приложением П.
6.2.5 Установку соответствующих дорожных знаков в местах пересечения газопровода с автомобильными и железными дорогами производит организация - владелец дороги по заявке Филиала ЭО. В местах неорганизованных переездов через газопроводы ЭО устанавливают знак «Газопровод. Переезд запрещен» в соответствии с приложением Р.
6.2.6 Переходы газопроводов через водные преграды на обоих берегах и места пересечения газопроводов с другими надземными и подземными коммуникациями обозначают знаками «Закрепление трассы газопровода на местности» и «Осторожно газопровод» в соответствии с приложениями Л, М.
6.2.7 На обоих берегах судоходных рек и водоемов на расстоянии 100 м выше и ниже по течению от крайних газопроводов подводного перехода устанавливают запрещающие знаки «Якоря не бросать» и сигнальные огни в соответствии с требованиями ГОСТ 26600. Сигнальные знаки устанавливает Филиал ЭО, по согласованию с бассейновыми управлениями водного пути (управлениями каналов) и вносятся последними в перечень судоходной обстановки и в лоцманские карты.
6.2.8 Надземные переходы оборудуют конструкциями, исключающими перемещение посторонних лиц по газопроводу, и устанавливают знаки «Осторожно газопровод» и «Газ. Вход запрещен» в соответствии с приложениями М, С.
6.2.9 При прокладке МГ в тоннелях компенсаторы перед входом в тоннель перекрывают железобетонными укрытиями для защиты газопровода от камнепадов. Входы газопровода в тоннель закрывают ограждениями для исключения возможности проникновения посторонних лиц в тоннель. На ограждении устанавливают знаки: «Газ! Вход запрещен» и «Запрещается пользоваться открытым огнем и курить» в соответствии с приложением С, Т.
6.2.10 На наружной стороне ограждений крановых узлов, узлов приема - пуска ВТУ, конденсатосборников, узлов сбора и утилизации конденсата, устройств аварийного сбора конденсата устанавливают знак «Газ! Вход запрещен», а также информационную табличку с указанием ЭО, Филиала ЭО и телефона Филиала ЭО в соответствии с приложением С и знак «Запрещается пользоваться открытым огнем и курить» в соответствии с приложением Т.
6.2.11 В местах выявленных утечек газа устанавливают знак «Осторожно! Газ», а также информационную табличку с указанием ЭО, Филиала ЭО и телефона Филиала ЭО в соответствии с приложением У и знак «Запрещается пользоваться открытым огнем и курить» в соответствии с приложением Т.
6.2.12 Знаки, соответствующие приложениям П, Р, С, Т устанавливают согласно ГОСТ Р 12.4.026.
6.2.13 Дома линейных обходчиков и аварийные машины ЛЭС укомплектовывают знаками и средствами для временного обозначения мест утечек газа, ремонтируемых и аварийных участков газопроводов.
6.2.14 Знаки в соответствии с настоящим стандартом устанавливают на вновь построенных и реконструируемых газопроводах, на действующих газопроводах знаки заменяют по мере износа ранее установленных.
6.3 Организация эксплуатации
6.3.1 Организацию технического руководства эксплуатацией газопроводов ЛЧ в ЭО возглавляет заместитель генерального директора по направлению деятельности и осуществляет производственный отдел по эксплуатации МГ (ПО ЭМГ).
6.3.2 Административное и техническое руководство эксплуатацией ЛЧ МГ в границах зоны обслуживания Филиала ЭО возлагают на начальника Филиала.
6.3.3 Эксплуатацию ЛЧ в Филиале ЭО осуществляет ЛЭС.
6.3.4 Функции ЛЭС, ответственность, права и обязанности начальника службы определяет Положение о ЛЭС, которое разрабатывает Филиал ЭО и утверждает руководитель Филиала ЭО.
6.3.5 Основные функции ЛЭС:
- своевременное выполнение технического обслуживания и ремонта ЛЧ;
- тподдержание в работоспособном состоянии вспомогательных сооружений, а также оборудования, механизмов и транспортных средств, применяемых при обслуживании и ремонте ЛЧ;
- обеспечение готовности и проведение работ по локализации и ликвидации последствий аварий и отказов;
- контроль за качеством выполнения работ и участие в приемке газопроводов в эксплуатацию после строительства, реконструкции, капитального ремонта;
- подключение вновь построенных, реконструированных или отремонтированных участков к действующим газопроводам;
- хранение и пополнение неснижаемого и аварийного запаса труб, оборудования и материалов;
- предотвращение загрязнения окружающей среды;
- ведение технической документации и отчетности.
6.3.6 В составе ЛЭС, при необходимости, по приказу ЭО создают ремонтно-эксплуатационные пункты, состав и комплектацию которых отражают в Положении о ЛЭС.
6.3.7 В состав ЛЭС могут включать участки, группы или специалистов по эксплуатации ГРС, защите от коррозии, КИПиА, телемеханике, неразрушающим методам контроля и др.
6.3.8 УАВР или АВП в составе ЭО создают для оперативного выполнения ремонтно-восстановительных и профилактических работ на ЛЧ с целью предотвращения или устранения последствий инцидентов и аварий. Места дислокации, порядок подчиненности, взаимоотношения со структурными подразделениями ЭО устанавливает Положение об УАВР, АВП, которое утверждает руководитель ЭО.
6.4 Техническое обслуживание
6.4.1 Техническое обслуживание ЛЧ осуществляют службы Филиалов ЭО и/или Специализированные организации. Методическое руководство техническим обслуживанием осуществляет производственный отдел ЭО.
6.4.2 Филиал ЭО, обслуживающий ЛЧ газопроводов, осуществляет:
- периодический осмотр газопроводов и сооружений ЛЧ (переходов через искусственные и естественные препятствия и пр.), для выявления утечек, неисправностей и т.д.;
- содержание в соответствии с НД трассы, охранной зоны и сооружений;
- поддержание в исправном состоянии аварийной техники, механизмов, приспособлений, своевременное их пополнение;
- подготовку газопроводов к эксплуатации в осенне-зимний период и в условиях весеннего паводка;
- содержание вертолетных площадок.
6.4.3 При осмотре проверяют состояние охранной зоны и соблюдение минимальных расстояний от газопроводов, состояние переходов через искусственные и естественные преграды, наличие и состояние реперных знаков, крановые площадки и площадки аварийных запасов труб, узлы приема и пуска ВТУ, вертолетные площадки, вдольтрассовые проезды, подъезды к газопроводам, мосты, дамбы, переезды через газопроводы, водопропускные и другие сооружения, вдольтрассовые линии электропередач и связи, сохранность трансформаторных подстанций и контрольный пункт телемеханики (КП ТМ), наличие знаков безопасности и закрепления трассы, знаков судоходной обстановки, пересечения газопроводов с коммуникациями сторонних организаций (ЛЭП, нефтепродуктопроводами и т.п.), наличие несанкционированных работ в охранной зоне газопроводов и др.
6.4.4 Целью осмотра является выявление нарушений требований НД и настоящего стандарта.
6.4.5 Обнаруженные нарушения и повреждения регистрируют в журналах осмотров трассы в соответствии с И.2 (приложением И).
Осмотр прекращают и принимают немедленные меры (оповещение диспетчерской службы и др.) по предотвращению аварии при обнаружении повреждений, характер и размеры которых по оценке лица, выполняющего осмотр, могут привести к аварии.
6.4.6 Сроки проведения осмотров, их периодичность и объемы устанавливают графиком, разработанным в Филиале ЭО и утвержденным руководством ЭО исходя из конкретных условий эксплуатации, состояния газопровода и типов грунтов, геологических условий, давления газа, коррозионной агрессивности грунтов, наличия блуждающих токов, характера местности, времени года, а также вида патрулирования и т.д.
6.4.7 Сроки осмотра трасс газопроводов пересматривают с учетом изменения условий эксплуатации. Осмотры выполняют с использованием транспортных средств: авиа-, автотранспорта или пешим обходом. Способы осмотров устанавливает руководство Филиала ЭО.
6.4.8 Воздушное патрулирование проводят в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-344.
6.4.9 На надземных переходах осмотры выполняют три раза в год: весной - после паводка, летом - в период максимальных температур воздуха и зимой - в период минимальных температур воздуха.
6.4.10 Осмотры опор, креплений, оснований фундаментов и других конструктивных элементов, мест входа и выхода газопровода из грунта на надземных переходах, на узлах пуска и приема ВТУ, ГИС (расходомерных пунктах) проводят для выявления повреждений и отклонений от проекта. Одновременно проводят осмотр наружной поверхности газопроводов.
6.4.11 Контроль фактической глубины заложения газопровода проводят через каждые 500 м в характерных точках:
- на непахотных землях - не реже одного раза в три года;
- на пахотных - один раз в год перед весенними посевными работами.
6.4.12 Особое внимание уделяют участкам газопровода расположенным в сложных геологических условиях, где возможны изменения рельефа местности: оползни, размывы, просадки грунта и т.п. При осмотрах таких участков, контролируют переходы подземного газопровода в надземный, места возникновения эрозионных и оползневых процессов, места поворота газопровода в плане и по вертикали.
6.4.13 На участках с нарушением глубины заложения газопровода, предусматривают дополнительные меры по обеспечению сохранности газопровода (обвалование и т.д.).
6.4.14 Участки газопроводов, проложенных в подвижных песках и дамбах, осматривают один раз в год.
6.4.15 В ходе осмотров проверяют водопропускные сооружения, периодически подтопляемые территории, прилегающие к газопроводам, состояние откосов, каменных набросов и облицовок в местах переходов и пересечений с водными преградами и оврагами, места возможных размывов.
6.4.16 При проведении осмотров газопроводов, проложенных через автомобильные и железные дороги в защитных футлярах (кожухах), два раза в год проводят анализ воздушной среды межтрубного пространства с помощью переносного газоанализатора на наличие утечек газа.
6.4.17 Проверку на отсутствие электрического контакта между трубой и футляром проводят один раз в год.
6.4.18 Очистку полости газопровода обеспечивают выполнением необходимых технологических операций по пуску и приему ОУ и выполняют по специальной разрабатываемой ЭО инструкции, которая предусматривает: организацию работ, технологию пуска и приема, методы и средства контроля за прохождением ОУ, требования безопасности и противопожарные мероприятия.
6.4.19 Сроки и периодичность пропуска ОУ определяют исходя из фактического гидравлического состояния участков газопровода.
6.5 Эксплуатация объектов магистральных газопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением
6.5.1 Требования настоящей главы распространяются на участки ЛЧ МГ и газопроводов-отводов, ограниченные линейными кранами, а также шлейфы или технологические трубопроводы КС, ГРС, ГИС, УРГ, которые отнесены к ПОО по КРН.
6.5.2 К ПОО по КРН относят объекты, на которых:
- произошли отказы (аварии или инциденты) по причине КРН;
- имеются дефекты КРН, выявленные по результатам внутритрубной дефектоскопии (ВТД) или другими инструментальными обследованиями.
6.5.3 На ПОО КРН проводят специальные организационные и технические мероприятия, к которым относят:
- определение необходимости снижения РРД или вывода в ремонт;
- планирование дополнительных диагностических работ на газопроводах, в том числе, ВТД с периодичностью один раз в два года;
- выделение зон по степени опасности и определение очередности проведения ремонтных работ;
- выбор методов и технологий выполнения ремонтных работ;
- мониторинг процессов КРН.
6.5.4 При невозможности проведения ВТД на ПОО КРН выполняют наземные обследования и обследования в шурфах для выявления дефектов КРН.
6.5.5 На газопроводах, проходящих в одном техническом коридоре с газопроводом, на котором произошел отказ по причине КРН, проводят обследование участков на расстоянии не менее 100 м в обе стороны от места отказа на наличие дефектов КРН.
Методы выявления ПОО КРН, а также технологии, сроки и объемы диагностических и ремонтных работ на газопроводах с дефектами КРН определяют в соответствии с НД.
6.6 Техническое диагностирование газопроводов
6.6.1 Обеспечение эксплуатационной надежности ЛЧ МГ достигают комплексом организационных и технических мероприятий, направленных на поддержание работоспособного состояния ЛЧ МГ и реализуемых в рамках централизованной системы диагностического обслуживания ЛЧ МГ ОАО «Газпром».
6.6.2 В ЭО работы по техническому диагностированию ЛЧ МГ возлагают на ПОЭ, который организует их выполнение в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-095; СТО Газпром 2-3.5-066 и другими НД.
6.6.3 Техническое диагностирование МГ осуществляют на протяжении всего жизненного цикла до вывода объекта из эксплуатации (за исключением периода ликвидации). В течение первого года эксплуатации вновь построенных газопроводов ЭО организует проведение внутритрубного диагностирования с целью определения пространственного положения газопроводов, выявления строительных дефектов для последующего их устранения в рамках гарантийных обязательств.
6.6.4 Основными задачами ПОЭ в области контроля и диагностирования технического состояния ЛЧ МГ являются:
- планирование диагностических работ;
- организация подготовки ЛЧ МГ к проведению диагностических работ;
- контроль за выполнением диагностических работ;
- анализ технического состояния ЛЧ МГ и разработка предложений по ремонту и реконструкции по результатам диагностических обследований;
- внесение информации о результатах диагностических работ в корпоративный банк данных ОАО «Газпром».
6.6.5 Для контроля технического состояния ЛЧ МГ применяют следующие основные способы диагностирования:
- внутритрубное диагностирование, предназначенное для обнаружения дефектов в теле трубы и в сварных соединениях, контроля геометрии трубы и геодезического позиционирования;
- наземные обследования с применением транспортных средств, пеших обходов, экскавации газопроводов (шурфование), специальных обследований;
- обследование газопроводов с применением летательных и космических аппаратов, в том числе спутниковых систем;
- приборное и водолазное обследование подводных переходов;
- обследование газопроводов с приложением контрольных нагрузок;
- другие способы обследований.
В качестве основных методов неразрушающего контроля используют:
- акустические;
- магнитные;
- оптические;
- электромагнитные;
- электрометрические;
- радиографические;
- тензометрические;
- аэрокосмические;
- геодезические (геодезическое позиционирование);
- радиолокационные с применением георадаров;
- другие методы неразрушающего контроля.
6.6.6 Работы по техническому диагностированию ЛЧ МГ проводят на основании плана проведения диагностирования газопроводов ОАО «Газпром». Для составления планов проведения диагностирования газопроводов ЭО предоставляют в ОАО «Газпром» проекты планов с указанием объемов работ по диагностированию и затрат на эти работы.
6.6.7 При составлении проектов планов технического диагностирования ЛЧ МГ и установлении сроков ее проведения, периодичности и объемов ЭО учитывают:
- категорию газопровода;
- срок эксплуатации газопровода;
- конструкционные особенности газопровода;
- наличие нарушений охранных зон прохождения газопровода;
- отказы на ЛЧ МГ;
- особенности района расположения газопровода;
- наличие участков МГ, относящихся к потенциально-опасным и особо ответственным и сложным для диагностирования.
6.6.8 В ходе обследований ЛЧ МГ ЭО и Специализированные организации могут проводить:
- выявление свищей и утечек газа;
- выявление коррозионных и эрозионных повреждений, трещин и других дефектов металла;
- определение состояния защитного покрытия;
- измерение механических напряжений металла, выявление перемещений и деформаций участков газопроводов;
- оценку технического состояния опор, креплений и других конструктивных элементов, воздушных переходов, узлов запуска-приема ВТУ, ГИС (расходомерных пунктов) и т.п.;
- оценку технического состояния подводных переходов;
- определение глубины заложения подземных газопроводов;
- оценку гидравлической эффективности, определение местных гидравлических сопротивлений;
- оценку возможностей пропуска ВТУ (для участков, где такие устройства ранее не пропускались);
- визуальную, инструментальную и приборную оценку состояния металла и защитного покрытия в шурфах и местах выхода газопровода из грунта;
- другие работы.
6.6.9 Результаты обследований оформляют документами (актами, заключениями, протоколами или др.), оригиналы которых хранят в Филиале ЭО у лица, ответственного за безопасную эксплуатацию объекта МГ, копии направляют в ПОЭ ЭО и в электронную базу данных о техническом состоянии объекта.
6.6.10 Обследования выполняют с применением технических средств, оборудования и по технологиям, прошедшим аттестацию и разрешенным к применению на объектах ОАО «Газпром».
6.6.11 По результатам обследований в зависимости от технического состояния объекта МГ ЭО принимает решение о режиме его эксплуатации, необходимости проведения, сроках и объемах ремонтных работ.
6.6.12 Работники Специализированной организации и ЭО, привлекаемые к диагностированию ЛЧ МГ, и проходят внеочередной инструктаж по технике безопасности с обязательным рассмотрением особенностей конкретного участка газопровода.
6.6.13 В случае выявления при проведении диагностических работ на ЛЧ МГ опасных дефектов Специализированная организация незамедлительно сообщает об этом ЭО для принятия мер по их устранению.
6.6.14 ЭО в присутствии представителей Специализированной организации может осуществить проверку достоверности полученных результатов и освидетельствование дефектных мест с использованием других методов и средств диагностического обследования.
|
