Контрольно-измерительные пункты

 

12.3.5.1 На линейной части магистральных газопроводов КИП должны устанавливаться:

- на каждом километре в обычных условиях и не реже чем через 500 м в зонах повышенной коррозионной опасности;

- на расстоянии трех диаметров трубопровода от точек дренажа УКЗ (УДЗ);

- у крановых площадок (с обеих сторон);

- у водных и транспортных переходов (с обеих сторон);

- у пересечения трубопроводов с другими металлическими сооружениями;

12.3.5.2 При многониточной системе газопроводов, контрольно-измерительные пункты устанавливают на каждом газопроводе, по возможности в одном сечении (поперечнике) перпендикулярно осям газопроводов.

12.3.5.3 На подземных сооружениях промплощадок (КС, ГРС, ГИС и др.) КИП устанавливают в соответствии с ГОСТ Р 51164.

Во всех точках измерения потенциалов должна быть обеспечена возможность контакта неполяризующегося электрода сравнения с грунтом над осью газопровода в постоянно зафиксированной на поверхности земли точке измерений.

12.3.5.4 Допускается не устанавливать контрольно-измерительные пункты в указанных местах (кроме точек дренажа установок катодной, протекторной и дренажной защиты), если обеспечена возможность электрического контакта с трубопроводом.

12.3.5.5 Типы и характеристики контрольно-измерительных пунктов приведены в таблице 12.1.

 

Т а б л и ц а 12.1 - Типы и характеристики контрольно-измерительных пунктов

Тип КИП	Расположение по трассе газопровода	Примечания
Контроль поляризационного потенциала	Через 0, 5-1, 0 км и в точках дренажа УКЗ, УДЗ, ПУ	Оснащается устройством для измерения поляризационного потенциала
Контроль потенциала и тока	Через 3-5 км	2 кабеля; между точками подключения через 30-40м.
Газопровод – кожух на переходе под а/д и ж/д	С обеих сторон перехода	2 кабеля от трубы с расстоянием между точками подключения через 30-40 м и один от кожуха
Подземное изолирующее соединение (фланец, вставка)	С обеих сторон соединения	-
Пересечение	Пересечение с подземными протяженными коммуникациями	Один кабель от трубы, другой от пересекаемого сооружения
Заземление	Точка подключения заземляющих устройств	-
Контрольно – диагностический пункт	На участках ВКО и ПКО и по согла-сованию с Заказчиком	-

 

 

Коррозионный мониторинг

 

12.3.6.1 Система коррозионного мониторинга состоит из датчиков контроля ЭХЗ и датчиков (индикаторов) коррозии различных видов, смонтированных в контрольно-диагностических пунктах (КДП), и устройств передачи показаний этих датчиков на диспетчерский пункт.

12.3.6.2 КДП следует устанавливать на коррозионно-опасных участках газопровода, в зонах пересечений с электрифицированными железными дорогами и автострадами.

12.3.6.3 Оснащенность КДП следует согласовывать с Заказчиком.

 

Защита газопроводов от коррозионного растрескивания труб под

Напряжением (КРН)

 

12.4.1. При изыскании трасс прокладки газопроводов следует выявлять участки с внешними условиями, способствующими развитию коррозионного растрескивания под напряжением:

- участки соприкосновения газопровода с уровнем грунтовых вод (УГВ);

- грунты, затрудняющие отвод грунтовых вод – глины, суглинки и др.;

- грунты, водородный показатель электролита которых имеет значения, близкие к нейтральному (рН=5 - 8);

- неустойчивые грунты, способствующие возникновению изгибных напряжений в газопроводе (оползни, карсты и др.).

12.4.2. При выборе трассы газопровода следует отдавать предпочтение вариантам с меньшей протяженностью участков, характеризуемых внешними условиями, способствующими КРН.

12.4.3. На участках с внешними условиями, способствующими возникновению коррозионного растрескивания под напряжением, следует:

- принимать меры, исключающие пересечение тела трубы с УГВ, в том числе и переменным – укладку трубы предусматривать гарантированно выше или ниже УГВ на 0, 2 м, либо обеспечить отвод грунтовых вод за счет создания дренажной системы, подпорных стенок и др.;

- применять трубы, изготовленные по технологии, обеспечивающей повышенную стойкость к КРН;

- предусматривать трубы с заводским антикоррозионным покрытием в соответствии с п.12.2.1.1 настоящих Норм;

- осуществлять изоляцию монтажных стыков трубопровода с помощью термоусаживающих манжет;

- исключить, по возможности, упругие изгибы газопровода на потенциально-опасных участках проявления КРН;

- при соответствующем обосновании в проекте повысить категорийность газопровода (не ниже II категории);

- предусматривать при укладке труб в траншею ориентацию продольных сварных швов в верхней части периметра трубы (от 3, 5 до 8, 5 часов);

- предусматривать мелиоративные мероприятия, направленные на отвод вод от поверхности трубопроводов.

 

Требования пожарной безопасности

13.1 Классификация категорий помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности, пожароопасных и взрывоопасных зон и групп взрывоопасных смесей приведены в таблице Д.1 (приложение Д) настоящих Норм. Определение категорий помещений, зданий и наружных установок, не вошедших в настоящий перечень, следует производить по НПБ 105 [64].

13.2 Конструкция и материалы тепловой изоляции трубопроводов и оборудования объектов магистральных газопроводов должны соответствовать требованиям СНиП 41-03 [47].

13.3 Противопожарное водоснабжение предприятий, зданий и сооружений магистральных газопроводов следует проектировать в соответствии со СНиП 2.04.01 [65], СНиП 2.04.02 [66].

На площадках газоизмерительных станций (за исключением пограничных ГИС), газораспределительных станций, пунктов очистки и замеров газа постоянные системы производственно-противопожарного водопровода проектировать не требуется.

13.4 Здания, сооружения, помещения и оборудование объектов магистральных газопроводов должны оборудоваться автоматическими установками пожаротушения (АУПТ) и пожарной сигнализацией (АУПС) в соответствии с НПБ 110 [67] и «Перечнем производственных зданий, помещений, сооружений и оборудования объектов Единой системы газоснабжения ОАО «Газпром», подлежащих защите автоматическими установками пожаротушения и пожарной сигнализации» [68].

Техническое задание на проектирование и реконструкцию установок обнаружения пожаров, контроля загазованности и тушения пожаров должно разрабатываться в соответствии с требованиями РД 25-952 [69] и согласовываться с ООО «Газобезопасность».

13.5 Проектирование автоматических установок противопожарной защиты должно осуществляться в соответствии с требованиями НПБ 88 [70], ВРД 39-1.8-055 [30] и рекомендациями «Противопожарная защита газоперекачивающих агрегатов компрессорных станций магистральных газопроводов» [71].

13.6 Проектирование систем оповещения и управления эвакуацией людей о пожаре должно осуществляться в соответствии с требованиями НПБ 104 [72].

13.7 Молниезащита зданий, сооружений и наружных установок должна выполняться согласно требованиям СО 153-34.21.122 [33].

13.8 Здания, помещения, сооружения и наружные установки объектов магистральных газопроводов следует оснащать первичными средствами пожаротушения в соответствии с требованиями ГОСТ 12.4.009, ППБ 01 [73] и ВППБ 01-04 [74].

13.9 Помещения категории «А» и «Б» должны быть оборудованы автоматически действующими датчиками контроля уровня загазованности (сигнализаторами довзрывоопасных концентраций) и/или газоанализаторами, установленными в соответствии с требованиями РД БТ-39-0147171-003 [75].

⇐ Предыдущая12131415161718192021Следующая ⇒

Поделиться: