Права и обязанности рабочих и государственных комиссий определяются требованиями СНиП, главы «Приемка в эксплуатацию законченных строительством предприятии, зданий и сооружений. Основные положения».

2.2. Законченные строительством газопроводы и их сооружения должны быть приняты в промышленную эксплуатацию в соответствии с требованиями действующих СНиП, глав: «Приемка в эксплуатацию законченных строительством предприятий, зданий и сооружений. Основные положения», «Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки работ», «Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования» и Правил приемки в эксплуатацию законченных строительством предприятий, газопроводов, компрессорных станций и других объектов газовой промышленности.

Приемка в эксплуатацию газопроводов, проложенных в условиях вечной мерзлоты, должна выполняться с учетом требований СНиП, главы «Основания и фундаменты зданий и сооружений на вечномерзлых грунтах. Нормы проектирования».

2.3. До приемки в эксплуатацию сооружений и оборудования газопровода необходимо:

а) получить от генерального подрядчика исполнительную техническую документацию на линейную часть газопровода, КС, ГРС, СПХГ и другие, сдаваемые в эксплуатацию, объекты согласно перечню документации, приведенному в СНиП (глава «Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки работ»);

б) проверить соответствие сооружений утвержденному проекту и согласованным отступлениям от него;

в) произнести очистку полости и испытание газопровода, и технологических коммуникаций на плотность и герметичность в соответствии с техническими условиями проекта и требованиями СНиП, глав: «Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования», «Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки работ»; после чего выполнить подключение газопровода или технологических коммуникаций к действующему газопроводу;

г) полностью удалить воду из полости газопровода после гидравлических испытаний;

д) осуществить пусконаладочные работы принимаемых в эксплуатацию объектов;

е) комплексно опробовать работу агрегатов и их систем, общестанционного оборудования, аппаратов, запорной арматуры и контрольно-измерительных приборов (КИП) КС, ГРС, СПХГ с номинальной и максимальной нагрузками согласно техническим условиям завода-изготовителя, проекта и действующим правилам;

ж) проверить и комплексно опробовать действие диспетчерской и местной связи;

з) укомплектовать и обучить (с обязательной проверкой знаний) эксплуатационный персонал, обеспечив его инструкциями и схемами согласно пп. 1.3, 1.4.

2.4. При приемке в эксплуатацию газопроводов, проложенных в условиях Крайнего Севера и вечной мерзлоты, необходимо дополнительно проконтролировать следующее:

а) соответствие выполненных работ требованиям СНиП, главы «Основания и фундаменты зданий и сооружений на вечномерзлых грунтах. Нормы проектирования»;

б) соответствие проекту влажности и гранулометрического состава грунтов;

в) наличие и работоспособность устройств по охлаждению грунта, предусмотренных проектом;

г) соответствие проекту числа теплоизоляционных экранов и мест их размещения, противоэрозионных перемычек, сточных лотков и т.д.;

д) соответствие проекту мест расположения и оснащение пунктов контроля за тепловым режимом и пучением грунтов, а также наличие документов, фиксирующих результаты этих измерений с начала изысканий;

е) соответствие проекту вдольтрассовых дорог и относящихся к ним сооружений;

ж) выполнение запроектированных мероприятий по рекультивации поверхностей, нарушенных в процессе строительства (высев трав, одерновка склонов и т.д.), и охране окружающей среды.

2.5. Приемка в эксплуатацию магистральных газопроводов может быть выполнена только после сноса строений и сооружений, расположенных от оси газопровода на расстояниях менее предусмотренных требованиями СНиП (глава «Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования»).

2.6. Результаты приемки магистрального газопровода, его сооружений и оборудования оформляются актом государственной комиссии, который является основанием для ввода их в эксплуатацию.

Очистка полости

2.7. Очистка полости магистрального газопровода до ввода его в эксплуатацию должна производиться в соответствии с требованиями проекта организации строительства и производства работ, а также СНиП, главы «Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки работ».

2.8. Очистка полости газопровода должна выполняться строительно-монтажной организацией, осуществлявшей монтаж трубопровода или его участка, при участии организации - генерального подрядчика и соответствующих эксплуатационных организаций заказчика.

2.9. Очистка полости газопровода после завершения его строительства должна осуществляться по инструкциям под руководством специально назначенных комиссий с участием представителей заказчика, генерального подрядчика и субподрядных организаций.

2.10. Инструкции составляются строительно-монтажной организацией применительно к конкретному газопроводу с учетом местных условий производства работ, согласовываются с заказчиком, а в случае применения газа с районной инспекцией госгазнадзора и утверждаются председателем комиссии.

2.11. Инструкции по очистке полости магистральных газопроводов должны предусматривать:

а) способы и последовательность выполнения работ;

б) методы и средства выявления и устранения отказов (застревание очистных устройств и т.п.);

в) требования пожарной и технической безопасности с указанием размеров зоны оцепления.

2.12. Очистка полости газопровода при вводе его в эксплуатацию должна осуществляться пропуском очистных устройств (не менее 3 раз) и обеспечивать полное удаление строительных загрязнений (песок, вода, сварочный грат и т.д.).

Испытание газопровода

2.13. Магистральные газопроводы до сдачи в эксплуатацию должны подвергаться испытанию на прочность и проверке на герметичность. Запрещается производить испытания газопровода до полного окончания работ и подписания акта о результатах очистки полости трубопровода.

2.14. Испытания газопровода следует производить в соответствии с требованиями СНиП, главы «Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки работ».

2.15. Испытание газопроводов следует производить гидравлическим (водой, незамерзающими жидкостями) или пневматическим (воздухом, природным газом) способом.

Применение для испытаний магистральных газопроводов природного газа допускается в исключительных случаях по специальному разрешению Мингазпрома.

2.16. Подвергаемый испытанию участок газопровода должен быть отключен от смежных участков,

2.17. Проверка на герметичность участков всех категорий с применением любой испытательной среды производится после испытания на прочность.

2.18. Воздух или природный газ, используемый для испытания газопровода, должны быть, как правило, одорированы с целью выявления возможных утечек из газопровода.

2.19. Осмотр трассы при проверке на герметичность следует производить только после снижения испытательного давления газа до рабочего.

2.20. При обнаружении утечек визуально, по звуку, запаху или с помощью приборов участок газопровода подлежит ремонту.

2.21. Порядок проведения работ по испытанию на прочность и проверке на герметичность магистральных газопроводов устанавливается инструкцией, предусматривающей последовательность и способы выполнения работ, методы и средства обнаружения утечек, а также мероприятия по обеспечению пожарной и технической безопасности.

2.22. Инструкция составляется строительно-монтажной организацией применительно к конкретному газопроводу с учетом местных условий, согласовывается с заказчиком, с районной инспекцией госгазнадзора и в случае применения утверждается председателем комиссии после испытания на прочность и проверки на герметичность.

Глава 3

ТЕХНИЧЕСКАЯ ПОДГОТОВКА ПЕРСОНАЛА

3.1. Проверка знаний руководящих и инженерно-технических работников, а также инструктаж, обучение и проверка знаний рабочих настоящих Правил должны проводиться в соответствии с Положением о порядке обучения и проверки знаний по охране труда рабочих, служащих и административно-технического персонала (должностных лиц) на предприятиях и в организациях Мингазпрома.

3.2. Персонал, обслуживающий оборудование КС, РЭП, ГРС, СПХГ и линейной части газопровода (по профессиям, перечисленным в приказе № 400 Минздрава от 30.05.69 г.), должен проходить медицинское освидетельствование для определения соответствия физического состояния и здоровья требованиям, предъявляемым к лицам этих профессий.

3.3. С целью повышения квалификации обслуживающего персонала в каждом ЛПУМГ должны быть организованы следующие формы обучения:

а) курсовое обучение по повышению квалификации;

б) изучение настоящих Правил, правил техники безопасности, производственных инструкций, устройства и работы оборудования;

в) проведение противоаварийных и противопожарных тренировок на рабочих местах КС, ГРС, РЭП, СПХГ, выездов на трассу газопровода по учебной тревоге для обучения персонала правилам и способам ликвидации аварий;

г) производственный инструктаж непосредственно на рабочих местах по правильному уходу за оборудованием, рациональным и безопасным методам работы, устранению возможных отказов оборудования и соблюдению правил техники безопасности.

3.4. Систематическую работу по повышению квалификации и поддержанию высокого уровня дисциплины персонала обязаны организовать и контролировать начальники, заместители начальников ЛПУМГ, начальники цехов и служб, начальники и мастера участков.

3.5. Обучение вновь принятых рабочих, как правило, должно осуществляться в учебно-курсовом комбинате (УКК). Допускается, как исключение, индивидуальная подготовка принятых рабочих. Такая форма обучения должна осуществляться в строгом соответствии с программами центрального учебно-методического кабинета Мингазпрома.

Глава 4

ОТВЕТСТВЕННОСТЬ ЗА ВЫПОЛНЕНИЕ ПРАВИЛ ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

4.1. Знание и выполнение Правил технической эксплуатации магистральных газопроводов является обязательным для всего производственного персонала магистральных газопроводов.

4.2. Нарушение настоящих Правил влечет за собой ответственность в административном, дисциплинарном или судебном порядке в зависимости от степени и характера нарушения.

4.3. За невыполнение требований Правил технической эксплуатации магистральных газопроводов несут персональную ответственность директора и главные инженеры ВПО и ПО, заместители директоров ВПО и ПО, начальники производственных отделов ВПО и ПО, начальники и заместители начальников ЛПУМГ, СПХГ, начальники цехов и служб, каждый работник на порученном ему участке в соответствии с возложенными на него обязанностями, а также руководители и ответственные исполнители, выполняющие работы на объектах магистральных газопроводов.

4.4. Каждый случаи аварии и брака расследуется комиссией с участием представителей ЛПУМГ, СПХГ и ПО в соответствии с требованиями Инструкции о порядке расследования аварий, повреждений и разрушений при эксплуатации и строительстве газовых объектов Мингазпрома, подконтрольных Государственной газовой инспекции (ныне Главгосгазнадзору СССР).

Председателем комиссии при расследовании аварий, связанных с транспортировкой, хранением и использованием газа, назначается, как правило, представитель Главгосгазнадзора СССР. Учет всех аварий должен вестись в соответствии с действующими положениями.

4.5. За происшедшие аварии и брак в работе несут персональную ответственность в административном, дисциплинарном или судебном порядке:

а) персонал, непосредственно обслуживающий агрегаты, установки, линейную часть, - за каждую аварию или повреждение, происшедшие по их вине вследствие неудовлетворительной эксплуатации и ремонта обслуживаемого оборудования или участка газопровода;

б) работники, производящие ремонт оборудования КС, ГРС, установок и линейной части, - за каждую аварию или повреждение, происшедшие по их вине из-за некачественного или несвоевременного ремонта;

в) диспетчеры, сменные инженеры КС, другой сменный персонал - за аварии и брак и работе, происшедшие по их вине или вине подчиненного им персонала;

г) начальники цехов и служб - за аварии, происшедшие в цехе, службе и на других подведомственных им участках работы по вине инженерно-технического, ремонтного и дежурного персонала, а также за невыполнение возложенных на них обязанностей и нарушение своими распоряжениями или действиями установленных правил технической эксплуатации установок, аппаратов и сооружений;

д) начальники и заместители начальников ЛПУМГ - за аварии, происшедшие на вверенных им объектах по вине обслуживающего персонала, а также в результате несвоевременного проведения профилактических мероприятий и неудовлетворительного ремонта оборудования КС, ГРС, СПХГ и линейной части.

4.6. Эксплуатационный персонал должен предъявлять в установленном порядке рекламации заводам-изготовителям за поставки дефектного оборудования и материалов.

Раздел второй

ЛИНЕЙНАЯ ЧАСТЬ ГАЗОПРОВОДА

Глава 5

ОФОРМЛЕНИЕ ТРАССЫ ГАЗОПРОВОДА

5.1. Для обеспечения нормальных условий эксплуатации и исключения возможных повреждений газопровода в соответствии с Правилами охраны магистральных трубопроводов устанавливаются охранные зоны. Охранная зона представляет собой участок земли, ограниченный условными линиями, проходящими в 50 м от оси газопровода с каждой стороны, на землях сельскохозяйственного назначения - в 25 м от оси газопровода.

