Р Газпром 2-2.3-458-2010

  Главная      Учебники - Газпром     

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..   272  273  274  275  276  277  ..

 

 

 

Р Газпром 2-2.3-458-2010

 

 

     РЕКОМЕНДАЦИИ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА "ГАЗПРОМ"

 

 

 ВНУТРИТРУБНАЯ ДИАГНОСТИКА НЕРАВНОПРОХОДНЫХ УЧАСТКОВ ПОДВОДНЫХ ПЕРЕХОДОВ ГАЗОПРОВОДОВ

ОКС 75.200

Дата введения 2011-03-17

 Срок действия - 3 года

 

 Предисловие

1 РАЗРАБОТАНЫ Обществом с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" (ООО "Газпром ВНИИГАЗ")

 

2 ВНЕСЕНЫ Управлением по транспортировке газа и газового конденсата ОАО "Газпром" Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО "Газпром"

 

3 УТВЕРЖДЕНЫ начальником Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО "Газпром" 11 мая 2010 г.

 

4 ВВЕДЕНЫ ВПЕРВЫЕ

 

5 СРОК ДЕЙСТВИЯ 3 года

 

 

 Введение

Настоящие рекомендации разработаны на основании Перечня приоритетных научно-технических проблем ОАО "Газпром" на 2006-2010 гг., утвержденного Председателем Правления ОАО "Газпром" А.Б.Миллером, от 11.10.2005 N 01-106, Программы научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ ОАО "Газпром" на 2008 г., утвержденной Председателем Правления ОАО "Газпром" А.Б.Миллером, от 14.02.2008 N 01-21, а также решения отраслевого совещания "Эксплуатация подводных переходов магистральных газоконденсатопродуктопроводов ОАО "Газпром", Григорчиково, 2004 г. ("О разработке инструкции по внутритрубной дефектоскопии неравнопроходных подводных переходов" (п.2.3)).

 

В настоящих рекомендациях определен порядок организации и проведения работ, обязанности сторон, участвующих в диагностических работах.

 

Настоящие рекомендации разработаны в рамках договора между ОАО "Газпром" и ООО "Газпром ВНИИГАЗ" от 18.11.2007 N 1160-08-1.

 

Настоящие рекомендации разработаны с участием специалистов:

 

- Управления по транспорту газа и газового конденсата ОАО "Газпром" (А.Н.Колотовский, С.А.Ермолаев);

 

- ООО "Газпром ВНИИГАЗ" (В.В.Аладинский, А.Г.Малков, А.А.Трохов, С.В.Покровский, Н.М.Чижов, П.В.Вяткин, П.В.Неушкин, А.И.Казанкова);

 

- ООО "Спецподводремонт" (В.В.Пасхин, О.В.Орлова);

 

- ООО "Подводгазэнергосервис" (С.С.Фесенко, В.Н.Шалагин);

 

- ЗАО "Газприборавтоматикасервис" (А.И.Синев, Д.Ю.Братчиков, А.К.Морозов, В.Б.Никишин, П.В.Герасин).

 

 

      1 Область применения

1.1 Действие настоящих рекомендаций распространяется на диагностическое обследование неравнопроходных участков подводных переходов магистральных газопроводов диаметром от 530 до 1420 мм включительно, оборудованных или не оборудованных стационарными узлами пуска и приема внутритрубных устройств, включающее очистку внутренней полости, внутритрубную дефектоскопию.

 

1.2 Настоящие рекомендации определяют порядок организации и проведения внутритрубной диагностики при оценке состояния неравнопроходных участков подводных переходов магистральных газопроводов с использованием комплекса внутритрубных инспекционных снарядов.

 

1.3 Настоящие рекомендации устанавливают требования к диагностическому оборудованию и средствам технического обеспечения, применяемым при проведении внутритрубной диагностики.

 

1.4 Настоящие рекомендации предназначены для применения структурными подразделениями, дочерними обществами и организациями ОАО "Газпром", а также организациями, выполняющими по соответствующим договорам работы по технической диагностике магистральных газопроводов ОАО "Газпром".

 

 

      2 Нормативные ссылки

В настоящих рекомендациях использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

 

ГОСТ 27.002-89 Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения

 

ГОСТ Р 12.3.048-2002 Система стандартов безопасности труда. Строительство. Производство земляных работ способом гидромеханизации. Требования безопасности

 

ГОСТ Р 12.4.026-2001 Система стандартов безопасности труда. Цвета сигнальные, знаки безопасности и разметка сигнальная. Назначение и правила применения. Общие технические требования и характеристики. Методы испытаний

 

ГОСТ Р 51330.0-99 Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 0. Общие требования

 

ГОСТ Р 51330.11-99 Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 12. Классификация смесей газов и паров с воздухом по безопасным экспериментальным максимальным зазорам и минимальным воспламеняющим токам

 

СТО Газпром 2-2.3-095-2007* Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО "Газпром". Методические указания по диагностическому обследованию линейной части магистральных газопроводов

________________

* Документ, упомянутый здесь и далее по тексту, является авторской разработкой. За дополнительной информацией обратитесь по ссылке. - Примечание изготовителя базы данных.

           

СТО Газпром 2-2.3-231-2008* Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО "Газпром". Правила производства работ при капитальном ремонте линейной части магистральных газопроводов ОАО "Газпром"

________________

* Документ, упомянутый здесь и далее по тексту, является авторской разработкой. За дополнительной информацией обратитесь по ссылке. - Примечание изготовителя базы данных.

           

СТО Газпром 2-2.3-292-2009* Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО "Газпром". Правила определения технического состояния магистральных газопроводов по результатам внутритрубной инспекции

________________

* Документ, упомянутый здесь и далее по тексту, является авторской разработкой. За дополнительной информацией обратитесь по ссылке. - Примечание изготовителя базы данных.

           

СТО Газпром 2-3.5-032-2005* Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО "Газпром". Положение по организации и проведению контроля за соблюдением требований промышленной безопасности и обеспечением работоспособности объектов единой системы газоснабжения ОАО "Газпром"

________________

* Документ, упомянутый здесь и далее по тексту, является авторской разработкой. За дополнительной информацией обратитесь по ссылке. - Примечание изготовителя базы данных.

           

СТО Газпром 2-3.5-034-2005* Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО "Газпром". Типовая инструкция выполнения работ по пропуску очистных устройств и средств внутритрубной дефектоскопии с использованием временных узлов пуска и приема

________________

* Документ, упомянутый здесь и далее по тексту, является авторской разработкой. За дополнительной информацией обратитесь по ссылке. - Примечание изготовителя базы данных.

           

СТО Газпром 2-3.5-046-2006* Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО "Газпром". Порядок экспертизы технических условий на оборудование и материалы, аттестации технологий и оценки готовности организаций к выполнению работ по диагностике и ремонту объектов транспорта газа ОАО "Газпром"

________________

* Документ, упомянутый здесь и далее по тексту, является авторской разработкой. За дополнительной информацией обратитесь по ссылке. - Примечание изготовителя базы данных.

           

СТО Газпром 2-3.5-354-2009* Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО "Газпром". Порядок проведения испытаний магистральных газопроводов в различных природно-климатических условиях

________________

* Документ, упомянутый здесь и далее по тексту, является авторской разработкой. За дополнительной информацией обратитесь по ссылке. - Примечание изготовителя базы данных.

           

СТО Газпром 14-2005* Типовая инструкция по безопасному проведению огневых работ на газовых объектах ОАО "Газпром"

________________

* Документ, упомянутый здесь и далее по тексту, является авторской разработкой. За дополнительной информацией обратитесь по ссылке. - Примечание изготовителя базы данных.

           

СТО Газпром 9.0-001-2009* Защита от коррозии. Основные положения

________________

* Документ, упомянутый здесь и далее по тексту, является авторской разработкой. За дополнительной информацией обратитесь по ссылке. - Примечание изготовителя базы данных.

           

СТО Газпром 9.2-002-2009* Защита от коррозии. Электрохимическая защита. Основные требования

________________

* Документ, упомянутый здесь и далее по тексту, является авторской разработкой. За дополнительной информацией обратитесь по ссылке. - Примечание изготовителя базы данных.

           

Примечание - При пользовании настоящими рекомендациями целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по соответствующим указателям, составленным на 1 января текущего года, и информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящими рекомендациями следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

 

 

      3 Термины, определения и сокращения

3.1 В настоящих рекомендациях применены следующие термины с соответствующими определениями и сокращениями:

 

 

3.1.1 внутритрубная дефектоскопия; ВТД: Определение технического состояния газопровода на основе информации о дефектах, выявленных в результате пропуска по нему внутритрубных снарядов-дефектоскопов.

 

 

 

[СТО Газпром 2-3.5-354-2009, пункт 3.4]

 

 

 

 

3.1.2 диагностическая бригада: Группа специалистов по техническому диагностированию.

 

 

 

[СТО Газпром 2-2.3-095-2007, пункт 3.1.11]

 

 

 

 

3.1.3 контроль технического состояния: Проверка соответствия технического состояния объекта требованиям нормативной документации и определение на этой основе одного из заданных видов технического состояния в данный момент времени.

 

 

 

[СТО Газпром 2-2.3-095-2007, пункт 3.1.6]

 

 

 

 

3.1.4 магистральный газопровод; МГ: Комплекс производственных объектов, обеспечивающих транспорт природного или попутного нефтяного газа, в состав которого входят однониточный газопровод, компрессорные станции, установки дополнительной подготовки газа (например, перед морским участком), участки с лупингами, переходы через водные преграды, запорная арматура, камеры приема и запуска очистных устройств, газораспределительные станции, газоизмерительные станции, станции охлаждения газа.

 

 

 

[СТО Газпром 2-2.1-249-2008, пункт 3.17]

 

 

 

3.1.5 проект производства работ; ППР: Проект, определяющий технологию, сроки выполнения и порядок обеспечения ресурсами строительно-монтажных работ и служащий основным руководящим документом при организации производственных процессов по возведению системы, объекта или их частей.

 

3.1.6 система технического диагностирования линейной части магистральных газопроводов: Совокупность средств, объектов и исполнителей, необходимых для проведения диагностического обслуживания линейной части магистральных газопроводов в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-095.

 

3.1.7 специализированная организация: Организация, допущенная в установленном порядке к выполнению подрядных работ или услуг по соответствующим договорам с ОАО "Газпром".

 

 

3.1.8 специалист по техническому диагностированию: Технический специалист специализированной организации, имеющий необходимые полномочия, квалификацию и средства для выполнения работ по техническому диагностированию, в том числе с применением внутритрубных дефектоскопов.

 

 

 

[СТО Газпром 2-2.3-095-2007, пункт 3.1.12]

 

 

 

 

3.1.9 техническое диагностирование (диагностирование): Процесс определения технического состояния объекта технического диагностирования с определенной точностью, результатом которого является заключение о техническом состоянии объекта технического диагностирования с указанием, при необходимости, места, вида и причины дефекта (дефектов).

 

 

 

[СТО Газпром 2-2.3-095-2007, пункт 3.1.7]

 

 

 

 

3.1.10 техническое состояние объекта: Состояние объекта, которое характеризуется в определенный момент времени при определенных условиях внешней среды значениями параметров, установленных нормативно-технической документацией.

 

 

 

[СТО Газпром 2-2.3-095-2007, пункт 3.1.5]

 

 

 

3.1.11 филиал эксплуатирующей организации: Подразделение эксплуатирующей организации, выполняющее аварийно-восстановительные работы и осуществляющее эксплуатацию магистральных газопроводов (линейной части и компрессорных станций, подземных хранилищ газа и т.д.).

 

 

3.1.12 эксплуатирующая организация: Юридическое лицо, осуществляющее эксплуатацию объектов транспорта газа ОАО "Газпром".

 

 

 

[СТО Газпром 2-2.3-095-2007, пункт 3.1.1]

 

 

 

3.2 В настоящих рекомендациях применены следующие сокращения:

 

ВГУ - временное герметизирующее устройство;

 

ВИС - внутритрубный инспекционный снаряд;

 

ВТД - внутритрубная диагностика;

 

ВТУ - внутритрубное устройство;

 

ДО - дочернее общество ОАО "Газпром";

 

ЕСГ - Единая система газоснабжения;

 

ЛЧ - линейная часть магистрального газопровода;

 

МГ - магистральный газопровод;

 

НД - нормативный документ;

 

НК - неразрушающий контроль;

 

СКО - среднее квадратичное отклонение;

 

ССД "Инфотех" - система сбора, передачи, обработки и хранения данных о технологических объектах добычи, транспорта и подземного хранения газа ЕСГ;

 

ПП - подводный переход магистрального газопровода;

 

ЭО - эксплуатирующая организация.

 

 

      4 Порядок организации и проведения работ

 

 

      4.1 Порядок организации работ

4.1.1 Техническое диагностирование ПП МГ является элементом (составной частью) системы технического диагностирования МГ ОАО "Газпром".

 

4.1.2 При проведении работ по техническому диагностированию ПП МГ ОАО "Газпром" обеспечивается взаимодействие следующих участников системы технического диагностирования МГ ОАО "Газпром":

 

- руководящего органа системы технического диагностирования МГ ОАО "Газпром" (далее - руководящий орган);

 

- эксплуатирующей организации;

 

- специализированной организации, выполняющей комплекс работ по техническому диагностированию (далее - исполнитель);

 

- организации, ответственной за корпоративную систему сбора, передачи, обработки и хранения данных о технологических объектах добычи, транспорта и подземного хранения газа ЕСГ (ССД "Инфотех") (далее - аналитический центр);

 

- контрольных органов ОАО "Газпром";

 

- головных экспертных организаций, определенных порядком, установленным СТО Газпром 2-3.5-046 (при необходимости);

 

- научно-исследовательских и проектных организаций (при необходимости).

 

4.1.3 Руководящий орган осуществляет:

 

- формирование концепции целостности, стратегии диагностического обслуживания и планирования диагностических работ и программы развития системы технического диагностирования ПП МГ;

 

- анализ технического состояния ПП МГ на основе результатов технического диагностирования ПП МГ и планирование управленческих решений по инвестициям в капитальный ремонт и реконструкцию ПП МГ;

 

- координацию работ по обеспечению эксплуатационной надежности ПП МГ;

 

- прием и анализ заявок на проведение технического диагностирования ПП МГ;

 

- утверждение годового плана работ ОАО "Газпром" по техническому диагностированию ПП МГ;

 

- обобщение и анализ информации по результатам технического диагностирования ПП МГ;

 

- контроль за выполнением плана работ по техническому диагностированию ПП МГ.

 

4.1.4 Функции руководящего органа ОАО "Газпром" осуществляет Департамент по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО "Газпром".

 

4.1.5 ЭО осуществляет:

 

- формирование и передачу заявок на проведение технического диагностирования ПП МГ в руководящий орган для разработки годового плана работ по техническому диагностированию ПП МГ;

 

- подготовку ПП МГ к техническому диагностированию;

 

- обеспечение безопасного проведения работ при техническом диагностировании ПП МГ;

 

- оперативный контроль за выполнением работ по техническому диагностированию ПП МГ в соответствии с положениями раздела 11 настоящих рекомендаций;

 

- определение технического состояния ПП МГ по результатам ВТД в соответствии с требованиями СТО Газпром 2-2.3-292;

 

- оформление заключений о техническом состоянии ПП МГ по результатам ВТД и предоставление информации по результатам технического диагностирования в аналитический центр согласно порядку, установленному Регламентом [1].

 

4.1.6 Исполнитель осуществляет:

 

- поиск и апробацию новых методов и средств технического диагностирования;

 

- выполнение технического диагностирования ПП МГ в соответствии с планом проведения диагностики трубопроводов;

 

- представление результатов диагностирования ПП МГ ЭО в порядке, установленном СТО Газпром 2-2.3-095.

 

4.1.7 Аналитический центр осуществляет:

 

- развитие и ведение (поддержание в рабочем состоянии и наполнение сведениями о результатах ремонтов, инспекции и диагностики ПП МГ) ССД "Инфотех" и организацию доступа к ней;

 

- разработку форм отчетности по структурным элементам ПП МГ, которые содержат полную информацию обо всех работах, проводимых на них за весь период эксплуатации, и их фактическом техническом состоянии;

 

- составление годовых отчетных справок для руководящего органа о техническом состоянии структурных элементов ПП МГ;

 

- формирование предложений для руководящего органа по плану проведения технического диагностирования ПП МГ.

