Проектирование и строительство объектов нефтяной и газовой промышленности



		

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО ГАЗПРОМ

инструкция
ПО ПРОВЕДЕНИЮ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ ИСПЫТАНИЙ ТРУБОПРОВОДОВ ПОВЫШЕННЫМ ДАВЛЕНИЕМ
(МЕТОДОМ СТРЕСС-ТЕСТА)

ВН 39-1.9-004-98

Москва 1998

В инструкции регламентированы основные положения по проведению гидравлических испытаний повышенным давлением (методом стресс-коррозии) линейной части газопроводов, принимаемых в эксплуатацию после строительства, а также действующих газопроводов.

Настоящая инструкция разработана в соответствии с приказом ОАО "Газпром" № 134 п.6 от 6 октября 1997 г. Инструкция разработана ВНИИГАЗом ДАО "Оргэнергогаз" и ДАО "Гипроспецгаз" с привлечением специалистов других организаций.

Инструкция согласована с управлениями проектирования и экспертизы, новой техники и экологии, по транспортировке газа и газового конденсата, газового надзора ОАО "Газпром" и Госгортехнадзором РФ № 10-03/423 от 04.08.98 г.

В разработке инструкции принимали участие:

от ОАО "Газпром" - М.С.Федоров, В.Н.Дедешко, В.В.Салюков, В.Н.Пугаченко, В.И.Эристов. В.Д-Шапиро;

от ВНИИГАЗа - З.Т.Галиуллин, С.В.Карпов, И.В.Велиюлин, М.И.Королев, В.П.Лобанов, А.Д.Решетников, М.Л.Кляхандер;

от ДАО "Оргэнергогаз" - С.П.Трофимов;

от ДАО "Гипроспецгаз" - А.Е.Раменский;

от ИРЦ Газпром - В.Г.Селиверстов;

от АОЗТ "Газприбортехнология" - И.Н-Альбов.

Открытое акционерное общество «Газпром»

Ведомственные строительные нормы

ВСН

Разработаны впервые

Инструкция по проведению гидравлических испытаний трубопроводов повышенным давлением (методом стресс-теста)

Внесены ВНИИГАЗом

Утверждены Первым заместителем Председателя Правления ОАО «Газпром» В.В.Шереметом

Срок введения в действие с 01.12.98 г.

Введение.

Настоящая инструкция разработана на основе теоретических и экспериментальных исследований, опыта проведения испытаний трубопроводов повышенным давлением и зарубежной нормативно-технической документации по вопросам гидравлических испытаний трубопроводов.

1. Общие положения.

1.1. Настоящая инструкция регламентирует проведение гидравлических испытаний повышенным давлением (методом стресс-теста) линейной части вновь построенных трубопроводов, а также линейной части действующих трубопроводов.

Необходимость проведения испытаний участков трубопроводов повышенным давлением определяется генеральным заказчиком на стадии проектирование в соответствии с действующими нормативными документами.

1.2. Сущность испытаний повышенным давлением заключается в нагружении участка трубопровода до заданного настоящей инструкцией уровня давления или достижения металлом труб фактического предела текучести и последующей проверке на герметичность.

1.3. В результате проведения испытаний достигается:

выявление дефектов, критических при испытательном давлении; |

выявление утечек;

снижение овальности труб;

снижение локальных напряжений, возникающих при производстве труб и строительстве трубопровода;

стабилизация докритических дефектов.

1.4. Трубы, запорная арматура и соединительные детали, монтируемые на трубопроводе, должны соответствовать требованиям, предъявляемым при испытании газопроводов повышенным давлением, это должно быть учтено при разработке технических условий на них. Рекомендуется проводить предварительное испытание крановых узлов запорной арматуры.

1.5. Для снижения числа труб, которые могут получить пластическую деформацию при испытании, рекомендуется раскладывать трубы по трассе, таким образом, чтобы в нижних частях участка находились трубы с более высокими пределом текучести и толщиной стенки. Порядок раскладки труб должен быть определен планом производства работ.

1.6. В процессе испытания осуществляют совместный контроль давления, расхода воды и температуры в трубопроводе специализированной системой контроля. При отсутствии системы контроля параметров испытания допускается, в порядке исключения, выполнять испытание трубопроводов более низким максимальным давлением, величина которого определяется в соответствии с настоящей Инструкцией.

1.7. Гидроиспытания следует проводить при положительных температурах.

1.8. Испытание проводят под руководством комиссии, назначаемой ОАО “Газпром”.

