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.
оляционных 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:
