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.