1.9. Согласование сроков, подготовка и проведение испытаний повышенным давлением выполняется либо строительно-монтажными, либо эксплуатирующими магистральный трубопровод организациями, или третьей стороной, но в любом случае проводящая работы организация должна иметь соответствующую лицензию, в которой дано право проведения испытаний повышенным давлением (методом стресс-теста).

1.10. Для каждого случая проведения испытаний организацией, проводящей испытание, должна быть разработана рабочая инструкция по испытанию, согласованная в установленном порядке и утвержденная председателем комиссии по испытанию.

1.11. Строительная организация должна предоставить организации, проводящей испытания, и комиссии по испытанию следующую документацию:

проект испытываемого участка трубопровода;

исполнительную схему;

журнал сварочных работ;

журнал изоляционных работ;

акты производства и приемки работ;

сертификаты на трубы и детали, паспорта на оборудование.

1.12. Результаты испытания каждого участка трубопровода оформляются актом (Приложение 1).

2. Основные параметры и режимы испытания.

2.1. Испытательная среда.

Испытание участков трубопроводов производят водой.

2.2. Максимальное давление испытания на прочность.

Гидравлическое испытание на прочность, при использовании системы контроля параметров испытания, проводят давлением в нижней точке испытываемого участка, вызывающим кольцевые напряжения в стенке трубы равные 1,1 от нормативного предела текучести стали.

Давление испытания в нижней точке участка определяют по формуле:

ВН 39-1.9-004-98 ИНСТРУКЦИЯ ПО ПРОВЕДЕНИЮ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ ИСПЫТАНИЙ ТРУБОПРОВОДОВ ПОВЫШЕННЫМ ДАВЛЕНИЕМ (МЕТОДОМ СТРЕСС-ТЕСТА)

		

ВЕДОМСТВЕННЫЕ НОРМЫ

НОРМЫ
ПРОЕКТИРОВАНИЯ И СТРОИТЕЛЬСТВА
МОРСКОГО ГАЗОПРОВОДА

ВН 39-1.9-005-98

Москва 1998

 

АННОТАЦИЯ

"Нормы проектирования и строительства морского газопровода" содержат основные требования к проектированию и строительству морских газопроводов диаметром до 720 мм с рабочим давлением до 25 МПа, прокладываемых по дну моря и соединяющих береговые компрессорные станции.

РАЗРАБОТАНЫ: Инжиниринговой научно-исследовательской компанией - Всероссийский научно-исследовательский институт по строительству и эксплуатации трубопроводов и объектов ТЭК (АО ВНИИСТ) Минтопэнерго Российской Федерации (канд. техн. наук М.А.Камышев - руководитель работы), кандидаты технических наук В.И.Хоменко, Н.Г.Фигаров, А.С.Болотов, С.В.Головин, доктор техн. наук Н.П.Глазов, инж. А.М.Камышев) при участии институтов ДАО Гипроспецгаз (канд. техн. наук А.К.Дерцакян, инж. А.М.Серебряков); ДП ВНИИГАЗ (докт. техн. наук В.П.Черний) и специалистов ОАО "Газпром" М.С.Федорова и А.И.Рыбакова.

СОГЛАСОВАНЫ:                     Госгортехнадзор РФ

(письмо за№ 10-03/398 от 23.07.1998 г.).

УТВЕРЖДЕНЫ:                        ОАО "Газпром"

 

СОДЕРЖАНИЕ

Аннотация. 1

Область применения. 2

Часть 1. Нормы проектирования. 2

1. Общие положения. 2

2. Расчетные критерии для трубопроводов.5

3. Нагрузки и воздействия.5

4. Допустимые расчетные напряжения и деформации.5

5. Расчет толщины стенки трубопровода.6

6. Устойчивость стенки трубопровода под воздействием внешнего гидростатического давления и изгибающего момента.7

7. Устойчивость трубопровода на дне моря при воздействии гидродинамических нагрузок.8

8. Материалы и изделия.8

Часть 2. Производство и приемка работ. 9

1. Общие положения. 9

2. Сварка труб и методы контроля сварных соединений.9

3. Защита от коррозии. 10

4. Выходы трубопровода на берег. 11

5. Подводные земляные работы.. 12

6. Укладка с трубоукладочного судна. 12

7. Берегозащитные мероприятия. 13

8. Контроль за качеством строительства. 13

9. Очистка полости и испытание. 14

10. Охрана окружающей среды.. 14

Приложение 1. Обозначения и единицы измерения. 15

Приложение 2. Технические термины и определения. 16

Приложение 3. Нормативные документы, использованные при  разработке настоящих норм и правил. 17

 

Открытое

АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "ГАЗПРОМ"

Ведомственные строительные нормы

Нормы проектирования и строительства морского газопровода

ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

Настоящие ведомственные строительные нормы (ВСН) предназначены для проектирования и строительства морских магистральных газопроводов.

