• Текст документа
  • Статус
Оглавление
Поиск в тексте
Действующий


СОГЛАСОВАНО:

Начальником управления по транспортировке и поставкам газа В.Г.Мурченковым

16 июня 1983 г.

Начальником Главного управления Государственного газового надзора СССР Ю.Н.Аргасовым

23 марта 1983 г.

Директором ПО "Союзоргэнергогаз" Б.Л.Кутаркиным

18 марта 1983 г.

Директором ВНИИГАЗа А.И.Гриценко

18 марта 1983 г.

Ректором МИНХ и ГП имени И.М.Губкина В.Н.Виноградовым

29 июля 1983 г.

УТВЕРЖДЕНО:

Заместителем министра газовой промышленности С.С.Кашировым

31 января 1984 г.


Настоящее Положение определяет задачи и принципы построения системы технического обслуживания линейной части магистральных газопроводов в газотранспортных объединениях.

Положение определяет конкретные функции структурных подразделений газотранспортных объединений, занятых обслуживанием линейной части магистральных газопроводов.

В Положении приводятся формы необходимых документов. Положение разработано производственным объединением "Союзоргэнергогаз" при участии Управления по транспортировке и поставкам газа, Главгосгазнадзора СССР, ВНИИГАЗа и ряда газотранспортных объединений.

В разработке Положения принимали участие: В.Г.Курченков, П.П.Бородавкин, А.Н.Козаченко, А.Д.Тихонов, Э.М.Гутман, В.А.Смирнов, П.Н.Демьянец, В.Л.Немчин, С.В.Карпов, А.П.Альшанов, П.П.Трофимов, А.М.Константинов, В.Н.Короткин, Г.В.Воронин, И.Л.Копытов.

1. Общие положения

1.1. Настоящее Положение разработано с целью:

- обеспечения эффективности и надежности работы магистральных газопроводов;

- повышения технологической дисциплины и ответственности за техническое состояние линейной части магистральных газопроводов (ЛЧ МГ);

- упорядочения и дальнейшего совершенствования работы линейно-эксплуатационных служб (ЛЭС).

1.2. Настоящее Положение является обязательным для всех газотранспортных объединений Министерства газовой промышленности, осуществляющих эксплуатацию магистральных газопроводов.

1.3. Положение устанавливает порядок организации и проведения мероприятий технического обслуживания и ремонта ЛЧ МГ в период эксплуатации.

1.4. В состав линейной части магистральных газопроводов входят следующие сооружения:

- магистральные трубопроводы с отводами, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами пуска и приема очистных устройств;

- установки электрохимической защиты трубопроводов, включая ЛЭП:

- установки одоризации газа;

- площадки хранения аварийного запаса труб;

- устройства телемеханики и КИП;

- дома обходчиков, вертолетные площадки;

- противоэрозионные сооружения, водопропуски и водоотводные канавы;

- вдольтрассовые проезды, подъезды и переезды через газопроводы;

- устройства энергоснабжения для дистанционного управления запорной арматурой.

1.5. В настоящем документе не рассматриваются вопросы технического обслуживания и ремонта:

- средств ЭХЗ, обслуживание которых производится в соответствии с "Руководством по эксплуатации электрохимзащиты газопроводов от коррозии" (ВНИИГАЗ, 1977 г.);

- вдольтрассовых ЛЭП, обслуживание которых производится в соответствии с ПУЭ Минэнерго;

- линий технологической связи, обслуживание которых производится в соответствии с нормативными документами Минсвязи СССР и Правил технической эксплуатации магистральных газопроводов (ПТЭ МГ);

- средств автоматики и телемеханики.

1.6. С выходом настоящего Положения отменяется § 6 "Положения о ППР линейной части и технологического оборудования магистральных газопроводов", утвержденных Мингазпромом 1.09.73 г.

1.7. При выполнении технического обслуживания следует руководствоваться настоящим Положением и действующими нормативными документами (приложение 9).

2. Задачи технического обслуживания линейной части магистральных газопроводов

Основными задачами технического обслуживания ЛЧ МГ являются:

2.1. Обеспечение бесперебойной транспортировки газа на обслуживаемых участках газопроводов и отводов путем систематического контроля и поддержания в технически исправном состоянии линейной части газопровода со всеми линейными сооружениями и оборудованием;

2.2. Сбор и анализ данных о фактическом состоянии газопроводов и разработка практических рекомендаций и мероприятий по устранению выявленных нарушений, дефектов и причин, их вызывающих.

2.3. Обеспечение выполнения профилактических и ремонтно-восстановительных работ на ЛЧ МГ и ее сооружениях в соответствии с требованиями настоящего Положения.

2.4. Оперативное устранение неисправностей и отказов на ЛЧ МГ.

3. Содержание системы технического обслуживания линейной части магистральных газопроводов

3.1. Структура системы технического обслуживания

3.1.1. Система технического обслуживания ЛЧ МГ организуется в производственном газотранспортном объединении.

3.1.2. В системе технического обслуживания ЛЧ МГ функционируют следующие подразделения производственного газотранспортного объединения:

- линейно-эксплуатационные службы (ЛЭС) линейных производственных управлений магистральных газопроводов (ЛПУМГ);

- центральная производственная теплоэлектротехническая лаборатория (ЦПТЭЛ);

- производственный отдел по эксплуатации газопроводов (ПОЭГ);

- аварийно-восстановительные поезда (АВП);

- службы (группы) электрохимзащиты.

3.2. Основные виды работ в системе технического обслуживания


В соответствии со спецификой ЛЧ МГ устанавливаются следующие мероприятия технического обслуживания и ремонта:

- плановый осмотр;

- текущий ремонт;

- капитальный ремонт;

- сбор информации о техническом состоянии ЛЧ МГ;

- выполнение мероприятий по повышению надежности магистрального газопровода, разработанных на основании анализа информации.

3.3. Плановый осмотр

3.3.1. Плановый осмотр включает в себя:

- патрулирование магистрального газопровода;

- профилактическое обслуживание ЛЧ МГ и всех ее сооружений;

- комплексные измерения технологических и технических параметров трубопровода.

3.3.2. Патрулированием линейной части магистральных газопроводов называется регулярный обход, объезд и облет эксплуатируемых участков газопроводов.

3.3.2.1. Целью патрулирования является поддержание надежной работы газопровода.

3.3.2.2. Задачами патрулирования являются:

- обнаружение нарушений Правил охраны магистральных трубопроводов, СНиП и ПТЭ линейной части магистральных газопроводов;

- поиск и обнаружение неполадок и повреждений ЛЧ МГ;

- обнаружение и локализация аварий на ЛЧ МГ;

- визуальный поиск аварий, реально угрожающих целостности патрулируемого газопровода, возникших на сооружениях других министерств и ведомств;

- сбор сведений о фактическом состоянии ЛЧ МГ;

- охрана окружающей среды.

3.3.2.3. При патрулировании ЛЧ МГ производится:

- осмотр охранной зоны газопроводов, воздушных переходов, переходов через водные преграды и овраги, крановых узлов, узлов приема и запуска очистных устройств, линий связи и электропередачи, вдольтрассовых проездов, подъездов к газопроводам, мостов, дамб через ручьи и овраги, переездов через газопроводы, водопропускных и других сооружений, находящихся в охранной зоне;

- осмотр параллельно проложенных нефте- и продуктопроводов, водопроводов, линий ЛЭП, авто- и железных дорог, линий связи и других сооружений, не подведомственных Мингазпрому, мест пересечения указанных сооружений с патрулируемым объектом;

- регистрация всех обнаруженных нарушений и повреждений на ЛЧ МГ в соответствующей технической документации;

- оповещение руководства ПО (ЛПУМГ) и других организаций об обнаруженных авариях или повреждениях на ЛЧ МГ;

- локализация аварий на ЛЧ МГ.

3.3.2.4. При патрулировании обеспечивается эффективное наблюдение за охранной зоной эксплуатируемых газопроводов, своевременное пресечение выявленных нарушений и оперативная локализация обнаруженных аварий.

3.3.2.5. Патрулирование проводится регулярно 2 раза в неделю. Для участков газопроводов, расположенных в пустынных и полупустынных районах, а также в районах Крайнего Севера периодичность патрулирования допускается сокращать по решению газотранспортного объединения до одного раза в неделю.

3.3.2.6. Возможна организация двух видов патрулирования:

- воздушного;

- наземного.

3.3.2.7. Выбор способа патрулирования производится с учетом конкретных условий эксплуатации ЛЧ МГ.

3.3.2.8. Воздушное патрулирование осуществляется с использованием вертолетов или самолетов. Зона обслуживания одним вертолетом не должна превышать 500Положение по техническому обслуживанию линейной части магистральных газопроводов600 км.

Задачи воздушного патрулирования соответствуют требованиям п.3.3.2.2. Объем работ при воздушном патрулировании приводится в приложении 1.

Для ведения воздушного патрулирования газопроводов вертолет на своем борту должен постоянно иметь минимальный набор технических средств для обследования газопровода и оперативной локализации обнаруженной аварии или угрожающей целостности газопровода неисправности.

Порядок организации воздушного патрулирования изложен в "Положении о воздушном патрулировании магистральных газопроводов".

3.3.2.9. Наземное патрулирование осуществляется линейными обходчиками или линейными трубопроводчиками пешком или с использованием средств передвижения (лошадь, мотоцикл, машина, вездеходная техника, плавсредства).

Задачи и объем работ при наземном патрулировании в целом аналогичны требованиям, предъявляемым к воздушному патрулированию (п.3.3.2.2). Транспортное средство (автомашина, вездеход), используемое для патрулирования, также должно быть постоянно оснащено комплектом технических средств для обследования газопровода и локализации аварии (приложение 8).

Порядок организации, проведения наземного патрулирования и действия персонала при обнаружении нарушений, неисправностей и аварий на ЛЧ МГ рассматриваются в настоящем Положении ниже.

3.3.2.10. Патрулирование подводных переходов заключается в визуальном осмотре береговых, пойменных и русловых участков подводной части газопровода. При этом контролируется положение трубопровода и состояние его герметичности.

Патрулирование подводных переходов осуществляется с использованием имеющихся плавсредств.

Линейное производственное управление магистральных газопроводов, эксплуатирующее подводные переходы через судоходные реки, должно определить и согласовать с соответствующими речными службами:

- правила взаимооповещения о наличии пропусков газа на переходе;

- порядок обозначения этих пропусков на водной поверхности (посредством буя или других устройств);

- порядок взаимодействий при локализации и устранении аварий на переходах.

3.3.2.11. При патрулировании трассы газопровода вертолетом или на автотранспорте необходимо иметь:

- технические средства для патрулирования газопровода и локализации аварий (приложение 8);

- средства связи;

- ситуационный план трассы газопровода, совмещенный с технологической схемой;

- средства первой медицинской помощи;

- бланки предписаний о запрещении работ в охранной зоне газопровода;

- бланки актов о нарушениях правил охраны магистральных трубопроводов;

- сигнальные флажки и указатели с надписями: "Газ, опасно!", "Газ, с огнем не приближаться", "Газ, проезд запрещен!".

При пешем патрулировании трассы газопровода необходимо иметь все вышеперечисленное за исключением технических средств для локализации аварий.

3.3.12. Работы по всем видам патрулирования должны вестись в соответствии с требованиями действующих правил техники безопасности.

3.3.3. Профилактическое обслуживание предполагает более детальный осмотр трассы газопровода, всех вдольтрассовых объектов, а также предусматривает проверку исправности и комплектности технических устройств и сооружений ЛЧ МГ.

При профилактическом обслуживании ЛЧ МГ производится внешний осмотр земляного валика, крановых узлов и других сооружений; контроль изоляционного покрытия наземных участков и оборудования; выявлений утечек газа; удаление растительности и мусора, расчистка от снега крановых площадок и дорожек к ним; удаление грязи с узлов управления кранами и приборов; поправка надписей на плакатах; проверка исправности средств сигнализации на судоходных переходах; осмотр подводных и воздушных переходов, мест пересечений газопровода с авто- и железными дорогами, ЛЭП, нефте- и продуктопроводами; осмотр аварийного запаса труб и подъездов к нему, осмотр вдольтрассовых проездов и подъездов к газопроводу; аэрофотосъемка полосы, прилегающей к газопроводу.

Перечень и периодичность выполнения работ по профилактическому обслуживанию приводится в приложении 1.

3.3.4. Комплексное измерение технологических и технических параметров линейной части газопровода для диагностики его механической надежности производится в соответствии с "Регламентом измерений, необходимых для диагностики механической надежности линейной части магистральных газопроводов, включая и технологические трубопроводы на территориях компрессорных станций", приведенном в приложении 2. Указанный объем работ является частью "Планового осмотра".

3.3.5. В целях повышения эффективности использования транспортных средств (вертолеты, вездеходы, автомобили) допускается совмещение патрулирования с выполнением других календарных мероприятий по плановому осмотру (в части профилактического обслуживания и инструментальных измерений) и текущему ремонту (рассматривается ниже) газопровода и его сооружений. Однако комплект технических средств для патрулирования газопровода (приложение 8) должен оставаться в транспортном средстве независимо от вида и объема работ, совмещаемых с патрулированием.

3.3.6. Работы по плановому осмотру магистрального газопровода выполняются персоналом ЛЭС.

3.3.7. Результаты выполнения каждой группы мероприятий планового осмотра, магистрального газопровода, а именно патрулирования, профилактического обслуживания и комплексных измерений фиксируются в "Журнале осмотра линейной части магистрального газопровода" (приложение 5).

3.4. Текущий ремонт

3.4.1. Текущий ремонт включает в себя осмотр дефектного участка газопровода, сооружения или узла, выполнение ремонтно-восстановительных работ на нем, ревизию и наладку оборудования с применением средств контроля и измерений.

3.4.2. При текущем ремонте проводится ревизия запорной арматуры и других устройств. Ремонт крановых площадок, вдольтрассовых проездов и подъездов к газопроводу, крановым узлам и аварийному запасу труб; опробование средств дистанционного и телеуправления кранами, ликвидация утечек газа через неплотности соединений, исправление береговых укреплений, ликвидация образовавшихся после ливней и паводков размывов, выполнение водолазного обследования подводных переходов, ремонт и окраска стеллажей, восстановление маркировки аварийного запаса труб; исправление и замена ограждений, знаков обозначения газопроводов, плакатов и надписей; уничтожение сорняков, кустарника и древесной поросли, несложный ремонт изоляционных покрытий.

3.4.3. Работы по текущему ремонту выполняются персоналом ЛЭС и АВП.

3.4.4. Результаты работы по текущему ремонту фиксируются в "Журнале учета работ по текущему ремонту объектов и сооружений магистрального газопровода" (приложение 7).

3.4.5. Перечень и периодичность выполнения мероприятий по текущему ремонту приводятся в приложении 3.

3.5. Капитальный ремонт


Капитальный ремонт объектов ЛЧ МГ выполняется специализированными организациями в соответствии с утвержденными Правилами капитального ремонта магистральных газопроводов ВСН 2-112-79, программой капитального ремонта и проектно-сметной документацией.

3.6. Сбор информации и реализация мероприятий по повышению надежности линейной части магистральных газопроводов

3.6.1. Помимо собственно работ по обслуживанию ЛЧ МГ (плановый осмотр и текущий ремонт) линейно-эксплуатационной службой ЛПУМГ осуществляется систематический сбор информации о текущем техническом состоянии газопроводов.

3.6.2. Сбор информации проводится в соответствии с требованиями "Временной инструкции по сбору информации о техническом состоянии ЛЧМГ", разработанной ПО "Союзоргэнергогаз", и ОСТ 51.80-82 "Надежность линейной части магистральных газопроводов. Система сбора и обработки информации. Основные положения", разработанного ВНИИГАЗом.

3.6.3. Источником информации о состояния газопроводов являются материалы планового осмотра и текущего ремонта.

3.6.4. Полученная информация анализируется производственным объединением с привлечением при необходимости научно-исследовательских и проектных институтов; на основе проведенного анализа выявляется фактическая степень надежности эксплуатируемых газопроводов и определяются мероприятия по ее повышению. Одновременно с этим полученная информация передается в ПО "Союзоргэнергогаз" и ВНИИГАЗ для определения степени надежности всех действующих газотранспортных систем в целом по отрасли.

3.6.5. Реализация мероприятий по повышению надежности ЛЧ МГ осуществляется персоналом ЛЭС с привлечением по мере надобности специалистов из других подразделений объединения и организаций Мингазпрома.

4. Функционирование системы технического обслуживания линейной части магистральных газопроводов

4.1. На начальной стадии функционирования системы технического обслуживания ЛЧ МГ осуществляется планирование мероприятий планового осмотра и текущего ремонта.

4.2. В каждом ЛПУМГ газотранспортного объединения на работы в очередном календарном году составляются следующие планы работ:

- годовой "График планового осмотра магистрального газопровода" (приложение 4);

- годовой "План-график текущего ремонта магистрального газопровода" (приложение 6);

- планы огневых и ремонтно-восстановительных работ;

- планы организационно-технических мероприятий по подготовке ЛЧ МГ к весеннему паводку и осенне-зимнему периоду.

4.3. Годовой "График планового осмотра магистрального газопровода" разрабатывается начальником ЛЭС и утверждается руководством ЛПУМГ.

Указанный график определяет периодичность и сроки проведения работ по патрулированию, профилактическому обслуживанию и комплексным измерениям технологических и технических параметров конкретных участков эксплуатируемых газопроводов.

Информация о времени выполнения работ по воздушному патрулированию газопроводов выбирается и заносится в "График планового осмотра магистрального газопровода" каждого ЛПУМГ из годового "Графика воздушного патрулирования ЛЧ МГ", разрабатываемого в целом по всему газотранспортному объединению и утверждаемого руководством этого объединения (см. "Положение о воздушном патрулировании магистральных газопроводов").

4.4. Годовой "План-график текущего ремонта магистрального газопровода" разрабатывается начальником ЛЭС и утверждается руководством ЛПУМГ.

Указанный график составляется на основании:

- результатов осмотров, наблюдений и надзора за ЛЧ МГ при патрулировании;

- статистических данных о повреждениях газопроводов;

- содержания и периодичности работ по плановому осмотру и текущему ремонту, приведенных в приложениях 1 и 3;

- результатов технологических и технических измерений.

В указанном графике устанавливается время проведения работ по обслуживанию оборудования и установок ЛЧ МГ с указанием объемов работ и ответственных исполнителей.

4.5. Планы огневых и ремонтно-восстановительных работ, связанных с остановкой газопровода, составляются и согласовываются в соответствии с требованиями действующих "Правил технической эксплуатации магистральных газопроводов" и "Типовой инструкции на производство огневых работ на действующих магистральных газопроводах, газосборных сетях газовых промыслов и станций подземного хранения газа, транспортирующих природный и попутный газы", разработанной Государственной газовой инспекцией в 1971 г. и утвержденной руководством Мингазпрома 9.07.71 г.

4.6. Планы организационно-технических мероприятий по подготовке линейной части газопроводов к весеннему паводку и осенне-зимнему периоду, равно как и планы на другие, характерные для данной природно-климатической зоны работы, разрабатываются и реализуются в самих ЛПУМГ.

В особо сложных случаях указанные планы передаются в производственное объединение для изучения, обобщения и выпуска на их основе комплексных планов по повышению надежности действующих газопроводов в целом по всему газотранспортному объединению.

4.7. На основании утвержденных планов по п.4.2 в ЛПУМГ составляется ежемесячный план работ.

4.8. Мероприятия планового осмотра и текущего ремонта выполняются в течение всего года в строгом соответствии с утвержденными планами.

Информация о ходе и результате работ по обслуживанию ЛЧ МГ накапливается в ЛЭС путем ведения соответствующей технической документации (приложение 5 и 7) и в установленном порядке передается в производственное объединение.

4.9. Одновременно с выполнением мероприятий по обслуживанию линейной части газопроводов в ЛЭС проводится сбор информации о текущем техническом состоянии линейной части эксплуатируемых газопроводов по п.3.6.

4.10. Вся собираемая по п.3.6 информация первоначально анализируется в ЛПУМГ для составления на месте перечня имеющихся на линейной части нарушений и принятия мер силами ЛЭС по их ликвидации.

4.11. Из ЛПУМГ указанная информация поступает в производственное объединение для анализа и разработки мероприятий по устранению имеющихся нарушений и неисправностей и причин, их вызывающих.

При необходимости производственное объединение вводит коррективы в планы осмотров и текущего ремонта или назначает дополнительные обследования линейной части газопроводов специалистами ЦПТЭЛ с использованием технических средств измерения и контроля.

4.12. В целях повышения качества обслуживания линейной части газопровода и сокращения до минимума времени, затрачиваемого на локализацию и ликвидацию аварий, в каждой ЛЭС разрабатываются и утверждаются руководством ЛПУМГ "План сбора и выезда аварийной бригады на трассу газопровода" и "План ликвидации возможных аварий". Кроме того, не реже одного раза в квартал линейно-эксплуатационная служба проводит аварийно-тренировочные выезды на трассу.

4.13. В процессе ведения работ по обслуживанию ЛЧ МГ постоянно контролируется и при необходимости пополняется до нормативных объемов аварийный запас труб, стальной трубопроводной арматуры, соединительных деталей и монтажных заготовок для магистральных газопроводов.

Одновременно с этим контролируется содержание и наличие в отведенных местах, на складах ЛЭС и производственных объединений неснижаемого запаса труб, оборудования, материалов и запчастей на газопроводе и соответствие фактического их объема утвержденным нормативам.

4.14. Наряду с вышеуказанными мероприятиями по техническому обслуживанию ЛЧ МГ на всех вновь построенных газопроводах по истечению первого года их эксплуатации проводятся обязательные обследования линейной части с целью выявления их фактического состояния, составления дефектной ведомости и разработка совместно с проектными институтами мероприятий по восстановлению их проектного состояния.

4.15. По результатам работы за год ЛЭС подготавливает и утверждает у руководства ЛПУМГ годовой отчет о выполнении работ, предусмотренных настоящим "Положением ...", планами организационно-технических мероприятий, а также о проведении внеплановых и аварийных работ.

Годовой отчет ЛЭС должен содержать следующую информацию:

- сведения о протяженности эксплуатируемых газопроводов по диаметрам;

- перечень введенных после строительства принятых и переданных газопроводов;

- сведения о выполнении мероприятий по техническому обслуживанию линейной части газопроводов;

- сведения о фактическом состоянии линейной части на конец отчетного периода;

- сведения об обнаруженных нарушениях за отчетный период и о фактическом состоянии на конец отчетного периода охранной зоны магистральных газопроводов;

- перечень установленного на линейной части газопровода технологического оборудования с указанием мест его установки по трассе и его действительного технического состояния;

- сведения о наличии и состоянии аварийного запаса труб, арматуры, соединительных деталей и монтажных заготовок для газопроводов, а также неснижаемого запаса указанного оборудования;

- наличие и состояние аварийной техники;

- перечень выполненных огневых и других работ в отчетном году;

- план проведения огневых и других ремонтно-восстановительных работ в следующем году, с указанием отключаемых участков, срока и времени выполнения.

4.16. На основе фактического состояния линейной части газопровода и всех ее сооружений на конец отчетного периода в ЛПУМГ и в производственном объединении разрабатываются на предстоящий год очередные графики воздушного патрулирования, планового осмотра, текущего ремонта, планы огневых и ремонтно-восстановительных работ.

4.17. Ответственность за качественное и полное выполнение мероприятий по техническому обслуживанию линейной части газопровода возлагается на начальника ЛЭС и руководство ЛПУМГ.

4.18. Контроль за своевременным и качественным выполнением мероприятий по техническому обслуживанию линейной части газопровода в соответствии с требованиями данного "Положения" осуществляет ПОЭГ производственного объединения.

5. Функции подразделений, занятых в системе технического обслуживания линейной части магистральных газопроводов

5.1. Для выполнения изложенных в данном Положении задач и в целях обеспечения надлежащего контроля за их реализацией ЛЭС осуществляет следующие функции:

- разрабатывает планы-графики осмотра и текущего ремонта ЛЧ МГ;

- в соответствии с утвержденными годовыми графиками осуществляет плановый осмотр и текущий ремонт линейной части магистральных газопроводов;

- результаты планового осмотра сообщает ежедекадно, а результаты выполнения текущего ремонта - ежемесячно в ПОЭГ и ЦПТЭЛ производственного объединения;

- осуществляет сбор информации о текущем состоянии газопроводов в соответствии с п.3.6;

- реализует рекомендации и мероприятия по повышению надежности ЛЧ МГ;

- разрабатывает планы огневых и ремонтно-восстановительных работ на линейной части газопроводов, составляет мероприятия по подготовке ЛЧ МГ к весеннему паводку и эксплуатации в осенне-зимний период;

- разрабатывает план сбора и выезда аварийной бригады на трассу и план ликвидации возможных аварий;

- регулярно проводит аварийно-тренировочные выезды на трассу;

- систематически проверяет фактическое наличие оперативного аварийного запаса труб, арматуры, соединительных деталей и монтажных заготовок и соответствие его нормативным объемам, a также постоянно следит за состоянием неснижаемого запаса труб, оборудования, материалов и запчастей;

- ведет текущую документацию по линейной части газопроводов.

5.1.1. Правильность и регулярность ведения предусмотренной Положением документации проверяется ежемесячно руководством ЛПУМГ и не реже одного раза в квартал представителем производственного объединения.

5.1.2. Перечень необходимой нормативно-технической документации по ЛЭС ЛПУМГ представлен в приложении 9.

5.1.3. Техническое оснащение линейно-эксплуатационных служб осуществляется в соответствии с "Табелем оснащения линейно-эксплуатационных служб (ЛЭС) магистральных газопроводов транспортными средствами и механизмами в различных природно-климатических условиях" (приложение 10).

5.1.4. В целях обеспечения решения поставленных данным Положением задач по качественному обслуживанию и ремонту линейной части магистральных газопроводов ЦПТЭЛ осуществляет следующие функции:

- накапливает и анализирует поступающую информацию о текущем техническом состоянии газопроводов;

- проводит совместно с ЛЭС дополнительные обследования дефектных участков газопроводов с использованием технических средств измерения и диагностики;

- разрабатывает практические рекомендации по устранению обнаруженных дефектов на ЛЧ МГ и причин их вызывающих и представляет их на рассмотрение объединения;

- проводит консультации и оказывает практическую помощь персоналу ЛЭС в техническом обслуживании технологических установок ЛЧ МГ;

- оформляет и выпускает различные материалы и справки о техническом состоянии эксплуатируемых газопроводов, в т.ч. представляет информацию о техническом состоянии газопроводов в соответствии с п.3.6.4 в ПО "Союзоргэнергогаз" и ВНИИГАЗ;

- осуществляет ежеквартальные проверки правильности ведения технической документации по линейной части газопроводов в ЛПУМГ.

5.3. Для обеспечения надежного функционирования системы технического обслуживания ЛЧ МГ эксплуатируемых газопроводов ПОЭГ осуществляет следующие функции:

- обеспечивает техническое руководство работами групп ЦПТЭЛ, линейно-эксплуатационных служб и АВП;

- организует дополнительные обследования линейной части газопроводов с целью выявления их фактического состояния;

- разрабатывает мероприятия и рекомендации по повышению надежности газопроводов и их сооружений;

- контролирует выполнение мероприятий планового осмотра и текущего ремонта;

- контролирует внедрение мероприятий и рекомендаций по повышению надежности газопроводов и их сооружений;

- контролирует своевременное поступление из ЛПУМГ в производственное объединение текущей информации о техническом состоянии линейной части газопроводов;

- разрабатывает сводные планы огневых и ремонтно-восстановительных работ, мероприятия по подготовке линейной части магистральных газопроводов к весеннему паводку и эксплуатации в осенне-зимний период;

- контролирует укомплектованность ЛЭС и АВП материально-техническими ресурсами и в случае необходимости принимает меры по их доукомплектованию;

- контролирует комплектность аварийных запасов труб, арматуры, соединительных деталей и монтажных заготовок, а также неснижаемого запаса указанного оборудования;

- при необходимости может непосредственно участвовать и руководить проведением сложных огневых работ на линейной части газопровода.

5.4. Работы по ликвидации аварий на линейной части магистральных газопроводов выполняются персоналом и средствами ЛПУМГ и аварийно-восстановительных поездов (АВП).

5.4.1. АВП должны быть укомплектованы техникой, материалами, инструментом и другим имуществом согласно утвержденному "Табеля оснащения аварийно-восстановительного поезда (АВП) Мингазпрома материально-техническими ресурсами (транспортными средствами, механизмами, приспособлениями, инвентарем и материалами) для выполнения аварийно-восстановительных и ремонтно-профилактических работ на магистральных газопроводах".

5.4.2. Проведение аварийно-восстановительных работ на магистральных газопроводах с применением АВП должно осуществляться согласно разработанным инструкций.

5.5. Кроме вышеперечисленных функций, линейно-эксплуатационные службы (ЛЭС), ПОЭГ, ЦПТЭЛ и АВП осуществляют функции в соответствии с ПТЭ МГ и действующими в газотранспортном объединении положениями.

5.6. Ответственность за качественное выполнение мероприятий, предусмотренных настоящим Положением, возлагается на руководителей ЛПУМГ и объединений.

6. Порядок действий при обнаружении неисправностей и нарушений на линейной части магистральных газопроводов

6.1. При обнаружении утечки газа необходимо немедленно уведомить диспетчера ЛПУМГ. Место утечки должно быть ограждено предупредительными знаками с надписями: "Газ - опасно!", "Газ, с огнем не приближаться!".

6.2. Утечки газа из газопровода могут быть обнаружены на поверхности земли приборами или визуально по следующим признакам:

- шуму и запаху газа;

- изменению цвета растительности и земляного покрова;

- появлению пузырьков на водной поверхности в обводненных местах;

- потемнению снежного покрова.

6.3. При обнаружении утечки газа вблизи населенного пункта, железной или шоссейной дороги и других сооружений необходимо:

- выставить предупредительные знаки;

- при возможности организовать постоянное дежурство;

- при наличии угрозы железнодорожному и автомобильному транспорту принять возможные меры к временному прекращению движения;

- уведомить местные органы власти и владельцев сооружений, которым грозит опасность повреждения.

6.4. При обнаружении других неисправностей, влияющих на технологический режим газопровода, необходимо сообщить диспетчеру ЛПУМГ. В случае обнаружения нарушений в местах параллельной прокладки и пересечений газопровода с сооружениями других министерств и ведомств владельцы этих сооружений уведомляются в соответствии с разработанным порядком взаимного оповещения.

6.5. При получении сообщений от сторонних лиц о неисправностях и нарушениях на газопроводах необходимо немедленно принять меры по установлению их достоверности.

6.6. Диспетчер ЛПУМГ обязан регистрировать поступающие сведения об утечках и других неисправностях и своевременно сообщить о них руководству ЛПУМГ и в ЦДС объединения.

6.7. Работы в охранной зоне, независимо от объемов и назначения, должны выполняться в строгом соответствии с "Правилами охраны магистральных трубопроводов", утвержденными Постановлением СМ СССР N 341 от 12.04.79 г. (приложение 11) и "Инструкцией по производству строительных работ в охранных зонах магистральных трубопроводов Министерства газовой промышленности" BCH-51-1-80 (приложение 12).

6.8. При обнаружении ведения в охранной зоне газопровода каких-либо работ необходимо на месте проверить у лица (или группы лиц), производящего работы, наличие письменного разрешения ЛПУМГ установленной формы и соответствия условий производства работ требованиям данного Разрешения (приложение 12).

6.9. При отсутствии письменного разрешения или несоответствия условий выполнения работ требованиям разрешения необходимо немедленно приостановить ведение работ и оформить документы согласно инструкции "Порядок (временный) оформления документов для привлечения к административной ответственности должностных лиц и граждан за нарушение правил охраны магистральных трубопроводов", разработанной Главгосгазнадзором СССР (приложение 13).

7. Порядок действий при обнаружении аварий на линейной части магистральных газопроводов

7.1. При обнаружении аварийного выхода газа или других признаков разрушения газопроводов необходимо немедленно установить связь с диспетчером ЛПУМГ и сообщить ему следующее:

- характер отказа;

- место отказа;

- время обнаружения;

- кем обнаружен;

- обстановку на местности.

7.2. Работник, обнаруживший аварию и сообщивший диспетчеру ЛПУМГ, действует по указаниям диспетчера или руководителей ЛПУМГ, объединения и при возможности принимает меры безопасности для населения и транспорта.

7.3. При возникновении аварийного положения вблизи населенных пунктов, железных и автомобильных дорог, трубопроводов, ЛЭП и других сооружений руководители ЛПУМГ организуют оповещение советских и хозяйственных органов, руководителей организаций, эксплуатирующих указанные объекты, и ГАИ для принятия мер безопасности в опасном районе.

7.4. Проведение работ и действия персонала по устранению аварийных ситуаций должно осуществляться согласно заранее разработанным планам сбора и выезда аварийной бригады на трассу и плану ликвидации возможных аварий (п.4.12).

В плане сбора и выезда аварийной бригады на трассу газопровода указывается:

- порядок оповещения об аварии;

- порядок сбора аварийной бригады;

- очередность выезда специальных машин и бригад ЛЭС;

- перечень аварийно-транспортных средств, механизмов, оборудования, средств связи, пожаротушения, направляемых к месту аварии.

В плане ликвидации возможных аварий должно предусматриваться:

- порядок обнаружения места аварии;

- порядок локализации аварии;

- порядок уведомления сторонних организаций об аварии;

- правила производства аварийно-восстановительных работ на трассе;

- мероприятия по обеспечению безопасности аварийных работ;

- организация материально-технического снабжения и обеспечения продуктами питания.

8. Оформление трассы газопроводов

8.1. В целях обеспечения нормальных условий работы газопровода и исключения повреждения его при выполнении различных строительных работ в пределах охранной зоны газопровода необходимо выполнить следующие мероприятия:

- осуществить проверку правильности положения газопровода на местности в соответствии с исполнительной технической документацией;

- расставить по трассе магистрального газопровода опознавательные и предупредительные знаки;

- уведомить землепользователей о прокладке по их территории магистрального газопровода высокого давления.

8.2. Материалы о фактическом положении магистрального газопровода и его отводов, оформленные в установленном порядке строительно-монтажными организациями и заказчиком, должны быть переданы в исполнительные комитеты районных (городских) Советов Народных депутатов для нанесения их на районные карты землепользователей.

8.3. На трассе магистрального газопровода и отводах должны быть установлены следующие знаки:

8.3.1. Для закрепления трассы газопровода на местности по трассе устанавливаются железобетонные столбы оранжевого цвета высотой 1,5Положение по техническому обслуживанию линейной части магистральных газопроводов2 м с плакатами (приложение 16). Столбы с плакатами устанавливаются в пределах видимости, через 300Положение по техническому обслуживанию линейной части магистральных газопроводов500 м, на углах поворота и в местах пересечений с другими коммуникациями (газопроводами, нефте- и продуктопроводами, водопроводами, линиями ЛЭП и связи, авто- и железными дорогами). Знаки закрепления трассы газопровода должны обеспечивать:

- визуальное обнаружение газопровода при патрулировании любым способом;

- определение местоположения газопровода при ведении любых строительных работ в охранной зоне газопровода;

- предупреждение землепользователей и других организаций о недопущении повреждения газопровода при ведении сельскохозяйственных и строительных работ.

Каждый столб оборудуется двумя плакатами:

- один - с информацией об охранной зоне, месте залегания и принадлежности газопровода - устанавливается вертикально;

- второй - с указанием километража газопровода (для визуального поиска необходимых участков с воздуха) - устанавливается с небольшим наклоном к горизонтали (не более 30°).

8.3.2. Для обозначения границ трассы газопровода между ЛПУМГ устанавливается знак по форме, приведенной в приложении 17.

8.3.3. Подводные переходы обозначаются сигнальными знаками по обеим сторонам охранной зоны на расстоянии 100 м от оси газопровода и подводного кабеля связи (приложение 18).

8.3.4. На пересечении газопровода с автодорогой устанавливаются запрещающие дорожные знаки "Остановка запрещена" (знак 3.27 ПДД) с дополнительными табличками (знак 7.2.2. ПДД), указывающими зону действия этих знаков (приложение 19).

Указанные знаки выставляются вдоль автодороги по обе стороны от места пересечения ее с газопроводом и на расстоянии 100-350 м от его оси (в зависимости от диаметра газопровода по п.1 табл.4 СНиП II-45-75*).
__________________
* Заменены на СНиП 2.05.06-85. Здесь и далее. - Примечание изготовителя базы данных.

8.3.5. Непосредственно в местах пересечения газопровода с автомобильными, железнодорожными и водными путями дополнительно устанавливается знак "Осторожно, газопровод" (приложение 20).

8.3.6. На пересечениях газопровода с другими коммуникациями дополнительно устанавливаются плакаты с надписью: "Внимание! - Газопровод высокого давления. Земляные работы запрещены!".

8.3.7. На ограждениях площадок крановых узлов, метанольниц, узлов приема-запуска очистных устройств, конденсатосборников, узлов сбора и утилизации конденсата, амбаров аварийного сбора конденсата устанавливаются знаки "Курить воспрещается!", "Вход воспрещен" (приложение 21) и плакаты с надписями:

- "Газ - огнеопасно!"

- "Газ! Взрывоопасно".

8.3.8. В местах обнаружения утечек газа и в зонах загазованности атмосферы устанавливается переносной знак с надписями по форме, приведенной в приложении 22.

8.3.9. В местах недостаточной глубины заложения газопровода, неорганизованных проездов и переездов через газопровод устанавливается запрещающий знак "Движение запрещено" (знак 3.2. ПДД) с плакатом "Газопровод! Проезд запрещен" в соответствии с приложением 23.

8.3.10. Формы и содержание других знаков и плакатов приводятся в отраслевом стандарте ОСТ 51-55-79, разработанном отделом охраны труда Мингазпрома.

8.3.11. Схема расстановки знаков по всему эксплуатируемому участку находится в ЛЭС.

8.4. С вводом газопровода в действие и далее в процессе его эксплуатации не реже 2-х раз в год ЛПУМГ направляет всем землепользователям и организациям, которые могут вести строительные работы в охранной зоне, уведомления о прокладке по их территории газопровода высокого давления и соблюдении Правил охраны магистральных трубопроводов (приложение 15).

8.5. Один раз в год ЛПУМГ публикует в местной печати объявления о необходимости соблюдения Правил охраны магистральных трубопроводов.

8.6. Производственное объединение периодически, но не реже 2-х раз в год, организует в областных газетах, радио, телевидении публикацию и передачу объявлений, сообщений о необходимости соблюдения правил охраны магистральных газопроводов.

Приложение 1. ПЛАНОВЫЙ ОСМОТР (ПЕРЕЧЕНЬ РАБОТ)

Приложение 1

Периодичность

Объект работ

Содержание работ

Исполнители

1

2

3

4

Два раза в неделю

Охранная зона газопровода

1. Патрулирование, включающее в себя:

- выявление и предотвращение в охранной зоне разбивки садов, расположения полевых станов, скирд соломы и сена, устройства загонов для скота, возведения различных зданий и сооружений, производства всякого рода горных, строительных, монтажных и взрывных работ, планировки грунта, производства других изыскательских работ, связанных с устройством скважин, шурфов и взятием проб грунта (кроме почвенных образцов), сооружения проездов и переездов через трассы газопроводов, устройства стояков автомобильного транспорта, тракторов и механизмов без соответствующих согласованных с ЛПУМГ и оформленных в установленном порядке проектов;

Персонал ЛЭС

"

газопровод

- выявление утечек газа

"

"

"

- выявление повреждений земляного покрова, размывов и оголений газопровода;

"

"

"

- выявление роста оврагов и степени возникающей при этом угрозы для газопровода;

"

"

"

- выявление движения паводковых и ливневых вод, мест скопления и проникновения ее на трассу газопровода;

"

"

"

- определение сохранности и состояния знаков обозначения газопровода;

"

"

"

- определение внешнего состояния арматуры (положения затвора крана, наличие привода, узла управления, АЗК, отсутствие видимых деформаций и разрушений металлоконструкций), отсутствие утечек газа и снятие показаний манометров;

"

"

"

- определение общего состояния ограждения, исправности столбов и сетки крановых площадок;

"

"

"

- замер давления на крановых узлах и режимов работы СКЗ;

"

"

переходы через водные преграды

- опенка состояния береговых и пойменных участков переходов газопроводов через реки;

"

"

"

- визуальный осмотр русловых участков переходов через реки с использованием имеющихся плав. средств

"

"

"

- оценка состояния предупредительных знаков, плакатов, сигнальных устройств на переходах газопроводов через судоходные реки;

"

"

воздушные переходы

- определение общего состояния воздушных переходов;

"

"

"

- определение состояния береговых и промежуточных опор, мачт, тросов, вантов;

"

"

"

- состояние берего-укрепительных сооружений и берегов в полосе переходов;

"

"

"

- состояние мест выхода трубопровода из земли;

"

"

ЛЭП и линия связи

- осмотр линий электропередачи и связи;

"

"

сооружения, не подведомственные Мингазпрому

- осмотр параллельно проложенных нефте- и продуктопроводов, водоводов, линий ЛЭП, авто- и железных дорог, линий связи и других сооружений, мест их пересечений с патрулируемым газопроводом

2. Профилактическое обслуживание, включающее в себя:

"

Один раз в месяц

переходы

- осмотр и проверка устройств сигнализации и знаков переходов газопроводов через реки, авто- и железные дороги, пересечений с ЛЭП, нефте- и продуктопроводами, газопроводами, осмотр прилегающих участков и вытяжных свечей патронов;

"

Один раз в месяц

газопровод

- осмотр трассы газопровода с целью обнаружения размывов и проседаний грунтов, осмотр грунта над газопроводами;

Бригада ЛЭС под руководством мастера или других ИТР

"

"

- расчистка трассы газопровода от поросли в пределах 3 м от оси крайнего газопровода в каждую сторону;

"

"

"

- сверка результатов замера давлений по телемеханике с показаниями манометров на кранах;

"

"

запорная арматура

- внешний осмотр узлов и деталей запорной арматуры, узлов приема и запуска очистных устройств, метанольниц, конденсатосборников с целью обнаружения утечек газа, масла, конденсата;

Бригада ЛЭС под руководством начальника ЛЭС

"

"

- удаление грязи и пыли с узлов управления кранами, проверка работоспособносности приводов; внешний осмотр состояния узлов дистанционного и телеуправления и опробование средств управления без перестановки кранов; проверка уровня масла в гидросистемах, слив отстоя и дозаправка до нормального уровня; проверка клапанов и золотников ручного и гидропневматического управления (без перестановки кранов); замена фильтров, проверка исправности герметичности отборов импульсного газа;

"

"

"

- замер давлений на линейных кранах и запись режимов работы СКЗ;

"

"

газопровод

- осмотр ограждения площадок наземного оборудования; удаление растительности, мусора, очистка от снега;

"

"

"

- осмотр надземного участка газопровода на переходах и пересечениях; осмотр опор, мачт, тросов, креплений, ограждений; исправление незначительных дефектов;

"

"

переезды через газопровод

- осмотр мест переездов для определения состояния покрытий и оградительных столбиков;

"

"

аварийный запас

- осмотр аварийного запаса труб и стеллажей; подъездов к местам их хранения, мелкий ремонт подъездных дорог к ним; удаление растительности и снега на площадках; проверка изоляции и комплектности труб; проверка соответствия фактического количества труб, арматуры и фасонины нормативному количеству;

"

"

газопровод

- продувка сборника конденсата от жидкости;

"

"

запорная арматура

- имитация перестановки линейных и свечных кранов с использованием средств телемеханики или дистанционного управления; проверка исправности узлов управления; проверка уровня масла в гидробаллонах;

"

Два раза в год

переходы

- осмотр подводных переходов через реки, ручьи и овраги; проверка состояния откосов, береговых укреплений, водоотводных канав, исправление повреждений, растущих оврагов вблизи трассы газопроводов;

Бригада ЛЭС под руководством начальника ЛЭС (с возможностью привлечения других специалистов)

"

"

- замер загазованности полости защитного патрона на переходах через железные и автомобильные дороги;

"

"

запорная арматура

- проверка количества и качества масла в гидробаллонах, слив отстоя или замена масла;

"

"

"

- полное опробование линейных свечных, байпасных кранов-перемычек на площадках ЛЧ МГ, узлах приема-запуска очистных устройств и т.п. путем полной перестановки (в случае отсутствия технологических возможностей - путем частичного маневрирования затворов от ручного привода); для телеуправляемых кранов перестановка производится по системе телеуправления;

"

"

(после паводка и перед осенне-зимним периодом эксплуатации)

- осмотр газопроводов и их сооружений;

Нач-к ЛПУ или зам. нач-ка ЛПУ

"

- аэрофотосъемка полосы, прилегающей к газопроводу;

Один раз в два года

- обследование подводных переходов через реки, в русловой части и урезов с целью определения фактического положения, а также перспектив изменения русла рек (обследование подводных переводов при максимальной глубине рек и каналов в межень не более 2-х метров и ширину не более 25 метров выполняется силами ЛЭС ЛПУМГ)

3. Комплексные измерения технологических и технических параметров трубопровода проводятся в соответствии с "Регламентом измерений, необходимых для диагностики механической надежности линейной части магистральных газопроводов, включая и технологические трубопроводы на территориях компрессорных станций" (приложение 2).

Выполняется СРНУПТР с участием ЛЭС ЛПУМГ

Приложение 2. РЕГЛАМЕНТ (Временный) измерений, необходимых для диагностики механической надежности линейной части магистральных газопроводов, включая и технологические трубопроводы на территориях компрессорных станций


Приложение 2

МИНИСТЕРСТВО ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

УТВЕРЖДАЮ:

Заместитель министра газовой промышленности

С.С.Каширов


31 января 1984 г.

СОГЛАСОВАНО:

Начальник управления по транспортировке и поставкам газа

СОГЛАСОВАНО:

Начальник Главгосгазнадзора СССР

Ю.Н.Аргасов

Р.Г.Курченков

19 октября 1983 г.

19 октября 1983 г.

          
РЕГЛАМЕНТ (Временный)
измерений, необходимых для диагностики механической надежности линейной части магистральных газопроводов, включая и технологические трубопроводы на территориях компрессорных станций

Ректор МИНХ и ГП имени И.М.Губкина

В.Н.Виноградов

Директор ВНИИГАЗа

А.И.Гриценко

Директор ПО "Союзоргэнергогаз"

Б.Л.Кутаркин


Регламент разработан МИНХ и ГП им. И.М.Губкина, ВНИИГАЗом и ПО "Союзоргэнергогаз" на основании постановления коллегии министерства газовой промышленности N 2 от 3 февраля 1983 г.

Регламент разработали: П.П.Бородавкин (МИНХ и ГП им. И.М.Губкина), Э.М.Гутман (ВНИИГАЗ), А.Д.Тихонов (ПО "Союзоргэнергогаз") - руководители работы; А.М.Синюков, В.А.Козлов, И.Е.Литвин, А.Г.Дорофеев, И.В.Иваник, В.П.Бородавкин, А.И.Копосов (МИНХ и ГП им. И.М.Губкина); С.В.Карпов, В.К.Скубин, Н.А.Петров, Ж.А.Полузьян, Н.А.Карпова, В.Н.Музыкантов, П.И.Данилин (ВНИИГАЗ); П.Н.Демьянец, В.Г.Решетников (ПО "Союзоргэнергогаз"); И.В.Перун (ИФИНГ); В.П.Троценко (Надымское УМГ).

1. Общие положения

1.1. Главным условием обеспечения высокой надежности линейной части газопроводов, включая и технологические трубопроводы на территории компрессорных станций, является гарантия того, что в течение всего периода эксплуатации не наступит ни одно из недопустимых предельных состояний.

1.2. С момента ввода трубопровода в эксплуатацию линейная часть должна работать на расчетные нагрузки. Отдельные участки в результате различного рода отклонений от расчетного состояния испытывают экстремальные нагрузки и воздействия, что является главной предпосылкой возникновения аварийных ситуаций.

