Порядок испытаний на прочность, проверки на герметичность технологических трубопроводов и оборудования КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ (СТО Газпром 2-3.5-354-2009)

 

  Главная       Учебники - Газпром      СТО Газпром 2-3.5-354-2009

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  1  2  3  4  5  ..

 

 

 

10. Порядок испытаний на прочность, проверки на герметичность технологических трубопроводов и оборудования КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ (СТО Газпром 2-3.5-354-2009)

 

10.1. Технологические трубопроводы и оборудование внутри зданий и в пределах территорий КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ, трубопроводы узлов подключения к КС, располагаемые на территории КС, а также трубопроводы импульсного, топливного и пускового газа КС испытывают на прочность только гидравлическим способом на давление 1,25 от рабочего в один этап, после их укладки и засыпки или крепления на опорах (при технической возможности с подключенными агрегатами и аппаратами) в течение 24 часов, в соответствии с таблицей 2.

10.2. Не позднее чем за двое суток до начала гидравлических испытаний технологических трубопроводов и оборудования перечисленных в 10.1 объектов, подрядчик должен получить разрешение на проведение работ по форме А.5 (приложение А).

10.3. При отрицательных температурах атмосферного воздуха гидравлические испытания технологических трубопроводов и оборудования перечисленных в 10.1 объектов проводят с учетом 6.5 - 6.9.

10.4. Проверку на герметичность технологических трубопроводов и оборудования перечисленных в 10.1 объектов выполняют после испытания на прочность и снижения испытательного давления до рабочего. Продолжительность проверки на герметичность должна быть достаточной для осмотра технологических трубопроводов и оборудования, но составлять не менее 12 ч.

10.5. После проведения гидравлического испытания на прочность и проверки на герметичность технологических трубопроводов и оборудования объектов, перечисленных в 10.1 (до их осушки), выполняют удаление воды из полости технологических трубопроводов и оборудования сжатым воздухом с давлением от 1,2 до 1,5 МПа.

10.6. Для удаления воды сжатым воздухом из технологических трубопроводов и оборудования перечисленных в 10.1 объектов создают ресиверы. В качестве ресиверов используют часть технологических трубопроводов, шлейфы, пылеуловители.

10.7. На КС воду удаляют из нагнетательного и пускового контура, шлейфов КС, контура рециркуляции, пылеуловителей, АВО газа, УПТИГ, импульсных линий и крановых узлов продувкой воздухом через открытые сечения газопроводов, открытые люки-лазы всасывающего и нагнетательного газопроводов обвязки ГПА, через агрегатные свечи кранов № 5 и свечи кранов № 17 и 18 входного и выходного шлейфов, через свечи секций АВО газа, пылеуловителей, коллекторов топливного, пускового и импульсного газа.

10.8. Для удаления воды из всасывающего, нагнетательного и пускового контуров КС, контура рециркуляции, пылеуловителей, АВО газа, импульсных линий и крановых узлов при продувке используют в качестве ресивера входной шлейф.

10.9. Для удаления воды из шлейфов (после демонтажа заглушек со стороны узла подключения КС) при продувке в качестве ресивера используют газопроводы всасывающего и нагнетательного контуров КС.

10.10. Если шлейфы были испытаны отдельно от трубопроводной обвязки КС, для удаления из них воды пропускают разделительные и пенополиуретановые поршни. Пропуск пенополиуретановых поршней под давлением сжатого воздуха проводят в направлении узла подключения КС по входному шлейфу со стороны пылеуловителей, а по выходному шлейфу - со стороны АВО газа.

10.11. Для удаления остатков воды из трубопроводов и оборудования УПТИГ в качестве ресивера используют всасывающий и нагнетательный коллекторы КС.

Для обеспечения возможности продувки трубопроводов и оборудования УПТИГ и трубопроводов газа на собственные нужды проводят следующие операции:

- демонтируют клапаны-регуляторы УПТИГ;

- на места клапанов-регуляторов устанавливают временные вставки;

- демонтируют временные заглушки на трубопроводах топливного, импульсного и пускового газа;

- при необходимости демонтируют измерительные диафрагмы на расходомерах топливного газа к ГПА.

10.12. Технологические обвязки крановых узлов КС, дренажные линии кранов (DN 150 ¸ 1400) продувают сжатым воздухом через свечи.

10.13. Результаты испытания и удаления воды из технологических трубопроводов КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ отражают в акте по форме А.6 (приложение А).

 

11. Порядок проведения работ по осушке полости участков ЛЧ МГ, технологических трубопроводов и оборудования КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ (СТО Газпром 2-3.5-354-2009)

 

11.1. Общие положения

11.1.1. Осушку полости участков ЛЧ МГ, технологических трубопроводов и оборудования КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ проводят под руководством комиссии, назначаемой в соответствии с 5.1.

11.1.2. Подрядчик разрабатывает специальную рабочую инструкцию по осушке полости участков газопроводов, технологических трубопроводов и оборудования КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ в соответствии с 5.3.

11.1.3. В специальной рабочей инструкции приводят способы, параметры и последовательность выполнения работ по осушке полости участков газопровода, технологических трубопроводов и оборудования перечисленных в пункте 11.1.1 объектов, а также требования к технике безопасности и охране окружающей среды. Рабочая инструкция должна содержать разделы в соответствии с 5.8.

К инструкции прилагают следующие документы:

- исполнительные профили участков, технологические схемы ЛЧ МГ и узлов подключения КС;

- размещение оборудования осушки и положение запорной арматуры в процессе осушки на технологических схемах ЛЧ МГ (технологических трубопроводов КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ);

- таблицу точек контроля параметров осушки;

- свидетельства о поверках средств измерений, выданные метрологическими службами.

11.1.6. Не позднее чем за 30 рабочих дней до начала работ по осушке трубопроводов объектов генеральный подрядчик передает подрядной организации по осушке газопроводов заверенные копии технологических схем ЛЧ МГ (технологических трубопроводов КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ), исполнительных профилей участков газопровода, перемычек между строящимся (ремонтируемым или реконструируемым) и действующими газопроводами, узлов подключения КС, чертежи устройств по удалению воды из нижних точек газопроводов.

11.1.7. Генеральный подрядчик непосредственно перед началом работ по осушке представляет подрядчику акт по форме А.6 (приложение А) и разрешение на проведение осушки полости ЛЧ МГ, технологических трубопроводов и оборудования КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ по форме А.7 (приложение А), подтверждающие полноту очистки и удаления воды из участков ЛЧ МГ (технологических трубопроводов и оборудования вышеуказанных объектов).

11.1.8. Подрядчик выполняет работы по осушке полости участков ЛЧ МГ (технологических трубопроводов и оборудования КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ) с оформлением акта по форме А.8 (приложение А).

 

11.2. Осушка полости участков ЛЧ МГ, проложенных в талых и сезонно-мерзлых грунтах, после заключительных этапов гидравлических испытаний

11.2.1. После заключительных этапов гидравлических испытаний участков газопровода на прочность и проверки их на герметичность выполняют следующие операции:

- удаляют воду из полости участка газопровода с помощью поршней-разделителей в соответствии с 7.17, после чего по нему пропускают пенополиуретановые поршни в соответствии с 7.18;

- удаляют воду из перемычек между строящимися и действующими газопроводами в соответствии с 7.19;

- продувают технологические обвязки крановых узлов сжатым воздухом через свечи, продувают дренажные линии на запорных кранах (DN 150 ¸ 1400);

- удаляют воду из емкостей резервного газа запорных кранов.

При отрицательных температурах атмосферного воздуха трубопроводы обвязок крановых узлов и дренажных линий и емкости резервного газа прогревают с целью растапливания льда и удаления воды.

Результаты удаления воды (стравливания воздуха) отражают в акте по форме А.6 (приложение А).

11.2.2 Осушку участка газопровода выполняют сухим воздухом до достижения на выходе осушаемого газопровода ТТР минус 20°C в соответствии с методикой, приведенной в приложении В. Обвязки крановых узлов, дренажные линии и перемычки между строящимся и действующим газопроводом продувают в процессе осушки.

Типовая технологическая схема осушки участка газопровода сухим воздухом приведена на рисунке Б.9 (приложение Б).

11.2.3. Результаты осушки МГ отражают в акте по форме А.8 (приложение А), подписанном членами комиссии по испытаниям (осушке).

11.2.4. Осушенный газопровод заполняют сухим азотом с концентрацией не менее 98 % с ТТР минус 20°до избыточного давления 0,02 МПа. Результаты заполнения участков газопроводов азотом отражают в акте по форме А.9 (приложение А).

Типовая технологическая схема заполнения участков газопроводов азотом приведена на рисунке Б.11 (приложение Б).

 

11.3. Осушка полости участков ЛЧ МГ, проложенных в талых, сезонно-мерзлых и многолетнемерзлых грунтах, после заключительных этапов пневматических испытаний

11.3.1. После заключительных этапов пневматических испытаний на прочность и проверки на герметичность газопровода осушенным воздухом стравливают воздух в соответствии с 9.6.3.

11.3.2. В процессе стравливания воздуха из участков газопровода выполняют продувку технологических обвязок крановых узлов и дренажных линий через свечные трубопроводы и выполняют продувку емкостей резервного газа запорных кранов. При необходимости трубопроводы обвязок крановых узлов и дренажных линий прогревают с целью растапливания льда. Технологическая схема стравливания воздуха из газопровода после пневматических испытаний представлена на рисунке Б.10 (приложение Б).

11.3.3. По завершении стравливания воздуха и выдержки участка газопровода в течение 12 ч устанавливают контроль ТТР воздуха. Если ТТР, замеренная после выдержки, равна минус 20°C(минус 30°C - для участков ЛЧ МГ, проложенных в многолетнемерзлых грунтах) и глубже (при атмосферном давлении), то осушку участка газопровода не проводят, а заполняют его азотом, в соответствии с 11.3.11.

11.3.4. Если ТТР при атмосферном давлении окажется выше минус 20°C (минус 30°C - для участков ЛЧ МГ, проложенных в многолетнемерзлых грунтах), выполняют осушку сухим воздухом. Замер ТТР выполняют после выдержки участка газопровода в течение 24 ч. При необходимости пропускают метанольную пробку.

11.3.5. Воду и лед, оставшиеся после стравливания воздуха из газопровода, удаляют в процессе осушки сухим воздухом. При этом воздух, подаваемый установкой осушки, стравливают в конце газопровода из свечей перемычек между испытываемым и действующим газопроводами и из свечей крановых узлов. Во время осушки участка газопровода следует проводить замеры ТТР. В процессе осушки периодически необходимо проводить выдержку участка газопровода в течение 8 ч, отключив подачу сухого воздуха и перекрыв все свечи выпуска воздуха с целью повышения его влажности. Продувку сухим воздухом продолжают до достижения ТТР на выходе из участка газопровода минус 20°C (минус 30°C для участков ЛЧ МГ, проложенных в многолетнемерзлых грунтах).

11.3.6. Результаты осушки МГ отражают в акте по форме А.8 (приложение А).

11.3.7. Осушенный участок газопровода заполняют сухим азотом с концентрацией не менее 98 % с ТТР минус 20°C до избыточного давления 0,02 МПа. Результаты заполнения газопроводов азотом отражают в акте по форме А.9 (приложение А).

11.3.8. После пневматических испытаний (неосушенным воздухом) на прочность и проверки на герметичность участка газопровода:

- стравливают воздух;

- удаляют воду (поступившую и сконденсировавшуюся из атмосферного воздуха при испытаниях) путем пропуска пенополиуретановых поршней под давлением сжатого осушенного воздуха;

- удаляют воду из перемычек между строящимся и действующим газопроводом в соответствии с 7.19;

- продувают технологические обвязки крановых узлов сжатым воздухом через свечи, продувают дренажные линии кранов (DN 150 ¸ 1400);

- удаляют воду из емкостей резервного газа кранов.

При отрицательных температурах атмосферного воздуха газопроводы обвязок крановых узлов и дренажных линий и емкости резервного газа при необходимости прогревают с целью растапливания льда и удаления воды.

11.3.9. Осушку участка газопровода выполняют сухим воздухом до достижения на выходе осушаемого газопровода ТТР минус 20°C (минус 30°C - для участков ЛЧ МГ, проложенных в многолетнемерзлых грунтах). Обвязки крановых узлов, дренажные линии и перемычки между строящимся и действующим газопроводом продувают через свечи в процессе осушки. Типовая технологическая схема осушки участка газопровода сухим воздухом приведена на рисунке Б.9 (приложение Б).

11.3.10. Результаты осушки участков ЛЧ МГ отражают в акте по форме А.8 (приложение А).

11.3.11. Осушенный участок газопровода заполняют сухим азотом с концентрацией не менее 98 % с ТТР минус 20°(минус 30°C - для участков ЛЧ МГ, проложенных в многолетнемерзлых грунтах) до избыточного давления 0,02 МПа. Результаты заполнения участков газопроводов азотом отражают в акте по форме А.9 (приложение А).

Типовая технологическая схема заполнения участков газопроводов азотом приведена на рисунке Б.11 (приложение Б).

 

11.4. Осушка технологических трубопроводов и оборудования КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ

11.4.1. Осушку технологических трубопроводов и оборудования КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ выполняют осушенным воздухом до ТТР минус 20°C или вакуумированием до достижения давления насыщенных паров влаги в полости трубопроводов 1 мбар.

11.4.2. Осушку КС сухим воздухом выполняют с продувкой через открытые люки-лазы обвязки ГПА, открытые сечения шлейфов, донные свечи всасывающего и нагнетательного контуров ГПА, агрегатные свечи кранов № 5, свечи кранов № 17 и 18 входного и выходного шлейфов, свечи секций АВО газа, пылеуловителей, а также коллекторов топливного, пускового и импульсного газа, в соответствии с методикой, приведенной в приложении В (пример расчета технологических параметров осушки газопровода приведен в приложении Г).

11.4.3. В соответствии с методикой, приведенной в приложении В, осушку технологических трубопроводов и оборудования КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ выполняют с продувкой сухим воздухом через свечи и открытые сечения трубопроводов.

11.4.4. После достижения на выходе продуваемых сухим воздухом технологических трубопроводов и оборудования КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ ТТР в потоке воздуха минус 20°Cосушку приостанавливают на 24 ч, при этом, во избежание попадания внутрь трубопроводов влажного воздуха, свободные сечения трубопроводов (шлейфов) герметично закрывают полиэтиленовой пленкой и перекрывают все краны дренажных и свечных линий.

По прошествии 24 ч осушку возобновляют и измеряют ТТР в потоке воздуха на выходе из сечений трубопроводов (шлейфов).

Если значение ТТР превышает минус 20°C, производят доосушку, а затем контрольный замер ТТР на выходе из сечений трубопроводов (шлейфов).

11.4.5. Осушку технологических трубопроводов и оборудования КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ вакуумированием проводят без разделения на отдельные участки. При необходимости изолированные друг от друга газопроводы осушаемых объектов объединяют временными газопроводами DN100, а на открытые концы газопроводов приваривают временные плоские заглушки толщиной не менее 10 мм.

11.4.6. Результаты осушки технологических трубопроводов и оборудования КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ отражают в акте по форме А.8 (приложение А).

11.4.7. После завершения операций по осушке технологические трубопроводы и оборудование КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ заполняют сухим азотом с концентрацией не менее 98 % с ТТР минус 20°C до избыточного давления 0,02 МПа.

Результаты заполнения технологических трубопроводов и оборудования КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ азотом отражают в акте по форме А.9 (приложение А).

 

12. Порядок испытаний, удаления воды и осушки участков ЛЧ МГ, технологических трубопроводов и оборудования КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ при капитальном ремонте и реконструкции

 

12.1. При капитальном ремонте порядок испытаний участков ЛЧ МГ зависит от способа производства работ: с изменением пространственного положения газопровода (над его проектной осью или с выемкой на берму траншеи) при выполнении работ по переизоляции или без изменения проектного положения газопровода методом замены плетей, труб.

12.2. Участок ЛЧ МГ, подвергшийся изменению своего проектного положения в процессе эксплуатации или капитального ремонта и уложенный в траншею, после полной засыпки, обвалования или крепления на опорах, очистки полости, установки арматуры и приборов, катодных выводов и представления исполнительной документации подлежит испытанию на прочность пневматическим способом воздухом на давление 1,1 от рабочего или гидравлическим (водой, жидкостью с пониженной температурой замерзания) на давление 1,1 от рабочего в верхней точке. Участки ЛЧ МГ повышенной категории, входящие в состав ремонтируемого участка, в случае изменения их проектного положения или проведения капитального ремонта на них подлежат предварительным испытаниям согласно таблице 2 до их испытания в составе ремонтируемого участка ЛЧ МГ.

Участки газопроводов повышенной категории, проектное положение которых не менялось и они не подвергались капитальному ремонту в составе ремонтируемого участка ЛЧ МГ, испытывают одновременно с ним.

После снижения давления до рабочего участок газопровода проверяют на герметичность в течение времени, достаточного для осмотра трассы, но не менее 12 ч.

12.3. Крановые узлы, трубные плети и трубы, подлежащие врезке в ремонтируемые участки ЛЧ МГ, технологические трубопроводы КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ предварительно испытывают на давление, соответствующее давлению испытаний этих участков, в зависимости от их категорий и характеристик, согласно таблице 2.

12.4. После испытания участков ЛЧ МГ на прочность и проверки на герметичность гидравлическим способом из них удаляют воду пропуском разделительных и пенополиуретановых поршней для газопроводов диаметром 219 мм и более и продувкой воздухом для газопроводов диаметром менее 219 мм в соответствии с 7.7 и 7.8, а также удаляют воду из перемычек между ремонтируемым и действующим газопроводами в соответствии с 7.19.

Осушку отремонтированного участка ЛЧ МГ выполняют сухим воздухом в соответствии с требованиями раздела 11.