 

Примечание - В соответствии с решением протокола совещания по системе сбора, обработки и хранения данных о технологических объектах системы транспорта газа (утвержден ОАО "Газпром" 24.09.2001) обязанности по сбору, систематизации и хранению информации о технологических объектах транспорта и хранения газа возложены на ДОАО "Оргэнергогаз".

 

4.1.8 Контрольные органы ОАО "Газпром" осуществляют корпоративный контроль за проведением работ по техническому диагностированию ПП МГ ОАО "Газпром" в соответствии с требованиями СТО Газпром 2-3.5-032.

 

4.1.9 Головные экспертные организации осуществляют экспертизу технических условий на оборудование и материалы, аттестацию технологий и оценку готовности организаций к выполнению работ по диагностике объектов транспорта газа ОАО "Газпром" согласно требованиям СТО Газпром 2-3.5-046.

 

4.1.10 Научно-исследовательские и проектные организации осуществляют:

 

- научное обеспечение диагностических работ;

 

- подготовку НД по техническому диагностированию ПП МГ;

 

- разработку НД по анализу результатов технического диагностирования ПП МГ;

 

- анализ перспектив развития технологий технического диагностирования ПП МГ;

 

- прогноз технического состояния ПП МГ и выдачу рекомендаций по повышению надежности и безопасности их дальнейшей эксплуатации совместно с представителями ЭО.

 

 

      4.2 Порядок проведения работ

4.2.1 В состав работ по ВТД входят:

 

- подготовительные работы;

 

- работы по техническому диагностированию;

 

- заключительные работы по восстановлению участка ПП после проведения работ по ВТД.

 

4.2.2 Техническое диагностирование ПП МГ осуществляют исполнители, удовлетворяющие требованиям, предъявляемым к исполнителям работ, приведенным в разделе 10 настоящих рекомендаций.

 

4.2.3 Техническое диагностирование ПП МГ осуществляется с помощью оборудования и средств технического обеспечения, удовлетворяющих требованиям, приведенным в разделах 8 и 9 соответственно настоящих рекомендаций.

 

 

      5 Подготовительные работы

5.1 На ПП МГ, планируемый к ВТД, ЭО составляются и предоставляются исполнителю следующие документы:

 

- опросный лист для диагностического обследования внутритрубными инспекционными снарядами, составленный по форме, приведенной в приложении А;

 

- копию организационно-распорядительного документа о назначении ответственного представителя ЭО, отвечающего за выполнение работ по техническому диагностированию ПП МГ, а также за безопасное проведение работ с учетом положений раздела 11 настоящих рекомендаций;

 

- акт о готовности ПП МГ к диагностированию, оформленный в соответствии с требованиями РД 51-2-97* [2];

________________

* Документ является авторской разработкой. За дополнительной информацией обратитесь по ссылке, здесь и далее по тексту. - Примечание изготовителя базы данных.

           

- типовой проект договора на производство работ по техническому диагностированию;

 

- разрешение на производство работ в охранной зоне МГ, оформленного в установленном порядке по форме, приведенной в приложении Б;

 

- акт-допуск на производство работ на ПП МГ, составленный по форме, приведенной в приложении В.

 

5.2 Опросный лист представляет собой перечень сведений о ПП МГ, заполненный ЭО на основании проектной, исполнительной и эксплуатационной документации. Опросный лист подписывается главным инженером ЭО или филиала ЭО.

 

5.3 До оформления разрешения на производство работ в охранной зоне МГ исполнитель представляет на согласование ППР, разработанный в соответствии с требованиями СНиП 12-01-2004 [3], Инструкции [4], СП 12-136-2002 [5], ВСН 51-1-80 [6], ВРД 39-1.10-006-2000* [7].

________________

* Документ не действует. Действует СТО Газпром 2-3.5-454-2010, здесь и далее по тексту. - Примечание изготовителя базы данных.

                

5.4 В ППР приводятся следующие основные разделы:

 

- краткая характеристика объекта, опросный лист участков производства работ;

 

- организация и порядок проведения работ;

 

- план и календарный график проведения работ;

 

- список привлекаемых сторонних организаций;

 

- потребность в специальных механизмах и спецоборудовании;

 

- разрешительные документы на право пользования земельными участками;

 

- охрана окружающей среды, сбор и вывоз отходов производства с передачей для размещения (утилизации) на территориях ЭО;

 

- безопасность проведения работ.

 

5.5 В ППР указывают максимальную протяженность инспектируемого участка ПП МГ с нанесением на исполнительные чертежи мест экскавации и врезок временных камер запуска и приема ВИС.

 

5.6 После подписания договора на производство работ по техническому диагностированию исполнителем издается организационно-распорядительный документ о начале проведения работ с назначением ответственных лиц в согласованные с ЭО сроки.

 

5.7 Подготовительные работы непосредственно на объекте при выполнении ВТД производятся ЭО с учетом требований СТО Газпром 14 и включают следующие основные этапы:

 

- отключение и освобождение диагностируемого участка ПП МГ от газа (закрытие кранов по берегам и стравливание газа через свечу с последующей проверкой остаточного давления);

 

- вскрытие участка ПП МГ от грунта до нижней образующей трубы (не менее 150 м от уреза левого берега и 150 м от уреза правого берега*);

_______________

* Места обустройства котлованов рассматриваются на месте по каждой нитке индивидуально с учетом местных условий (заболоченность и пр.) и ориентированием на максимально возможное расстояние для проведения ВТД.

 

- измерение загазованности воздуха рабочей зоны;

 

- вырезку технологических отверстий и установку ВГУ;

 

- приварку к ПП МГ со стороны линейных крановых узлов сферических заглушек;

 

- продувку участка ПП МГ;

 

- установку на концевых участках обследуемого ПП МГ лотков для пуска-приема ВИС;

 

- привязку точек начала и окончания инспектируемого участка средствами системы спутникового позиционирования к опорным геодезическим пунктам и наземным элементам ПП МГ (крановые узлы и др.);

 

- углубление котлована на 1,0 м ниже нижней образующей на обоих берегах (котлованы длиной не менее 7 м, шириной не менее 5 м и откосами 1:2);

 

- укладку на дно котлована деревянных щитов (со стороны лотка приема под щиты укладывается полиэтиленовая пленка);

 

- оснащение котлована маршевыми лестницами;

 

- установку на противоположных берегах тяговой и возвратной лебедок.

 

5.8 Места шурфовок и разрезки ПП МГ для изготовления лотков пуска-приема или монтажа временных камер пуска и приема определяются ЭО и исполнителем совместно непосредственно на объекте.

 

5.9 При выборе мест шурфования исключается возможность подтопления шурфов, в ином случае предусматривают мероприятия по отводу воды.

 

5.10 Лотки пуска-приема представляют собой участки трубы, разрезанные ниже боковой образующей. Рекомендуемая схема изготовления лотков представлена в приложении Г.

 

5.11 Приемный лоток изготавливают более длинным по сравнению с пусковым для устранения контакта троса с торцом лотка при протягивании ВИС и обеспечении своевременной остановки лебедки при выходе ВИС из трубы в лоток.

 

5.12 В приемном лотке предусматривают отверстие для отвода и утилизации жидких загрязнений, выносимых из трубы ПП ВИС.

 

5.13 Переезды через МГ обустраивают в соответствии с требованиями СНиП III-42-80 [8], ВСН 51-1-80 [6].

 

5.14 Работы по устройству переезда начинают с разметки его границ в присутствии представителя ЭО. Далее из песчаного грунта устраивают переезд с выравниванием его откосов и укладывают железобетонные плиты. До полного устройства переезда запрещается движение через действующий МГ любого вида транспорта. В 5 м от оси трубы МГ с двух сторон выставляются предупреждающие знаки с надписями: "Газ!", "С огнем не подходить!". В 50-100 м от переезда с двух сторон устанавливают указатели переезда через МГ или используют существующие переезды.

 

5.15 Разработку грунта на береговых участках прибрежной и береговой зоны ПП МГ осуществляют экскаватором с перемещением разработанного грунта во временный отвал бульдозером. Грунт, извлеченный из траншей, укладывают в отвал с одной стороны траншеи, оставляя проезд шириной 4 м для передвижения техники.

 

5.16 Земляные работы по 2 м в каждую сторону от оси пересечения с подземными коммуникациями производятся вручную в присутствии представителей организаций, эксплуатирующих данные коммуникации, в соответствии с ВСН 51-1-80 [6].

 

5.17 Во избежание обвала вынутого грунта в траншею, а также обрушения стенок траншеи основание отвала вынутого грунта располагают на расстоянии не менее 0,5 м от края траншеи.

 

Производство земляных работ осуществляют с учетом требований ГОСТ Р 12.3.048.

 

5.18 Перед проведением работ по ВТД выполняют приборное определение фактического планового и высотного положения инспектируемой нитки ПП с выпуском продольного профиля и нанесением на него мест запуска и приема средств диагностики для последующего использования схем и профилей при устранении выявленных инспекцией дефектов.

 

5.19 При наличии всех документов, выполнении всех мероприятий и требований исполнитель приступает к работам по техническому диагностированию.

 

 

      6 Работы по техническому диагностированию

 

 

      6.1 Основные этапы работ при дефектоскопии подводных переходов магистральных газопроводов

6.1.1 Основные этапы работ при проведении ВТД следующие:

 

- этап 1 - очистка полости диагностируемого участка до установленной степени чистоты ВТУ;

 

- этап 2 - запасовка и последовательный пропуск снаряда-профилемера, снаряда-дефектоскопа;

 

- этап 3 - экспресс-анализ полученных данных с указанием координат точек пуска и приема снаряда (оформляется по формам, приведенным в приложениях Д, Е);

 

- этап 4 - запасовка и пропуск стресс-коррозионного снаряда;

 

- этап 5 - анализ полученных результатов технического диагностирования совместно с ответственным представителем заказчика и принятие решения о завершении работ.

 

 

      6.2 Очистка полости трубопровода

6.2.1 Протягивание тягового каната

 

6.2.1.1 На пусковой лоток устанавливается самоходное устройство (робот) со снаряженной видеоаппаратурой. С его помощью осуществляют протягивание стального каната-проводника через диагностируемый участок ПП.

 

6.2.1.2 Для облегчения прохождения диагностируемого участка ПП роботом, учитывая условия местности (горная, равнинная и т.д.), робот пускают под уклон.

 

6.2.1.3 Диаметр и весовые характеристики каната-проводника должны соответствовать номинальной мощности используемого робота, чтобы обеспечить его беспрепятственное прохождение по всей длине диагностируемого участка.

 

6.2.1.4 При помощи троса-проводника вытягивают трос возвратной лебедки, после чего возвратная лебедка вытягивает основной трос тяговой лебедки.

 

6.2.1.5 Тяговое усилие лебедки, обеспечивающее беспрепятственное последовательное протягивание снаряда-скребка и всех диагностических снарядов, рассчитывают по установленной методике.

 

6.2.1.6 Видеоаппаратуру, установленную на роботе, регулируют для съемки внутренней полости трубы, после чего выполняют его запуск на противоположный берег. При перемещении устройства по всей длине подводного перехода осуществляют видеозапись. При этом на максимально возможном расстоянии видеозапись внутренней полости трубы рекомендуется обеспечить в режиме реального времени.

 

6.2.1.7 После выхода робота на противоположный берег просматриваются результаты видеозаписи на определение проходимости ВИС (отсутствие посторонних предметов, вмятин, косых стыков). По результатам видеозаписи приступают к проведению очистки полости и диагностического обследования ПП МГ.

 

6.2.1.8 Конец каната-проводника открепляют от самоходного устройства и закрепляют на барабане тяговой лебедки. Противоположный конец, расположенный на берегу, откуда началась протяжка, закрепляют к основному тяговому канату и осуществляют его вытягивание через диагностируемый участок ПП.

 

6.2.1.9 После протяжки основного каната свободный его конец, находящийся на берегу, с которого начиналась протяжка, закрепляют за тяговое устройство снаряда-скребка, а с обратной стороны снаряда закрепляют канат, с помощью которого будет осуществлено вытягивание основного тягового каната после прохождения снарядом-скребком диагностируемого участка ПП.

 

6.2.1.10 Свободный конец каната, предназначенного для обратного вытягивания основного каната, закрепляют на барабане возвратной лебедки и фиксируют его тормозным механизмом с целью предотвращения возможного несанкционированного движения снаряда.

 

6.2.2 Пропуск внутритрубных устройств для очистки полости трубы

 

6.2.2.1 Перед началом пропуска скребков для очистки полости трубы ПП МГ убеждаются в надежности креплений всех тяговых элементов системы.

 

6.2.2.2 Получают разрешение ответственного лица на разблокировку барабана тяговой лебедки.

 

6.2.2.3 Последовательно запасовывают снаряд-скребок, магнитный очистной поршень и протягивают их с помощью тяговой лебедки со скоростью, рекомендуемой в инструкции по их эксплуатации.

 

6.2.2.4 Все отходы, получаемые в результате очистки полости, собирают в специальную емкость, установленную под лотком приема.

 

6.2.2.5 Самоходное устройство, обеспечивающее протяжку троса-проводника, используют во взрывозащищенном варианте согласно с требованиями ГОСТ Р 51330.0.

 

6.2.2.6 Перед проведением пропуска самоходного устройства осуществляют вытеснение остатков газа воздухом согласно СТО Газпром 14.

 

6.2.2.7 Трубу ПП МГ очищают до тех пор, пока очистным скребком не будет выноситься не более 0,01 м жидкости и 1,0 кг твердых включений.

 

 

      6.3 Пропуск диагностических снарядов с использованием тягового каната

6.3.1 Диагностику ПП методом протаскивания ВИС с помощью тягового каната проводят с помощью каната, применявшегося при очистке полости трубы ПП МГ.

 

6.3.2 Технологическая последовательность пропуска ВИС при проведении работ по техническому диагностированию приведена в 6.1 настоящих рекомендаций.

 

 

      6.4 Пропуск внутритрубных устройств с использованием временных узлов пуска и приема

6.4.1 К началу работ по пропуску ВТУ на диагностируемом участке ПП МГ временные узлы пуска и приема врезаны и соединяются временной обвязкой линейных кранов, устанавливаются свечи на прилегающих участках.

 

6.4.2 На прилегающих участках МГ перед узлом пуска и после узла приема устанавливаются стандартные приварные заглушки.

 

6.4.3 Газ из временных камер, обвязки и участка МГ между камерами удаляется до концентрации, не допускающей образования взрывоопасных смесей, классификация и состав которых регламентирован ГОСТ Р 51330.11.

 

6.4.4 Технологией пропуска ВТУ определяется подготовка участка ПП МГ, т.е. заполнение его газом, подготовка временной камеры пуска и временной камеры приема для пуска и приема ВТУ, собственно запасовка ВТУ в камеру, пуск их из камеры, движение по участку ПП МГ, прием их в камеру, выемка из камеры и приведение камер в исходное состояние готовности к пропуску очередного снаряда.

 

6.4.5 В ходе движения ВТУ по диагностируемому участку его скорость регулируют кранами, установленными на временной камере пуска, а также за счет отбора газа через краны, установленные на камере приема.

 

6.4.6 Посты на трассе участка ПП МГ своевременно сообщают ответственному руководителю работ о прохождении ВТУ для последующего уточнения скорости его движения.

 

6.4.7 На последних 2-3 км перед камерой приема скорость движения снижают за счет уменьшения перепада давления на ВТУ, путем отбора или прикрытием крана на камере приема. Снижение скорости движения ВТУ перед камерой производится с целью плавного и мягкого приема его в камеру.

 

6.4.8 Всю технологическую последовательность работ по диагностике неравнопроходных участков ПП МГ отражают в инструкции по проведению внутритрубной дефектоскопии с использованием временных узлов приема-пуска, разрабатываемой в подразделениях заказчика в соответствии с требованиями СТО Газпром 2-3.5-034.

 

6.4.9 Технологическая последовательность пропуска ВТУ, в том числе ВИС, при проведении работ по техническому диагностированию приведена в 6.1 настоящих рекомендаций.

 

 

      7 Восстановление участка подводного перехода после проведения работ по внутритрубной диагностике

7.1 Завершающие работы по восстановлению участка ПП МГ включают:

 

- вварку катушки;

 

- контроль сварных соединений;

 

- изоляционные работы;

 

- земляные работы по подбивке грунта под трубу и ее засыпке, кроме мест, где были предусмотрены технологические отверстия;

 

- вытеснение газовоздушной смеси;

 

- заварку технологических отверстий;

 

- контроль сварных соединений заварки технологических отверстий;

 

- изоляцию и засыпку технологических отверстий;

 

- заполнение газопровода газом.

 

7.2 Завершающие работы по восстановлению участка ПП МГ после проведения ВТД производит ЭО в соответствии с ВРД 39-1.10-006-2000 [7], СТО Газпром 14, СТО Газпром 9.0-001, СТО Газпром 9.2-002.

 

7.3 Состав и порядок проведения завершающих работ определяется планом организации и проведения огневых работ, оформленным по форме, представленной в приложении Ж.

 

 

      8 Требования к диагностическому оборудованию

 

 

      8.1 Общие требования к оборудованию для обнаружения и измерения параметров дефектов

8.1.1 ВИС обеспечивается сплошной контроль обследуемого ПП по всему периметру трубы.

 

8.1.2 ВИС обеспечивается регистрация и хранение информации, зафиксированной по всей длине ПП. Магнитные снаряды комплекса ВИС обеспечивают регистрацию стационарных маркерных накладок или маркерных магнитов, являющихся элементами обустройства МГ и служащих реперными точками для привязки обнаруженных дефектов к трассе ПП.

 

8.1.3 Каждый ВИС оснащают одометрическим устройством, обеспечивающим измерение пути, пройденного дефектоскопом по ПП, и измерительной системой для определения угловой ориентации выявляемых дефектов и особенностей ПП относительно его вертикальной оси.

 

8.1.4 В паспортных характеристиках ВИС или диагностического комплекса в целом указывают:

 

- состав обнаруживаемых дефектов и особенностей труб ПП МГ, погрешности измерения их геометрических параметров;

 

- погрешности определения положения дефектов и особенностей труб ПП МГ (по длине и угловому положению относительно вертикальной оси);

 

- возможность распознавания и определения внутренних или внешних дефектов, местоположения поперечных и продольных сварных швов;

 

- минимальное проходное сечение труб ПП МГ, преодолеваемое ВИС;

 

- минимальный радиус поворота ПП (цельнотянутого колена трубы), проходимый ВИС;

 

- максимально допустимое рабочее давление транспортируемой среды в ПП МГ;

 

- диапазон рабочих скоростей при пропусках ВИС по ПП МГ;

 

- диапазон температур эксплуатации ВИС.

 

8.1.5 Согласно Временным техническим требованиям [9], проведение работ по ВТД выполняются с применением комплексов технических средств, выявляющих все опасные и потенциально опасные дефекты и повреждения ПП МГ:

 

- дефекты геометрии и особенности трубы ПП МГ (вмятины, гофры, овальности поперечного сечения, выступающие внутрь трубы элементы арматуры, врезки и т.д.), ведущие к уменьшению проходного сечения и влияющие на его прочность;

 

- дефекты потери металла, уменьшающие толщину стенки трубы ПП МГ (общая коррозия, коррозионные язвы, царапины, механические вырывы и задиры металла и т.п.), а также расслоения и включения в стенке трубы;

 

- поперечные трещины в теле трубы, трещины и трещиноподобные дефекты в кольцевых сварных соединениях;

 

- продольные трещины и канавки в теле трубы, продольные трещины и трещиноподобные дефекты в продольных сварных швах.

 

8.1.6 Допускается снижение требований к точности определения геометрических параметров и глубины выявляемых дефектов при проведении ВТД:

 

- при контроле бесшовных труб;

 

- в зонах термического влияния кольцевых сварных швах (размер зоны влияния кольцевого шва устанавливается в пределах ±50 мм от центра шва);

 

- в зонах влияния металлических пригрузов, внешних опор, кожухов (защитных патронов), ремонтных муфт и других подобных особенностей ПП.

 

Точность определения геометрических параметров и минимальную глубину выявляемых дефектов оговаривают в отчетных данных.

 

 

      8.2 Технические характеристики диагностического оборудования

8.2.1 ВИС высокого разрешения для обнаружения и определения размеров дефектов потери металла, трещин различной ориентации в сварных соединениях и металле труб, дефектов сварных швов по точности определения геометрических параметров и минимальной глубины выявляемых дефектов должны удовлетворять Временным техническим требованиям [9].

 

8.2.2 Технические требования к точности определения геометрических параметров и минимальной глубине дефектов геометрии труб ПП МГ приведены в таблице 1.

 

Таблица 1 - Технические требования к точности определения геометрических параметров и минимальной глубине дефектов геометрии труб

 

 

 

 

 

Аномалия

 

Порог обнаружения по основному параметру

 

Погрешность

 

 

 

 

 

 

 

измеряемый параметр

 

 

ориентация ()

 

 

Отклонения по внутреннему диаметру

 

 

±0,6% 

 

±0,3% 

 

 

-

 

Овальность

 

 

1%

 

 

±2%

 

±12°

 

Вмятины или гофры

 

6 мм 

 

Глубина (): ±3 мм;

 длина (): ± 20 мм;

 ширина (): ±40 мм

 

 

±12°

 

Провис корня кольцевого шва [>50 мм] 

 

2 мм 

 

Глубина (): ±1 мм;

 длина (): ±10 мм

 

 

±12°

 

Радиусы кривизны оси трубы ПП

 

 

 

 

±10% 

 

-

 

Угол искривления осевой линии трубы ПП на каждом кольцевом шве

 

 

 

СКО 0,5°

 

-

 

Определение овальности производится по формуле: [%].

 

Глубина вмятины.

 

Высота провиса корня сварного шва.

 

Длина дефекта вдоль оси сварного шва.

 

 

 

8.2.3 Точность определения геометрических параметров и минимальной глубины выявляемых дефектов, получаемых при комплексной обработке данных дефектоскопов продольного и поперечного намагничивания, регламентирована Временными техническими требованиями [9] и приведена в таблице 2.

 

Таблица 2 - Точность определения геометрических параметров в зависимости от глубины дефекта

 

 

 

 

 

 

Тип потери металла

 

Минимальная глубина дефекта, обнаруживаемого при доверительном уровне 90% (POD)

 

Погрешность определения геометрических параметров дефекта с достоверностью 80%

 

 

 

 

 

 

 

глубина

 

длина

 

ширина

 

Общая коррозия

 

 

0,05 

 

±0,1 

 

±15 мм

 

±15 мм

 

Каверна

 

 

0,1 

 

±0,1 

 

±15 мм

 

±15 мм

 

Язва

 

 

0,1 

 

±0,1 

 

±10 мм

 

±15 мм

 

Продольная канавка

 

 

0,1 

 

±0,1 

 

±15 мм

 

±20 мм

 

Поперечная канавка

 

 

0,1 

 

±0,1 

 

±15 мм

 

±20 мм

 

 

8.2.4 Технические характеристики диагностического оборудования при исследовании дефектов типа "трещина" регламентированы Временными техническими требованиями [9] и приведены в таблице 3.