1.3. Из всего многообразия таких воздействий можно выделить следующие наиболее существенные:

- изменение расчетного высотного и планового положения труб;

- изменение внешних нагрузок и воздействий (статических и динамических);

- продольные перемещения труб;

- утончение стенок труб за счет различного рода механических воздействий, например, абразивного износа стенок на крутых поворотах труб;

- внутренняя и наружная коррозия труб;

- отклонение от расчетных параметров реального давления газа и температурного режима трубопровода;

- нанесение на внутреннюю и наружную поверхность труб различного рода т.н. концентратов (надрезы, задиры, царапины и т.п.);

- изменение напряженного состояния в стенке труб в результате воздействия перечисленных выше факторов.

1.4. Прогноз ожидаемых аварийных ситуаций и разработка плановых и срочных мероприятий по предотвращению возможных разрушений труб могут быть сделаны только при своевременном получении достоверной информации о количественном значении перечисленных выше факторов.

1.5. Практическая реализация количественной оценки действительного состояния газопровода и прогноз его изменения осуществляется службой технической диагностики линейной части трубопровода и технологических трубопроводов на территории компрессорных станций.

1.6. Регламент устанавливает виды, количество, точность и частоту измерений, необходимых для оценки действительного состояния газопроводов.

Оценка действительного состояния и прогноз его изменения во времени, назначение рекомендаций по мероприятиям, устраняющим возникновение опасных состояний, производится по специальным методическим указаниям и инструкциям.

Действие регламента до 1987 г. распространяется на газотранспортные объединения, осуществляющие эксплуатацию газопровода Уренгой-Помары-Ужгород. По мере разработки необходимых средств диагностики, предусмотренных данным регламентом, его действие будет распространено на другие газотранспортные объединения.

2. Организация службы диагностики

2.1. Служба технической диагностики включает Главный центр техдиагностики (ГЦТД), имеющий в своем составе научно-методическую группу (объединение "Союзоргэнергогаз"), информационно-вычислительный центр на базе КВЦ отраслевой лаборатории "Автоматизация проектирования сооружений нефтяной и газовой промышленности" МИНХ и ГП, а также ряд региональных центров технической диагностики (РЦТД) на базе лабораторий газотранспортных объединений.

2.2. В региональных ЦТД сосредотачивается информация по газопроводам, расположенным в зоне их действия, производится ее обработка и выполняются расчеты по долгосрочному и краткосрочному прогнозу состояния линейной части газопроводов. Все результаты измерений, обследований и обработки, закодированные по единой для всех ЦТД системе, передаются в информационно-вычислительный центр для проверки, длительного хранения и создания банка данных.

2.3. ГЦТД передает в соответствующие РЦТД "ПО трансгаз" материалы и рекомендации, необходимые для обеспечения нормальной эксплуатации газопроводов.

2.4. Соответствующие "ПО трансгаз" организуют выполнение работ по обеспечению надежной эксплуатации газопроводов.

Рекомендации могут быть трех видов:

- меры срочного характера, выполняемые немедленно или в точно указанный срок; невыполнение их приводит к разрыву трубопровода;

- меры временного характера, выполняемые в определенный срок, как приостанавливающие процесс изменения состояния трубопровода после обнаружения опасных отклонений в трубопроводе;

- меры, осуществление которых необходимо, но которые могут быть выполнены в течение времени, превышающего один год.

3. Виды контроля состояния линейной части газопроводов

3.1. Обследование трассы газопроводов. Выполняется визуально с применением технических средств, позволяющих осуществлять подробный осмотр трассы на больших расстояниях.

3.2. Определение действительного положения трубопровода и величин перемещения труб в плане и по глубине.

3.3. Определение величины продольных перемещений различных сечений трубопровода.

3.4. Определение толщин стенок труб и напряженного состояния трубопровода в различных сечениях.

3.5. Определение состояния изоляционного покрытия и основных характеристик защищенности трубопровода от коррозии.

3.6. Определение физико-механических характеристик грунтов, окружающих трубопровод, и величин отрицательной или положительной плавучести труб.

3.7. Определение внешних силовых воздействий на трубопровод на участках различных категорий.

3.8. Определение внутреннего давления и температуры стенок труб в контролируемых сечениях.

Все виды обследований и измерений по п.п.3.1-3.8 выполняются для участков различных категорий трубопроводов по разработанным методикам с применением соответствующих технических средств контроля и в необходимом наборе элементов.

4. Разделение трубопроводов на участки различных категорий

4.1. В зависимости от природно-климатических и гидрогеологических условий местность вдоль трассы газопроводов подразделяется на следующие группы:

1 группа - равнины - участки с плавными изменениями высот поверхности земли и уклонами до 10°. Как правило, равнины сложены грунтами, позволяющими строительным и транспортным средствам свободно передвигаться.

2 группа - пустыни - малонаселенные районы, с жарким климатом, лишенные, как правило, растительности. Грунты пустынь - песчаные, каменистые, глинистые.

3 группа - болота - избыточно-увлажненные участки земной поверхности, покрытые слоем торфа или заторфованного грунта глубиной от 0,5 м и более.

4 группа - вечная мерзлота - грунты, характеризуемые наличием в их порах замерзшей воды, находящейся ниже глубины деятельного слоя постоянно в замерзшем состоянии.

Особенность вечномерзлых грунтов - очень высокая прочность в мерзлом состоянии и потеря несущей способности при оттаивании.

5 группа - водные преграды - реки I, II, III и IV типа.

6 группа - горы - участки местности с продольными и поперечными уклонами 10° и более.

4.2. Вся линейная часть газопроводов подразделяется на участки, обладающие следующими свойствами:

- участки одинаковой категории обладают одинаковой несущей способностью, независимо от конструктивных особенностей и используемых материалов для труб;

- природные условия на участках одинаковых категорий должны обеспечивать одинаковость внешних силовых факторов и воздействий.

На участках, где необходим уровень надежности, практически исключающий разрушения труб, расчетная вероятность их неразрушения Положение по техническому обслуживанию линейной части магистральных газопроводов должна быть не ниже 0,999. Этому показателю соответствует испытательное давление Положение по техническому обслуживанию линейной части магистральных газопроводов при условии, что кольцевые напряжения при этом составят не ниже Положение по техническому обслуживанию линейной части магистральных газопроводов где Положение по техническому обслуживанию линейной части магистральных газопроводов - математическое ожидание предела текучести металла стенки труб.

Этому требованию должны удовлетворять пересечения газопроводами всех водных преград, пересечения железных дорог, пересечения автодорог 1 и 2-й категорий, трубопроводы на территории компрессорных станций, узлы подключения КС магистрали, газопроводы, проходящие вблизи населенных пунктов.

4.3. Для одинаковости оценки реальных условий работы газопровода на всем протяжении независимо от организации, осуществляющей работы по техдиагностике, каждый участок должен быть отнесен к одной из категорий, приведенной в таблице 4.1.*
________________
* Таблица 4.1 в оригинале не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.

Использование других критериев оценки действительного состояния участков газопроводов при выполнении работ по диагностике не допускается.

5. Выполнение требований регламента

5.1. Устанавливается начальное состояние всех контролируемых параметров в течение первого года с момента ввода газопровода в эксплуатацию. Под "начальным" состоянием может пониматься также любое другое состояние в любой момент времени после ввода газопровода в эксплуатацию, если до этого момента диагностика выполнялась не в соответствии с данным регламентом.

5.2. Все контролируемые параметры после определения их начальных значений при последующих измерениях производятся, как правило, в одних и тех же сечениях, за исключением случаев возникновения неожиданных проявлений аварийного состояния газопровода между сечениями, в которых осуществлялся контроль.

5.3. Периодичность, количественные характеристики, точность и достоверность измеряемых величин приводится в разделах, определяющих конкретные виды измерений в различных типах местности.

6. Обследования и измерения общие для любых участков

6.1. Визуальные рекогносцировочные обследования проводятся с помощью технических средств (вертолет, автотранспорт) или пешим прохождением вдоль трассы. При рекогносцировочном обследовании фиксируются в журнале обследований общие впечатления о состоянии трассы с точки зрения возможного воздействия окружающей среды на газопровод и газопровода на окружающую среду. Участки, вызвавшие у обследующих какие-либо вопросы, обязательно фиксируются на фотопленку или видеомагнитофон с вертолета, а также с точек местности, дающих характерное представление об участке. В период обследований производится определение категорий отдельных участков и установление их границ с обязательной привязкой по пикетажу.

Визуальные обследования проводятся ежемесячно.

6.2. Определение физико-механических характеристик грунтов. Измерения проводят 1 раз в 5 лет. Для вновь построенных газопроводов определение физико-механических характеристик грунтов производят в течение первого года после ввода в эксплуатацию. Определяются влажность, Положение по техническому обслуживанию линейной части магистральных газопроводов - коэффициент пористости грунта, Положение по техническому обслуживанию линейной части магистральных газопроводов - объемный вес грунта в естественном состоянии, В и Положение по техническому обслуживанию линейной части магистральных газопроводов - показатели консистенции и плотности. Физико-механические характеристики определяются через каждые 100 м вдоль главной оси трубопровода для труб диаметром, равным и более 1000 мм.

6.3. Положение главной оси трубопровода по высоте и в плане через каждые 50 м (или непрерывная запись). Положение оси фиксируется в относительных отметках, т.е. привязанных к отметке специального репера или в абсолютных отметках. Точность измерений должна быть не ниже III класса.

На участках газопроводов, потерявших устойчивость, положение главной оси и ее изменение во времени определяется через 10 м. Периодичность измерений - один раз в месяц. После создания автоматизированной системы измерений - ежедневно.

6.4. Количественное измерение продольных перемещений фиксированных сечений (через 100-500 м). Периодичность измерений - один раз в месяц; после создания автоматизированной системы измерения - ежедневно. Точность измерений - до 1 см.

6.5. Температура стенки труб и газа через каждые 10 км. Измерения производятся в наиболее холодное и наиболее жаркое время года. Обязательным является фиксирование температуры замыкания монтажных стыков как линейной части, так и технологических трубопроводов КС после монтажа.

