В соответствии с подпунктом 1) статьи 8 Закона Республики Казахстан «О техническом регулировании», ПРИКАЗЫВАЮ:

1) в течение пяти рабочих дней со дня подписания настоящего приказа направление его электронной копии на казахском и русском языках в Республиканское государственное предприятие на праве хозяйственного ведения «Институт законодательства и правовой информации Республики Казахстан» Министерства юстиции Республики Казахстан для официального включения в Эталонный контрольный банк нормативных правовых актов Республики Казахстан;

Приложение к приказу
Министр энергетики
Республики Казахстан
от 29 июля 2026 года
№ 285-н/қ
ТЕХНИЧЕСКИЙ РЕГЛАМЕНТ
«О требованиях к магистральным трубопроводам для транспортировки
этановой и пропановой фракций в сжиженном состоянии»

1. Настоящий технический регламент «О требованиях к магистральным трубопроводам для транспортировки этановой и пропановой фракций в сжиженном состоянии» (далее – технический регламент) разработан в соответствии с подпунктом 6) статьи 6 Закона Республики Казахстан «О магистральном трубопроводе» и подпунктом 1) статьи 8 Закона Республики Казахстан «О техническом регулировании».

2. Настоящий технический регламент устанавливает обязательные для применения и исполнения на территории Республики Казахстан требования к магистральным трубопроводам для транспортировки этановой и пропановой фракций в сжиженном состоянии (далее – магистральные трубопроводы) с давлением насыщенных паров более 0,2 МПа при температуре плюс 20 ºС при проектировании (включая инженерные изыскания), строительстве (реконструкции), эксплуатации, консервации, ликвидации, а также правила оценки их соответствия.

3. Объектами технического регулирования настоящего технического регламента являются магистральные трубопроводы, включая ответвления от них, номинальным диаметром до DN400 включительно, с избыточным давлением от 1,2 до 10 МПа включительно для транспортировки этановой и пропановой фракций в сжиженном состоянии.

4. Настоящий технический регламент разработан в целях обеспечения защиты жизни и здоровья человека, животных и растений, имущества, окружающей среды, обеспечения экологической безопасности, энергетической эффективности и ресурсосбережения при транспортировке этановой и пропановой фракций в сжиженном состоянии.

6. Требования настоящего технического регламента не распространяются на:

этановая фракция – углеводородная смесь, состоящая преимущественно из этана (не менее 95 % по массе) с примесями углеводородов и вырабатываемая на нефтехимических, газо- и нефтеперерабатывающих предприятиях;
пропановая фракция – углеводородная смесь, состоящая преимущественно из пропана (не менее 95 % по массе) с примесями углеводородов и вырабатываемая на нефтехимических, газо- и нефтеперерабатывающих предприятиях;
продукция – этановая и пропановая фракции в сжиженном состоянии, подготовленные к транспортировке и соответствующие показателям, приведенным в приложении 1 настоящего технического регламента;
трубопровод – сооружение из труб, деталей трубопровода и арматуры, плотно и прочно соединенных между собой, предназначенное для транспортировки продукции в газообразном, жидком и сжиженном состоянии;
магистральный этанопровод – единый производственно-технологический комплекс, состоящий из линейной части и объектов, обеспечивающих безопасную транспортировку этановой фракции в сжиженном состоянии, соответствующий требованиям настоящего технического регламента;
магистральный пропанопровод – единый производственно-технологический комплекс, состоящий из линейной части и объектов, обеспечивающих безопасную транспортировку пропановой фракции в сжиженном состоянии, соответствующий требованиям настоящего технического регламента;
технологический трубопровод – к трубопроводам технологическим относятся трубопроводы в пределах промышленных предприятий, по которым транспортируется продукция, обеспечивающие ведение технологического процесса и эксплуатацию оборудования, находящиеся на балансе предприятия;
линейная часть магистрального этанопровода и пропанопровода – подземные, подводные, наземные, надземные трубопроводы, по которым осуществляется непосредственная транспортировка продукции;
авария – разрушение зданий, сооружений и/или технических устройств, неконтролируемые взрыв и/или выброс опасных веществ;
идентификационный документ на земельный участок - документ, содержащий идентификационные характеристики земельного участка, необходимые для целей ведения земельного, правового и градостроительного кадастров;
инцидент – отказ или повреждение технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, отклонение от параметров, обеспечивающих безопасность ведения технологического процесса, не приведшие к аварии;
технологический регламент – нормативно-техническая документация, определяющая технологию ведения процесса или отдельных его стадий (операций), режимы и технологию производства продукции, безопасные условия работы, утверждаемая техническим руководителем;
компенсирующие мероприятия – это совокупность инженерно-технических и организационных решений, которые позволяют обеспечить требуемый уровень безопасности при отклонениях от общепринятых нормативов, направленные на нейтрализацию потенциальных рисков, связанных с нетиповыми материалами, конструкциями или нарушением минимальных расстояний;
консервация объекта магистрального трубопровода или его части – выполнение комплекса мероприятий по обеспечению сохранения объекта магистрального трубопровода или его части в работоспособном техническом состоянии в период временного прекращения его эксплуатации;
ликвидация объекта магистрального трубопровода – выполнение комплекса мероприятий по прекращению эксплуатации, демонтажу и (или) перепрофилированию, разборке, а также по утилизации отходов и приведению занимаемой объектом магистрального трубопровода окружающей среды в состояние, безопасное для жизни и здоровья человека и пригодное для последующего использования;
насосная перекачивающая станция – составная часть магистрального трубопровода, представляющая собой комплекс зданий, сооружений и технических устройств, предназначенный для приема, хранения и подачи транспортируемой продукции в линейную часть магистральных трубопроводов;
номинальный диаметр – числовое обозначение размера, равное округленному до целого значения внутреннего диаметра и выраженное в миллиметрах без обозначения размерности;
объект магистрального трубопровода – составная часть магистрального трубопровода, предназначенная для выполнения одной или нескольких взаимосвязанных технологических операций в процессе транспортировки продукции в сжиженном состоянии, включающая в себя комплекс соответствующих зданий, сооружений и технических устройств;
охранная зона магистрального трубопровода – территория (на суше и (или) воде) с особыми условиями охраны и пользования, прилегающая к объектам магистрального трубопровода и предназначенная для обеспечения безопасности населения и создания необходимых условий для безопасной и бесперебойной эксплуатации объектов трубопровода, в пределах которой ограничиваются или запрещаются виды деятельности, не совместимые с целями ее установления;
минимальное расстояние – расстояния от зданий, сооружений, технических устройств до оси магистральных трубопроводов, при которых уровень риска является приемлемым;
приемка объекта магистрального трубопровода – форма оценки соответствия завершенного строительством (реконструкцией) объекта магистрального трубопровода проектной документации, требованиям настоящего технического регламента, других регламентов и законодательных документов, действие которых на него распространяется, подтверждающая готовность объекта магистрального трубопровода к вводу в эксплуатацию;
пункт приема-сдачи продукции – объект магистрального трубопровода, предназначенный для измерения и учета количественных и физико-химических показателей передаваемой продукции сдающей стороной (или ее представителями) принимающей стороне (или ее представителям);
ремонт объекта магистрального трубопровода – выполнение комплекса мероприятий по полному или частичному восстановлению эксплуатационного ресурса и (или) эксплуатационных параметров линейной части магистрального трубопровода и (или) его объектов;
санитарно-защитная зона – это специальная территория с особым режимом использования, которая устанавливается вокруг объектов и производств, являющихся источниками химического, физического или биологического воздействия на среду обитания и здоровье человека;
система обнаружения утечек – набор инструментов для обнаружения утечек, который используется для предотвращения, обнаружения и смягчения последствий утечек на магистральных этанопроводах и пропанопроводах;
технологический режим эксплуатации магистрального трубопровода – совокупность значений параметров технологического процесса транспортировки продукции по магистральному трубопроводу, устанавливаемых в пределах значений, указанных в проектной документации;
эксплуатационная документация – совокупность документов, определяющих правила эксплуатации, значения эксплуатационных параметров объектов магистрального трубопровода, а также содержащих сведения об их эксплуатации;
эксплуатационные параметры магистрального трубопровода – совокупность технических характеристик магистрального трубопровода, устанавливаемых в пределах значений, указанных в проектной документации;
эксплуатационный контроль – форма оценки соответствия, предусматривающая выполнение комплекса мероприятий, направленных на выявление и устранение несоответствий требованиям настоящего технического регламента при эксплуатации объектов магистрального трубопровода;
эксплуатация магистрального трубопровода – деятельность по обеспечению функционирования магистрального трубопровода в соответствии с эксплуатационной документацией, включающая в себя, в том числе техническое обслуживание, ремонт, техническое диагностирование и оперативно-диспетчерское управление;
эксплуатирующая организация – юридическое лицо, созданное в соответствии с законодательством Республики Казахстан, осуществляющее эксплуатацию магистрального трубопровода на праве собственности или на ином законном основании и несущее ответственность за безопасность его эксплуатации, обеспеченное персоналом и материально-техническими ресурсами, необходимыми для управления деятельностью магистрального трубопровода, обслуживания и поддержания его эксплуатационных параметров.

