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.