12.5. После испытания участков ЛЧ МГ на прочность и проверки на герметичность пневматическим способом выполняют продувку сжатым осушенным воздухом с пропуском пенополиуретановых поршней (для газопроводов диаметром менее 219 мм без использования поршней) в соответствии с 7.7, а также удаляют воду из перемычек между отремонтированным и действующим газопроводами в соответствии с 7.19.

Осушку отремонтированного участка ЛЧ МГ выполняют сухим воздухом в соответствии с требованиями раздела 11.

12.6. После выполнения осушки отремонтированного участка газопровода его монтируют в действующую нитку гарантийными стыками (со 100 %-ным радиографическим и ультразвуковым контролем). Радиографический контроль сварных соединений выполняют в соответствии с требованиями ГОСТ 7512, ультразвуковой контроль - ГОСТ 14782.

12.7. Испытания отремонтированного участка ЛЧ МГ в составе действующего газопровода выполняют природным газом с проходным рабочим давлением в соответствии с СТО Газпром 14.

12.8. При ремонте участков ЛЧ МГ методом замены плетей, труб без изменения проектного положения газопровода проводят предварительное испытание плетей и труб давлением, назначаемым в зависимости от категорий и характеристик участков газопровода согласно таблице 2. Сварку стыков между врезаемыми плетями, трубами и действующим участком выполняют в соответствии с требованиями, предъявляемыми к сборке, сварке и контролю гарантийных сварных соединений. Испытание врезанных плетей и труб в составе действующего участка газопровода проводят природным газом с проходным рабочим давлением - в соответствии с СТО Газпром 14.

12.9. При ремонте врезкой плетей или труб на технологических трубопроводах КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ без изменения их проектного положения предварительные испытания врезаемых плетей или труб выполняют гидравлическим способом на давление 1,25 от рабочего, после чего проводят испытание технологических трубопроводов указанных объектов природным газом на проектное рабочее давление.

12.10. При реконструкции участки ЛЧ МГ подвергают предварительным испытаниям на прочность и проверке на герметичность согласно таблице 2. При замене неравнопроходных крановых узлов на равнопроходные крановые узлы предварительно испытывают на давление испытаний участков, в которые они врезаются, в зависимости от их категорий и характеристик, согласно таблице 2.

Монтаж реконструируемых участков газопровода, крановых узлов к действующему газопроводу выполняют гарантийными стыками в соответствии с требованиями, предъявляемыми к сборке, сварке и контролю гарантийных сварных соединений.

После предварительных испытаний реконструируемых участков ЛЧ МГ, замены неравнопроходных крановых узлов на равнопроходные выполняют их испытание в составе действующего газопровода природным газом с проходным рабочим давлением в соответствии с СТО Газпром 14.

12.11. При реконструкции технологических трубопроводов и оборудования КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ выполняют гидравлические испытания согласно таблице 2.

12.12. При отрицательных температурах атмосферного воздуха гидравлические испытания отремонтированных (реконструированных) участков ЛЧ МГ, технологических трубопроводов и оборудования КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ выполняют с учетом пунктов 6.5 - 6.9.

 

13. Требования безопасности при очистке полости, испытании, удалении воды, стравливании воздуха, осушке и заполнении азотом участков ЛЧ МГ, технологических трубопроводов и оборудования КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ

 

13.1. При проведении работ по очистке полости, испытаниям, удалению воды, стравливанию воздуха, осушке и заполнению азотом участков ЛЧ МГ и технологических трубопроводов КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ следует руководствоваться положениями Правил [7], ПБ 08-624-03 [8] и требованиями настоящего раздела.

13.2. При проведении работ по очистке полости, осушке, испытаниям, удалению воды, стравливанию воздуха и заполнению азотом участков газопроводов необходимо предусматривать мероприятия по предупреждению воздействия на людей опасных и вредных производственных факторов, связанных с характером работы.

13.3. Все члены комиссий по испытаниям, осушке и заполнению азотом участков ЛЧ МГ, технологических трубопроводов и оборудования КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ, а также инженерно-технические работники и рабочие, участвующие в работах, должны изучить специальные рабочие инструкции (см. 5.3, 5.8, 5.9, 5.10) и быть ознакомлены с мероприятиями по промышленной и пожарной безопасности. Они должны быть обеспечены необходимым инструментом, инвентарем, спецодеждой и средствами индивидуальной защиты.

13.4. На период проведения работ по очистке полости и испытанию газопроводов устанавливают охранную зону, которую обозначают соответствующими знаками, определяют места и условия безопасного пребывания лиц, занятых в работах. Размеры охранной зоны для подземных газопроводов различных диаметров при проведении гидравлических и пневматических испытаний приведены в таблицах 4 и 5.

 

Таблица 4

 

Размеры охранной зоны, устанавливаемой на период проведения работ по промывке, продувке и вытеснению воды из полости газопроводов при гидравлических испытаниях

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Pраб, МПа

Pисп, МПа

Диаметр газопровода, мм

до 300

от 300 до 500

от 500 до 800

от 800 до 1000

от 1000 до 1400

Охранная зона в направлении вылета поршней при промывке, продувке и вытеснении воды, м

600

800

800

1000

1000

Размеры охранной зоны в метрах в обе стороны от оси газопровода (в числителе) и в направлении возможного отрыва заглушки от торца газопровода (в знаменателе)

5,5

6,05

75/600

75/600

75/600

75/600

100/600

6,88

75/600

75/700

75/600

75/600

100/650

8,25

75/600

75/800

75/600

100/800

100/800

7,4

8,14

75/600

75/800

75/600

100/800

100/800

9,25

100/800

100/1000

100/800

100/900

120/900

11,1

100/900

100/1200

100/900

120/1100

120/1000

9,8

10,08

-

-

100/800

100/1000

120/1000

11,25

-

-

100/900

120/1100

130/1000

14,7

-

-

130/1100

160/1400

170/1300

11,8

13

-

-

120/1000

140/1200

150/1200

14,75

-

-

130/1100

170/1400

170/1300

17,7

-

-

180/1300

210/1500

200/1500

-

Выше 17,7

-

-

200/1500

250/1700

250/1700

 

Таблица 5

 

Размеры охранной зоны, устанавливаемой на период проведения работ по очистке полости и продувке газопроводов при пневматических испытаниях

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Pраб, МПа

Pисп, МПа

Диаметр газопровода, мм

до 300

от 300 до 500

от 500 до 800

от 800 до 1000

от 1000 до 1400

Охранная зона в направлении вылета поршней при очистке и продувке, м

600

800

800

1000

1000

Размеры охранной зоны в метрах в обе стороны от оси газопровода (в числителе) и в направлении возможного отрыва заглушки от торца газопровода (в знаменателе)

5,5

6,05

100/600

150/800

200/800

200/1000

250/1000

6,88

100/600

150/800

200/800

200/1000

250/1000

8,25

150/700

200/800

250/1000

300/1200

350/1200

7,4

8,14

150/700

200/800

250/1000

300/1200

350/1200

9,25

250/900

300/1100

350/1200

400/1500

450/1500

11,1

350/1000

350/1200

450/1500

500/1500

500/1500

9,8

10,08

-

-

400/1400

450/1500

450/1500

11,25

-

-

450/1500

500/1500

500/1500

14,7

-

-

500/1600

630/1800

630/1800

11,8

13

-

-

450/1500

550/1600

550/1600

14,75

-

-

500/1600

630/1800

630/1800

17,7

-

-

550/1600

630/1800

630/1800

 

При испытаниях наземных или надземных участков газопровода охранная зона от оси газопровода должна быть увеличена в два раза в обе стороны. Охранная зона в направлении вылета очистных устройств ограничивается сектором с углом в 60°.

13.5. Люди, машины, механизмы и оборудование при очистке полости и испытании газопроводов должны находиться за пределами охранной зоны.

13.6. Для недопущения проникновения в зону проведения испытания газопроводов посторонних лиц, транспортных средств и др. за пределами охранной зоны выставляют охранные посты.

13.7. Замер параметров испытания производят дистанционно приборами, вынесенными за пределы охранной зоны.

13.8. До очистки полости или испытания газопровода в местах, где он пересекает железные и автомобильные дороги или проходит вблизи от них, комиссия по испытаниям газопровода должна уведомить соответствующие организации (управление железной дороги, дорожный отдел и др.) о проведении указанных работ и согласовать с ними необходимые мероприятия по безопасности.

При пневматическом испытании газопровода давление поднимают до 2 МПа (для МГ с Pраб меньшем 2 МПа - до рабочего давления), после чего прекращают подачу воздуха и проводят осмотр трассы газопровода. На время осмотра подъем давления должен быть прекращен. После осмотра трассы газопровода и устранения обнаруженных дефектов продолжают подъем давления до испытательного.

13.9. При подъеме давления от 2 МПа (для МГ с Pраб меньшем 2 МПа - от рабочего давления) до испытательного и во время выдержки под испытательным давлением осмотр трассы запрещается.

Осмотр трассы следует проводить только после снижения испытательного давления до рабочего с целью проверки газопровода на герметичность.

13.10. Персонал, занятый на проведении работ по очистке полости и испытаниям участков ЛЧ МГ, технологических трубопроводов и оборудования КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ ЛЧ МГ на прочность и проверке на герметичность, обеспечивают средствами связи, соответствующими требованиям ГОСТ Р 50829.

13.11. Устранение неисправностей испытательного оборудования, обнаруженных в процессе испытания, проводят после отключения оборудования и стравливания давления до атмосферного.

13.12. Стравливание воздуха из участка газопровода с испытательного до рабочего давления по завершении пневматических испытаний выполняют через свечу DN 50 мм, высотой 3 м, отведенную от испытательного шлейфа, с краном, расположенным на расстоянии 50 м от компрессорного агрегата и находящимся за пределами охранной зоны. Техническое решение по закреплению и подсоединению трубопровода DN 50 мм к испытательному шлейфу должно быть выполнено в соответствии с проектом.

13.13. Производственное оборудование, применяемое при проведении работ по очистке полости, испытаниям и осушке МГ, должно соответствовать общим требованиям безопасности согласно ГОСТ 12.2.003.

13.14. Работы по заполнению полости участков ЛЧ МГ и технологических трубопроводов и оборудования КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ следует выполнять с учетом ГОСТ 9293 (раздел 6). Содержание кислорода в воздухе рабочей зоны должно быть не менее 19 % (по объему).

Накопление газообразного азота в рабочей зоне вызывает явление кислородной недостаточности и удушья.

13.15. Все работы, связанные с метанолом, проводят в соответствии с требованиями СТО Газпром 2-2.3-143.

 

14. Мероприятия по охране окружающей среды при проведении работ по очистке полости, испытаниям, удалению воды из участков газопроводов, технологических трубопроводов и оборудования КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ (СТО Газпром 2-3.5-354-2009)

 

14.1. При проведении работ по очистке полости, испытаниям ЛЧ МГ, технологических трубопроводов и оборудования КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ и удалению воды мероприятия по охране окружающей среды выполняют в соответствии с требованиями ВСН 014-89 [9], раздела VI Федерального закона [10] и настоящего стандарта.

14.2. Мероприятия по охране окружающей среды при проведении работ по очистке полости и испытаниям участков ЛЧ МГ, технологических трубопроводов и оборудования КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ направлены на предотвращение и ограничение основных видов техногенных воздействий на воздушную и водную среды, почвенно-растительный покров, растительный и животный мир и их последствий:

- загрязнение природной среды при сбросах вод;

- изменение рельефа и микрорельефа за счет образования колей, рытвин, борозд и др. от прохождения техники;

- захламление пойм и русел рек отходами;

- выброс в атмосферу вредных веществ от применяемой техники;

- нарушение путей миграции и среды обитания животных и рыб;

- ухудшение физико-механических свойств грунтов;

- водно-эрозионные и геокриологические процессы;

- нарушение структур плодородных горизонтов и почвенного покрова;

- разрушение склонов (пойм, надпойменных террас, берегов, русел рек);

- угнетение растительных сообществ, утрата отдельных экземпляров редких и исчезающих видов растений и животных.

14.3. В специальные рабочие инструкции по очистке полости, испытанию, осушке и заполнению азотом газопровода включают раздел «Требования по охране окружающей природной среды», содержащий:

- схему размещения и техническое описание водозаборного сооружения, оборудованного средствами рыбозащиты;

- состав воды в источнике;

- схему проведения очистки полости и гидравлических испытаний;

- привязку схемы очистки полости и испытания газопроводов к водным объектам;

- расчет объема воды для промывки и испытания каждого участка газопровода;

- расчеты возможного влияния на урез воды и экологию водоема (реки, озера и др.), из которого производятся водозабор, изъятия необходимого для проведения промывки и гидравлического испытания газопровода объема воды;

- ситуационный план испытываемого участка газопровода с указанием мест размещения водозабора, резервуара-отстойника, постов наблюдения, аварийных бригад, охранной зоны;

- схему высотных отметок по газопроводу;

- расчет времени осветления воды после промывки и гидравлического испытания;

- расчет предельно допустимых сбросов загрязняющих веществ.

14.4. Забор воды для гидравлических испытаний производят из рек и пресноводных водоемов, при этом водозаборное сооружение ограждают снаружи металлической сеткой с величиной ячеек не более 2 мм. Для очистки воды от механических загрязнений используют фильтры с ячейками 100 мкм.

14.5. Воду, использованную при гидравлических испытаниях, сливают в резервуары-отстойники, в которых она частично испаряется, частично фильтруется, отстаивается, после чего вода сбрасывается на местность (в реку).

14.6. Сброс технически чистой воды производят в места водозаборов, в водоемы и реки, пересекаемые газопроводом. При необходимости прокладывают дополнительные сливные линии от мест слива до точек сброса. При сбросе воды конец сливного патрубка погружают под поверхность воды на глубину не менее одного метра. До начала сброса природоохранная служба проводит анализ на соответствие нормативам взвешенных веществ и загрязнений. Контроль за сбросом воды осуществляют с участием представителей местного водного хозяйства.

14.7. Плодородный слой почвы и грунт, извлеченный из котлована резервуара-отстойника при его сооружении, укладывают в отдельные бурты и используют при обратной засыпке и рекультивации. Резервуары-отстойники, устраиваемые в углублении земной поверхности, должны быть экранированы в соответствии с ГОСТ 17.5.3.04.

14.8. По окончании испытаний газопроводов временно использовавшиеся для устройства водозаборов, размещения механизмов, сооружения резервуаров-отстойников и другие земли рекультивируют. Вывоз загрязненной земли (осадка на дне котлованов) осуществляют в отведенные места.

14.9. Сброс воды из резервуара-отстойника в реку должен регулироваться краном на сливном патрубке таким образом, чтобы:

- исключить превышение уровня воды в реке выше допустимого, согласованного с местной гидрометеорологической службой;

- обеспечить нормы предельно допустимых сбросов загрязняющих веществ в реку со сбрасываемыми водами.

14.10. Использование для гидравлических испытаний жидкостей с пониженной температурой замерзания разрешается только по специальной технологии, с учетом ее приготовления и утилизации, указываемой в проекте.

 

 

Приложение А
(обязательное)

 

Формы представления результатов очистки полости газопроводов, испытаний, удаления воды, осушки и заполнения азотом участков ЛЧ МГ, технологических трубопроводов и оборудования КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ

 

А.1 Форма разрешения на очистку полости и испытание (СТО Газпром 2-3.5-354-2009)

 

ОАО «Газпром»

 

 

Эксплуатирующая организация, трест

 

 

____________________________________

 

Строительство (реконструкция, ремонт)

____________________________________

 

__________________________________

 

 

 

СМУ, СУ, ПМК, КТП _________________

 

__________________________________

Участок _____________________________

 

Объект ___________________________

 

РАЗРЕШЕНИЕ №

на очистку полости и испытание уложенного участка газопровода

от "_____"____________20___ г.

 

Разрешается приступить к _________________________________________________________

(указать вид работ: очистка (промывка), испытание на прочность или герметичность,

___________________________________________________________________________________

вытеснение используемой для испытания среды (указать название среды, используемой для испытания,

___________________________________________________________________________________

очистки, промывки и др.)

______________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

________________________________________ давлением ____________________ МПа (кгс/см2)

с пропуском _______________________________________________________________________

(заполняется при производстве очистки: указать число и тип очистных устройств)

на участке от км/ПК _____ до км/ПК _____ общей протяженностью _________ м в соответствии с требованиями стандартов организации ОАО «Газпром», строительных норм и правил, специальной инструкции № ____________ от "_____"______________20___ г.,

согласованной и утвержденной в установленном порядке.

Подготовительные работы на указанном участке выполнены в требуемом объеме и в соответствии с проектом.

Зона в пределах минимальных расстояний ___________________________________________

___________________________________________________________________________________

(освобождена от жилых домов, строений, строительной техники и материалов)

___________________________________________________________________________________

Исполнительная документация проверена и имеется в требуемом объеме.

 

Председатель комиссии

 

 

_______________________________________________

_______________

________________

(должность, организация, фамилия, инициалы)

(подпись)

(дата)

Члены комиссии

 

 

_______________________________________________

_______________

________________

(должность, организация, фамилия, инициалы)

(подпись)

(дата)

 

 

А.2 Форма акта на очистку полости и калибровку магистрального газопровода.

 

ОАО «Газпром»

 

 

Эксплуатирующая организация, трест

 

 

____________________________________

 

Строительство (реконструкция, ремонт)

____________________________________

 

__________________________________

 

 

 

СМУ, СУ, ПМК, КТП _________________

 

__________________________________

Участок _____________________________

 

Объект ___________________________

 

АКТ №

на очистку полости и калибровку магистрального газопровода от

"___"_______________20___ г.

 

составлен комиссией, назначенной приказом _________________________________________

(наименование организации)

от "____"_____________20___ г. в составе:

в том, что произведена _____________ кратная очистка полости _______________ трубопровода, диаметром ___________ мм на участке от км/ПК ________________ до км/ПК _______________ общей протяженностью ____________ м.

Очистка выполнена в соответствии с требованиями стандартов организации ОАО «Газпром», строительных норм и правил, ведомственных строительных норм, проекта, специальной инструкции, согласованной и утвержденной "____"______________20___ г. в установленном порядке способом

___________________________________________________________________________________

(продувки, промывки, протягивания,

___________________________________________________________________________________

вытеснения загрязнения в потоке жидкости, вид рабочей среды - газ, воздух, вода и т.п.)

с пропуском ________________________________________ в количестве ________________ шт.

(указать тип очистного устройства)

Очистка внутренней полости трубопровода производилась до выхода чистого поршня.

Проведена калибровка газопровода калибровочным диском диаметром _____ из ___________

(материал)

толщиной ____ мм.

 

Заключение комиссии: ____________________________________________________________

(указать результаты приемки очистки

___________________________________________________________________________________

полости и калибровки трубопровода, какие последующие работы

___________________________________________________________________________________

разрешается выполнять)

 

Председатель комиссии

 

 

_______________________________________________

_______________

________________

(должность, организация, фамилия, инициалы)

(подпись)

(дата)

Члены комиссии

 

 

_______________________________________________

_______________

________________

(должность, организация, фамилия, инициалы)

(подпись)

(дата)

 

А.3 Форма акта предварительного испытания кранового узла.

 

ОАО «Газпром»

 

 

Эксплуатирующая организация, трест

 

 

____________________________________

 

Строительство (реконструкция, ремонт)

____________________________________

 

__________________________________

 

 

 

СМУ, СУ, ПМК, КТП _________________

 

__________________________________

Участок _____________________________

 

Объект ___________________________

 

 

 

АКТ №

от "___"____________20___ г.

предварительного испытания кранового узла

на ПК/км ________ газопровода ____________________

 

Испытание производилось ___________________________ способом, давлением _____ МПа,

(гидравлическим, пневматическим)

с выдержкой в течение двух часов.

В течение испытательного периода давление замерялось техническими манометрами № ____ или дистанционными приборами № ______________, опломбированными, имеющими паспорта, класс точности приборов ______ со шкалой деления _________________________, поверенными

(не ниже I)                                  (не менее 4/3 от испытательного)

__________ метрологической службой ______________________, зарегистрированной в реестре

(дата)                                                          (наименование организации)

аккредитованных метрологических служб юридических лиц под № ________________.

Крановый узел смонтирован в соответствии с требованиями стандартов организации ОАО «Газпром», строительных норм и правил, проекта.

По окончании испытания на прочность давление снижено до __________ МПа и выполнена проверка на герметичность.

 

Заключение комиссии: ____________________________________________________________

___________________________________________________________________________________

(крановый узел считать выдержавшим испытания, если при осмотре не обнаружены утечки)

 

Председатель комиссии

 

 

_______________________________________________

_______________

________________

(должность, организация, фамилия, инициалы)

(подпись)

(дата)

Члены комиссии

 

 

_______________________________________________

_______________

________________

(должность, организация, фамилия, инициалы)

(подпись)

(дата)

 

А.4 Форма акта предварительного (поэтапного) испытания магистральных газопроводов и их участков категорий В и С

 

ОАО «Газпром»

 

 

Эксплуатирующая организация, трест

 

 

____________________________________

 

Строительство (реконструкция, ремонт)

____________________________________

 

__________________________________

 

 

 

СМУ, СУ, ПМК, КТП _________________

 

__________________________________

Участок _____________________________

 

Объект ___________________________

 

АКТ №

предварительного (поэтапного) испытания

магистральных газопроводов и нх участков категорий В и С

от "___"____________20___ г.

 

Предварительное испытание на прочность и герметичность трубопроводов

___________________________________________________________________________________

(наименование испытываемого участка)

на участке от км/ПК ___________ до км/ПК ____________ общей протяженностью _________ м в __________________ этапа проведено в соответствии с требованиями стандартов организации

(число этапов)

ОАО «Газпром», строительных норм и правил, проекта, специальной инструкции, согласованной и утвержденной "___"___________20___ г.

Испытание на прочность I этапа ____________________________________________________

(указать, на какой стадии строительства)

проведено ___________________ способом ___________________ давлением ____ МПа (кгс/см2)

(гидравлическим/пневматическим)      (испытательная среда)

в течение ______ ч; проверка на герметичность выполнена давлением ______в течение _____ ч.

 

Испытание на прочность II этапа ___________________________________________________

(указать, на какой стадии строительства)

проведено ___________________ способом ___________________ давлением ____ МПа (кгс/см2)

(гидравлическим/пневматическим)      (испытательная среда)

в течение ______ ч; проверка на герметичность выполнена давлением ______в течение _____ ч.

После испытаний было выполнено удаление _____________________ /Стравливание воздуха

(воды, жидкости с пониженной температурой замерзания)

В течение испытательного периода давление замерялось техническими манометрами № ____ или дистанционными приборами № _________, опломбированными, имеющими паспорта, класс точности приборов _____________ со шкалой деления _______________________, поверенными

(не ниже I)                                       (не менее 4/3 от испытательного)

________ метрологической службой ________________________, зарегистрированной в реестре

(дата)                                                           (наименование организации)

аккредитованных метрологических служб юридических лиц под № ________________.

 

Заключение комиссии: ____________________________________________________________

(указать результат испытаний)

___________________________________________________________________________________

 

Председатель комиссии

 

 

_______________________________________________

_______________

________________

(должность, организация, фамилия, инициалы)

(подпись)

(дата)

Члены комиссии

 

 

_______________________________________________

_______________

________________

(должность, организация, фамилия, инициалы)

(подпись)

(дата)

 

А.5 Форма разрешения на испытание КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ.

 

ОАО «Газпром»

 

 

Эксплуатирующая организация, трест

 

 

____________________________________

 

Строительство (реконструкция, ремонт)

____________________________________

 

__________________________________

 

 

 

СМУ, СУ, ПМК, КТП _________________

 

__________________________________

Участок _____________________________

 

Объект ___________________________

 

РАЗРЕШЕНИЕ №

на испытание КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ

от "___"____________20___г.

 

Разрешается приступить к гидравлическим испытаниям на прочность и проверке на герметичность ______________________________________________________________________

название объекта

___________________________________________________________________________________

(указать название среды, используемой для испытания, очистки, промывки и др.)