1) осуществления комплекса научно-исследовательских, технологических, опытно-конструкторских и проектно-изыскательских работ и внедрения их результатов, направленных на повышение безопасности, эксплуатационной и энергетической эффективности объектов магистральных этанопроводов и пропанопроводов, а также применяемых технологий, технических устройств, машин, оборудования и материалов;

8) применения материалов, соответствующих документам по стандартизации, указанным в параграфах 7 и 8 раздела 6 главы 4 и приложения 8 настоящего технического регламента, для обеспечения срока службы магистральных этанопроводов и пропанопроводов не менее 30 лет для нормальных условий эксплуатации с применением методов защиты от коррозии и защитного покрытия.

I класса с рабочим давлением свыше 2,5 до 10,0 МПа включительно;
II класса с рабочим давлением свыше 1,2 до 2,5 МПа включительно.

3) участки магистральных этанопроводов и пропанопроводов подразделяются на категории, которые определяют дополнительные требования к конструктивным параметрам трубопровода (выбору стали, толщине стенки, текучести, прочности и других) и величине испытательного давления в зависимости от условий прохождения трассы и мер по обеспечению безопасности населения на основании расчетных коэффициентов в соответствии с СТ РК ISO 13623 «Промышленность нефтяная и газовая. Системы транспортирования по трубопроводам»;

4) условия прохождения трассы магистральных этанопроводов и пропанопроводов принимаются в соответствии с таблицей 1 приложения 2 настоящего технического регламента; классификация участков магистральных этанопроводов и пропанопроводов по категориям производится согласно таблице 2 приложения 2 настоящего технического регламента;

5) к магистральным этанопроводам и пропанопроводам не относятся промысловые, технологические и иные трубопроводы, предназначенные для транспортировки продукции в пределах территории собственника или иного правообладателя продукции для внутрихозяйственных целей, в том числе в пределах контрактной территории недропользователя, а также распределительные трубопроводы, предназначенные для транспортировки продукции потребителям;

6) проектирование, сооружение и эксплуатация технологических трубопроводов с объектами, относящимся к магистральным этанопроводам и пропанопроводам, производится в соответствии с нормативно-техническими документами, относящимися к технологическим и промысловым трубопроводам, включая СП РК 3.05-103 «Технологическое оборудование и технологические трубопроводы», ГОСТ 32569 «Трубопроводы технологические стальные. Требования к устройству и эксплуатации на взрывопожароопасных и химически опасных производствах», ВСН 51-3-85 «Проектирование промысловых стальных трубопроводов», а также в соответствии с «Инструкцией по безопасности при эксплуатации технологических трубопроводов», утвержденной приказом Министра по чрезвычайным ситуациям Республики Казахстан от 27 июля 2021 года № 359.

диаметр и протяженность трубопровода;
расположение и количество крановых узлов;
конструктивные схемы укладки трубопровода;
безопасность населения и персонала, работающего вблизи трубопровода;
охрана окружающей среды;
наличие других сооружений;
наличие полезных ископаемых;
инженерно-геологические и климатические условия;
требования к строительству и эксплуатации трубопровода;
местные требования;
перспективы развития территории;
наличие крупных и средних рек, озер, соровых участков, автомобильных и железных дорог, оврагов, действующих трубопроводов, линий электропередач и связи, сельскохозяйственных угодий;
археологические памятники (курганы, поселения);
наличие факторов коррозионной опасности;

3) при выборе трассы трубопроводов необходимо исследовать все характерные для района размещения явления, процессы и факторы природного и техногенного происхождения, которые оказывают влияние на безопасность трубопровода и вызывают негативное воздействие на население и окружающую среду, в том числе закономерности распространения промышленных выбросов в атмосферу;

4) при выборе оптимального варианта трассы трубопроводов в районах со сложным рельефом, значительно залесённых, с большим количеством оврагов, речек, озер, соровых участков, наличием карста, термокарста, в застроенных районах применение аэрофотосъемки или лазерного сканирования принимается заказчиком;

8) при выборе трассы трубопроводов необходимо учитывать перспективное развитие городов и других населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных и автомобильных дорог и других объектов и проектируемого трубопровода, а также условия строительства и обслуживания трубопровода в период его эксплуатации (существующие, строящиеся, проектируемые и реконструируемые здания и сооружения, использование водных объектов и другие), выполнять прогнозирование изменений природных условий в процессе строительства и эксплуатации магистральных этанопроводов и пропанопроводов;

в населенных пунктах;
в тоннелях автомобильных и железных дорог;
в тоннелях совместно с электрическим кабелем и кабелями связи.

11. Охранные зоны устанавливаются для магистральных этанопроводов и пропанопроводов, транспортирующих сжиженные углеводородные газы, в виде территории, ограниченной условными линиями, проходящими на расстоянии 100 метров от оси трубопровода с каждой стороны, в соответствии с Законом Республики Казахстан «О магистральном трубопроводе».

13. Охранные зоны устанавливаются вокруг объектов трубопроводов по представлению эксплуатирующей организации актами местных исполнительных органов. Границы охранных зон определяются в установленном порядке и обозначаются на местности специальными знаками. Соблюдение ограничений на деятельность в охранных зонах предусматривается законодательством Республики Казахстан в области магистрального трубопровода и иным законодательством Республики Казахстан.