Для многониточных газопроводов размеры охранной зоны определяются от оси крайних трубопроводов с каждой стороны.

5.2. Земельные участки, входящие в охранные зоны газопроводов, не изымаются у землепользователей и используются ими для проведения сельскохозяйственных и иных работ с обязательным соблюдением требований настоящих Правил.

5.3. В охранных зонах запрещается производить всякого рода действия, которые могут нарушить эксплуатацию магистральных газопроводов или привести к их повреждению, в том числе:

а) перемещать, засыпать и повреждать опознавательные и сигнальные знаки, контрольно-измерительные пункты;

б) открывать люки, калитки и двери необслуживаемых усилительных пунктов (НУП) связи, ограждений линейных кранов, станций катодной и дренажной защиты, линейных и смотровых колодцев и других линейных средств, а также открывать и закрывать краны, отключать или включать средства связи, энергоснабжения и телемеханики трубопроводов;

в) устраивать, всякого рода свалки, выливать различного рода жидкости, в том числе растворы кислот, солей и щелочей;

г) разрушать берегоукрепительные сооружения, водопропускные устройства, земляные и иные сооружения (устройства), предохраняющие газопроводы от разрушений;

д) бросать якоря, проходить с отданными якорями, цепями, лотами, волокушами и тралами, производить дноуглубительные и землечерпательные работы;

е) разводить костры и размещать какие-либо открытые или закрытые источники огня.

5.4. Землепользователям в охранных зонах газопроводов без письменного разрешения ЛПУМГ (ПО) запрещается:

а) возводить любые постройки и сооружения;

б) производить посадки деревьев и кустарников, устраивать постоянные и временные склады, содержать скот, ловить рыбу и т.д.;

в) сооружать проезды и переезды через трубопроводы, устраивать стоянки автомобильного транспорта, тракторов и механизмов, размещать коллективные сады и огороды;

г) производить мелиоративные земляные работы, сооружать оросительные и осушительные системы;

д) производить всякого рода горные, строительные, монтажные и взрывные работы, планировку грунта;

е) производить геологосъемочные, поисковые, геодезические и другие изыскательные работы, связанные с устройством скважин, шурфов и взятием проб грунта (кроме почвенных образцов).

5.5. Предприятия или организации, выполняющие вышеназванные работы, должны осуществлять их с соблюдением требований настоящих Правил, Правил охраны магистральных трубопроводов, Инструкции по производству строительных работ в охранных зонах магистральных трубопроводов Министерства газовой промышленности.

5.6. При необходимости проведения ремонтных работ на газопроводах ЛПУМГ (ПО) имеет право временно (до окончания ремонта) ограничить (с предварительным уведомлением землепользователей) проведение работ, указанных в п. 5.4, в пределах участка, требующего ремонта, на расстояниях, равных минимальным расстояниям от оси газопровода (от его объектов) до городов и других населенных пунктов, установленных требованиями СНиП (глава «Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования»).

5.7. На трассе магистрального газопровода и отводах должны быть установлены следующие знаки:

а) железобетонные столбики высотой 1,5 - 2 м на прямых участках в пределах видимости через 300 - 500 м и на углах поворота газопроводов с указанными на них километражем газопровода и фактической глубиной заложения труб; при прохождении вдоль газопровода воздушных линий связи возможно закрепление трассы газопровода с использованием опор связи и указанием на них километража, глубины заложения газопровода и расстояния от оси опоры связи до оси газопровода (для закрепления трассы газопровода вместо железобетонных столбиков можно использовать также контрольно-измерительные колонки катодной защиты), знаки закрепления трассы газопровода (километровые и катодные столбики) должны быть окрашены в оранжевый цвет; на землях сельскохозяйственного назначения столбики устанавливаются на границах обрабатываемых земель, лесопосадок и т.д.;

б) знаки границ трассы газопровода между ЛПУМГ и участками, обслуживаемыми отдельными линейными обходчиками;

в) сигнальные знаки по обеим сторонам охранной зоны на подводных переходах (дюкерах) в соответствии с требованиями Устава внутреннего водного транспорта на расстоянии 100 м от оси газопровода и подводного кабеля связи;

д) дорожные знаки в местах пересечения газопроводов с автомобильными дорогами всех категорий по согласованию с органами Госавтоинспекции, запрещающие остановку транспорта на расстояниях от оси газопровода, определяемых требованиями СНиП, главы «Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования».

5.8. Помимо постоянных знаков у каждого линейного ремонтера и в автомашинах линейно-эксплуатационной службы (ЛЭС) должны быть переносные предупредительные знаки для ограждения мест утечки газа, ремонтируемых участков, мест размывов газопроводов и т.п. в соответствии с табелями оснащенности, утвержденными ПО.

5.9. Сооружения, оборудование и аппаратура на линейной части магистральных газопроводов, в том числе и на переходах газопровода через железные и шоссейные дороги, реки, тоннели, болота, должны содержаться в полной исправности в соответствии с проектом и действующими инструкциями. Металлические конструкции на переходах должны быть защищены от коррозии.

5.10. Все воздушные переходы арочного и балочного типов должны быть оборудованы ограждениями, исключающими возможность перехода людей по трубопроводу.

5.11. При тоннельной прокладке магистрального газопровода компенсаторы перед входом в тоннель должны быть перекрыты железобетонными настилами для защиты газопровода от камнепадов. Чтобы исключить возможность проникновения посторонних лиц в тоннель, оба входа должны быть оборудованы надежными ограждениями из металлической решетки или сетки.

5.12. На участках трассы магистрального газопровода, проложенного в отдалении от шоссейных и улучшенных грунтовых дорог, должна быть обеспечена возможность подъезда к любой точке на трассе газопровода для выполнения профилактических, ремонтных и аварийных работ. Бровки дорог в охранной зоне для проезда автотранспорта, обслуживающего газопровод, должны находиться не ближе 3 м от оси газопровода.

5.13. Для обеспечения подъезда к любой точке на трассе газопровода с минимальными объездами крутые склоны оврагов должны быть спланированы для прохождения через овраг автотранспорта. Через ручьи и небольшие речки (при отсутствии переезда) также должны быть сооружены мосты для проезда автотранспорта. В местах объездов труднопроходимых участков должны устанавливаться указатели направления и расстояния объезда.

5.14. Материалы, отражающие фактическое положение магистрального газопровода и его отводов, оформленные в установленном порядке строительно-монтажными организациями и заказчиком, должны быть переданы в исполнительные комитеты районных (городских) Советов народных депутатов для нанесения их на районные карты землепользований.

5.15. При совпадении охранной зоны газопроводов с полосой железных или автомобильных дорог, линии электропередачи (ЛЭП) и других объектов эксплуатация совпадающих участков территории осуществляется заинтересованными организациями, по согласованию между ними.

5.16. При аварии на газопроводе ЛПУМГ (ПО) приступает к безотлагательной ее ликвидации с одновременным уведомлением исполнительных комитетов местных Советов народных депутатов и предприятий (организаций), на территории которых произошла авария.

5.17. По окончании плановых или аварийных ремонтно-восстановительных работ на газопроводах ЛПУМГ (ПО) обязаны возместить землепользователям в установленном порядке убытки, причиненные при производстве указанных работ, и привести земельные угодья в районе производства работ в состояние, пригодное для дальнейшего использования по назначению.

5.18. При эксплуатации газопроводов расстояния до близлежащих строений, промышленных и гражданских сооружений от оси газопровода должны быть не менее установленных СНиП, главой «Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования».

5.19. В исполнительную документацию магистрального газопровода должны своевременно вноситься изменения, касающиеся строительства объектов в охранной зоне, пересечения газопровода трубопроводами и коммуникациями другого назначения и конструктивные изменения объектов линейной части газопровода.

5.20. Трассу магистрального газопровода в пределах 3 м от оси крайнего газопровода в каждую сторону необходимо периодически расчищать от поросли и содержать в безопасном противопожарном состоянии.

5.21. Фактическую глубину заложения необходимо периодически контролировать. При оголении, провисании и других нарушениях участки газопровода подлежат ремонту, их заглубляют в соответствии с требованиями СНиП (глава «Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования»).

5.22. Для защиты траншей от размыва и газопроводов от обнажения, нужно предусмотреть сток поверхностных вод, крепление оврагов и промоин, размываемых берегов водных преград и др.

Растущие овраги и промоины, расположенные в охранной зоне и в стороне от трассы, которые при своем развитии могут достичь трубопровода, должны укрепляться.

5.23. Для газопроводов, проложенных в земляных насыпях через балки, овраги и ручьи, необходимо устройство водопропусков, обеспечивающих пропуск расчетного расхода воды.

5.24. В местах пересечения газопроводами промоин, оросительных каналов, крутых склонов, кюветов должны предусматриваться глиняные (или им подобные) перемычки, предотвращающие распространение воды по траншее и проток ее вдоль трубопровода.

Глава 6

ТРУБОПРОВОД

Трубы

6.1. Трубы, применяемые для ремонта магистральных и технологических газопроводов КС, ГРС, СПХГ, должны отвечать требованиям государственных стандартов, технических условий (ТУ) и СНиП (глава «Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования»).

6.2. Запрещается применение труб для аварийного запаса и ремонта, не имеющих сертификатов или документов, подтверждающих соответствие их требованиям ГОСТа и ТУ, а также при отсутствии товарного знака на поверхности труб.

6.3. Для ремонта магистральных и технологических газопроводов, а также для аварийного запаса следует применять трубы согласно проекту или равноценные им по назначению в соответствии с требованиями Инструкции по применению труб в газовой и нефтяной промышленности и в зависимости от рабочих параметров газопровода и его категории.

Сварка, сварочные материалы

6.5. Сварочно-монтажные работы должны выполняться в строгом соответствии с требованиями СНиП (глава «Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки работ») и Типовой инструкции на производство огневых работ на действующих магистральных газопроводах, газосборных сетях газовых промыслов и СПХГ, транспортирующих природный и попутный газ.

6.6. Трубы должны свариваться механизированными или ручными способами электродуговой сварки. Технология сварки на каждый из применяемых способов устанавливается соответствующими инструкциями, при этом она должна обеспечить равнопрочность сварного шва и металла трубы и механические свойства сварного соединения в соответствии с требованиями СНиП (глава «Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки работ»).

6.7. К сварке и прихватке стыков магистральных газопроводов допускаются сварщики пятого и шестого разряда, сдавшие экзамен в соответствии с Правилами аттестации сварщиков и имеющие допуск на указанные сварочные работы.

6.8. Сварщик, впервые приступивший к сварке магистральных газопроводов или имевший перерыв в работе более трех месяцев, должен (независимо от наличия удостоверения) заварить допускной (пробный) стык. Это требование справедливо для случая, когда используются новые трубные стали или новое сварочное оборудование.

6.9. Режим сварки, сварочные материалы, необходимость предварительного подогрева металла устанавливаются в зависимости от марки стали, эквивалентного содержания углерода, толщины металла, температуры окружающего воздуха в соответствии с данными, приведенными в технологических инструкциях по сварке стыков труб.

6.10. При сварке трубопроводов, предназначенных для транспортировки газа, содержащего сероводород, углекислый газ, должны выполняться требования по термической обработке сварных соединений согласно действующим инструкциям.

6.11. Электроды, сварочная проволока и флюсы, применяемые при сварке, должны удовлетворять требованиям действующих СНиП и иметь сертификат завода-изготовителя. При отсутствии сертификатов применение указанных сварочных материалов для сварки магистральных газопроводов запрещается.

6.12. При кислородной машинной резке под фаску труб из высокопрочных сталей с применением газорежущих машин типа «Орбита» режим резки следует устанавливать в соответствии с требованиями Руководства по технологии резки труб диаметром 1020 - 1420 мм при температурах до - 50 °С (Р 281-77).

6.13. Приварку запорной арматуры следует выполнять с соблюдением технологических требований, изложенных в Руководстве по технологии вварки запорной арматуры при сооружении магистральных трубопроводов (Р 167-74).

6.14. Контроль качества сварки должен включать систематический пооперационный контроль, внешний осмотр сварного соединения, проверку качества физическими методами (просвечиванием рентгеновскими или гамма-лучами, ультразвуковым и магнитографическим способами) в соответствии с требованиями СНиП (глава «Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки работ») и Типовой инструкции на производство огневых работ на действующих магистральных газопроводах.