испытательным давлением ______ МПа (кгс/см2), продолжительностью испытания _____ часов, давлением проверки на герметичность ____________________ МПа (кгс/см2)

с пропуском __________________________ на участках, указываемых на технологической схеме

(при производстве очистки с применением очистных устройств: указать число и тип очистных устройств)

в соответствии с требованиями стандартов организации ОАО «Газпром», строительных норм и правил, специальной инструкции от "____" ____________________ 20___ г., согласованной и утвержденной в установленном порядке.

Подготовительные работы на объекте выполнены в требуемом объеме и в соответствии с проектом.

Газопроводы очищены и из них удалена вода _________________________________________

(указать способы очистки и удаления воды из газопроводов)

Количество остаточной воды не более 0,05 % от объема газопроводов.

_______________________________________________________________________________.

Исполнительная документация проверена и имеется в требуемом объеме.

 

 

Председатель комиссии

 

 

_______________________________________________

_______________

________________

(должность, организация, фамилия, инициалы)

(подпись)

(дата)

Члены комиссии

 

 

_______________________________________________

_______________

________________

(должность, организация, фамилия, инициалы)

(подпись)

(дата)

 

А.6 Форма акта гидравлического (пневматического) испытания на прочность, проверки на герметичность и удаления воды после испытания ЛЧ МГ, технологических трубопроводов и оборудования КС, ДКС, СОГ, СПХГ, ГРС, ГИС и др. объектов МГ.

 

ОАО «Газпром»

 

 

Эксплуатирующая организация, трест

 

 

____________________________________

 

Строительство (реконструкция, ремонт)

____________________________________

 

__________________________________

 

 

 

СМУ, СУ, ПМК, КТП _________________

 

__________________________________

Участок _____________________________

 

Объект ___________________________

 

АКТ №

от "___"______________20___ г.

________________________________________________________________________________

(гидравлического, пневматического)

испытания на прочность, проверки на герметичность и удаления _____________________ после

(воды и др.)

испытания линейной части магистрального газопровода, технологических трубопроводов и оборудования КС, ДКС, СОГ, СПХГ, ГРС, ГИС и др. объектов магистрального газопровода

 

Составлен комиссией, назначенной приказом

___________________________________________________________________________________

(наименование организации)

_____________________ от "___"____________20___ г.

о том, что "___"_____________20___ г. проведено _______________________________________

(пневматическое, гидравлическое)

испытание на прочность _____________________________________________________________

(трубопровода, узла, блока и др.)

на (участке от км _____, ПК _______ до км _____, ПК _____, общей протяженностью _______ м,

площадке_____________________)

в соответствии с требованиями стандартов организации ОАО «Газпром», строительных норм и правил, проекта ____________________________________________________________________

специальной инструкции, согласованной и утвержденной "___"______________20___ г.

Испытание на прочность гидравлическим способом выполнено при давлении в нижней точке __________ МПа (кгс/см2), в верхней точке ______________ МПа (кгс/см2).

Испытание на прочность пневматическим способом выполнено при давлении _____________ МПа (кгс/см2)

Время выдержки под испытательным давлением составило __________________ ч.

В течение испытательного периода давление замерялось техническими манометрами № _______ или дистанционными приборами № ________, опломбированными, имеющими паспорта, класс точности приборов _______ со шкалой деления _______________, поверенными

(не ниже I)                        (не менее 4/3 от испытательного)

___________ метрологической службой _____________________, зарегистрированной в реестре

(дата)                                                           (наименование организации)

аккредитованных метрологических служб юридических лиц под № ________________.

 

Заключение комиссии: ____________________________________________________________

(указать результат испытания)

___________________________________________________________________________________

После завершения испытания на прочность произведена проверка на герметичность давлением Pраб.макс _______________ МПа (кгс/см ) в течение __________ ч

на ________________________________________________________________________________

(участке от км ____, ПК _____ до км _____, ПК _______, общей протяженностью __________ м,

площадке_____________________)

в соответствии с требованиями _______________________________________________________.

СТО Газпром, СНиП, специальной инструкции, согласованной и утвержденной "___"______________20___ г., проекта.

В течение испытательного периода давление замерялось техническими манометрами № ____ или дистанционными приборами № ______________, опломбированными, имеющими паспорта, класс точности приборов _________ со шкалой деления ______________________, поверенными

(не ниже I)                                  (не менее 4/3 от испытательного)

________ метрологической службой ________________________, зарегистрированной в реестре

(дата)                                                          (наименование организации)

аккредитованных метрологических служб юридических лиц под № ________________.

 

Заключение комиссии: ____________________________________________________________

(указать результат проверки на герметичность)

___________________________________________________________________________________

Удаление ________________ после испытания из _____________________________________

(воды и др.)                                                   (газопровода, перемычек, кранового узла,

___________________________________________________________________________________

технологических трубопроводов, оборудования)

проведено в соответствии с требованиями стандартов организации ОАО «Газпром», строительных норм и правил ________________________, проекта _________________________, специальной рабочей инструкции, согласованной и утвержденной "___"_________20___ г. в установленном порядке путем

___________________________________________________________________________________

(пропуска поршней-разделителей, продувки воздухом, слива самотеком и т.д.)

При этом были применены поршни-разделители ______________________________________

_______________________ в количестве ____________ шт.

(указать тип поршня)

Удаление _______________ проводилось до __________________________________________

(воды и др.)                                        (прекращения выхода воды, выхода чистого воздуха)

Стравливание воздуха проводилось _________________________________________________

(указать порядок стравливания воздуха после пневматических испытаний)

 

Заключение комиссии: ____________________________________________________________

(указать результат удаления воды и др., стравливания воздуха

___________________________________________________________________________________

после испытания, какие последующие работы разрешается производить)

 

Председатель комиссии

 

 

_______________________________________________

_______________

________________

(должность, организация, фамилия, инициалы)

(подпись)

(дата)

Члены комиссии

 

 

_______________________________________________

_______________

________________

(должность, организация, фамилия, инициалы)

(подпись)

(дата)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  1  2  3  4  5  ..