 

Таблица 3 - Технические характеристики диагностического оборудования при обследовании дефектов типа "трещина"

 

 

 

 

 

 

Описание, характеристика дефекта

 

Минимальная глубина дефекта, обнаруживаемого при доверительном уровне 90% (POD)

 

Погрешность определения геометрических параметров дефекта с достоверностью 80%

 

 

 

 

 

 

 

глубина

 

длина

 

ширина

 

Пропил (2A5A, минимальное раскрытие 0,3 мм)

 

 

0,05 

 

±0,1 

 

±15 мм

 

Не определена

 

Одиночная трещина в основном металле трубы (60 мм, минимальное раскрытие 0,1 мм)

 

 

0,2 

 

±0,15 

 

0,1 или ±30 мм (что больше)

 

Не определена

 

Продольная трещина в зоне заводского сварного шва (60 мм, минимальное раскрытие 0,1 мм)

 

 

0,25 

 

±0,15 

 

0,1 или ±30 мм (что больше)

 

Не определена

 

Поперечная трещина в зоне кольцевого сварного шва (60 мм, минимальное раскрытие 0,1 мм)

 

 

0,25 

 

±0,15 

 

Не определена

 

±30 мм

 

Колония трещин (80 мм, минимальное раскрытие 0,05 мм)

 

 

0,1 

 

±0,15 

 

0,1 или ±30 мм (что больше)

 

±30 мм

 

Колония микротрещин (водородное охрупчивание) [10 мм, минимальное раскрытие 0,01 мм]

 

Колония микротрещин (водородное охрупчивание) является трудно выявляемым и идентифицируемым типом дефекта. Минимальные линейные размеры обнаруживаемой колонии 100x50 мм. Вероятность идентификации данного класса дефектов составляет 5070

 

 

 

8.2.5 Согласно Временным техническим требованиям [9] навигационно-топографическими снарядами регистрируются геометрические параметры трубы ПП МГ: длины и углы изгиба труб, длины поворота, радиусы кривизны и углы изгиба оси трубопровода более 2° с погрешностями:

 

а) по длине трубы - ±20 мм;

 

б) по углам изгиба труб - СКО 0,2°;

 

в) по длине поворота ПП - с точностью до положения кольцевых швов;

 

г) по радиусам кривизны оси трубопровода, :

 

- в диапазоне до - не более ±2% ;

 

- в диапазоне от 100 до 1000 - не более ±5% ;

 

д) по углам изгиба осевой линии трубы ПП в плане и профиле - СКО 0,2°.

 

8.2.6 Навигационно-топографическими ВИС регистрируется пространственное положение оси трубы ПП МГ, всех его технологических элементов и аномалий с погрешностями:

 

- по дистанции - не более 0,1% от расстояния до ближайшего маркера;

 

- по геодезическим координатам - не более 2 м/км в плане и профиле с учетом корректировки по данным геодезической привязки заранее установленных маркеров.

 

 

      9 Требования к средствам технического обеспечения

9.1 В зависимости от вида проведения ВТД требования к используемому оборудованию, машинам и механизмам определяются в ППР на конкретный участок ПП.

 

9.2 Основные характеристики средств технического обеспечения:

 

- канатами тяговой, возвратной лебедок, канатом-проводником должно обеспечиваться максимально возможное усилие на разрыв;

 

- тяговая и возвратная лебедки должны обеспечивать плавность хода протаскиваемых снарядов и достаточный крутящий момент;

 

- технические характеристики самоходного устройства (робота), предназначенного для протягивания каната-проводника, должны обеспечивать его безостановочную проходку по всей длине диагностируемого участка ПП с возможностью регулирования скорости движения и остановок с целью детального осмотра и регистрации визуально фиксируемых дефектов трубы (вмятины, кольцевые сварные швы, общее состояние внутренней поверхности трубы и т.д.);

 

- средства аудио-, видеосвязи и регистрации должны быть укомплектованы работоспособными источниками электроэнергии, проверены и обеспечивать бесперебойную работу на весь промежуток времени их использования;

 

- применяемые во временных обвязках краны (задвижки) должны быть опрессованы и не иметь протечек, одновременно с этим обеспечивать плавность хода штока запорного органа от руки;

 

- используемые машины и механизмы должны быть аттестованы и иметь все разрешительные документы на их применение.

 

9.3 Самоходные устройства должны обеспечивать:

 

- возможность использования самоходного устройства в газовой среде ПП МГ согласно требованиям ГОСТ Р 51330.0;

 

- неповреждаемость поверхности трубы ПП МГ движителями и другими элементами устройства при его перемещении;

 

- возможность извлечения устройства из трубы ПП МГ при наезде на какое-либо препятствие, делающее невозможным дальнейшее его перемещение.

 

 

      10 Требования к исполнителям работ

10.1 Работы по ВТД ПП МГ проводятся исполнителем, прошедшим аттестацию в ОАО "Газпром" и допущенным к выполнению диагностических работ в порядке, установленном СТО Газпром 2-3.5-046, с обеспечением необходимой полноты контроля диагностируемого участка ПП МГ.

 

10.2 Разрешительные документы, необходимые для выполнения диагностических работ на МГ ОАО "Газпром":

 

- пакет правоустанавливающих документов юридического лица;

 

- сертификаты соответствия ВИС, используемых в работах, оформленные в соответствии с Правилами [10];

 

- разрешение Ростехнадзора на применение технических устройств (приборов) на опасных производственных объектах, оформленное в соответствии с требованиями РД 08-425-01* [11];

________________

* Документ не подлежит применению на основании приказа Минприроды России от 01.03.2010 г. N 56, здесь и далее по тексту. - Примечание изготовителя базы данных.

           

- свидетельство об аттестации лаборатории НК в соответствии с ПБ 03-372-00 [12];

 

- протокол с решением о готовности к выполнению работ по диагностике и ремонту объектов транспорта газа в соответствии с СТО Газпром 2-3.5-046;

 

- свидетельство об аттестации по методам НК специалистов по техническому диагностированию, оформленное в соответствии с требованиями ПБ 03-440-02 [13];

 

- пакет документов по аттестации работников организаций, эксплуатирующих опасные производственные объекты, оформленный в соответствии с требованиями РД 04-265-99 [14].

 

 

      11 Требования безопасности при проведении внутритрубной диагностики

11.1 При производстве работ необходимо строго соблюдать требования безопасности в соответствии с Федеральным законом [15], СТО Газпром 2-2.3-231, СНиП 12-03-2001 [16], СНиП 12-04-2002 [17], РД 102-011-89 [18], ВРД 39-1.14-021-2001* [19], ВРД 39-1.10-006-2000 [7], СанПиН 2.2.3.1384-03 [20], СП 12-136-2002 [21].

________________

* Документ, упомянутый здесь и далее по тексту, является авторской разработкой. За дополнительной информацией обратитесь по ссылке. - Примечание изготовителя базы данных.

           

11.2 Все работники ЭО, привлекаемые к диагностированию ПП МГ, а также персонал исполнителя проходят внеочередной инструктаж по технике безопасности, знакомятся с целями, задачами, особенностями технического диагностирования, а также с действиями и обязанностями при аварийных ситуациях на диагностируемом участке ПП МГ. Представитель исполнителя проводит инструктаж персонала ЭО по вопросам, связанным с проведением ВТД. Все инструктажи оформляют документально в установленном порядке.

 

11.3 Исполнитель предусматривает мероприятия, обеспечивающие защиту работников от воздействия вредных производственных факторов, согласно требованиям СанПиН 2.2.3.1384-03 [20].

 

11.4 Представитель ЭО сообщает диагностической бригаде исполнителя сведения об особенностях диагностируемого участка ПП МГ (характеристики перекачиваемого продукта, режимы, ремонты и т.д.), знакомит с действующими в данной ЭО и ОАО "Газпром" НД, знание которых необходимо при выполнении работ по техническому диагностированию ПП МГ, после чего бригада приступает к работе.

 

11.5 Порядок и организация огневых работ должны соответствовать требованиям РД 09-364-00* [22], СТО Газпром 14, а наряд-допуск на производство газоопасных работ оформляют в установленном порядке.

________________

* На территории Российской Федерации документ не действует (Приказ Ростехнадзора от 27.07.2012 N 421). - Примечание изготовителя базы данных.   

        

11.6 Все работы на узлах запуска и приема по извлечению, запуску и приему ВИС выполняет персонал ЭО при участии персонала исполнителя.

 

11.7 Персонал ЭО, непосредственно связанный с работами по пропуску и извлечению ВТУ, проходит обучение по программе, согласованной с территориальным органом Ростехнадзора. Проверку знаний оформляют протоколом. Программа включает вопросы технологии запуска, контроля прохождения, приема и извлечения из узлов запуска и приема ВИС, а также соблюдение мер безопасности при проведении этих работ.

 

11.8 ЭО в лице ответственного представителя несет ответственность за соблюдение правил техники безопасности при выполнении всех работ на ПП МГ, за все действия персонала по погрузке-разгрузке, пуску, проведению, приему и извлечению ВИС, а также за действия при экскавации трубопровода ПП МГ. Ответственный представитель ЭО руководит производством работ персонала ЭО и исполнителя, задействованного в перечисленных выше работах.