Подключение к действующим газопроводам

6.15. Подключения к действующим газопроводам (монтаж отводов от газопроводов) должны выполняться в соответствии с проектом.

6.16. Конструктивны размеры узла врезки трубы (диаметр, толщина стенки, марка стали) должны соответствовать проекту или действующим нормалям.

6.17. Сварочно-монтажные работы следует выполнять в соответствии с требованиями Типовой инструкции на производство огневых работ на действующих магистральных газопроводах, газосборных сетях газовых промыслов и станций подземного хранения газа, транспортирующих природный и попутный газ.

6.18. После завершения работ все необходимые изменения должны быть внесены в исполнительную техническую документацию в течение трех дней.

Запорная арматура

6.19. Вся запорная арматура, установленная на магистральном газопроводе и отводах, должна иметь:

а) нумерацию согласно оперативной схеме;

б) четкие указатели открытия и закрытия кранов;

в) технические манометры для измерения давления газа в газопроводе;

г) специальные манометры для измерения давления смазки системы уплотнений кранов;

д) указатель направления движения газа.

6.20. Линейные краны на магистральном газопроводе и на многониточных речных переходах, как правило, должны иметь автоматы аварийного закрытия (АЗК), настроенные с учетом возможных изменений режима работы газопроводов в местах установки кранов.

6.21. Гидросистемы кранов с пневмогидравлическим управлением должны заполняться специальными маслами, рекомендованными изготовителями кранов. Допускается использование рекомендованных масел отечественного производства для заполнения гидросистем импортных кранов.

6.22. Количество масла, заливаемого в гидросистему крана, должно соответствовать требованиям изготовителя этого крана.

6.23. Газ для питания пневмогидропривода, пневмоприводов и автоматов АЗК должен быть очищен от механических примесей и осушен в соответствии с ГОСТ 17433-80.

6.24. Основным видом управления шаровых крапов являются пневмогидравлические или пневматические приводы с использованием давления транспортируемого газа. Ручное управление кранами допускается в исключительных случаях.

6.25. Линейный кран (за исключением обводного) можно открывать только после выравнивания давления газа в смежных участках трубопровода.

6.26. Категорически запрещается использование кранов с мягкими уплотнениями шаровых затворов в качестве регуляторов потоков газа.

6.27. Нормальное положение магистрального крана - открытое, нормальное положение байпасного крана - закрытое. Положение кранов на перемычках между нитками многониточного газопровода зависит от режима работы газотранспортных систем.

6.28. Открывать и закрывать на газопроводе запорную арматуру, за исключением случаев аварий, можно только по распоряжению руководства ПО.

6.29. Для восстановления герметичности импортных шаровых кранов (в случае нарушения уплотнении затвора или шпинделя) применяются специальные пасты, рекомендуемые изготовителями кранов. Допускается применение соответствующих масел отечественного производства.

6.30. Перед проведением гидравлических испытаний газопровода во избежание попадания воды в системы пневмогидравлического управления необходимо отсоединять трубки отбора импульсного газа от узлов управления.

6.31. После проведения гидравлических испытаний необходимо удалить всю воду из нижней части корпусов кранов через дренажные линии.

6.32. Ответственность за планово-предупредительные работы (ППР) по запорной арматуре, установленной на магистральном газопроводе и отводах, несет начальник (заместитель начальника) ЛПУМГ.

Руководство по организации и проведению ППР осуществляется начальником ЛЭС.

6.33. В план-график ремонта оборудования линейной части газопроводов и отводов включается также весь парк запорной арматуры, сроки ремонтов и планового обслуживания которою согласованы со сроками ремонтов остального оборудования газопровода.

Согласно плану-графику организуется межремонтное обслуживание и производятся ревизия, технический осмотр, текущий, средний и капитальный ремонты арматуры.

Основным техническим документом для проведения ремонта арматуры является дефектная ведомость, которая составляется начальником ЛЭС, утверждается заместителем начальника ЛПУМГ и представляется на рассмотрение в объединение.

6.34. В каждом ЛПУМГ должен находиться аварийный запас запорной арматуры, соответствующий действующим нормам. Арматура аварийного запаса должна быть отревизована. Хранят ее на складе под навесом. Условия транспортировки должны соответствовать техническим требованиям изготовителей.

Запрещается применение запорной арматуры, не имеющей технических паспортов, подтверждающих соответствие ее данной серии, а также товарного знака на корпусе крана.

6.35. При ремонтных работах необходимо устанавливать арматуру, предусмотренную проектом серии.

Установка арматуры другой серии и типа может быть разрешена руководством ПО по согласованию с проектной организацией.

6.36. К обслуживанию арматуры допускаются только лица, прошедшие специальное обучение и аттестацию.

6.37. Запорная арматура на магистральном газопроводе и отводах должна иметь ограждение, выполненное в соответствии с проектом.

Оборудование для очистки полости газопровода

6.38. Комплекс оборудования для очистки полости газопровода должен обеспечивать выполнение всех необходимых технологических операций, включающих пуск и прием очистного устройства, контроль за прохождением его по участку, сбор и утилизацию выносимых из газопровода загрязнений.

6.39. Комплекс очистного оборудования должен содержать следующие устройства:

а) камеры пуска и приема очистного устройства;

б) очистные устройства;

в) оборудование для запассовки в камеру пуска и извлечения из камеры приема очистного устройства;

г) технологическую обвязку камер пуска и приема с запорной арматурой;

д) средства контроля и сигнализации за прохождением очистного устройства;

е) сооружения для сбора и утилизации выносимых из полости газопровода загрязнений.

6.40. Монтаж оборудования для очистки полости газопровода должен быть выполнен в строгом соответствии с проектом.

6.41. Герметизация камер пуска и приема очистных устройств должна обеспечиваться по I классу герметичности (ГОСТ 9544-75).

6.42. Камеры пуска и приема должны устанавливаться на фундаментах, исключающих, потерю устойчивости в процессе эксплуатации.

6.43. Комплекс устройств, применяемых для периодической очистки, должен обеспечивать полное удаление загрязнений из полости газопровода.

6.44. Очистные устройства должны обеспечивать необходимую степень герметизации при движении по всей длине очищаемого участка газопровода.

6.45. Конструкции очистных устройств должны обеспечивать возможность замены герметизирующих и очистных элементов в случае выхода их из строя.

6.46. Оборудование для запассовки и извлечения очистного устройства должно обеспечивать необходимую механизацию подготовительных работ, а также удобство и надежность в эксплуатации.

6.47. Технологическая обвязка камер пуска и приема должна обеспечивать возможность остановки КС или перевода работы ее на пусковой контур при приеме очистных устройств.

6.48. Средства контроля и сигнализации должны обеспечивать возможность определения местонахождения очистного устройства по длине очищаемого участка во время проведения очистных работ.

6.49. Сооружения для сбора и утилизации выносимых из газопровода загрязнений должны быть рассчитаны на все возможное количество загрязнений.

6.50. Площадки размещения сооружений для сбора и утилизации выносимых из газопровода загрязнений должны иметь ограждения с целью исключения доступа к ним посторонних лиц.

6.51. Система управления комплексом очистного оборудования должна предусматривать возможность дистанционного (со щита диспетчера) и местного (с площадок пуска и приема) управления процессом пуска и приема очистного устройства.

6.52. В комплексе оборудования должны быть предусмотрены соответствующие ограждения, переходные мостики и площадки для обслуживания.

6.53. Устройства комплексов очистного оборудования должны иметь таблицу-планку, где должны быть указаны:

а) наименование изделия;

б) основные технические параметры;

в) тип изделия;

г) наименование изготовителя, заводской номер и год выпуска.

6.54. Консервация и упаковка запасных комплексов должны исключать возможность коррозии и повреждении оборудования при его транспортировке и хранении.

6.55. Очистка полости газопровода при его эксплуатации должна выполняться также по инструкциям, составляемым ПО, и под руководством специально назначенной ПО комиссии, включающей представителей смежных ЛПУМГ. Сроки проведения этих работ должны быть согласованы с ЦДУ ЕСГ СССР Мингазпрома.

6.56. Инструкция на проведение очистки полости действующего газопровода должна предусматривать:

а) организацию очистных работ;

б) технологию пуска и приема очистного устройства (включая переключение запорной арматуры);

в) методы и средства выявления и устранения отказов;

г) требования техники безопасности и противопожарные мероприятия.

6.57. Целью проведения очистки полости газопровода является повышение его гидравлической эффективности до проектных значений.

6.58. График очистки газопровода по участкам должен составляться ПО и передаваться на исполнение всем ЛПУМГ. Контроль за выполнением графика должен осуществляться руководством ПО.

6.59. Руководитель работ по очистке полости газопровода, назначаемый приказом по производственному объединению, является ответственным за организацию и безопасное проведение работ по пуску, контролю за движением и приемом очистных устройств.

6.60. Ответственные по постам из состава ИТР за безопасное проведение работ по пуску и приему очистных устройств назначаются приказом по управлению, в котором также определяются составы бригад по постам с указанием фамилий и должностей.

6.61. Переключение технологических линии при пуске, приеме и пропуске очистных устройств выполняется эксплуатационным персоналом по указанию руководителя работ.

6.62. Руководитель работ проводит инструктаж на рабочих местах с разъяснением обязанностей и проводимых операций каждому работнику, участвующему в пуске и приеме очистных устройств. Проведение инструктажа оформляется в специальном журнале.

6.63. Очистное устройство разрешается пускать при наличии:

а) разрешения ЦДС ПО;

б) устойчивой связи между узлами пуска и приема очистного устройства, постами по трассе, диспетчерской службой ЛПУМГ и ПО;

в) письменного подтверждения начальника смены КС о готовности поддерживать заданный режим в газопроводе во время пуска очистного устройства;

г) журнала регистрации данных по проведению работ.

6.64. Перед пуском очистного устройства необходимо:

а) проверить готовность запорной арматуры и камеры к запуску;

б) снизить давление в камере до атмосферного и открыть затвор камеры;

в) провести общий осмотр камеры, проверить состояние уплотнения затвора и направляющих;

г) ввести очистное устройство в пусковую камеру, закрыть затвор камеры;

д) продуть камеру, повысить давление в ней до рабочего.

6.65. Перед приемом очистного устройства необходимо:

а) провести общий осмотр приемной камеры, проверить состояние предохранительных болтов затвора и запорной арматуры;

б) для выравнивания давлений в газопроводе и приемной камере необходимо открыть линию подачи газа в камеру, продуть в течение 5 мин с р =0,1 Па (1 кгс/см2), закрыть линию сброса газа и конденсата, повысить давление в приемной камере до значений давления в газопроводе.

6.66. Во время проведения очистных работ категорически воспрещается:

а) проведение каких-либо ремонтно-строительных работ в охранной зоне газопровода;

б) присутствие на площадках пуска и приема очистных устройств, а также на линейных кранах очищаемого участка газопровода лиц, не участвующих в проведении очистных работ;

в) переезд газопровода транспортом и механизмами.

Конденсатоотводчики

6.67. Наземную часть конденсатоотводчиков необходимо помещать в кожух с запирающимися устройствами, исключающими доступ к ней посторонних лиц.

6.68. Жидкость из конденсатоотводчиков должна быть удалена персоналом ЛЭС в сроки, установленные графиком, утвержденным руководством ЛПУМГ. Результаты продувки конденсатоотводчиков должны сообщаться диспетчеру ЛПУМГ.

6.69. Уход за наземной частью конденсатоотводчиков должен осуществляться персоналом ЛЭС, периодическая проверка работы - линейным мастером.

6.70. На каждый конденсатоотводчик должны быть составлены технологическая схема и инструкция по эксплуатации. Утвержденные схемы и инструкции должны находиться у начальника ЛЭС, диспетчера и линейного ремонтера.

Утечки газа и порядок их ликвидации

6.71. Утечки газа из газопроводов могут быть обнаружены на поверхности земли приборами или визуально по следующим признакам: шуму газа и запаху, если газ одорирован; изменению цвета растительности или появлению засохшей растительности; появлению пузырьков на водной поверхности в местах переходов через реки и болота, а также на воде, скопившейся над газопроводом в результате дождя или таяния снега; потемнению снега от вынесенных газом частиц грунта; движению грунта или снега в месте утечки.