6.6. Внутреннее давление газа в трубопроводе измеряется через каждые 10 км в зависимости от условий местности.

Периодичность измерений - ежемесячно.

До оборудования линейной части соответствующими техническими средствами измерения давления и температуры газа производятся на входе и выходе компрессорных станций с периодичностью 6 часов. В конкретных точках по трассе газопровода значения давления и температур определяются расчетом. На крановых узлах измерение давления производится 2 раза в неделю при обследовании трассы. Проверка показаний манометров производится 1 раз в месяц.

Измерение температур стенок труб, естественной температуры грунта вдоль газопровода, распределения температур в грунте вокруг трубопровода по сезонам года, температуры окружающего воздуха производится выборочно в соответствии с программами обследования температурных режимов и теплового взаимодействия газопроводов с грунтом.

6.7. Определение напряжений в стенках труб, элементах специальных конструкций, а также на участках, потерявших устойчивость. Под элементами понимаются места перехода с одного диаметра на другой, тройниковые соединения и разветвления, компенсаторы, крутозагнутые углы поворота, места опирания труб при надземной прокладке как на магистрали, так и в технологических трубопроводах на территории компрессорных станций, узлы подключения. Выполняется ежемесячно, а также при возникновении резких изменений состояния на отдельных участках.

6.8. Сварные стыки на участках газопроводов, изменивших состояние, должны быть проконтролированы физическими методами контроля (рентген, гамма-лучи, ультразвук и т.п.) сразу же после обнаружения изменения состояния, а в последующем не реже 1 раза в год.

6.9. Проведение контроля за вибрацией трубопроводов и технологического оборудования КС и проведение паспортизации динамических характеристик элементов, подверженных вибрации, должно осуществляться не реже 1 раза в год. При обнаружении экстремальных ситуаций частота замеров увеличивается до 4 раз в год.

6.10. Определение производительности газопровода на участках между КС (по данным замерных узлов и расходу газа на собственные нужды КС). Периодичность определения 1 раз в сутки.

6.11. Определение состава перекачиваемого газа, включая Положение по техническому обслуживанию линейной части магистральных газопроводов-плотность газа при стандартных условиях, Положение по техническому обслуживанию линейной части магистральных газопроводов - средняя удельная изобарная теплоемкость газа. Периодичность измерения - ежемесячно.

6.12. Все характеристики, измеряемые впервые принимаются за "начальные" и обозначаются с индексом "0".

7.1*. Контроль коррозионного состояния магистральных газопроводов включает в себя: контроль удельного электрического сопротивления грунта;
________________
* Нумерация соответствует оригиналу. - Примечание изготовителя базы данных.

контроль состояния изоляционных покрытий;

контроль состояния отдельных установок и всей технологической системы электрохимзащиты;

контроль защищенности трубопроводов по длине и во времени, заключающийся в измерении потенциалов "сооружение-земля" и сравнении их с нормативными;

7.2. Состояние изоляции законченных строительством магистральных газопроводов контролируется искателями повреждений, а также измерением переходного сопротивления "труба-земля".

7.3. Контроль состояния изоляционных покрытий эксплуатируемых магистральных газопроводов должен проводиться:

а) путем электрических измерений не реже 1 раза в два года,

б) путем выборочного шурфования. Периодичность - каждые 3 года с начала эксплуатации трубопровода (исходное состояние изоляции и свойства покрытия при сдаче газопровода являются отправной точкой при последующих осмотрах и проведении статистического анализа); один раз в год при достижении критических значений ЭХЗ и снижении локального переходного сопротивления до 10Положение по техническому обслуживанию линейной части магистральных газопроводовОм·мПоложение по техническому обслуживанию линейной части магистральных газопроводов.

При этом следует проводить измерения сплошности покрытия, адгезии, толщины покрытия и переходного электросопротивления покрытия.

7.4. Лабораторные испытания покрытий выполняются в год сдачи магистрального газопровода и через каждые 3 года эксплуатации.

7.5. Коррозионное состояние трубопроводов определяют осмотром и измерением в контрольных шурфах в первую очередь:

на участках с неудовлетворительным состоянием защитных покрытий;

на участках, не обеспеченных непрерывной катодной поляризацией защитной величины;

на коррозионно опасных участках трассы, к которым относятся горячие участки с температурой транспортируемого газа выше 40 °С, участки газопроводов, эксплуатирующиеся в условиях Казахстана, Средней Азии, Юга Европейской части (южнее 50-й параллели северной широты), в засоленных почвах;

на территории КС;

на пересечениях с трубопроводами;

на участках блуждающих токов.

При визуальном осмотре и инструментальном измерении коррозионного состояния сооружения в шурфе определяют:

наличие и характер продуктов коррозии;

максимальную глубину каверн;

площадь поверхности, поврежденной коррозией.

7.6. На основании анализа состояния защитного покрытия, электрохимической защиты и коррозии за период эксплуатации сооружения необходимо определить скорость коррозии и с учетом применяемых мер по повышению надежности и эффективности комплексной защиты магистрального газопровода выполнить прогноз о коррозионном состоянии сооружения на ближайшие 5 лет.

7.7. Через 3 года после начала эксплуатации газопровода контроль за коррозионным состоянием должен осуществляться существующими физическими методами дефектоскопии. Периодичность измерений раз в 1-3 года в зависимости от скорости коррозии и коррозионного состояния газопровода.

8. Дополнительные измерения, выполняемые на пересечениях водных препятствий

8.1. Определяется тип руслового процесса на участке пересечения трубопровода водной преграды.

8.2. Устанавливаются и при необходимости закрепляются на местности границы подводного перехода и границы русловой части.

8.3. С помощью эхолота с плавсредств или со льда вычерчивается профиль дна водоема или реки по каждой нитке перехода. Измерения производятся до паводка и после паводка весной, осенью и зимой. Профиль привязывается к относительным или абсолютным отметкам.

8.4. С помощью приборов определяют плановое и высотное положение трубопровода. Запись положения труб производится непрерывно по отдельным точкам через каждые 15-20 м в русле и 25-10 м на береговых участках. Измерения производятся один раз в два года после определения начального состояния.

8.5. Определяются скорости течения и составляются эпюры скоростей в плане и по глубине. Измерения производятся при минимальном и максимальном уровнях зеркала водоема дважды в год с помощью гидрометрической вертушки.

8.6. В случаях обнаружения размытых и провисающих участков труб производится водолазное обследование с целью установления наличия или отсутствия колебаний размытого участка, а также состояния труб и изоляции.

8.7. На основании результатов измерений производятся расчеты параметров, указанных в инструкции по эксплуатации подводных трубопроводов.

9. Дополнительные измерения, выполняемые на болотах

9.1. В процессе строительства определяется состояние и соответствие балластировки по всей длине трубопровода.

9.2. По результатам измерений массы балластировки определяется фактическая величина отрицательной плавучести труб и ее соответствие проектным требованиям.

9.3. По данным измерения напряжений определяется продольная сила, действующая в трубопроводе и с учетом архимедовой силы определяется действительно необходимая отрицательная плавучесть для обеспечения устойчивости труб. Измерения производят ежегодно.

9.4. При использовании для закрепления труб анкерных креплений обследуется состояние креплений.

9.5. Напряжения в стенке труб определяются через каждый километр, а также на участках, изменивших начальное положение, искривленных в плане или в вертикальной плоскости независимо от их местоположения. Частота измерений - один раз в год, а на участках, потерявших устойчивость, не реже одного раза в месяц, вплоть до выполнения мероприятий по ремонту или до стабилизации искривленного состояния.

10. Дополнительные измерения, выполняемые на газопроводах, проходящих по вечной мерзлоте

10.1. Проверяется состояние балластировки или крепления труб анкерами при водонасыщенных разжижающихся оттаивающих грунтах.

Работы выполняются в летний период ежегодно.

10.2. Проверяется наличие морозобойных трещин в грунте вдоль трубопровода и определяется их величина с точностью до 1 см.

10.3. Определяется температура грунта вдоль трассы трубопровода через каждый километр. Измерения производятся один раз в месяц.

10.4. Проверяется наличие и глубина ореола оттаивания грунта вокруг трубы. Измерения производятся в зимний и летний периоды.

10.5. Напряжения в стенке труб определяются через каждый километр.

11. Дополнительные измерения на горных участках трубопроводов

11.1. Классифицируются все участки горного трубопровода по категориям (см. п.4.2).

11.2. Детально обследуются участки переходов подземного трубопровода в надземный, места возникновения эрозионных и оползневых процессов, в местах поворота трубопровода в плане и по вертикали.

11.3. Производится аэрофотосъемка трассы с целью обнаружения древних и новых оползней по характерным признакам.

11.4. Измеряются напряжения в стенке труб на участках, названных в п.11.2. На участках продольных уклонов с крутизной уклона не более 15° напряжения измеряются через 1 км. На больших уклонах измеряются напряжения на верху и внизу каждого уклона.

Частота измерения один раз в год при стабильном состоянии грунтов.

11.5. На оползнеопасных участках частота наблюдений устанавливается на основании динамического прогнозирования скорости деформации грунта (по соответствующей методике).

В случаях, когда по результатам наблюдений установлена вероятность того, что стрела прогиба трубопровода на участке может превысить предельное расчетное значение, измерение напряженного состояния металла трубы необходимо проводить с шагом 10 м на всем оползневом участке с целью выявления областей максимальных напряжений.

11.6. На открытых участках переходов измерения механических напряжений необходимо проводить на тех участках, где отмечено изменение проектного положения трубы относительно опор. Шаг измерений выбирается в зависимости от длины открытого участка и может быть в пределах 5 мПоложение по техническому обслуживанию линейной части магистральных газопроводов15 м.

Особое внимание необходимо обратить на участки поворота оси трубопровода в плане, выполненные под углом меньшим 90°, а также из места входа трубы в грунт.

11.7. Параллельно с измерениями напряжений на наиболее опасных участках необходимо проводить измерения деформированного положения труб с помощью геодезических инструментов.

Категории местности

Номер категории

Характеристика местности

1

2

1.

Грунт песчаный без леса с низким стоянием грунтовых вод

2.

То же, с лесом

3.

Грунт песчаный без леса с высоким стоянием грунтовых вод

4.

То же, с лесом

5.

Грунт глинистый без леса с низким стоянием грунтовых вод

6.

То же, с лесом

7.

Грунт глинистый с лесом с высоким стоянием грунтовых вод

8.

Грунт скальный без леса с низким стоянием грунтовых вод

9.

То же, с лесом

10.

Грунт скальный с высоким стоянием грунтовых вод

11.

Грунт плывунный

Переходы через водные преграды

12.

Река I типа, ширина 10-30 м, грунт песчаный и глинистый

13.

То же, грунт скальный

14.

Река II типа, ширина 10-30 м, грунт песчаный и глинистый

15.

То же, грунт скальный

16.

Река II типа, ширина 31-100 м, грунт песчаный и глинистый

17.

То же, грунт скальный

18.

Река II типа, ширина 101-300 м, грунт песчаный и глинистый

19.

То же, грунт скальный

20.

Река II типа, ширина 301-1500 м, грунт песчаный и глинистый

21.

Река III типа, ширина 10-30 м, грунт песчаный и глинистый

22.

То же, грунт скальный

23.

Река III типа, ширина 31-100 м, грунт песчаный и глинистый

24.

То же, грунт скальный

25.

Река III типа, ширина 101-300 м, грунт песчаный и глинистый

26.

Река III типа, ширина 101-300 м, грунт скальный

27.

Река III типа, ширина 301-1500 м, грунт песчаный и глинистый

28.

Река IV типа

Переходы через препятствия

29.

Оползневые участки

30.

Овраги и балки

31.

Автомобильные и железные дороги

Пустыни

32.

Закрепленные грунты

33.

Незакрепленные грунты

34.

Орошаемые земли

Болота

35.

I типа с лесом

36.

II типа без леса

37.

II типа с лесом

38.

III типа без леса

Вечномерзлые грунты

39.

1-2 категории просадочности без леса

40.

3-4 категории просадочности без леса

41.

1 категории просадочности с лесом

42.

2 категории просадочности с лесом

Горы

43.

Продольный уклон 11-20°, грунт песчаный без леса

44.

То же, грунт глинистый без леса

45.

То же, грунт скальный

46.

То же, грунт песчаный с лесом

47.

Продольный уклон 11-20°, грунт глинистый с лесом

48.

Продольный 21-30°, грунт песчаный и глинистый без леса

49.

То же, грунт скальный

50.

То же, грунт песчаный и глинистый с лесом

51.

Продольный уклон 31-50°, грунт глинистый без леса

52.

То же, грунт глинистый с лесом

53.

То же, грунт скальный

54.

Продольный уклон 11-20°, поперечный уклон 8-20°, грунт песчаный и глинистый без леса

55.

То же, грунт скальный

56.

Продольный уклон 11-20°, поперечный уклон более 20°, грунт песчаный без леса

57.

То же, грунт глинистый без леса

58.

То же, грунт скальный

59.

Продольный уклон 11-20°, поперечный уклон 8-20°, грунт песчаный и глинистый с лесом

60.

Продольный уклон 21-30°, поперечный уклон более 20°, грунт песчаный с лесом

61.

То же, грунт глинистый с лесом

62.

Продольный уклон 21-30°, поперечный уклон 8-20°, грунт песчаный и глинистый с лесом

63.

То же, грунт скальный

64.

Продольный уклон 21-30°, поперечный уклон более 20°, грунт песчаный без леса

65.

То же, грунт глинистый без леса

66.

То же, грунт скальный

67.

Продольный уклон 21-30°, поперечный уклон 8-20°, грунт песчаный и глинистый с лесом

68.

Продольный уклон 21-30°, поперечный уклон более 20°, грунт песчаный с лесом

69.

То же, грунт глинистый с лесом

70.

Продольный уклон 31-50°, поперечный уклон 8-20°, грунт глинистый без леса

71.

То же, грунт скальный

72.

Продольный уклон 31-50°, поперечный уклон более 20°, грунт глинистый без леса

73.

То же, грунт скальный

74.

Продольный уклон 31-50°, поперечный уклон 8-20°, грунт глинистый с лесом

75.

Продольный уклон 31-50°, поперечный уклон более 20°, грунт глинистый с лесом

76.

Населенный пункт

77.

Строительство запрещено

78.

Дополнительная категория (при необходимости)

79.

То же

80.

То же

Приложение 3. ТЕКУЩИЙ РЕМОНТ (ПЕРЕЧЕНЬ РАБОТ)


Приложение 3

Периодичность

Объект работ

Содержание работ

Исполнители

1

2

3

4

Один раз в год

Запорная арматура

- Ревизия систем гидропневмоуправления, приводов запорной арматуры; протирка и смазка движущихся деталей, продувка фильтров, удаление жидкости из отстойников и фильтров систем импульсного газа; набивка сальников задвижек и вентилей; замена манометров; покраска наружных поверхностей, обновление знаков, надписей и обозначений;

Бригады ЛЭС

"

Площадки и переходы

- ремонт и окраска ограждений площадок, восстановление антикоррозионных покрытий, переходов, опор, мачт, троссов на воздушных переходах, ремонт ограждений с восстановлением знаков, надписей и обозначений;

"

"

Береговые укрепления

- исправление береговых укреплений (отмосток, плетневых клеток, каменных набросков, одерновок, свай), ликвидация размывов;

"

"

Переезды через газопроводы и пересечения газопровода с другими трассами

- подсыпка щебнем, шлаком и песком образовавшихся проседаний грунта над газопроводом на пересечениях с автомобильными и железными дорогами, расчистка кюветов, окраска вытяжных свечей, восстановление знаков, надписей и обозначений; ремонт дорожных и оградительных столбиков, переездов через газопроводы; восстановление знаков, надписей и обозначений газопроводов;

"

"

аварийный запас труб

- восстановление поврежденного покрытия аварийного запаса труб, восстановление надписей, обозначений и маркировки; ремонт и окраска стеллажей (при необходимости);

"

"

газопровод

- ремонт поврежденных изоляционных покрытий подземной части газопроводов и запорной арматуры на небольших участках и на границе земля-воздух;

"

"

"

- восстановление знаков, надписей и обозначений газопроводов;

"

"

подъездные дороги

- ремонт вдольтрассовых проездов и подъездов к газопроводу, крановый узлам и аварийному запасу труб;

"

Один раз в два года

подводные переходы

- ремонт сигнальных знаков подводных переходов через судоходные реки с заменой проводки электроосвещения аккумуляторов и батарей;

Бригада ЛЭС с привлечением др. специалистов ЛПУМГ

"

газопровод

- очистка трассы газопровода от древесной и кустарниковой поросли

"

Приложение 4. ГРАФИК планового осмотра магистрального газопровода


Приложение 4

Производственное объединение

УТВЕРЖДАЮ


ЛПУМГ

Начальник ЛПУМГ

(Ф.И.О.)


"___" ________ 198__ г.

          
ГРАФИК
планового осмотра магистрального
газопровода_______________
на 198__ г.

NN
пп

Объект работ

Местонахождение объекта работ

Наименование работ

Содержание и объемы работ

Время выполнения работ

Ответственный исполнитель

январь

февраль

…..

декабрь

числа месяца

числа месяца

числа месяца

числа месяца



Начальник ЛЭС

(Ф.И.О.)


"___" ___________ 198__ г.

Приложение 5. ЖУРНАЛ осмотра линейной части магистрального газопровода


Приложение 5

Производственное объединение


ЛПУМГ

     
ЖУРНАЛ
осмотра линейной части магистрального газопровода

NN
пп

Дата выпол-
нения работ

Объект работ

Местона-
хождение объекта работ

Наименование выполненных работ

Результаты осмотра, обнаруженные дефекты и нарушения, результаты замеров давления г-да и режимы СКЗ

Должность, Ф.И.О. прово-
дившего осмотр

Подпись лица, прово-
дившего осмотр

Примечание (подпись прове-
ряющего)

Приложение 6. ПЛАН-ГРАФИК текущего ремонта магистрального газопровод.


Приложение 6

Производственное объединение

УТВЕРЖДАЮ


ЛПУМГ

Начальник ЛПУМГ

(Ф.И.О.)


"___" ________ 198__ г.


ПЛАН-ГРАФИК
текущего ремонта магистрального газопровода

на 198__ г.

NN
пп

Объект работ

Местонахождение объекта работ

Наименование работ

Содержание и объемы работ

Время выполнения работ

Ответ-
ственный исполнитель

январь

февраль

. . . . .

декабрь

Доступ к полной версии этого документа ограничен

Ознакомиться с документом вы можете, заказав бесплатную демонстрацию систем «Кодекс» и «Техэксперт».

Что вы получите:

После завершения процесса оплаты вы получите доступ к полному тексту документа, возможность сохранить его в формате .pdf, а также копию документа на свой e-mail. На мобильный телефон придет подтверждение оплаты.

При возникновении проблем свяжитесь с нами по адресу spp@kodeks.ru

Положение по техническому обслуживанию линейной части магистральных газопроводов

Название документа: Положение по техническому обслуживанию линейной части магистральных газопроводов

Вид документа: Приказ Мингазпрома СССР

Принявший орган: Мингазпром СССР

Статус: Действующий

Опубликован: / Министерство газовой промышленности. - М., 1984 ujl
Дата принятия: 23 марта 1983

Информация о данном документе содержится в профессиональных справочных системах «Кодекс» и «Техэксперт»
Узнать больше о системах