15. Земельные участки в пределах охранных зон магистральных трубопроводов имеют особый режим землепользования и у собственников/землепользователей данные земельные участки не изымаются, за исключением отвода земель в постоянное пользование, предназначенных для площадок линейных сооружений (линейные краны, комплектная трансформаторная подстанция, мачты связи и другие) и опор вдоль трассовой линии электропередачи.

16. Определение минимального расстояния от оси магистральных этанопроводов и пропанопроводов до проектируемых, строящихся или реконструируемых объектов, зданий и сооружений, не входящих в состав магистрального трубопровода, осуществляется в порядке согласно приложению 3 настоящего технического регламента.

18. На участках сближения трубопроводов со зданиями, сооружениями и другими объектами, в стесненных условиях, необходимо предусмотреть технические и технологические решения, обеспечивающие их безопасность в случае разгерметизации магистральных этанопроводов и/или пропанопроводов, с учетом свойств транспортируемой пожароопасной и взрывоопасной продукции.

20. При проектировании магистральных этанопроводов и пропанопроводов, в целях обеспечения безопасности в случае сокращения минимальных расстояний от осей трубопроводов до ближайших зданий и сооружений, не входящих в состав проектируемых трубопроводов, в соответствии с требованиями СН РК 1.02-03 «Порядок разработки, согласования, утверждения и состав проектной документации на строительство», разрабатываются необходимые мероприятия, обеспечивающие безопасность эксплуатации проектируемых трубопроводов, в том числе:

3) организационно-технические мероприятия, включающие остановку перекачки и закрытие узлов запорной арматуры магистральных этанопроводов и/или пропанопроводов в автоматическом или дистанционном режиме по сигналам с главного диспетчерского управления, системы обнаружения утечек или по любым другим сигналам, авторизованным для такого рода действий;

5) оснащение магистральных этанопроводов и пропанопроводов системой охранной сигнализации периметра, системой контроля доступа и видеонаблюдения, системой автоматической пожарной сигнализации, стационарными датчиками загазованности, громкоговорящей связью и системами оповещения, системой линейной телемеханики;

визуальный контроль согласно Методическим рекомендациям по визуальному и измерительному контролю свариваемых металлов и их соединений, согласованным приказом Председателя Комитета по государственному контролю за чрезвычайными ситуациями и промышленной безопасностью Министерства по чрезвычайным ситуациям Республики Казахстан от 13 августа 2012 года № 45;
визуальный контроль согласно ГОСТ ISO 17635 «Неразрушающий контроль сварных соединений. Общие правила для металлических материалов»;
измерительный контроль согласно технологической карте сварки (Welding Procedure Specification – спецификация технологии сварки) и проектной документации;
радиографический метод контроля согласно ГОСТ 7512 «Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод», либо другим альтернативным неразрушающим методом контроля, а также физическому контролю сварных швов/стыков;
ультразвуковой метод контроля согласно ГОСТ ISO 17640 «Контроль неразрушающий сварных соединений. Ультразвуковой контроль. Методы, уровни контроля и оценка», ГОСТ ISO 11666 «Неразрушающий контроль сварных соединений. Ультразвуковой контроль. Уровни приемки».

21. Проектирование и изыскательские работы магистральных этанопроводов и пропанопроводов следует выполнять в соответствии с требованиями, предъявляемыми к магистральным трубопроводам, определяемыми законодательством Республики Казахстан в сфере архитектурной, градостроительной и строительной деятельности, нормативно-техническими документами Республики Казахстан и настоящим техническим регламентом.

Надземная (на опорах) прокладка трубопроводов допускается на отдельных участках в пустынных и горных районах, болотистых местностях, районах горных выработок, на неустойчивых грунтах, а также на переходах через естественные и искусственные препятствия и определяется проектной документацией.
Наземная (в насыпи) прокладка трубопроводов допускается на отдельных участках в болотистых местностях, солончаках, районах распространения многолетнемерзлых грунтов и определяется проектной документацией.
При этом должны быть предусмотреть меры, предотвращающие повреждение трубопровода в местах его перехода от подземной прокладки к надземной или наземной прокладке.
На этапе проектирования магистральных этанопроводов и пропанопроводов выбор способа их прокладки осуществляется в соответствии с требованиями СП РК 3.05-101 «Магистральные трубопроводы» на основании данных инженерных изысканий, учитывающих рельеф трассы, естественные и искусственные препятствия.

24. При проектировании (включая инженерные изыскания) магистральных этанопроводов и пропанопроводов должны быть учтены расчетные нагрузки и воздействия, а также их неблагоприятные сочетания, влияющие на прочность и устойчивость объектов магистрального трубопровода. Расчетные схемы и методы расчета на прочность и устойчивость магистрального трубопровода должны учитывать основные особенности воздействия соответствующих нагрузок на его объекты.

25. При проектировании магистральных этанопроводов и пропанопроводов должны быть предусмотрены узлы отключающей трубопроводной арматуры, обеспечивающей перекрытие в трубопроводе потока перекачиваемой продукции. Расстояние между смежными узлами отключающей трубопроводной арматуры определяется проектной документацией и настоящим техническим регламентом.

Конструкция магистральных этанопроводов и пропанопроводов должна обеспечивать беспрепятственное прохождение внутритрубных очистных, диагностических, а также разделительных устройств, применяемых для обеспечения последовательной перекачки продукции, и оснащается узлами запуска (пуска) и приема таких устройств.

34. При проектировании прокладки трубопроводов через водные преграды (подводные переходы) необходимо предусмотреть инженерно-технические решения по предотвращению эрозии грунта в границах подводного перехода в процессе эксплуатации трубопровода и по укреплению берегов в случае изменения естественного рельефа местности в процессе строительства (реконструкции) трубопровода.

36. При проектировании трубопроводов, прокладываемых в горной местности и районах с пересеченным рельефом местности, необходимо предусмотреть инженерно-технические решения, обеспечивающие устойчивость магистральных трубопроводов к воздействию водных потоков, обвалов, камнепадов, оползней, снежных лавин, селевых потоков и других опасных явлений.

43. На переходах магистральных этанопроводов и пропанопроводов через автомобильные дороги (любого назначения, в том числе проселочные и лесные), железные дороги, предусматриваются решения по их защите от повреждения (прокладка в защитных металлических футлярах, покрытие железобетонными плитами и другие). Способ защиты магистральных этанопроводов и пропанопроводов определяется проектным решением.

44. Расчетное число часов работы магистральных этанопроводов и пропанопроводов и их сооружений определяется исходя из годовых графиков работы предприятий сдающих и принимающих сторон, с учетом времени, необходимого на ремонт, которое составляет не менее 8400 часов в год. При этом не допускается снижение плановых поставок продукции.

47. Минимальное давление в любой точке магистральных этанопроводов и пропанопроводов с целью предотвращения образования двухфазного потока должно быть выше давления насыщенных паров продукции не менее чем на 0,5 МПа в соответствии с СН РК 3.05-01 «Магистральные трубопроводы», для чего перед каждой насосной станцией и перед каждой принимающей стороной на трубопроводе необходимо предусмотреть соответствующий регулятор давления «до себя».