6.72. Об утечке газа необходимо немедленно предупредить диспетчера ЛПУМГ. Место утечки должно быть ограждено предупредительными знаками с надписями: «Газ - опасно»; «Газ - с огнем не приближаться».

6.73. При обнаружении большой утечки вблизи населенного пункта, железной или шоссейной дороги должны быть немедленно приняты меры, для чего необходимо:

а) выставить предупредительные знаки;

б) организовать, если нужно, объезд на участке шоссейной дороги, расположенном близко к месту утечки;

в) предупредить жителей близлежащего населенного пункта об опасности движения транспорта в сторону газопровода и разведения огня;

г) при наличии угрозы железнодорожному транспорту по договоренности с работниками железной дороги принять меры к временному прекращению движения поездов;

д) организовать постоянное дежурство у места утечки линейного ремонтера или работника ЛЭС, назначаемого руководством ЛПУМГ.

6.74. Чтобы предупредить утечки газа через запорную арматуру, необходимо регулярно производить поднабивку системы уплотнения кранов специальной смазкой в соответствии с инструкцией по обслуживанию кранов.

Порядок вывода газопровода в ремонт и производства капитальных ремонтов

6.75. Необходимость капитального ремонта линейной части газопровода определяется руководством ПО с использованием материалов обследования, записей в журналах линейных ремонтеров, результатов замера потенциалов по трубе, шурфований и т.д.

6.76. Для проведения капитального ремонта магистрального газопровода составляются, проектно-сметная документация и проект производства работ, выбираются метод ремонта и используемая техника.

6.77. Проектно-сметная документация капитального ремонта разрабатывается проектной организацией и согласовывается с заказчиками. Проект производства работ разрабатывается подрядчиком и согласовывается с заказчиком и районной инспекцией госгазнадзора.

6.78. До начала основных работ на ремонтируемом участке газопровода должны быть:

а) отключены станции катодной и дренажной защиты;

б) перекрыты линейные краны и выпущен газ;

в) вытеснен газ из ремонтируемого участка;

г) разрезан газопровод с двух концов;

д) установлены заглушки на открытых концах, труб ремонтируемого и прилегающих участков.

6.79. Производство ремонтных работ, периодичность ремонтов оборудования газопроводов, а также длительность простоя в ремонте определяются Положением о ППР линейной части и технологического оборудования магистральных газопроводов. Графики ремонтов устанавливаются ежегодными планами.

6.80. Капитальный ремонт магистрального газопровода должен производиться в сроки, установленные ПО и согласованные с ЦДУ Мингазпрома.

6.81. Ремонт линий и других устройств связи, домов линейных ремонтеров, мостов, дорог и прочих сооружений на трассе газопровода должен проводиться по календарным планам, утвержденным в установленном порядке.

Порядок обследования

6.82. Обследование магистральных газопроводов должно включать контроль технического и гидравлического состояний линейной части действующих газопроводов. Обследование должно проводиться силами объединений и ЛПУМГ с привлечением при необходимости представителей проектных и научно-исследовательских институтов. Объем работ и исполнители согласуются в каждом конкретном случае.

6.83. Обследование технического состояния линейной части действующих газопроводов предусматривает разработку комплекса технических и технологических мероприятий, направленных на поддержание конструктивной устойчивости и надежности газопроводов в пределах установленных техническими условиями.

6.84. Обследование технического состояния линейной части газопроводов проводится в три этапа:

а) первый - предполевые работы;

б) второй - полевые работы

в) третий - анализ и оформление материалов обследования.

6.85. В процессе предполевых работ необходимо выполнить;

а) анализ долгосрочных природно-климатических, инженерно-геологических, геокриологических и гидрологических прогнозов и их учет при планировании линейно-эксплуатационного обслуживания газопроводов;

б) анализ технологических схем и режимов работы газопроводов;

в) анализ материалов обследования технического состояния и актов расследования причин аварий;

г) дешифрирование аэрофотоматериалов полосы, прилегающей к газопроводу;

д) сопоставление материалов дешифрирования аэрофотоснимков с предпостроечной ситуацией;

е) оценку разрушений насыпи, обваловки, всплытия газопроводов и разрушений по аэрофотоматериалам;

ж) оценку скорости и направления инженерно-геологических, геокриологических и других процессов по результатам дешифрирования аэрофотоматериалов;

з) анализ технологических мероприятий, направленных на поддержание конструктивной устойчивости и надежности газопроводов;

и) анализ данных наблюдений за техническим состоянием трассы;

к) анализ профилактических и ремонтно-восстановительных работ, выполненных линейно-эксплуатационными службами;

л) определение ориентировочных объемов и перечня инженерно-геологических работ по каждому выделенному участку;

м) подготовку необходимой документации и материального обеспечения для полевых работ.

6.86. На этапе полевых работ визуальным обследованием уточняются участки для детальных инженерно-геологических, геокриологических и гидрологических исследований, определения напряженного состояния трубопроводов и оценки грунтовых разрушений по трассе газопроводов.

6.87. На участках, выбранных в процессе полевых работ, выполняют:

а) попикетное описание грунтовых разрушений валика и обваловки, стекол паводковых и поверхностных вод, образования заболоченных участков, разлития термоэрозионных, термокарстовых и солифлюкционных процессов, смещения оси трубопровода в горизонтальной или вертикальной плоскости и деформации грунтов основания;

б) определение объемов и причин грунтовых разрушений и других новообразований по трассе газопроводов;

в) нивелирование участков со значительными смещениями оси трубопроводов.

6.88. На участках наиболее активного развития инженерно-геологических, геокриологических и гидрологических процессов и нарушений устойчивости трубопроводов дополнительно к вышеизложенному определяют:

а) геологическое строение;

б) теплофизические характеристики грунтов;

в) температурные режимы грунтов основания трубопроводов;

г) глубины ореола протаивания грунтов основания трубопровода;

д) влажностные характеристики мерзлых и талых грунтов;

с) фильтрационные характеристики грунтов;

ж) залегание уровня грунтовых вод и направление их стока;

з) мощность и направление поверхностных вод во время весеннего паводка;

и) прогноз разрушений грунтов по трассе газопроводов.

6.89. На третьем этапе оформляются и анализируются материалы половых работ, устанавливается общее техническое состояние обследованных участков, определяется степень устойчивости и надежности линейной части газотранспортной системы и намечаются объемы и порядок выполнения ремонтно-восстановительных работ и проведения дополнительных исследований.

Результаты выполненных работ оформляются в виде актов обследования технического состояния, которые содержат:

а) попикетное описание фактического состояния трубопроводов, насыпи или балластировки;

б) рекомендации для разработки технического проекта ремонтно-восстановительных и укрепительных мероприятий, инженерно-гидрологических работ, предотвращающих обводнение грунтов и регулирующих режимы стока поверхностных вод, выбора тепловых и гидравлических режимов и их регулирования при эксплуатации газопроводов;

в) предложения по проведению дополнительных изысканий и исследований.

6.90. Результаты обследований состояния изоляционного покрытия трубопроводов оформляются актами.

6.91. Акты обследования фактического состояния линейной части системы газопроводов и рекомендации по повышению надежности газопроводов в период эксплуатации представляются в ВПО (ПО).

6.92. Контроль гидравлического состояния линейной части магистральных газопроводов осуществляется диспетчерскими службами ЛПУМГ и ПО в соответствии с действующей нормативной документацией по расчету режимов газопроводов.

6.93. Комплекс работ по оценке гидравлического состояния включает определение гидравлической эффективности линейной части газопровода и потерь давления газа в коммуникациях и оборудовании КС (шлейфы, пылеуловители, аппараты воздушного охлаждения и т.д.).

6.94. Газопроводы, проложенные надземно (на опорах), должны подвергаться тщательному осмотру в следующие сроки:

а) весной - после паводков;

б) летом - при максимальных положительных температурах;

в) зимой - при максимальных по абсолютному значению отрицательных температурах;

г) во время интенсивных просадок грунта;

д) после стихийных бедствий (бурь, ураганов, ливней и т.д.).

6.95. Обследование надземных газопроводов выполняют в следующем объеме:

а) проверяется вертикальность стоек опор, их смещения в вертикальной и горизонтальной плоскостях;

б) контролируется состояние стоек опор, ригелей и мест сопряжения; при этом определяются трещины, раковины, коррозия закладных металлических деталей и другие дефекты;

в) фиксируется положение газопровода на опорах (смещение в осевом направлении);

г) осматривается состояние опорных площадок и опорных частей, фиксируются перекосы, относительные смещения опорных площадок вдоль оси и в стороны, проверяется состояние опорных поверхностей, затяжка болтов и т.д.;

д) осматривается состояние газопровода - наличие искривлений по рельефу местности и в плане, фиксируются вмятины, задиры, царапины, трещины и свищи, коррозия трубы, состояние окраски и т.д.;

е) отмечаются участки, на которых возникают колебания труб, при этом определяются условия их возникновения (время года, погода, температура воздуха и газа, режим эксплуатации трубопровода, скорость и направление ветра по отношению к трубопроводу, амплитуда колебания трубопровода, скорость газа в трубопроводе).

6.96. Результаты обследования надземных трубопроводов заносятся в специальный журнал.

На основании результатов обследования составляются дефектная ведомость и график ремонтных работ с указанием срока их выполнения и ответственных лиц.

6.97. Обследование газопроводов, проложенных в горной местности, должно дополнительно включать контроль:

а) мест возникновения оползневых очагов по трассе газопровода;

б) перемещения газопровода в осевом направлении.

Водопропускные сооружения

6.98. Эксплуатация водопропускных устройств и сооружений должна вестись ЛЭС на основании следующих документов:

а) карт (схем) расположения водопропусков с полной привязкой их к газопроводам;

б) журналов регистрации фактического состояния водопропусков;

в) графиков профилактических осмотров;

г) планов ремонтно-восстановительных работ.

6.99. В случае нерегулируемого стока вод вдоль трубопровода или подтопления территории, прилегающей к нему, необходимо устраивать дополнительные водопропускные сооружения, согласовывая их установку с проектной организацией. Устройство и эксплуатация дополнительных водопропусков должны соответствовать СНиП (глава «Сооружение гидротехнических, транспортных, энергетических и мелиоративных систем. Правила производства и приемки работ»).

6.100. Водопропускные сооружения в летний период осматриваются не реже 1 раза в месяц. Обязательным является осмотр сооружений после прохождения ливневых паводков.

6.101. При подготовке водопропускных сооружений к пропуску весенних паводковых вод проводятся мероприятия, обеспечивающие нормальную эксплуатацию сооружений, включающие:

а) очистку собственно сооружения, подводящих и отводящих трактов от снега, льда, насосов и пр.;

б) ремонтно-восстановительные работы.

6.102. При профилактических осмотрах особое внимание должно уделяться следующему:

а) креплению откосов и дна подводящего и отводящего трактов; при отсутствии креплений - состоянию (положению) грунтов, слагающих откосы и дно водостока, и при необходимости укреплению их;

б) состоянию и эксплуатации оборотных фильтров под облицовкой откосов и непосредственно под сооружением;

в) состоянию материала конструкций сооружения.

6.103. Обнаруженные дефекты регистрируются в журналах фактического состояния водопропусков. Ремонтно-восстановительные работы проводятся персоналом служб ЛЭС или передвижной механизированной колонны (ПМК).

6.104. При необходимости на водопропускных сооружениях устанавливаются сороудерживающие решетки.

6.105. Очистка (прочистка) водопропускных сооружений выполняется при необходимости персоналом службы ЛЭС.

Закрепление движущихся песков

6.106. Для закрепления (стабилизации положения поверхности) движущихся песков рекомендуется применять методы:

а) инженерной мелиорации;

б) технической мелиорации;

в) фитомелиорации.

6.107. Методы инженерной мелиорации включают в себя создание сети оросительных каналов для принудительного увлажнения (обводнения) сухого грунта.

6.108. Техническая мелиорация заключается в искусственном повышении устойчивости грунтов. Это достигается введением в грунт закрепляющих растворов и добавок, стабилизирующих поверхность грунта.

6.109. Рекомендуется применять следующие растворы и добавки:

а) органические (нефть и побочные нефтепродукты, отходы нефтепроизводства);

б) гранулометрические и минеральные (глина, цемент, известь, шлаки, золы и т.д.);

в) химические (синтетические смолы, и латексы, силикаты, нерозин, полимеры в виде пленок и жидкостей и т.д.).