 

11.9 На время производства работ рекомендуется иметь постоянную телефонную связь с диспетчером ЭО и своевременно докладывать о ходе производства.

 

11.10 Места проведения работ обеспечивают необходимыми средствами пожаротушения (огнетушителями, ящиками с песком, пожарными инструментами и т.д.), а все рабочие бригады обучаются пользованию ими.

 

11.11 Складирование и хранение материалов, движение машин и механизмов производят в местах, установленных ППР.

 

11.12 Все технические, технологические средства, механизмы, машины и персонал, не участвующие непосредственно в выполнении работ, размещают в местах, регламентированных ВРД 39-1.10-006-2000 [7] и Правилами [23].

 

11.13 При продувке участка ПП МГ персонал, непосредственно не занятый в этих работах, а также технические средства отводят от свечи не менее чем на 200 м в наветренную сторону.

 

11.14 Передвижную электростанцию обеспечивают автоматическим пожаротушением.

 

11.15 Маневры техники, развороты, движение задним ходом выполняют по сигналу ответственного лица, при этом скорость движения техники не превышает 3 км/ч.

 

11.16 В зоне работы машин и механизмов устанавливают знаки безопасности и предупредительные надписи, места производства работ и опасные зоны ограждают в соответствии с ГОСТ Р 12.4.026.

 

11.17 На участке проведения ВТД предусматривается аптечка первой помощи.

 

11.18 На строительной площадке оборудуются временные производственные и санитарно-бытовые помещения.

 

11.19 На границах строительной площадки и участка производства работ предусматривается охранное освещение.

 

11.20 На участке производства работ организовываются места для проезда техники и прохода людей.

 

11.21 В процессе проведения ВТД не разрешается:

 

- присутствие у узлов запуска и приема персонала, непосредственно не участвующего в проведении работ, и посторонних лиц;

 

- проведение на данном участке ПП МГ работ, не связанных с диагностированием.

 

При проведении диагностирования ПП МГ ВИС всех работников, принимающих непосредственное участие в этих работах, обеспечивают спецодеждой и средствами защиты по нормам, действующим в ОАО "Газпром".

 

 

      12 Требования к охране окружающей среды

12.1 В целях охраны окружающей среды при проведении дефектоскопии предусматривается следующее:

 

- соблюдение требований нормативных документов в области охраны окружающей среды;

 

- разработка и планомерное выполнение мероприятий по охране окружающей среды.

 

12.2 В процессе работы обеспечивают мероприятия, исключающие загрязнение акваторий и прилегающих береговых зон строительными отходами, мусором, сточными водами и токсичными веществами. Вблизи инспектируемого объекта обеспечивают прием нефтесодержащих, хозяйственно-фекальных сточных вод и мусора.

 

12.3 Размещение складов горюче-смазочных материалов, стоянок, заправок топливом, моек и ремонтных площадок для техники в водоохраной зоне реки, равной 200 м, в соответствии с Водным кодексом [24] запрещается. В проекте техническое обслуживание используемой техники предусматривается выполнять на постоянных действующих базах за пределами охранной зоны ПП.

 

Приложение А

 (рекомендуемое)

 

      

 Форма опросного листа для проведения диагностического обследования внутритрубными инспекционными снарядами

     

 ОПРОСНЫЙ ЛИСТ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ДИАГНОСТИЧЕСКОГО ОБСЛЕДОВАНИЯ ВНУТРИТРУБНЫМИ ИНСПЕКЦИОННЫМИ СНАРЯДАМИ

 

Общее описание МГ

 

 

 

Название ЭО

 

 

Название МГ

 

 

Название участка ПП МГ

 

 

Участок эксплуатируется

 

 

Адрес для доп. информации

 

 

Возраст трубопровода, трансп. продукт

 

 

Номинальный диаметр трубы

 

 

мм, длина участка

 

км

 

Наличие трассовки МГ: ( ) имеется, ( ) отсутствует

 

 

 

     

      

 Характеристики перекачиваемого продукта

 

 

 

 

 

 

 

 

Перекачиваемый продукт

 

 

Скор. перекачки, м/с: макс.

 

 

, мин.

 

Давление, МПа: макс.

 

, мин.

 

Температура, град.: макс.

 

, мин.

 

 

Содержание сероводорода

 

 

%; парафина

 

%; воды

 

%

 

Прочее

 

 

 

     

      

 Информация об обслуживании трубопровода и ранее проведенных обследованиях

 

 

 

 

Частота очистки

 

; тип используемых скребков

 

 

Из камеры извлечено:

 

 

Тип изоляции МГ

 

 

Пропуски профилемера:

 

, наличие результатов: ( ) да, ( ) нет

 

 

Пропуски дефектоскопа:

 

, наличие результатов: ( ) да, ( ) нет

 

 

Ожидаемый тип коррозии: внешн.

 

, внутр.

 

 

История коррозионных и других повреждений МГ (аварии, ремонты и т.д.)

 

 

Повреждения очистных и других скребков, пропущенных по МГ

 

 

 

     

      

 Оперативная информация

 

 

 

 

 

 

 

Оптимальное время для инспекции: от

 

до

 

 

Представители заказчика для связи (номера телефонов)

 

 

по орг. вопросам:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

по тех. вопросам:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рекомендуемое расположение базового лагеря

 

 

республика (область):

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ближайшие города:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

поселок (село, деревня):

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

             

 

     

      

 Камера приема/запуска

 Описание камеры приема/запуска (см. рис. камеры)

 

 

 

 

 

 

Камера запуска

 

Камера приема

 

Название пункта расположения камеры

 

 

 

 

 

 

Ориентация (подчеркнуть)

 

 

Гориз. Верт. Накл.

 

Гориз. Верт. Накл.

 

Длина от задвижки до края камеры , мм

 

 

 

 

 

 

Длина расширенной части , мм

 

 

 

 

 

 

Расположение байпасной линии , мм

 

 

 

 

 

 

Диаметр байпасной линии , мм

 

 

 

 

 

 

Внутренний диаметр расширенной части , мм

 

 

 

 

 

 

Диаметр основного трубопровода , мм

 

 

 

 

 

 

Тип/длина конусного перехода , мм

 

 

Концентр. эксцент

 

Концентр. эксцент

 

Тип/внутренний диаметр запорного крана

 

 

 

 

 

 

Высота от земли до низа камеры

 

 

 

 

 

 

Рабочая зона перед камерой, м

 

 

 

 

 

 

Имеются ли подъемные механизмы?

 Грузоподъемность, кг; высота подъема, м

 

 

( ) да, ( ) нет

 

( ) да, ( ) нет

 

Снабжена ли камера:

 

 

 

 

 

 

Сигнализатором прохождения снаряда?

 

 

( ) да, ( ) нет

 

( ) да, ( ) нет

 

Устройством для запасовки?

 

 

( ) да, ( ) нет

 

( ) да, ( ) нет

 

Внутренним подвижным лотком?

 

 

( ) да, ( ) нет

 

( ) да, ( ) нет

 

 

     

      

 Спецификация трубопровода

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Общая длина обследуемого участка, км

 

 

Внешний диаметр, мм

 

 

Тип трубной детали

 

Труба 1

 

Труба 2

 

Труба 3

 

Труба 4

 

Изгиб заводск.

 

Изгиб строит.

 

 

Толщина стенки, мм

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Длина участков с трубой одинаковой толщины, м

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Участок содержит трубы:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

горячекатаные

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

продольношовные

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

спиралешовные

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

многослойные

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Минимальный внутренний диаметр (включая овальность), мм

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Минимальный радиус поворота/угол, м/град.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Минимальная длина прямого участка между поворотами, м

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Имеется ли в трубопроводе следующее?