48. Гидравлический расчет магистральных этанопроводов и пропанопроводов производится исходя из условий транспортировки продукции. Порядок расчета физических свойств транспортируемой продукции приведен в приложении 4 настоящего технического регламента. Порядок гидравлического и теплового расчета магистральных этанопроводов и пропанопроводов приведен в приложении 5 настоящего технического регламента.

53. В составе сооружений каждой насосной станции для приема продукции при срабатывании предохранительных клапанов насосов и опорожнении насосов и их обвязочных трубопроводов, а также для создания на входе насосов противокавитационного подпора необходимо предусмотреть специально предназначенные сбросные линии, либо один или несколько накопительных резервуаров общей емкостью, равной 0,03-0,05 суточной производительности магистрального трубопровода. Данные требования определяются в соответствии с проектной документацией.

54. На головной насосной станции предусмотреть системы диспетчерского контроля и управления технологическими процессами, включая управление насосными агрегатами, линейными крановыми узлами с системой противоаварийной защиты, для перевода технологического процесса в безопасный режим при возникновении аварийной ситуации.

где H – превышение нижней образующей резервуара над осью всасывающего патрубка насоса, м;
– величина кавитационного запаса согласно паспорту насоса, метры столба продукции;
– гидравлическое сопротивление участка трубопровода между резервуаром и насосом, метры столба продукции.

где h – минимально уровень продукции, считая от нижней образующей резервуара, м;
D – диаметр трубопровода, связывающего резервуар с насосом, м;
w – скорость продукции в трубопроводе, связывающем резервуар с насосом, м/с;
g = 9,81 м/с2 – ускорение свободного падения.

69. Допустимые радиусы изгиба магистральных этанопроводов и пропанопроводов в горизонтальной и вертикальной плоскостях следует определять расчетом из условия прочности, местной устойчивости стенок труб и устойчивости положения. Минимальный радиус изгиба трубопровода из условия прохождения средств очистки и диагностики составляет не менее пяти его диаметров.

70. В местах примыкания трубопроводов к обвязочным трубопроводам насосной станции, узлам пуска и приема средства очистки и диагностики, переходам через водные преграды, перемычкам и узлам подключения трубопроводов необходимо определять величину продольных перемещений примыкающих участков трубопроводов от воздействия внутреннего давления и изменения температуры металла труб. Продольные перемещения учитываются при расчете указанных конструктивных элементов, присоединяемых к магистральным этанопроводам и пропанопроводам.

73. При балластировке трубопроводов магистральных этанопроводов и пропанопроводов железобетонными, чугунными и другими утяжелителями ширину траншеи следует назначать из условия обеспечения расстояния между грузом и стенкой траншеи не менее 0,2 м. Кроме того, ширина траншеи по дну при балластировке трубопровода утяжеляющими грузами или закреплении анкерными устройствами должна быть не менее 2,2 DN.

I тип – грунтовые условия, в которых возможна в основном просадка грунтов от внешней нагрузки, а просадка грунтов от собственного веса отсутствует или не превышает 5 см;
II тип – грунтовые условия, в которых помимо просадки грунтов от внешней нагрузки возможна их просадка от собственного веса и размер ее превышает 5 см.
Для грунтов I типа просадочности проектирование трубопроводов ведется как для условий непросадочных грунтов. Для грунтов II типа необходимо учитывать их просадочность.

75. При подземной и наземной (в насыпи) прокладках трубопроводов магистральных этанопроводов и пропанопроводов необходимо предусматривать противоэрозионные мероприятия с использованием местных материалов, а при пересечении подземными трубопроводами крутых склонов, промоин, оросительных каналов и кюветов в местах пересечений перемычки, предотвращающие проникание в траншею воды и распространение ее вдоль трубопровода.

76. Вдоль участков трубопроводов, прокладываемых на местности, расположенных на одинаковых отметках или выше населенных пунктов, в пределах проекции объекта на трубопровод и примыкающих к проекции с обеих сторон участков должны предусматриваться канавы для отвода продукции в безопасное место в случае разлива, если отсутствуют естественные преграды.

78. Подводные переходы магистральных этанопроводов и пропанопроводов через водные преграды следует проектировать на основании данных гидрологических, инженерно-геологических и топографических изысканий с учетом условий эксплуатации в районе строительства ранее построенных подводных переходов, существующих и проектируемых гидротехнических сооружений, влияющих на режим водной преграды в месте перехода, перспективных дноуглубительных и выправительных работ в заданном районе пересечения трубопроводом водной преграды и требований по охране рыбных ресурсов.
Прокладка подводных переходов предусматривается с заглублением в дно пересекаемых водных преград. Величина заглубления устанавливается с учетом возможных деформаций русла и перспективных дноуглубительных работ.
Проектная отметка верха забалластированных магистральных этанопроводов и пропанопроводов при проектировании подводных переходов назначается на 0,5 м ниже прогнозируемого предельного профиля размыва русла реки, определяемого на основании инженерных изысканий, с учетом возможных деформаций русла после окончания строительства перехода, но не менее 1 м от естественных отметок дна водоема.

1) угол пересечения трубопроводов с железными и категорированными автомобильными дорогами следует принимать, как правило, равным 90°, но не менее 60°. При соответствующем обосновании пересечение с автомобильными дорогами категории IV-V (в том числе с автодорогами, предназначенными для обслуживания трубопроводов) допускается при снижении минимального значения угла до 35°. Переходы трубопроводов через железные и автомобильные дороги следует предусматривать в местах прохождения дорог по насыпям либо в местах с нулевыми отметками при соответствующем обосновании в проекте;

3) для участков переходов трубопроводов, выполняемых с устройством защитных кожухов из стальных труб или прокладываемых в тоннеле, внутренний диаметр кожуха или тоннеля определяется из условия производства работ и конструкции переходов и должен быть больше наружного диаметра трубопровода, но не менее чем на 200 мм;

при прокладке трубопроводов через железные дороги, с каждой стороны на 50 м от подошвы откоса насыпи или бровки откоса выемки, а при наличии водоотводных сооружений, от крайнего водоотводного сооружения;
при прокладке трубопроводов через автомобильные дороги, на расстояние 25 м от подошвы откоса насыпи или бровки земляного полотна, но не менее 2 м от подошвы насыпи.

для железных дорог, от подошвы откоса насыпи или бровки откоса выемки, а при наличии водоотводных сооружений, от крайнего водоотводного сооружения 50 м;
для автомобильных дорог, от бровки земляного полотна 25 м.

Максимальную или минимальную температуру стенок труб в процессе эксплуатации трубопровода следует определять в зависимости от температуры транспортируемой продукции, грунта, наружного воздуха, а также скорости ветра, солнечной радиации и теплового взаимодействия трубопровода с окружающей средой.

2) переменные нагрузки, включающие нагрузки транспортируемой продукции и любых других посторонних воздействий типа льда или снега, которые скапливаются на надземных участках трубопровода, учитываются в пределах технологических площадок линейных сооружений. Воздействия ветра, волн, и течения также рассматриваются как переменные нагрузки;

Вес транспортируемой продукции в 1 м трубопровода , Н/м, определяется по формуле:
где – плотность транспортируемой продукции, кг/м3;
g – ускорение свободного падения, равное 9,81 м/с2;
– внутренний диаметр трубы, см.