6.110. Фитомелиорация заключается в высадке растений-грунтоукрепителей (кандым, черкез, саксаул и др.). Для достижения большого эффекта черенки растений рекомендуется предварительно обрабатывать ростовыми стимуляторами.

6.111. Мощность (толщина) монолитного покрытия зависит от генезиса и плотности (фильтрационных свойств) обрабатываемого грунта.

6.112. Эффективность противоэрозионного закрепления движущихся песчаных грунтов рекомендуется оценивать по следующим показателям (во времени);

а) прочность на одноосное раздавливание;

б) динамическая устойчивость под воздействием внешних механических разрушающих факторов;

в) ветроустойчивость;

г) водоустойчивость (размокаемость).

При прохождении трассы газопровода вблизи населенных пунктов необходимо учитывать и показатель запыленности воздуха.

Глава 7

ЛИНЕЙНО-ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ СЛУЖБА

Общие положения

7.1. Линейно-эксплуатационная служба (ЛЭС) является основным производственным звоном ЛПУМГ по эксплуатации линейной части магистральных газопроводов, отводов, технологического оборудования ГРС, контрольно-измерительных приборов и автоматики (КИП и А), расходомерных пунктов (при отсутствии участка КИП и А).

7.2. На службу ЛЭС возлагаются следующие обязанности:

а) бесперебойная транспортировка газа на обслуживаемых участках газопроводов и отводов путем своевременного контроля и поддержания в технически исправном состоянии линейной части газопровода со всеми линейными сооружениями и оборудованием; выполнение необходимых ремонтных работ и профилактических мероприятий, обеспечивающих долговечность и надежность газопровода; обеспечение бесперебойной работы ГРС;

б) периодические осмотры газопроводов и сооружений на них для выявления утечек газа и ликвидации их, контроля состояния грунтового основания газопроводов и грунтов охранной зоны, своевременного выявления эрозионного размыва грунтов в охранной зоне газопровода, просадки грунтового основания, разрушения насыпей; измерение давления газа на линейных кранах, продувка конденсатосборников и т.п.;

в) ликвидация аварий и неисправностей на линейной части газопровода, ГРС, в жилых поселках и т.п.;

г) участие в проведении капитальных ремонтов магистрального газопровода, отводов и коммуникаций КС и ГРС, а также других работ;

д) своевременный ремонт грунтового основания и насыпей, а также проведение мероприятий по предотвращению эрозионного размыва грунтов;

е) ремонт газопровода, отводов, технологического оборудования ГРС, газовых сетей, жилых поселков и аварийной техники;

ж) врезка в магистральные газопроводы и отводы от них для подключения новых объектов, реконструкции узлов переключения, монтажа перемычек и т.п.;

з) контроль за состоянием переходов через естественные и искусственные преграды и обеспечение их надежной работы;

и) в районах распространения вечномерзлых грунтов контроль теплового режима грунтов основания и охранной зоны газопровода;

к) содержание охранной зоны и зоны минимально допустимых расстоянии до иных объектов, оборудования и предупредительных знаков по трассе газопровода и ГРС в состоянии, предусмотренном соответствующими главами настоящих Правил, СНиП и санитарными нормами промышленных объектов;

л) оформление в установленном порядке документации на выполненные ремонтные работы и ликвидированные аварии;

м) содержание аварийной техники в исправном состоянии и комплектование ее согласно утвержденному перечню оснащения;

н) заливка метанола в газопровод и коммуникации ГРС с целью исключения в них гидратообразования;

о) подготовка газопроводов, отводов и всех сооружений на них к осенне-зимней эксплуатации и паводку;

п) выполнение работ, предусмотренных организационно-техническими мероприятиями;

р) проведение аварийно-тренировочных выездов не менее 1 раза в квартал с целью проверки готовности аварийной техники и бригады;

с) непосредственное участие в продувках и испытаниях вновь вводимых в эксплуатацию газопроводов, отводов и установок ГРС и КС;

т) разработка планов проведения огневых работ;

у) совместно с диспетчерской службой контроль гидравлического состояния и очистка внутренней полости газопроводов;

ф) защита от коррозии подземных металлических сооружений линейной части магистральных газопроводов, коммуникаций КС, СПХГ, газовых промыслов, а также защита от атмосферной коррозии надземных трубопроводов.

При отсутствии в ЛПУМГ газокомпрессорного оборудования ЛЭС дополнительно осуществляет эксплуатацию и ремонт систем КИП и А на промышленных площадках, объектов энерговодоснабжения, находящихся на трассе газопроводов, территории ГРС и жилых поселков.

7.3. По распоряжению ПО служба ЛЭС может осуществлять технический надзор за строящимися отводами.

7.4. Работники ЛЭС обязаны знать трассу магистрального газопровода и его отводов, технологические схемы коммуникаций, устройство и работу аппаратуры, приборов и арматуры, обслуживаемых ими.

7.5. Структура и состав ЛЭС определяются действующими положениями и распоряжениями Мингазпрома.

7.6. В состав службы ЛЭС могут входить РЭП, организуемые с разрешения Мингазпрома. При прохождении трассы газопровода в труднодоступных местностях (горы, болота, водные преграды) РЭП возглавляется мастером, который подчиняется начальнику ЛЭС. Численность персонала ЛЭС в соответствии с действующими нормативами может изменяться в зависимости от протяженности и сложности обслуживаемого участка, наличия машин и механизмов.

7.7. Непосредственным руководителем ЛЭС является начальник ЛЭС. На должность начальника ЛЭС назначается лицо, имеющее специальное техническое образование и стаж работы на эксплуатации магистральных газопроводов.

Начальник ЛЭС несет ответственность за состояние и обслуживание линейной части газопровода и ГРС, за содержание в исправном состоянии вверенной техники, за своевременную и качественную ликвидацию аварий и проведение ремонтно-восстановительных работ на газопроводе, а также за соблюдение персоналом ЛЭС действующих Правил технической эксплуатации магистральных газопроводов, должностных инструкций, правил техники безопасности и других нормативных документов.

7.8. Права и обязанности инженерно-технических работников определяются должностными инструкциями.

7.9. Персонал, принимаемый на работу в ЛЭС, должен проходить медицинское освидетельствование в установленном порядке для определения соответствия физического состояния и здоровья требованиям, предъявляемым к лицам, занимающим данные должности.

Транспортные средства и оснащение

7.10. В зависимости от местных условий ЛЭС оснащается транспортом и механизмами в соответствии с Нормативным табелем оснащения линейно-эксплуатационных служб (ЛЭС) магистральных газопроводов материально-техническими ресурсами (транспортными средствами, механизмами, приспособлениями, инвентарем и материалами) для выполнения аварийно-восстановительных и ремонтно-профилактических работ в различных природно-климатических условиях.

Все транспортные средства, ремонтно-строительные механизмы и машины приказом по ЛПУМГ должны быть по согласованию с ПО разделены на хозяйственные и аварийные и закреплены персонально за работниками ЛЭС, которые несут ответственность за содержание их в исправном состоянии, укомплектованность и постоянную готовность к действию.

7.11. Аварийные автомашины оснащаются оборудованием, материалами, инструментом и инвентарем в соответствии с перечнем, утвержденным заместителем начальника ПО, применительно к местным условиям.

7.12. Аварийные транспортные и ремонтно-строительные машины и механизмы должны быть оборудованы соответствующим образом и зарегистрированы в органах Госавтоинспекции.

7.13. Использование аварийных машин и механизмов разрешается только во время ликвидации аварий на газопроводе, его сооружениях, а также для аварийно-тренировочных выездов. Каждый случай использования аварийных машин и механизмов должен быть зарегистрирован в специальном журнале. После ликвидации аварий все аварийные машины должны быть очищены, вымыты, заправлены горюче-смазочными материалами, их устанавливают на колодки в состоянии полной готовности к выезду.

7.14. ЛЭС должна быть укомплектована неснижаемым запасом материалов, согласно Нормам неснижаемого запаса труб, оборудования, материалов и запчастей на газопроводе.

Профилактические осмотры, планово предупредительные ремонты

7.15. Ежегодно в летний период необходимо обследовать переходы газопроводов через реки, ручьи, овраги и болота. Обследование судоходных рек и водоемов проводит специализированное ремонтно-наладочное управление подводно-технических работ (СРНУПТР) не реже 1 раза в два года, малые несудоходные реки глубиной до 1,5 м - не реже 1 раза в четыре года. Реки глубиной до 1,5 м, ручьи и болота обследуются ЛЭС путем промера глубин, а при необходимости уточнения положения трубопроводов привлекаются группы СРНУПТР.

7.16. Периодичность осмотра газопроводов и отводов устанавливается Положением о ППР линейной части и технологического оборудования магистральных газопроводов.

7.17. Ежегодно в предпаводковый и послепаводковый периоды служба ЛЭС должна проводить осмотр состояния береговых и пойменных участков подводных переходов, который должен быть оформлен соответствующей записью в журнале диспетчера с указанием должности и фамилии лица, проводившего осмотр.

При обнаружении размывов, провисов, видимой вибрации труб на размытых или оголенных участках (урезах, пойме, оврагах, ручьях и т.д.), смещения грузов на трубопроводе, повреждения изоляционного покрытия трубопровода необходимо принять срочные меры по предупреждению и ликвидации аварийного состояния.

7.18. Периодическое обследование состояния подводных переходов эксплуатируемых магистральных газопроводов руслового, берегового и пойменного участков и составление единой технической документации на подводные переходы проводится в соответствии с Методическими рекомендациями по обследованию состояния подводных переходов и подводных кабелей связи магистральных газопроводов, находящихся в эксплуатации.

7.19. Ремонт подводных переходов магистральных газопроводов должен выполняться в плановом порядке при наличии проектно-сметной документации, утвержденной руководством ПО.

7.20. Технический надзор за качеством строительства подводных переходов магистральных газопроводов следует проводить в соответствии с Правилами по техническому надзору за строительством подводных переходов газопроводов (скрытые работы).

7.21. В районах распространения вечномерзлых грунтов в профилактические осмотры необходимо включать наблюдения за направлением изменения прогиба трубопровода на опасных местах. Наблюдения проводятся визуально от неподвижного репера 2 раза в год (осенью и весной).

7.22. Результаты осмотра заносятся в соответствующий журнал. При наличии дефектов аварийного характера принимаются срочные меры по их устранению.

7.23. Профилактический ремонт оборудования, арматуры и сооружений магистрального газопровода и ГРС проводится под руководством инженерно-технических работников ЛЭС по графику, утвержденному руководством ЛПУМГ. При выполнении работ службой ЛЭС в других подразделениях ЛПУМГ обязательно присутствие ответственного представителя этого подразделения.

7.24. Работы, связанные с сокращением подачи газа по магистральному газопроводу, проводятся преимущественно в периоды наименее интенсивного отбора газа в сроки, установленные ПО и согласованные с ЦДУ Мингазпрома.

7.25. Каждое ЛПУМГ должно разработать конкретный план мероприятий по обеспечению безаварийной работы магистрального газопровода, отводов и всех сооружений на них в осенне-зимний и весенний периоды.

Ежегодно начальник ЛЭС разрабатывает план мероприятий по обеспечению бесперебойной работы газопровода в зимний период и весеннего паводка, который утверждается руководством ЛПУМГ и ПО.

Организация работ по ликвидации аварий

7.26. Служба ЛЭС должна иметь разработанный и утвержденный руководством ЛПУМГ план сбора и выезда на трассу газопровода, в котором указаны:

а) порядок оповещения об аварии;

б) порядок сбора аварийной бригады;

в) очередность выезда специальных машин и бригад ЛЭС;

г) перечень аварийно-транспортных средств, механизмов, оборудования, средств связи, пожаротушения, направляемых к месту аварии.

7.27. Начальник ЛЭС, получив сообщение об аварии, должен обеспечить сбор и выезд аварийной бригады к месту аварии.

7.28. Организация работ по ликвидации аварии осуществляется руководством ЛПУМГ.

7.29. По прибытии персонала ЛЭС на место аварии руководитель работ обязан проверить наличие предупредительных знаков для ограждения места аварии и при необходимости выставить охранные посты. Одновременно принимаются меры по размещению технических средств и персонала ЛЭС на безопасном расстоянии от места аварии в соответствии с действующими правилами техники безопасности.