В ВСН приведены основные требования к проектированию и строительству морских газопроводов на континентальном шельфе России диаметром до 720 мм и внутреннем рабочем давлении не более 25 МПа. При конкретизации региона строительства настоящие ВСН должны быть дополнены требованиями, учитывающими специфику данного региона.

Обозначения и единицы измерения, используемые в настоящих нормах и правилах, приведены в Приложении 1.

Технические термины и определения, принятые в настоящих нормах и правилах, приведены в Приложении 2.

Перечень нормативных документов, использованных при разработке настоящих норм и правил, приведен в Приложении 3.

Разработаны и внесены
АО ВНИИСТ
ДОАО Гипроспецгаз ВНИИГАЗ

Утверждены ОАО "Газпром"

Срок введения в действие
1 декабря 1998 г.

ЧАСТЬ 1. НОРМЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ

1. Общие положения

1.1. Морские магистральные газопроводы должны обладать повышенной надежностью при строительстве и эксплуатации с учетом особых условий (большие глубины моря, повышенная протяженность без промежуточных компрессорных станций, морские штормы, подводные течения, сейсмичность и другие факторы).

Проектные решения по прокладке морских газопроводов должны быть согласованы с Государственным Комитетом РФ по охране окружающей среды, Госгортехнадзором России и местными органами надзора.

1.2. По трассе морского газопровода устанавливаются охранные зоны, которые включают участки магистрального газопровода от компрессорных станций до уреза воды и далее по дну моря в пределах континентального шельфа, на расстояние не менее 500 м.

1.3. Диаметр морского газопровода и величина рабочего давления определяются из условий поставки природного газа Потребителю на основании гидравлического анализа.

1.4. Срок службы морского газопровода устанавливается Заказчиком проекта. На весь срок службы газопроводной системы должна быть рассчитана надежность и безопасность сооружения и такие воздействия, как коррозия металла и усталость применяемых материалов.

1.5. Границами морского участка магистрального газопровода является запорная арматура, установленная на противоположных берегах моря. Запорная арматура должна быть оснащена автоматикой аварийного закрытия.

1.6. На концах каждой нитки морского газопровода должны быть предусмотрены узлы пуска и приема очистных устройств и снарядов-дефектоскопов. Расположение и конструкция этих узлов определяются проектом.

1.7. Морской газопровод должен быть свободен от препятствий потоку транспортируемого продукта. В случае применения кривых искусственного гнутья или фитинговых изделий, их радиус должен быть достаточным для прохождения очистных и контрольных устройств, но не менее 10 диаметров трубопровода.

1.8. Расстояние между параллельными нитками морских газопроводов следует принимать из условий обеспечения надежности в процессе их эксплуатации, сохранности действующей нитки при строительстве новой нитки газопровода и безопасности при производстве строительно-монтажных работ.

1.9. Защита морского трубопровода от коррозии осуществляется комплексно: защитным наружным и внутренним покрытием и средствами катодной защиты.

Противокоррозионная защита должна способствовать безаварийной работе морского трубопровода на протяжении всего срока его эксплуатации.

1.10. Морской трубопровод должен иметь изолирующее соединение (фланец или муфту) с системой защиты от коррозии сухопутных участков магистрального газопровода.

1.11. Выбор трассы морского трубопровода должен производиться по критериям оптимальности и основываться на следующих данных:

·         грунтовые условия морского дна;

·         батиметрия морского дна;

·         морфология морского дна;

·         исходные сведения об окружающей среде;

·         сейсмическая активность;

·         районы рыболовства;

·         судовые фарватеры и места заякоривания судов;

·         районы сброса грунта;

·         акватории с повышенным экологическим риском;

·         характер и протяженность тектонических разломов. В качестве основных критериев оптимальности следует принимать техническую и экологическую безопасность сооружения.

1.12. В проекте необходимо представить данные о физическом и химическом составе транспортируемого продукта, его плотности, а также указать расчетное внутреннее давление и расчетную температуру вдоль всей трассы трубопровода. Приводятся также сведения о предельных значениях температуры и давления в трубопроводе.

Следует указать допустимые концентрации коррозионных компонентов в транспортируемом газе: сернистых соединений, воды, хлоридов, кислорода, двуокиси углерода и сероводорода.