1) нормативный температурный перепад в металле стенок труб следует принимать равным разнице между максимально или минимально возможной температурой стенок в процессе эксплуатации или при возникновении аварийных ситуаций и наименьшей или наибольшей температурой, при которой фиксируется расчетная (конечная) схема трубопровода/участка при завершении строительно-монтажных работ. При этом допустимый температурный перепад для расчета балластировки и температуры окружающей среды при проведении сварочно-монтажных работ при захлестах участков трубопровода (замыкания) определяется раздельно для участков категорий I, II и III;

где – нормативные сопротивления растяжению (сжатию) металла труб, сварных и интерференционных механических соединений следует принимать равными соответственно минимальным значениям временного сопротивления
и предела текучести , принимаемым по стандартам на трубы, МПа;
m – коэффициент условий работы трубопровода;
– коэффициенты надежности по материалу;
– коэффициент надежности по ответственности трубопровода.
Коэффициенты m, определяются в соответствии с приложением 6 настоящего технического регламента.

Толщина стенки, определяемая по пределу прочности, вычисляется по формуле:
а толщина стенки, определяемая по пределу текучести, вычисляется по формуле:
где n – коэффициент надежности по нагрузке определяется в соответствии с приложением 6 настоящего технического регламента.
Расчетная толщина стенки определяется с учетом допусков по формуле:
где – прибавка к толщине стенки для компенсации коррозии трубопровода, см.
Обоснование прибавки к расчетным толщинам должно быть приведено в проектной документации. Прибавка к расчетной толщине стенки для компенсации коррозии назначается с учетом степени коррозионной активности перекачиваемой продукции, условий эксплуатации, расчетного срока службы, скорости коррозии. При отсутствии данных величина прибавки должна составлять см.
Полученное расчетное значение толщины стенки трубы округляется до ближайшего большего номинального значения , предусмотренного действующими стандартами (ГОСТ, ТУ, спецификация на трубы).
Толщина стенки должна удовлетворять условию, чтобы величина давления, была не менее величины рабочего (нормативного) давления. При этом минусовый допуск на толщину стенки труб не учитывается.
Проверку прочности и устойчивости участков магистральных этанопроводов и пропанопроводов следует выполнять в соответствии с СП РК 3.05-101 «Магистральные трубопроводы».
Для предотвращения недопустимых пластических деформаций подземных трубопроводов проверку необходимо производить по условиям:
где – максимальные (фибровые) суммарные продольные напряжения в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий, МПа;
ψ1 - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла-труб; при растягивающих продольных напряжениях принимаемый равным единице, при сжимающих - определяемый по формуле:
где – кольцевые напряжения от нормативного (рабочего) давления, МПа, определяемые по формуле:
где р – рабочее (нормативное) давление в трубопроводе, МПа;
– внутренний диаметр трубопровода, см;
– номинальная толщина стенки трубопровода, см.
Максимальные суммарные продольные напряжения , МПа, определяются от всех (с учетом их сочетания) нормативных нагрузок и воздействий с учетом поперечных и продольных перемещений трубопровода в соответствии с правилами строительной механики.
При определении жесткости и напряженного состояния отвода следует учитывать условия его сопряжения с трубой и влияние внутреннего давления.
В частности, для прямолинейных и упруго-изогнутых участков трубопроводов при отсутствии продольных и поперечных перемещений трубопровода, просадок и пучения грунта максимальные суммарные продольные напряжения от нормативных нагрузок и воздействий внутреннего давления, температурного перепада и упругого изгиба , МПа, определяются по формуле:
где μ – переменный коэффициент поперечной деформации стали (коэффициент Пуассона);
α– коэффициент линейного расширения металла трубы, град-1;
E – переменный параметр упругости (модуль Юнга), МПа;
Δt – расчетный температурный перепад, принимаемый положительным при нагревании, °С;
ρ – минимальный радиус упругого изгиба оси трубопровода, см.
Расчетную толщину стенки соединительных деталей (тройников, отводов, переходников и других элементов трубопроводов при действии внутреннего давления) следует определять в соответствии с СП РК 3.05-101 «Магистральные трубопроводы».

93. Стальные трубы для магистральных этанопроводов и пропанопроводов изготавливаются в соответствии с техническими условиями и спецификациями завода-изготовителя по требованиям национальных стандартов Республики Казахстан и/или международных стандартов, отвечающим требованиям проектных решений. Заводу-изготовителю необходимо иметь или получить сертификат соответствия на трубную продукцию, изготовленную по конкретным техническим условиям.

94. Поставщик трубы для магистральных этанопроводов и пропанопроводов предоставляет заключение технического аудита процесса производства и аттестованной технологии по заявленным техническим условиям, проведенного специализированной авторизованной организацией, со сроком давности аудита не более 3-х лет.

1) для магистральных этанопроводов - трубы бесшовные из углеродистой и легированной стали по согласованным техническим требованиям для труб, предназначенных для эксплуатации в условиях возможных низких температур, повышенной коррозионной стойкости и надежности, стойкие к сульфидному растрескиванию под напряжением, которые определяются при испытаниях по международным, национальным стандартам и межгосударственным стандартам. Рекомендуется руководствоваться требованиями ГОСТ ISO 3183 «Трубы стальные для трубопроводов нефтяной и газовой промышленности. Общие технические условия»;

99. При этом ударная вязкость (KCU/KCV) принимается в соответствии с установленными требованиями по результатам испытаний образцов. Параметр «ударная вязкость KCU/KCV» указывается в сертификатах качества по фактической температуре испытаний. При несоответствии значения KCU/KCV, поставка и применение данной партии труб запрещена.

100. В комплекте аварийных средств проектом рекомендуется предусмотреть два разборных трубопровода, из хладостойкой стали, длиной не менее 90 м каждый, предназначенные для подключения к сбросному коллектору с целью отвода продукции из подлежащих ремонту участков трубопровода в сооружаемые на время планового ремонта или ликвидации аварии ямы в земле (амбары), в которых сбрасываемая продукция в случае невозможности ее утилизации, подлежит сжиганию.

106. Электроснабжение двигателей технологических насосов, воздушных компрессоров, пожарных насосов, вентиляторов общеобменной и аварийной систем вентиляции, электроприемников аварийного освещения должно предусматриваться на головных насосных станциях I категории надежности в соответствии Правилами устройств электроустановок, утвержденных приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 20 марта 2015 года № 230 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов № 10851).

108. Факел для сжигания газов при продувке резервуаров, насосов и трубопроводов насосной станции предусматривает высоту не менее 10 м и располагается от ближайшего здания, сооружения, машины или аппарата насосной станции на расстоянии, устанавливаемом исходя из допустимого теплового потока, но не менее 60 м в соответствии с СН РК 3.05-01 «Магистральные трубопроводы».

109. На магистральных этанопроводах и пропанопроводах устанавливается арматура, сертифицированная требованиям промышленной безопасности в установленном порядке, имеющая разрешение на применение на опасных производственных объектах, отвечающая техническим требованиям к магистральным этанопроводам и пропанопроводам.