7.30. Руководитель работ обязан лично уточнить обстановку на месте аварии, установить связь с диспетчером ЛПУМГ и через определенные промежутки времени информировать его о ходе работ.

7.31. Во всех случаях, когда авария на газопроводе сопровождается выходом газа в атмосферу, руководитель работ должен самостоятельно дать указания об отключении аварийного участка и немедленно известить об этом диспетчера ЛПУМГ.

7.32. В необходимых случаях по распоряжению директора или главного инженера ПО к месту аварии направляются ЛЭС соседних ЛПУМГ.

Огневые работы на действующем газопроводе

7.33. Огневые работы на действующем магистральном газопроводе и отводах при вварке запорной арматуры, катушек, отводов, ремонте труб и сварных стыков, приварке заглушек должны выполняться при строгом соблюдении действующей Типовой инструкции на производство огневых работ на действующих магистральных газопроводах, газосборных сетях газовых промыслов и СПХГ, транспортирующих природный и попутный газы.

7.34. Огневые работы на магистральных газопроводах должны проводиться при отключенном участке газопровода. В газопроводе должно поддерживаться избыточное давление газа в пределах 200 - 500 Па.

Участок, на котором проводятся огневые работы, должен отключаться надувными резиновыми шарами. До установки резиновых шаров должна быть проверена их герметичность.

7.35. Место выполнения огневых работ должно быть предварительно подготовлено (вырыты приямки, сделаны удобные подходы) и защищено от атмосферных осадков и ветра.

7.36. К сварочно-монтажным работам допускаются только опытные линейные трубопроводчики и сварщики, имеющие квалификацию не ниже 5-го разряда.

7.37. При врезке катушек, отводов и запорной арматуры сборка и сварка стыков должны проводиться в строгом соответствии с технологией, указанной в следующих документах:

а) СНиП, глава «Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки работ»;

б) Типовая инструкция на производство огневых работ на действующих магистральных газопроводах …;

в) Руководство по технологии вварки запорной арматуры при сооружении магистральных трубопроводов (Р 167-74);

г) Рекомендации по технологии сварки в полустационарных условиях отводов из унифицированных сегментов с прямолинейными вставками (Р 128-72).

7.38. Сварные соединения, выполненные в процессе производства огневых работ на газопроводе, подлежат контролю физическими методами.

7.39. С момента окончания производства огневых работ до ввода участка газопровода в эксплуатацию должен быть обеспечен вывод работающего персонала и техники за пределы зоны минимально допустимых расстояний от оси газопровода до иных объектов (СНиП, глава «Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования»).

Огневые и газоопасные работы на территории КС, ГРС, СПХГ и во взрывоопасных помещениях

7.40. К огневым работам относятся работы, связанные с применением открытого огня, с искрообразованием, способные вызвать воспламенение смеси природного газа с воздухом или газового конденсата, в том числе следующие: сварочные работы, газовая резка и сопутствующие ей операции (подогрев и разделка кромок открытым огнем и др.) и т.д.

7.41. Все огневые и газоопасные работы на КС, ГРС и СПХГ можно выполнять только после оформления специальных разрешений и планов в соответствии с требованиями Типовой инструкции на производство огневых работ на действующих магистральных газопроводах, газосборных сетях газовых промыслов и станций подземного хранения газа, транспортирующих природный и попутный газы, Типовой инструкции по организации безопасного проведения огневых работ на взрывоопасных и взрыво-пожароопасных объектах.

7.42. Огневые и газоопасные работы могут быть плановыми и аварийными. Плановые работы проводятся в соответствии с утвержденным графиком ремонтных работ, как правило, в дневное время одним и тем же персоналом, указанным в разрешении.

Аварийные работы должны выполняться немедленно после обнаружения неполадок.

7.43. Планы производства огневых и газоопасных работ составляются руководителем этих работ и утверждаются главным инженером ПО, начальником (заместителем начальника) ЛПУМГ, СПХГ, а в сложных случаях (нарушение режима газоподачи, остановка КС, ГРС) согласовываются с органами Главгосгазнадзора СССР. На огневые и газоопасные работы, которые должны выполняться в течение нескольких дней подряд, может составляться одни план производства работ и выдаваться одно разрешение.

7.44. Письменное разрешение на производство огневых и газоопасных работ на КС, ГРС и СПХГ выдается начальником (заместителем начальника) объекта, подписавшим приказ об их проведении.

7.45. Выдаваемые разрешения и присвоение им номера регистрируют в специальном журнале, который должен регулярно вести диспетчер (сменный инженер). Один экземпляр разрешения остается на руках ответственного руководителя производства работ, второй - у диспетчера (сменного инженера), без допуска которого проведение огневых (газоопасных) работ на КС, ГРС и СПХГ запрещается.

Диспетчер (сменный инженер) разрешает допуск бригады к производству работ, обеспечивает периодический контроль за ходом их выполнения, а также несет ответственность за обеспечение нормального режима работы КС, ГРС и СПХГ.

7.46. Руководителем сложных огневых работ на действующих КС, ГРС, СПХГ должен назначаться начальник ЛПУМГ (или его заместитель) или начальник ЛЭС.

7.47. К производству огневых и газоопасных работ на КС, ГРС и СПХГ допускается персонал, прошедший специальную подготовку и сдавший экзамены в объеме требований Типовой инструкции на производство огневых работ ..., должностных и технологических инструкций, а также требований настоящих Правил.

7.48. Производство любого вида огневых работ в нагнетательном помещении газотурбинных и электроприводных цехов, в машинном зале цеха с газомотокомпрессорами при работающих агрегатах и в укрытиях ГПА, как правило, не допускается. В исключительных случаях, когда нельзя остановить компрессорный цех, по согласованию с руководством ПО допускается проведение огневых работ в цехах с работающими агрегатами при условии выполнения дополнительных мер по обеспечению безопасности (вентиляция, герметизация места производства огневых работ, постоянный контроль воздушной среды и т.д.) под руководством начальника (заместителя начальника) ЛПУМГ.

7.49. При производстве огневых работ на трубопроводах технологической обвязки компрессорных цехов, если нет возможности установить надувные резиновые шары, необходимо отключить и стравить газ из смежных участков газопровода.

7.50. Огневые работы внутри газового аппарата или сосуда разрешается производить только после отключения их от действующих газовых коммуникаций установкой силовых заглушек или демонтажа подводящих трубопроводов, а также после тщательного удаления конденсата и пирофорных отложений, очистки, проветривания, промывки горячей водой и препарирования всех полостей, а также после проверки наличия загазованности. Сварщики, работающие внутри аппарата или сосуда, должны через 20 - 30 мин делать перерывы и выходить наружу. При этом запрещается одновременная работа электросварщика и газорезчика (газосварщика).

7.51. К газоопасным работам, выполняемым по специальному разрешению, относятся также пуски агрегатов после ремонта, вскрытие центробежных нагнетателей, замена уплотнения подшипников и клапанов на цилиндрах газомотокомпрессоров.

Заливка метанола в газопровод, коммуникации ГРС и СПХГ

7.52. Метанол используется для заливки в газопровод, технологические коммуникации ГРС и СПХГ как средство предотвращения выпадания в них кристаллогидратов углеводородов и для разрушения кристаллогидратных пробок.

7.53. Метанол заливают в газопровод из передвижных и стационарных метанольных установок в соответствии с инструкцией, утвержденной руководством ПО.

7.54. Время и место заливки метанола определяется руководством ЛПУМГ или диспетчером на основании оперативных данных о перепадах давлений на газопроводе и по согласованию с диспетчерской службой ПО.

7.55. При обращении с метанолом необходимо строго соблюдать действующую Инструкцию о порядке получения от поставщиков, перевозки, хранения, отпуска и применения метанола на газовых промыслах, магистральных газопроводах и станциях подземного хранения газа (СПХГ).

Неснижаемые аварийные запасы труб, оборудования и материалов

7.56. Аварийный запас труб для линейной части магистральных газопроводов подразделяется на оперативный и неснижаемый.

7.57. Оперативный запас предназначен для замены поврежденных участков газопровода при аварийно-восстановительных ремонтах и предусматривается в размере 60 % от общего объема аварийного запаса труб. Неснижаемый аварийный запас расходуется только с разрешения Мингазпрома. Объем неснижаемого запаса устанавливается в размере 40 % от аварийного запаса труб.

7.58. Аварийный запас труб и других материалов должен систематически пополняться и постоянно соответствовать Нормам аварийного запаса труб, стальной трубопроводной арматуры, соединительных деталей и монтажных заготовок для магистральных газопроводов.

Порядок пополнения, хранения, учета и отчетности по использованию аварийного запаса труб регламентируется Инструкцией о порядке хранения, использования и пополнения аварийного запаса труб.

7.59. Марки и толщины стенок труб аварийного запаса должны строго соответствовать аналогичным параметрам труб, заложенных при строительстве.

7.60. Пункты хранения аварийного запаса рассредоточиваются вдоль трассы газопровода, на площадках КС, в местах расположения узловых и базовых пунктов ЛЭС. Допускается также обустройство пунктов хранения труб аварийного запаса в районе крановых узлов в местах удобных для подъезда, свободной погрузки и выгрузки.

7.61. Все трубы аварийного запаса маркируют несмываемой краской оранжевого или белого цвета (высота шрифта 10 см); указываются данные о длине, диаметре, толщине стенки трубы и марке стали согласно находящимся в ЛПУМГ сертификатам.

7.62. Трубы аварийного запаса хранятся на стеллажах в один-два яруса с обязательной прокладкой досок между ними.

Толщина досок должна быть не менее 40 мм, концы их должны выступать за края штабеля на 15 - 20 см. Трубы, уложенные на стеллажи, должны быть защищены от коррозии, а также надежно закреплены, а концы труб закрыты заглушками.

7.63. В процессе эксплуатации магистральных газопроводов необходимо систематически, но не реже 2 раз в год проводить осмотр аварийного запаса труб, который включает ремонт стеллажей, очистку и смазку торцов труб, защиту от коррозии, скашивание растительности и т.д.

Техническая документация

7.64. Служба ЛЭС должна иметь следующую техническую документацию по линейной частя газопроводов (без ГРС):

а) копии актов отвода земельных участков под трассу газопровода, РЭП, домов линейных ремонтеров и других сооружений, обслуживаемых ЛЭС;

б) схемы обслуживаемого участка магистрального газопровода с обозначением протяженности его, переходов через реки и овраги, проезжих дорог и ближайших населенных пунктов, магистральных кранов, конденсатосборников, мест расположения средств электрохимической защиты, радиорелейных пунктов и домов линейных ремонтеров (схемы должны соответствовать натуре, любые изменения вносятся в них незамедлительно);

в) технические паспорта на магистральный газопровод и подводные (двухниточные и более) переходы;

г) паспорта основного оборудования;

д) производственные, должностные и противопожарные инструкции;

е) заводские инструкции на аварийную технику.

7.65. Служба ЛЭС должна иметь также следующую оперативную документацию по линейной части (без электрохимической защиты и ГРС):

а) журнал осмотра трассы газопровода;

б) журнал регистрации ремонтных работ на трассе газопровода;

в) план сбора аварийной бригады;

г) журнал учета выездов аварийных машин;

д) журнал линейного ремонтера;

е) технические акты на ликвидацию аварий и повреждений;

ж) оперативную документацию по метанолу в объеме действующей инструкции.

Глава 8

ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ

Общие положения

8.1. Требования настоящей главы распространяются на линейную часть магистральных газопроводов и отводы от них, стальные трубопроводы КС и ГРС, обсадные колонны скважин и газопроводы подземных хранилищ газа, силовые кабели и кабели технологической связи (в дальнейшем - сооружения) при их подземной, подводной, наземной (с засыпкой) и надземной прокладке. Требования этой главы не распространяются на стальные теплопроводы, на магистральные газопроводы, прокладываемые в многолетнемерзлых грунтах и в водоемах без заглубления в дно.

8.2. Сооружения независимо от способа прокладки должны быть полностью защищены от коррозии весь период эксплуатации.

8.3. Выбор вида и конструкции защитного покрытия и средств электрохимической защиты от коррозии вновь строящихся сооружений определяется проектом.

8.4. Приемка сооружений в эксплуатацию не допускается без установки и включения на всем их протяжении полного объема средств комплексной защиты от коррозии, предусмотренного проектом.