 

 

Подкладные кольца:

 

 

( ) да, ( ) нет

 

Резкие переходы толщины стенки:

 

 

( ) да, ( ) нет

 

Раструбные соединения:

 

 

( ) да, ( ) нет

 

Сегментные соединения:

 

 

( ) да, ( ) нет

 

Заглушенные тройники:

 

 

( ) да, ( ) нет

 

Прочее, укажите

 

 

 

 

Тройники и отводы:

 

 

Макс. диаметр отвода, мм:

 

 

 

; угол к трубе, град.:

 

 

 

;

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

с напр. решетками ( ) да, ( ) нет; размер решетки, мм:

 

 

 

;

 

 

 

 

 

 

 

расстояние между прутьями, мм:

 

 

 

, тип:

 

 

 

;

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

имеются эллипсные тройники: ( ) да, ( ) нет

 

 

Примечания (приложите эскиз, если это необходимо):

 

 

Краны:

 

 

тип:

 

 

 

; мин. проходное сечение, мм

 

 

 

;

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

серия:

 

 

 

; расстояние между кольцами, мм

 

 

 

;

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

изготовитель:

 

 

 

; модель:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Примечания:

 

 

Условия на трассе трубопровода:

 

 

Имеется ли радиосвязь: ( ) да, ( ) нет

 

 

Глубина залегания труб, мм: макс.

 

 

 

; мин.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Тип использованного для засыпки грунта:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Доступ к трассе (наличие дорог и т.д.):

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Пересечение с дорогами: в кожухе ( ) да, ( ) нет

 

 

Имеются ли геодезические документы и какие:

 

 

                                                                               

 

     

      

 Особые условия данного обследования и другая информация

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

должность

 

 

 

подпись

 

 

 

 

 

 

 

 

 

"

 

 

 

"

 

 

 

20

 

 

 

г.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                         

 

Примечание - Настоящий опросный лист должен быть заполнен ЭО и передан специализированной организации до начала исполнения договора на диагностирование МГ ВТУ. Специализированная организация сохраняет за собой право отказаться от исполнения договора, если информация, представленная представителем ЭО, указывает на то, что используемый снаряд не сможет работать в указанных условиях.

 

Приложение Б

 (рекомендуемое)

 

      

 Форма разрешения на производство работ в охранной зоне магистрального газопровода

 

 

(наименование ЭО)

 

 

 

 

 

Утверждаю

 

 

 

 

 

 

 

(должность, Ф.И.О.)

 

 

 

 

 

 

 

(подпись)

 

 

 

 

 

 

 

"___"_________________20___г.

 

 

     

      

 РАЗРЕШЕНИЕ НА ПРОИЗВОДСТВО РАБОТ В ОХРАННОЙ ЗОНЕ МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Место производства работ

 

 

 

 

 

(наименование газопровода или его

 

 

 

сооружения, его техническая характеристика, км или пикет трассы)

 

 

 

Начало работ

 

 

 

ч "

 

 

 

"

 

 

 

20

 

 

 

г.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Окончание работ

 

 

 

ч "

 

 

 

"

 

 

 

20

 

 

 

г.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Организация - исполнитель работ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Руководитель работ

 

 

 

 

 

 

 

(должность, Ф.И.О.)

 

 

 

 

 

Выполняемые работы:

 

                           

 

 

 

 

 

 

N п/п

 

Наименование и этапы выполнения работ

 

Ответственный исполнитель (должность, Ф.И.О.)

 

 

Время и дата начала работ

 

Время и дата окончания работ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Этапы работ, выполняемые в присутствии представителя ЭО:

 

 

 

1.

 

 

 

 

 

 

 

2.

 

 

 

 

 

 

 

 

Меры безопасности при производстве работ (указать условия, при которых будет производиться работа; конкретные меры предосторожности; инструкции, которыми необходимо руководствоваться).

 

Примечания

 

1 Ответственность за соблюдение мер безопасности и сохранность МГ и его сооружений в процессе производства работ несет руководитель работ.

 

2 Письменное уведомление о вызове представителя на работы, выполняемые в его присутствии, передается ЭО за 5 суток до начала этих работ.

 

3 Производство работ (их этапов) по истечении указанного в разрешении срока запрещается.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Разрешение выдал

 

 

 

 

 

 

 

(должность, Ф.И.О.)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

"

 

 

 

"

 

 

 

20

 

 

 

г.

 

 

 

(подпись)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Разрешение получил

 

 

 

 

 

 

 

(должность, Ф.И.О.)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

"

 

 

 

"

 

 

 

20

 

 

 

г.

 

 

 

(подпись)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                       

 

     

      

Приложение В

 (рекомендуемое)

 

      

 Форма акта-допуска на производство работ на действующем объекте

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

АКТ-ДОПУСК

 

на производство работ на действующем объекте филиала

 

 

 

ООО "Газпром трансгаз

 

 

 

"

 

 

 

 

 

 

 

 

 

На основании

 

 

 

 

 

 

 

мы, нижеподписавшиеся:

 

 

 

ответственный представитель ЭО

 

 

 

 

 

(должность, Ф.И.О.)

 

 

 

ответственный представитель исполнителя

 

 

 

 

 

(должность, Ф.И.О.)

 

 

 

составили настоящий акт о нижеследующем:

 

 

 

ЭО выделяет объект (участок), ограниченный координатами,

 

 

 

(наименование осей, отметок и номер чертежа)

 

 

 

для производства на нем

 

 

 

 

 

(наименование работ)

 

 

 

под руководством ответственных лиц:

 

 

 

со стороны исполнителя

 

 

 

 

 

(должность, Ф.И.О.)

 

 

 

со стороны ЭО

 

 

 

 

 

(должность, Ф.И.О.)

 

 

 

на следующий срок:

 

 

 

начало "

 

 

 

"

 

 

 

окончание "

 

 

 

"

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Мероприятия, обеспечивающие безопасность проведения работ, в том числе до их начала:

 

                         

 

 

 

 

Наименование мероприятия

 

 

Срок выполнения

 

Исполнитель

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Согласовано:

 

 

 

Служба охраны труда и техники безопасности

 

 

 

 

 

(должность, Ф.И.О., подпись)

 

 

 

Служба безопасности

 

 

 

 

 

(должность, Ф.И.О., подпись)

 

 

 

Другие задействованные в работе на объекте (участке) службы:

 

 

 

(должность, Ф.И.О., подпись)

 

 

 

Ответственный представитель ЭО

 

 

 

 

 

 

 

(подпись, дата)

 

 

 

 

 

Ответственный представитель исполнителя

 

 

 

 

 

 

 

(подпись, дата)

 

 

 

 

     

      

Приложение Г

 (рекомендуемое)

 

      

 Схема устройства лотков пуска и приема внутритрубного устройства

Г.1 Схемы устройства лотков пуска и приема внутритрубного устройства представлены на рисунке Г.1

 

          

1 - газопровод, 2 - сферическая заглушка, 3 - вырез, 4 - маршевая лестница, 5 - деревянные щиты

     

а) Обустройство котлована и лотка запуска

     

      

     

1 - маршевая лестница, 2 - газопровод, 3 - вырез, 4 - вырез для сбора конденсата и мусора, 5 - емкость для сбора конденсата и мусора, 6 - сферическая заглушка, 7 - деревянные щиты

     

б) Обустройство котлована и приемного лотка

     

 Рисунок Г.1 - Схема устройства лотков пуска и приема внутритрубного устройства

 

Приложение Д

 (рекомендуемое)

 

      

 Форма акта результатов экспресс-анализа данных обследования подводного перехода

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

АКТ

 

результатов экспресс-анализа данных

 

обследования подводного перехода через

 

 

 

 

 

 

 

 

 

(наименование газопровода)

 

 

 

 

 

 

 

на участке

 

 

 

км

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

от "___"____________________20___г.

 

 

 

 

 

В результате экспресс-анализа данных обследования указанного участка газопровода выявлено следующее:

 

 

 

1. Получена информация о контроле состояния.

 

 

 

2. Протяженность обследованного участка по одометрической системе снаряда-дефектоскопа составила ___________________ м.

 

 

 

3. По результатам пропуска были определены ________________, характеристики которых приведены в прилагаемой таблице. Других дефектов, влияющих на безопасную эксплуатацию данного участка магистрального газопровода, не выявлено.

 

 

 

4. Полная информация о результатах обследования будет представлена в итоговом отчете после детальной обработки.

 

 

 

 

 

Представитель исполнителя

 

 

 

/

 

 

 

/

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Представитель ЭО

 

 

 

/

 

 

 

/

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                   

 

     

Приложение Е

 (рекомендуемое)