На линейной части магистральных трубопроводов надлежит предусматривать установку запорной арматуры в соответствии с СН РК 3.05-01 «Магистральные трубопроводы». Расстояние между линейной запорной арматурой, устанавливаемой на трубопроводах, должно быть не более 10 км. В случае необходимости увеличения расстояния между запорной арматурой при соответствующих проектных расчетах и решениях, для обеспечения безопасности, требуется применение компенсирующих мероприятий.
При параллельной прокладке трубопроводов узлы линейной запорной арматуры должны располагаться со смещением относительно друг друга не менее чем на 50 м.

115. Климатическое исполнение кранов определяется в соответствии с ГОСТ 15150 «Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды». Исполнение кранов по температуре рабочей среды: для магистральных этанопроводов не менее минус 70 °С, для магистральных пропанопроводов не менее минус 40 °С.

116. Гарантированные изготовителем параметры изделия составляют не менее по ресурсу 3000 циклов, по сроку службы не менее 30 лет. Арматура допускается при соответствии классу герметичности затворов «А», норме герметичности «отсутствие видимых утечек в течение времени испытания» в соответствии с ГОСТ 9544 «Арматура трубопроводная. Нормы герметичности затворов».

121. Магистральные этанопроводы и пропанопроводы в пределах одного участка, предназначенного для пропуска средства очистки и диагностики предусматриваются с одинаковым внутренним диаметром и равнопроходной линейной арматурой, без выступающих внутрь магистральных этанопроводов и пропанопроводов узлов или деталей.

122. При проектировании узлов равнопроходных ответвлений от основного трубопровода, а также неравнопроходных ответвлений, диаметр которых составляет свыше 0,3 диаметра основного трубопровода, предусматриваются проектные решения, исключающие возможность попадания средства очистки и диагностики в ответвление.

125. Предназначенная для учета продукции система измерения количества и качества продукции этановой и пропановой фракций в сжиженном состоянии предусматривается на входе и на выходе магистральных этанопроводов и пропанопроводов, а также в соответствии с проектными решениями, согласованными сдающей и принимающей сторонами.
Средства измерений, применяемые на магистральных этанопроводах и пропанопроводах, должны быть допущены к применению на территории Республики Казахстан в соответствии с законодательством в области обеспечения единства измерений, а также проходить поверку в установленные межповерочные интервалы.

126. Состав системы измерения количества и качества продукции, технические и метрологические характеристики средств измерений и оборудования, входящих в состав системы измерения количества и качества продукции, принимаются в соответствии с проектом, разработанным на основании технического задания на проектирование, настоящего технического регламента, других нормативных документов, требования которых распространяются на систему измерения количества и качества продукции в процессе их проектирования.

128. Оснащение системы измерений количества и качества продукции по включению хроматографа определяется в соответствии с проектным решением и ГОСТ 33702 «Системы измерений количества и показателей качества газового конденсата, сжиженного углеводородного газа и широкой фракции легких углеводородов. Общие технические требования». Значения показателей прецизионности результатов измерений содержания компонентов продукции принимаются в соответствии с требованиями ГОСТ 10679 «Газы углеводородные сжиженные. Метод определения углеводородного состава».

Состав средств измерений показателей качества регламентируется техническими условиями на данный вид продукта или нормативными документами, указанными в технических условиях. Выбор средств измерений показателей качества выполняют на стадии проектирования с учетом:

Между сетями обеспечивается сегментация и контроль доступа через DMZ (демилитаризованная зона) и межсетевые экраны.

144. На подводных переходах магистральных этанопроводов и пропанопроводов прокладку кабеля связи следует предусматривать на расстоянии от осей трубопроводов в зависимости от инженерно-геологических и гидрологических условий, диаметра трубопровода, а также принятой технологии производства работ в соответствии с проектным решением.

147. В случае прокладки кабеля связи вне защитного футляра (кожуха) трубопровода, его следует прокладывать в хризотилцементных или полимерных трубах диаметром 100 мм, размещенных на расстоянии не менее 8 м от оси трубопровода, с выводом концов труб по обе стороны от подошвы насыпи или полевой бровки кювета на длину не менее 1 м.

149. На переходах через водные преграды со стабильным руслом кабели связи заглубляются на глубину не менее 1 м. На переходах через реки с изменяющимся руслом и особыми гидрогеологическими условиями величина заглубления кабеля определяется в проектной документации, при этом прокладка кабелей проводиться на глубину не менее 0,5 м ниже расчетной отметки возможного размыва дна на ближайшие 25 лет.

152. Кабель связи при пересечении с инженерными коммуникациями следует прокладывать в хризотилцементных или полимерных трубах на расстоянии между ними по вертикали в свету, согласно техническим условиям эксплуатирующей организации. При этом расстояние в свету при пересечении магистральных этанопроводов и пропанопроводов предусматривает не менее 0,5 м.

156. Для объектов магистральных этанопроводов и пропанопроводов должна предусматриваться автоматизированная система управления технологическими процессами с системами Supervisory Control And Data Acquisition (система диспетчерского контроля и управления), системы противоаварийной защиты, системы обнаружения пожара и газа (Fire&Gas System), системы линейной телемеханики, системы и средства обнаружения утечек, а также системы видеонаблюдения и контроля управления доступом. Основные требования устанавливаются документами по стандартизации и технологическим регламентом собственника магистральных этанопроводов и пропанопроводов.

7) предотвращения аварийных и чрезвычайных ситуаций за счет применения многоуровневых систем блокировок и противоаварийной защиты;

159. Автоматизированная система управления технологическими процессами магистральных этанопроводов и пропанопроводов предусматривается с однотипными функциональной, организационной, технической и информационной структурой согласно СТ РК 34.014 «Информационные технологии. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Термины и определения», выполняются на основе унифицированной аппаратуры и общих решений по информационному и программному обеспечению.

Supervisory Control and Data Acquisition (система диспетчерского контроля и управления) реализуется на базе программно-технического комплекса, включающего серверное оборудование и автоматизированные рабочие места операторов и диспетчеров.

IP-видеокамеры (купольные/стационарные, в том числе с ИК-подсветкой) в климатическом исполнении, соответствующем условиям эксплуатации; размещение камер на объектах линейной части и площадках (крановые узлы, узлы пуска и приема средств очистки и диагностики, магистральные насосные станции, узлы учета продукции и другие);
обеспечение передачи видеопотока с использованием современных кодеков;
электропитание камер от локальных источников (в том числе через PoE) от оборудования телемеханики и/или электроснабжения объекта.

каналы связи для передачи видеопотоков от камер к центрам обработки; узлы агрегации и маршрутизации видеоданных.

Рабочие места операторов:
автоматизированные рабочие места операторов и диспетчеров; программное обеспечение для визуализации, управления и администрирования системы видеонаблюдения.

обнаружение движения в заданных зонах;
фиксацию появления/исчезновения объектов; анализ траекторий перемещения; выявление нештатных ситуаций.