8.5. Включение в работу всех видов средств защиты от коррозии, предусмотренных проектом, должно осуществляться до сдачи подземных металлических сооружений в эксплуатацию.

Законченные строительством магистральные газопроводы и их сооружения запрещается принимать в эксплуатацию без средств комплексной защиты.

8.6. Ввод в эксплуатацию новых устройств защиты (установок катодной защиты УКЗ), установок дренажной защиты (УДЗ) и установок протекторной защиты (УПЗ) осуществляется после наладки режимов их работы и измерений электрических параметров защиты сооружений от коррозии и оформляется актом с участием представителей заказчика, генподрядчика и субподрядчика.

8.7. При сдаче и приемке в эксплуатацию комплексной защиты и линий электропередач (ЛЭП), питающих УКЗ, строительно-монтажная организация обязана предоставить заказчику нормативную документацию в соответствии с требованиями СНиП (глава «Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки работ»).

8.8. Сооружения на участках с подземной, наземной (с засыпкой) и подводной прокладкой с заглублением в дно подлежат комплексной защите от коррозии защитными покрытиями (пассивная защита) и средствами электрохимической защиты (ЭХЗ) (активная защита) в соответствии с ГОСТ 9.015-74.

При защите от коррозии кабелей связи и силовых кабелей следует руководствоваться также нормативной документацией Минсвязи и Минэнерго.

8.9. Сооружения при надземной прокладке подлежат защите от атмосферной коррозии металлическими или неметаллическими защитными покрытиями.

Пассивная защита

8.10. Для пассивной защиты сооружении при подземной прокладке должны применяться покрытия полимерные (экструдированные из расплава, порошковые, оплавляемые на трубах, из липких изоляционных лент) и на основе битумных изоляционных мастик.

Защитные покрытия можно наносить в заводских, базовых или трассовых условиях.

8.11. Для защиты антикоррозионных покрытий от механических повреждений применяются оберточные материалы.

8.12. Антикоррозионные покрытия, используемые на газопроводах, должны иметь сертификат с указанием марки покрытия, партии, срока и схемы его нанесения (для труб, изолируемых в условиях трассы), предельной температуры эксплуатации. Эти данные необходимы для оценки изменения свойств покрытия в процессе эксплуатации и должны храниться в ЛПУМГ.

Активная защита

8.13. Активная защита сооружений от подземной коррозии осуществляется путем непрерывной катодной поляризации всей поверхности сооружений по технологической системе ЭХЗ, включающей УКЗ, УПЗ и УДЗ и контрольно-измерительные пункты.

8.14. Катодная поляризация должна осуществляться так, чтобы исключалось вредное влияние ее на соседние подземные металлические сооружения.

Вредным влиянием катодной поляризации защищаемого сооружения на соседние считается следующее:

а) уменьшение по абсолютной величине минимального или увеличение по абсолютной величине максимального защитного потенциала на соседних металлических сооружениях, имеющих катодную поляризацию;

б) возможность электрохимической коррозии на соседних сооружениях, ранее не требовавших защиты.

8.15. Величины минимальных и максимальных защитных потенциалов для сооружений из различных металлов определяются ГОСТ 9.015-74.

8.16. Все УКЗ и УДЗ должны быть оборудованы опознавательными предупреждающими знаками установленного образца и ограждениями.

Контроль коррозионного состояния сооружений и комплексной защиты

8.17. Защиту сооружений от коррозии в ЛПУМГ обеспечивает ЛЭС или специально созданная служба защиты от коррозии (СЗК). Оперативное и техническое руководство защитой от коррозии в системе ПО по транспортировке и поставкам газа осуществляет отдел защиты от коррозии, а в отрасли - отдел защиты от коррозии газопромыслового и газотранспортного оборудования Мингазпрома.

8.18. Задачами ЛЭС или СЗК являются:

а) эффективное использование и. эксплуатация полного объема средств комплексной защиты сооружений с тем, чтобы обеспечить их безаварийную (по причине коррозии) работу;

б) контроль защитного покрытия, а также отдельных установок и всей технологической системы ЭХЗ и целом; устранение выявленных неисправностей;

в) контроль защищенности сооружений по протяженности и во времени, обеспечение полной защищенности сооружений;

г) контроль коррозионного состояния сооружений, ведение статистики коррозионных повреждений при осмотре в шурфах, при капитальных ремонтах и ликвидации аварийных ситуации;

д) на основании анализа коррозионного состояния сооружений, а также системы ЭХЗ за период эксплуатации, прогноз о надежности и эффективности работы сооружений, принятие мер, направленных на их безаварийную работу;

е) содействие выполнению опытно-промышленных и научно-исследовательских работ, направленных на повышение надежности, долговечности и эффективности средств комплексной защиты и методов контроля, а также внедрение результатов этих разработок на действующих сооружениях;

ж) технический надзор за точным соблюдением проектных решений и требований действующей нормативно-технической документации при производстве и приемке работ по сооружению средств комплексной защиты.

8.19. Для выполнения задач, изложенных в п. 8.18 настоящих Правил, ЛЭС или СЗК проводит работы в соответствии с требованиями ГОСТа, СНиП и другой действующей нормативной документации.

8.20. Состояние изоляции законченных строительством участков магистральных, газопроводов должно контролироваться прибором - искателем повреждений, а также измерением переходного сопротивления труба - земля по методу катодной поляризации с оформлением акта результатов испытаний.

8.21. Контроль состояния изоляционного покрытия действующих сооружений должен проводиться не реже 1 раза в два года путем электрических измерений на сооружениях. При этом следует проводить следующие работы:

а) поиск повреждений изоляции методом выносного неполяризующегося электрода и приборами - искателями повреждений;

б) измерение переходного сопротивления;

в) определение плотности защитного тока; а также следующих параметров при визуальных наблюдениях и инструментальных измерениях в контрольных шурфах: сплошности покрытия, наличия прилипаемости, хрупкости и толщины покрытия, наличия складок и т.д.

8.22. Ремонт повреждений в покрытиях должен проводиться в соответствии с требованиями, утвержденными в установленном порядке. Защитное покрытие на отремонтированных участках должно удовлетворять требованиям, предъявляемым к основному покрытию сооружения.

8.23. Технический осмотр, профилактическое обслуживание и проверку работы средств ЭХЗ необходимо проводить не реже 4 раз в месяц - на УДЗ; 2 раз в месяц - на УКЗ; 1 раза в 6 мес. - на УПЗ. При этом необходимо выполнить следующие работы:

а) проверку показаний электроизмерительных приборов контрольными приборами;

б) измерение потенциалов в точках дренажа;

в) измерение электрического сопротивления цепи постоянного тока УКЗ и УДЗ, тока в цепи УПЗ;

г) профилактическое обслуживание контактных соединений, анодных заземлений, узлов и блоков установок;

д) оценку непрерывности работы УКЗ по специальному счетчику или счетчику электрической энергии.

8.24. Перерыв в действии каждой установки ЭХЗ допускается при необходимости проведения регламентных и ремонтных работ, но не более 80 ч в квартал. Более длительные отключения (не более 10 сут в год) допускаются по согласованию со СЗК производственного объединения только для опытно-исследовательских работ.

8.25. Результаты контроля состояния защитного покрытия и средств ЭКЗ должны заноситься в полевой журнал или акт непосредственно на месте.

8.26. Контроль защищенности сооружений заключается в периодических измерениях на всем протяжении сооружения потенциалов сооружение - земля и в сравнении полученных значений с нормативными защитными значениями потенциалов, а также в определении суммарного времени, в течение которого сооружение на всем протяжении имело защитное значение потенциала.

8.27. Потенциалы на защищаемом сооружении необходимо измерять в увлажненных грунтах; электрометрические работы проводить в мерзлых или сухих грунтах не допускается.

8.28. Потенциалы на всем протяжении защищаемого сооружения следует измерять выносным электродом сравнения с шагом измерения 10 - 20 м не реже 1 раза в пять лет. При этом первое измерение должно быть проведено, спустя не реже чем через 10 мес. после засыпки сооружения грунтом.

8.29. Измерения потенциалов в контрольно-измерительных пунктах и выносным электродом в точках на трассе, имеющих минимальные (по абсолютной величине) значения потенциала, необходимо выполнять не менее 2 раз в год, а также дополнительно при изменении режимов работы УКЗ и изменениях, связанных с развитием систем ЭХЗ источников блуждающих токов и сети подземных сооружений.

8.30. По результатам измерений потенциалов должны быть построены графики и определена защищенность по протяженности, а на основании данных телеконтроля за работой средств ЭХЗ или технических осмотров УКЗ - защищенность сооружений во времени.

8.31. Коррозионное состояние сооружения определяют, осматривая контрольные шурфы, в первую очередь на участках с неудовлетворительным состоянием защитного покрытия, не обеспеченных непрерывной катодной поляризацией защитной величины и расположенных коррозионно-опасных участках трассы.

8.32. Коррозионно-опасные участки сооружений (за исключением магистральных газопроводов) устанавливаются по наличию блуждающих токов и по коррозионной активности грунтов, грунтовых и других вод на основании ГОСТ 9.015-74.

8.33. К коррозионно-опасным участкам магистральных газопроводов относятся горячие участки с температурой транспортируемого газа выше 40 °С, а также газопроводы, проложенные:

а) в почвах Казахстана, Средней Азии, юга европейской части СССР (южнее 50-й параллели с. ш.);

б) в засоленных почвах любого района страны (солончаках, солонцах, солодях, такырах, сорах и др.);

в) в болотистых, заболоченных и поливных почвах любого района страны;

г) на подводных переходах и в поймах рек, а также на переходах через железные и автомобильные дороги;

д) на территории КС и станций ГРС;

е) на пересечениях с различными трубопроводами;

ж) на участках промышленных и бытовых стоков, свалок мусора и шлака;

з) на участках блуждающих токов, при этом необходимо учитывать геологические, геоморфологические и гидрогеологические условия трассы.

8.34. При визуальном осмотре и измерении коррозионного состояния сооружения в шурфе следует определять:

а) наличие и характер продуктов коррозии;

б) максимальную глубину каверн;

в) площадь поверхности, поврежденную коррозией.

8.35. На основании анализа состояния защитного покрытия, ЭХЗ и коррозии за период эксплуатации сооружения необходимо определять скорость коррозии и с учетом принимаемых мер по повышению надежности и эффективности комплексной защиты выполнить прогноз о коррозионном состоянии сооружения на ближайшие пять лет.

8.36. В случае ускоренного по сравнению с расчетным старения защитного покрытия или подключения новых сооружений к действующей системе ЭХЗ должны быть приняты меры по ремонту изоляции либо ремонту (реконструкции) установок ЭХЗ, или при необходимости по ремонту всего комплекса защиты от коррозии.

8.37. При контроле защитного покрытия, ЭХЗ и коррозионного состояния действующих сооружений должны быть обеспечены безопасные условия работы в соответствии с требованиями инструкции по производству строительных работ в охранных зонах магистральных трубопроводов Министерства газовой промышленности, ВСН 51-1-80.

8.38. К работам по определению состояния защитного покрытия, ЭХЗ и коррозии, а также к эксплуатации средств комплексной защиты от коррозии допускаются лица, прошедшие обучение и сдавшие экзамены на знание правил устройства электроустановок.

8.39. Сведения о защите сооружения от коррозии и об отказах в работе средств ЭХЗ должны передаваться ЛЭС или СЗК в ПО в сроки, определяемые отделом защиты от коррозии после обнаружения свищей и разрывов, но не реже:

а) 1 раза в квартал - о состоянии ЭХЗ (результаты технического осмотра, профилактического обслуживания и проверки работы установок электрохимзащиты);

б) 1 раза в квартал - о защищенности сооружений во времени;

в) 2 раз в год - о защищенности сооружений по протяженности;

г) 1 раза в год - о коррозионном состоянии сооружений на коррозионно-опасных участках;

д) 1 раза в два года - о состоянии защитного покрытия;

е) 1 раза в три года - о коррозионном состоянии всего сооружения;

ж) 1 раза в пять лет - прогноз коррозионного состояния сооружения;

з) немедленно после обнаружения свищей и разрывов.