предотвращение несанкционированного доступа на объекты;
обнаружение фактов проникновения и определение места нарушения;
формирование и передача сигналов тревоги дежурному персоналу;
централизованный контроль состояния охранных зон и средств сигнализации;

дистанционное наблюдение за объектами с использованием систем видеонаблюдения;
регистрация и документирование событий, тревог и действий персонала; контроль работоспособности оборудования и линий связи;

оснащение объектов предупреждающими знаками и средствами визуального контроля;

интеграция подсистем безопасности (охранная сигнализация, видеонаблюдение, система контроля и управления доступом, пожарная сигнализация, системы обнаружения утечек);
передача информации в единый центр управления и отображения;
Интегрированная система безопасности включает:
систему охранной сигнализации (в том числе периметральной, адресного типа);
систему видеонаблюдения;
систему контроля и управления доступом;
систему обнаружения пожара и утечек;
систему оповещения (звукового и речевого);
систему сбора, обработки и отображения информации;
инженерные средства охраны (ограждения, барьеры и другие);
телекоммуникационную инфраструктуру системы безопасности.

175. На период строительства магистральных этанопроводов и пропанопроводов на расстоянии не менее 15 м от их осей предусматривается вдольтрассовый проезд IV категории шириной 6 м, который организовывается накатом автотранспорта во время строительства магистральных этанопроводов и пропанопроводов – без поднятия земляного полотна, без устройства дорожной одежды.

177. Ширина строительной полосы для магистральных этанопроводов и пропанопроводов на период строительства принимается с учетом требований нормативно-технической документации, в том числе Правил устройств электроустановок, утвержденных приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 20 марта 2015 года № 230 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов № 10851).

178. В подготовительный период строительства необходимо уточнить места пересечения магистральных этанопроводов и пропанопроводов с действующими коммуникациями с выездом на место и обустроить временные переезды, по согласованию с владельцами коммуникаций, на период производства работ для перемещения/проезда строительной техники и механизмов. Конструкция переезда (укладка сборных железобетонных плит, соединенных стальными планками, приваренными к монтажным петлям или другой согласованной конструкции) определяется на стадии проектирования.

183. Аттестация выполняется на основе утвержденной технологической инструкции по сварке и технологических карт, которые разрабатываются заказчиком, подрядчиком или иной уполномоченной организацией (третьей стороной) и согласовываются с руководителем, ответственным за все сварочные работы (главный сварщик), от лица компании, подчиняющейся подрядчику. Технологическая инструкция учитывает сортамент труб, применяемых на объекте, а также оснащенность подрядчика сборочно-сварочным и вспомогательным оборудованием.

185. Сварочные работы выполняются в соответствии с требованиями СП РК 3.05-101 «Магистральные трубопроводы» и ВСН 006-89 «Ведомственные строительные нормы. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Сварка», а также особыми требованиями, определяемыми и обусловленными конструктивными и качественными показателями трубы, материалов и оборудования.

186. Контроль качества сварных соединений осуществляется в соответствии с требованиями ГОСТ 7512 «Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод», ГОСТ ISO 17636-1 «Неразрушающий контроль сварных соединений. Радиографический контроль. Часть 1 Способы рентгено- и гаммаграфического контроля с применением пленки», ГОСТ ISO 17636-2 «Неразрушающий контроль сварных соединений. Радиографический контроль. Часть 2. Способы рентгено- и гаммаграфического контроля с применением цифровых детекторов», ГОСТ ISO 17640 «Контроль неразрушающий сварных соединений. Ультразвуковой контроль. Методы, уровни контроля и оценка», ГОСТ ISO 11666 «Неразрушающий контроль сварных соединений. Ультразвуковой контроль. Уровни приемки».

оборудование: цифровые детекторы, соответствующие ГОСТ ISO 17636-2 «Неразрушающий контроль сварных соединений. Радиографический контроль. Часть 2. Способы рентгено- и гаммаграфического контроля с применением цифровых детекторов»;

уровни контроля: согласно ГОСТ ISO 17640 «Контроль неразрушающий сварных соединений. Ультразвуковой контроль. Методы, уровни контроля и оценка»;
уровни приемки: AL 2 и AL 3 по ГОСТ ISO 11666 «Неразрушающий контроль сварных соединений. Ультразвуковой контроль. Уровни приемки»;
оценка дефектов: по амплитуде и протяженности несплошностей.

1) контроль проводиться специалистами, аттестованными в соответствии с Правилами аттестации сварщиков и специалистов сварочного производства, утвержденными приказом и.о. Министра по чрезвычайным ситуациям Республики Казахстан от 23 сентября 2021 года № 468 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов № 24533);

194. Защита трубопроводов от коррозии изоляционными покрытиями. Противокоррозионную защиту магистральных этанопроводов и пропанопроводов изоляционными покрытиями при любом способе прокладки его участков (подземном, наземном, надземном, подводном) необходимо выполнять согласно требованиям проектной документации, документов по стандартизации на изолированные трубы и фасонные изделия, применяемые изоляционные материалы и требованиям СП РК 3.05-101 «Магистральные трубопроводы».

Общие требования к порядку сооружения переходов через естественные и искусственные препятствия:

3) заглубление участков магистральных этанопроводов и пропанопроводов, прокладываемых под автомобильными дорогами всех категорий, предусматривается не менее 1,5 м от верха покрытия дороги до верхней образующей футляра, а в выемках и на нулевых отметках, кроме того, не менее 0,4 м от дна кювета, водоотводной канавы или дренажа;

5) после установки герметизирующих устройств (манжет) и устройств для монтажа датчиков давления и газоанализа, проверяется герметичность межтрубного пространства перехода сжатым воздухом давлением 0,01 МПа в течение 6 часов. При этом потеря давления в результате изменения температуры воздуха не предусматривает превышение 1 %.

201. Предварительная очистка полости магистральных этанопроводов и пропанопроводов осуществляется продувкой полости воздухом непосредственно в технологическом потоке сварочно-монтажных работ на участках трассы до установки линейного кранового узла. После предварительной очистки, с использованием временных камер узлов запуска, приема очистного и диагностического устройства, производится многократная продувка с пропуском очистного устройства под давлением воздуха до полной очистки полости трубопровода от грязи и удаления из него свободной влаги.

203. Минимальное испытательное давление магистральных этанопроводов и пропанопроводов на прочность на II и III-категории участках, для условий прохождения трасс классов 1, 2 и 3, принимается 1,25 Рраб, для условий прохождения трасс классов 4 и 5 - 1,4 Рраб. Продолжительность и этапы испытания участков трубопровода на прочность, в зависимости от их категорий и назначения, принимаются согласно приложению «Г» СП РК 3.05-101 «Магистральные трубопроводы».

205. Проверку на герметичность участков всех категорий трубопроводов необходимо производить после испытания магистральных этанопроводов и пропанопроводов на прочность и снижения испытательного давления до максимального рабочего в течение времени, необходимого для осмотра трассы (но не менее 24 часов).

207. Перед заполнением продукцией (при пуске в эксплуатацию или при консервации) магистральных этанопроводов и пропанопроводов производится осушка внутренней полости до достижения на выходе из трубопроводов температуры точки росы осушающей среды минус 20 °C при атмосферном давлении для полного удаления остатков воды после строительно-монтажных и ремонтных работ, чтобы избежать образования ледяных и газогидратных пробок в соответствии с СП РК 3.05-101 «Магистральные трубопроводы». При наличии требований принимающей стороны к влагосодержанию продукции, установленных проектом, проводят более глубокую осушку полости трубопроводов.

1) продувка сухим воздухом или природным газом. К трубопроводу подключают генераторы сухого сжатого воздуха или природного газа. По системе подаётся осушенный тёплый воздух или природный газ, который насыщается влагой и выводит её из трубопровода. Для ускорения процедуры параллельно осуществляются пропуски поролоновых поршней;

5) предоставить приемочной комиссией состав технической документации для передачи дирекции предприятия (эксплуатирующей организации). Кроме проектной документации (утвержденного технического проекта и рабочих чертежей), необходимо предоставить список организаций, участвовавших в проведении строительно-монтажных работ на линейной части, с указанием выполненных ими видов работ, и инженерно-технических работников, непосредственно ответственных за каждый вид работ;

10) предоставить исполнительные продольные профили и планы трасс магистрали, а также прочих коммуникаций, включая переходы, с геологическими разрезами и указаниями мест пересечений с другими трубопроводами и коммуникациями (на профилях указываются фактические отметки заложения коммуникаций, границы участков трубопроводов, проложенных из труб с повышенными толщинами стенок или покрытых антикоррозионной изоляцией разных типов, места установки арматуры, приборов и присоединительных штырей или проводов для коррозионных и электрометрических измерений), а также акты на футеровку и балластировку трубопровода на переходах;

11) предоставить документы, характеризующие качество сварочных работ: сертификаты на сварочные материалы (электроды, проволоку и флюс), журнал сварочных работ, список сварщиков с указанием номеров их удостоверений, заключения по результатам физических методов контроля стыков (гамма-просвечивание, рентгено-просвечивание, магнитографические или другие методы) и механических испытаний контрольных стыков;

16) предоставить заводские паспорта, сертификаты испытаний и инструкции на все смонтированное оборудование, трубы, аппаратуру, арматуру, фасонные части, а при их отсутствии, заключения по результатам их обследований или испытаний, в том числе лабораторных, произведенных в установленном порядке заводом-изготовителем;

18) предоставить разрешение на применение технологий, применяемых на опасных производственных объектах, опасных технических устройств, в соответствии с Правилами оказания государственной услуги «Выдача разрешений на применение технологий, применяемых на опасных производственных объектах, опасных технических устройств», утвержденными приказом Министра индустрии и инфраструктурного развития Республики Казахстан от 16 апреля 2020 года № 208 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов № 20435)»;

214. К рабочим чертежам прикладываются оформленные соответствующим образом перечни всех изменений и отступлений от проектов, допущенных при строительстве и монтаже, с указанием их причин, а также документы, разрешающие эти изменения и отступления. Все указанные изменения вносятся в комплекты чертежей, передаваемых службе эксплуатации.

215. Приемка в эксплуатацию линейной части магистральных этанопроводов и пропанопроводов производится только после выполнения всего комплекса работ, предусмотренного проектом, включая сооружения связи, установки электрической защиты от почвенной коррозии и блуждающих токов, после проведения их испытаний и комплексного опробования.

2) комплект рабочих чертежей на строительство предъявляемого к приемке объекта с надписями, сделанными лицами, ответственными за производство строительно-монтажных работ, о соответствии выполненных работ этим чертежам, а также внесенным в них в установленном порядке изменениям. Указанный комплект рабочих чертежей является исполнительной документацией;

4) сертификаты (в том числе пожарные и гигиенические), технические паспорта, протоколы испытаний, в том числе о радиационной безопасности, или другие документы, удостоверяющие соответствие качества, безопасности, свойств материалов, конструкций и изделий, оборудования (средств измерений), примененных при производстве работ, требованиям, установленным в проектной документации;

5) акты освидетельствования скрытых работ и акты промежуточной приемки отдельных ответственных конструкций и узлов (опор и пролетных строений мостов, арок, сводов, подпорных стен, несущих металлических и сборных железобетонных конструкций и другие) в соответствии с перечнем, установленным проектной документацией, а также договором (договорами) подряда;

221. Со дня получения извещения от подрядчика о готовности объекта заказчик запрашивает у подрядчика и экспертов, осуществляющих технический и авторский надзоры, заключение о качестве строительно-монтажных работ, заключение о соответствии выполненных работ по проекту и декларацию о соответствии согласно законодательству Республики Казахстан в сфере архитектурной, градостроительной и строительной деятельности.

223. Заказчик на основании документов, указанных в пункте 220 настоящего технического регламента, совместно с подрядчиком, экспертами, осуществляющими технический и авторский надзоры, обязаны проверить исполнительную техническую документацию на предмет наличия и комплектности, осмотреть и принять объект в эксплуатацию по соответствующему акту.

225. Предоставление заказчику проектной документации, документов, указанных в пункте 220 настоящего технического регламента, не снимает с исполнителей подряда на проектные и строительно-монтажные работы, с экспертов, осуществляющих технический и авторский надзоры, ответственности за выполненные работы при проектировании, строительстве, приемке и вводе объекта в эксплуатацию.

2) проведение контроля технического состояния магистральных этанопроводов и пропанопроводов, включая техническое диагностирование, контроль утечек жидких или газообразных углеводородов и опасной концентрации газа в соответствии с проектной документацией, а также проведение эксплуатационного контроля;

235. Запрещается ограничивать доступ персонала, въезд транспортных средств собственника или его уполномоченного представителя в охранную зону в целях технического обслуживания или ремонта магистральных этанопроводов и пропанопроводов, проведения аварийно-восстановительных, аварийно-спасательных работ и (или) работ по ликвидации последствий аварий и инцидентов.

236. Проектная и исполнительная документация на строительство (реконструкцию) магистральных этанопроводов и пропанопроводов, эксплуатационная документация, а также материалы расследования аварий и инцидентов хранятся у собственника или эксплуатирующей организации в течение всего срока его эксплуатации.

238. Требования к эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонту объектов магистральных этанопроводов и пропанопроводов устанавливаются технологическим регламентом, технологическими режимными картами, производственными инструкциями, схемами и другими технологическими документами, подлежащих разработке эксплуатирующей организации с учетом особенностей эксплуатации, транспортируемой продукции и другое, на основании требований законодательства Республики Казахстан в сфере магистрального трубопровода, гражданской защиты, экологической безопасности и охраны труда.

245. При срабатывании системы и средств обнаружения утечек, резком падении давления или сообщении о выходе продукции на поверхность вдоль трассы диспетчер главного диспетчерского управления магистральных этанопроводов и пропанопроводов дает указание на насосную станцию о прекращении перекачки продукции, отключении аварийного участка, поиске повреждения и направлении бригады аварийно-восстановительных работ.

246. Системы управления магистральных этанопроводов и пропанопроводов (диспетчеризация) разрабатываются и управляются с учетом жесткой связи их работы с производственными циклами и режимами транспортировки продукции. Указанные системы управления магистральных этанопроводов и пропанопроводов включаются в общую систему диспетчеризации сдающих и принимающих сторон в зависимости от установленных алгоритмов их деятельности и взаимной договоренности сторон поставщика и потребителя.