8.40. Техническая документация по защите от коррозии, а также материалы о контроле состояния защитного покрытия, ЭХЗ и коррозии подлежат хранению в течение всего периода эксплуатации сооружения.

8.41. Дли принятия решения о замене участков газопровода с опасными коррозионными повреждениями, а также о ремонтах защитного покрытия трубопроводов, средств ЭХЗ и газопроводов необходимо руководствоваться нормативно-технической документацией, действующей в отрасли.

Раздел третий

КОМПРЕССОРНЫЕ СТАНЦИИ

Глава 9

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Назначение и элементы компрессорных станций, нумерация оборудования

9.1. Компрессорные станции являются составной частью магистрального газопровода и предназначены для увеличения его производительности за счет повышения давления газа на выходе станции путем его сжатия с помощью газоперекачивающих агрегатов (ГПА). КС разделяются на линейные, дожимные (ДКС) и станции подземного хранения газа (КС ПХГ). На КС осуществляются следующие основные технологические процессы: очистка газа от жидких и механических примесей, сжатие газа, охлаждение газа после сжатия, измерение и контроль технологических параметров, управление режимом газопровода путем изменения количества и режимов работы ГПА.

КС размещаются на ограждаемой площадке, удаленной от населенных пунктов и промышленных предприятий в соответствии с требованиями СНиП (глава «Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования»).

9.2. В комплексе компрессорной станции могут быть включены следующие объекты, системы и сооружения:

а) один или несколько компрессорных цехов;

б) оборудование для очистки полости газопровода;

в) система сбора, удаления и обезвреживания механических и жидких примесей, уловленных из транспортируемого газа;

г) система электроснабжения;

д) система производственно-хозяйственного и пожарного водоснабжения;

е) система теплоснабжения;

ж) система канализации и очистные сооружения;

з) система молниезащиты;

и) система ЭХЗ объектов КС;

к) система связи;

л) станционная система автоматического управления и телемеханики;

м) административно-хозяйственные помещения; оклады для хранения материалов, реагентов и оборудования; оборудование и средства технического обслуживания и ремонта сооружений линейной части и КС; вспомогательные объекты.

Компрессорный цех включает в себя группу ГПА, установленных в общем или индивидуальных зданиях (укрытиях), и следующие системы, установки и сооружения, обеспечивающие его функционирование:

а) узел подключения к магистральному газопроводу;

б) технологические коммуникации с запорной арматурой;

в) установку очистки газа;

г) остановку охлаждения газа;

д) системы топливного, пускового и импульсного газа;

е) систему охлаждения смазочного масла;

ж) электрические устройства цеха;

з) систему автоматического управления и КИП;

и) вспомогательные системы и устройства (маслоснабжения, пожаротушения, отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха, канализации, сжатого воздуха для технологических целей и др.).

9.3. Каждый ГПА наряду с заводским должен иметь станционный порядковый номер, нанесенный краской или изображенный крупной выпуклой цифрой. Устройства и механизмы, предназначенные для обслуживания одного агрегата, должны иметь станционный номер этого агрегата.

Территория

9.4. Территория КС должна быть ограждена и иметь не менее двух выездов на дороги общего пользования. Охрана территории КС осуществляется на основании действующих положений с учетом местных условий и использованием охранной сигнализации.

9.5. На территории эксплуатируемой КС не должно быть временных сооружений, монтажного и строительного материала вне складских площадок и помещений. В случае расширения КС территория, на которой размещено действующее оборудование, должна быть отделена ограждением от территории, на которой ведется строительство.

9.6. Для обеспечения нормального эксплуатационного и санитарно-технического состояния территории, зданий и сооружений, соблюдения требований по охране окружающей среды должны содержаться в исправном состоянии следующие объекты:

а) системы отвода поверхностных и грунтовых вод со всей территории КС (дренажи, кюветы, канавы, водосточные трубы и т.п.);

б) сооружения для очистки загрязненных сточных вод;

в) сети водопровода, канализации, теплофикации, дренажа и горюче-смазочных материалов;

г) источники водоснабжения;

д) проезды, тротуары, подъезды к пожарным гидрантам, переходы, отмостки вокруг зданий и сооружений и др.;

е) ограждение, освещение, озеленение и благоустройство территории.

9.7. Ко всем зданиям и сооружениям на территории КС должен быть проезд транспортных средств и механизмов. Все здания и сооружения должны быть соединены между собой пешеходными дорожками.

Не допускается движение транспортных средств и механизмов по проездам вокруг компрессорного цеха (КЦ), по площадкам установок очистки и охлаждения газа без разрешения начальника КЦ.

9.8. На территории КС на расстоянии 200 м от КЦ не должно быть источников запыления воздуха (грунтовых дорог, складов сыпучих материалов и т.п.). Территория должна быть озеленена в соответствии с проектом КС, открытые участки земли вблизи КЦ со стороны воздухозаборных устройств ГПА должны быть засеяны газонной травой или асфальтированы (бетонированы).

9.9. Все водоотводные сети и устройства должны быть осмотрены и подготовлены к весеннему пропуску талых вод. Места прохода кабелей, труб и вентиляционных каналов через стены должны быть уплотнены, а откачивающие насосы приведены в состояние готовности.

9.10. Подземные металлические сооружения и оборудование КС должны подвергаться периодическому контролю коррозионного состояния.

9.11. В случае обнаружения просадочных и оползневых явлений, пучения грунтов на территории КС должны быть приняты меры (с привлечением проектного института) по устранению причин, вызвавших нарушение нормальных грунтовых условий, и по ликвидации их последствий.

9.12. Строительство зданий и сооружений на территории охранной зоны КС может осуществляться только при наличии проекта и с разрешения руководства ПО.

Здания, санитарно-технические и бытовые устройства

9.13. Производственные здания и сооружения КС должны содержаться в исправном состоянии, обеспечивающем длительное надежное использование их по назначению, безопасные условия труда обслуживающего персонала.

9.14. За состоянием строительных конструкций должно быть установлено систематическое наблюдение, особенно за подвижными опорами, сварными, клепаными, болтовыми соединениями, зданиями и сооружениями, возведенными на просадочных, оползневых или болотистых грунтах, на территории с подземными горными выработками и в районах сочной мерзлоты, а также подверженных динамическим или термическим нагрузкам.

9.15. Кроме систематического наблюдения здания и сооружения должны 2 раза в год (весной и осенью) подвергаться общему техническому осмотру для выявления дефектов и повреждений и внеочередным осмотрам после стихийных бедствий (землетрясений, ураганных ветров, ливней, больших снегопадов, пожаров) или аварий.

9.16. На компрессорной станции необходимо вести журнал наблюдений и осмотров строительных конструкций, в который должны заноситься следующие данные:

а) результаты осмотров, замеченные повреждения конструкций и сведения об осадке фундаментов с указанием даты осмотра;

б) дата и содержание проведенных ремонтных работ;

в) краткое содержание сущности актов расследования аварий конструкций;

г) фамилия и должность лица, производившего осмотр или ремонт.

9.17. При весеннем техническом осмотре уточняют объемы работ по ремонту зданий и сооружений, предусмотренному для выполнения в летний период, и определяют объемы работ капитального ремонта для включения в план следующего года. При осенних технических осмотрах проверяют, как подготовлены здания и сооружения к зиме.

9.18. При появлении в строительных конструкциях трещин, изломов и других повреждений за ними должно быть установлено наблюдение с помощью маяков и инструментальных измерений. Если появление трещин в фундаментах и других конструкциях вызвано вибрацией, эти конструкции должны быть обследованы на вибропрочность и резонансные колебания.

9.19. Не допускается пробивка отверстий и проемов, установка, подвеска и крепление технологического оборудования, подъемно-транспортных средств, трубопроводов, не предусмотренных проектом. Дополнительные нагрузки, устройство проемов допустимы после поперечного расчета строительных конструкций и необходимого их усиления. На основных участках несущих конструкций должны быть вывешены таблицы с указанием предельных нагрузок по проектным данным.

9.20. В течение первого года эксплуатации КС проводится ежемесячное наблюдение за осадкой фундаментов, в том числе фундаментов ГПА. В дальнейшем осадку фундаментов измеряют 1 раз в год (или по мере необходимости) посредством точной нивелировки. Результаты измерений заносят в журнал и используют при ремонтах ГПА для учета просадки фундаментов во время центровки агрегатов.

9.21. Металлические конструкции зданий и сооружений должны быть защищены от коррозии; эффективность этой защиты должна контролироваться при осмотрах. Окраска помещений и технологического оборудования КС должна соответствовать проекту и требованиям промышленной эстетики и санитарии.

9.22. Фундаменты оборудования должны быть покрыты масляной краской или жидким стеклом и тщательно оберегаться от попадания на них масла, газового конденсата и других жидкостей.

9.23. В местах прохода трубопроводов через стены и фундаменты должны предусматриваться патроны, которые не должны касаться стенок трубопроводов. Зазоры между патронами и стенкой трубы должны контролироваться при осмотрах.

9.24. Для поддержания нормального эксплуатационного состояния зданий и сооружений необходимо:

а) организовывать и проводить подготовку зданий и сооружений к зимней эксплуатации;

б) обеспечивать исправное содержание и своевременный ремонт кровли (протечки воды через кровлю не допускаются), фрамуг, оконных переплетов, остекления оконных проемов и фонарной части кровли, кабельных и вентиляционных каналов и т.п.;

в) проводить систематическую очистку остекления оконных проемов и фонарной части кровли, очистку кровли от избыточного снега, поддерживать работоспособность водостоков; работы на кровле должны выполняться персоналом только в мягкой обуви, применение железных лопат при очистке наледей воспрещается;

г) поддерживать в исправном состоянии основное и аварийное освещение в производственных помещениях и вне их; освещенность всех объектов КС должна соответствовать установленным нормам и гарантировать безопасность обслуживания; аварийное освещение должно включаться автоматически при выключении основного освещения;

д) поддерживать в исправности и постоянной готовности средства пожаротушения, пожарной сигнализации и автоматического пожаротушения, средства автоматической сигнализации предельной загазованности и автоматического включения вентиляции;

е) следить за состоянием теплоизоляции трубопроводов, очисткой и утеплением канализационных устройств перед наступлением холодов.

9.25. Производственные и складские помещения должны иметь выходы в соответствии с противопожарными нормами. Двери помещений должны иметь пружины и открываться в направлении ближайших выходов наружу.

Загромождать проходы и выходы оборудованием и другими предметами запрещается.

Техническое обслуживание и ремонт

9.26. Поддержание оборудования КС в работоспособном состоянии осуществляется с помощью системы технического обслуживания и ремонта.

Оборудование и системы КС предназначены для работы на всех рабочих режимах без непрерывного обслуживания (без постоянного присутствия обслуживающего персонала возле объектов обслуживания).

Регламент технического обслуживания должен предусматривать проведение следующих видов технического обслуживания и ремонта оборудования и систем КС:

а) ежедневное техническое обслуживание при работе под нагрузкой;

б) техническое обслуживание циклически после назначенного числа часов работы под нагрузкой;

в) техническое обслуживание и (или) текущий ремонт циклически после назначенного числа часов работы под нагрузкой с остановкой оборудования;

г) техническое обслуживание оборудования и систем, находящихся в резерве;

д) планово-предупредительные ремонты (капитальные и средние).

9.27. Периодичность капитального, среднего и текущего ремонтов и длительность простоев в этих ремонтах для отдельных видов основного оборудования, зданий и сооружений устанавливается в соответствии с действующими нормативными документами.

9.28. Капитальный ремонт оборудования предусматривает восстановление исправности его и обеспечение надежной и экономичной работы в межремонтный период.

При капитальном ремонте оборудования проводятся его разборка, подробный осмотр, проверка, измерения, испытания, регулировка, устранение обнаруженных дефектов, восстановление изношенных узлов и деталей.

При проведении капитального ремонта должны выполняться требования директивных указаний и мероприятия, направленные на увеличение длительности непрерывной работы оборудования, сооружений и систем, улучшение технико-экономических показателей, при необходимости должны быть модернизированы отдельные узлы с учетом передового опыта эксплуатации.

n>

Документ сокращен, так как он очень большой. Для просмотра полной версии этого документа пройдите по ссылке Бесплатный заказ нужного документа

 
< Пред.   След. >
Полезное:   Плакаты по электробезопасности в Москве в магазине "Вход и выход" по выгодной цене.