1.13. Разработка проекта производится на основе анализа следующих основных факторов:

·         направление и скорость ветра;

·         высота, период и направление морских волн;

·         скорость и направление морских течений;

·         уровень астрономического прилива и отлива;

·         штормовой нагон воды;

·         свойства морской воды;

·         температура воздуха и воды;

·         рост морского обрастания на трубопроводе;

·         сейсмическая обстановка;

·         распространение промысловых и охраняемых видов морской флоры и фауны.

1.14. В проекте должен быть представлен анализ допустимых пролетов и устойчивости трубопровода на дне моря, а также расчет патрубков - ограничителей лавинного смятия трубопровода в процессе его укладки на больших глубинах моря.

1.15. Газопровод должен заглубляться в дно на участках его выхода на берег. Проектная отметка верха заглубленного в грунт трубопровода (по утяжеляющему покрытию) должна назначаться ниже прогнозируемой глубины размыва дна акватории или берегового участка на весь период эксплуатации морского трубопровода.

1.16. На глубоководных участках газопровод можно прокладывать по поверхности дна моря при условии обеспечения его проектного положения в процессе всего периода эксплуатации. При этом необходимо обоснование исключения всплытия или подвижек трубопровода под воздействием внешних нагрузок и его повреждения рыболовецкими тралами или якорями судов.

1.17. При проектировании морской трубопроводной системы должны быть учтены все виды воздействия на трубопровод, которые могут потребовать дополнительной защиты:

·         возникновение и распространение растрескивания или смятия труб и сварных швов в процессе монтажа или эксплуатации;

·         потеря устойчивости положения трубопровода на дне моря;

·         потеря механических и служебных свойств трубной стали в процессе эксплуатации;

·         недопустимо большие пролеты трубопровода на дне;

·         эрозия морского дна;

·         удары по трубопроводу якорями судов или рыболовецких тралов;

·         землетрясения;

·         нарушение технологического режима транспортировки газа. Выбор способа защиты принимается в проекте в зависимости от местных условий окружающей среды и степени потенциальной угрозы морскому газопроводу.

1.18. В проектной документации должны быть отражены следующие данные: размеры труб, вид транспортируемого продукта, срок службы трубопроводной системы, глубина воды по трассе газопровода, тип и класс стали, необходимость термообработки после сварки кольцевых монтажных сварных стыков, система противокоррозионной защиты, планы будущего развития регионов вдоль трассы трубопроводной системы, объёмы работ и графики строительства.

На чертежах необходимо указать местоположение трубопроводной системы относительно близлежащих населенных пунктов и гаваней, курсов следования кораблей, а также других видов сооружений, способных оказать влияние на надежность трубопроводной системы.

В проекте учитываются все виды нагрузок, возникающих при изготовлении, укладке и эксплуатации трубопроводной системы, которые могут повлиять на выбор проектного решения. Выполняются все необходимые расчеты трубопроводной системы на эти нагрузки, включая: анализ прочности трубопроводной системы при монтаже и эксплуатации, анализ устойчивости положения трубопровода на дне моря, анализ усталостного и хрупкого разрушения трубопровода с учетом сварных кольцевых швов, анализ устойчивости стенки трубы на смятие и избыточных деформаций, анализ вибраций, если это необходимо, анализ стабильности основания морского дна.

1.19. В составе проекта морского газопровода необходимо разработать следующую документацию:

·         технические условия на материал труб;

·         технические условия на сварку труб и неразрушающий контроль с указанием норм допустимых дефектов сварных швов;

·         технические условия на усиленные вставки для ограничения лавинного смятия трубопровода;

·         технические условия на наружное и внутреннее антикоррозионное покрытие труб;

·         технические условия на утяжеляющее покрытие труб;

·         технические условия на материал для изготовления анодов;

·         технические условия на укладку морского участка трубопровода;

·         технические условия на строительство трубопровода при пересечении береговой линии и берегозащитные мероприятия;

·         технические условия на испытания и ввод в эксплуатацию морского трубопровода;

·         технические условия на обслуживание и ремонт морского трубопровода;

·         общую спецификацию материалов;

·         описание строительных плавсредств и другого используемого оборудования.

При разработке "Технических условий" и "Спецификаций" должны быть использованы требования настоящих норм и рекомендации общепризнанных международных стандартов АРI 1111 (1993), DNV (1996) и ВS 8010 (1993), а также результаты научных исследований по этой проблеме.

1.20. Проектно-конструкторская документация, включая протоколы испытаний, материалы изысканий и исходной диагностики должны быть сохранены в течение всего срока службы морской трубопроводной системы. Необходимо сохранять также отчеты о работе трубопроводной системы, об инспекционном контроле в процессе её эксплуатации, а также данные о техническом обслуживании морской трубопроводной системы.

1.21. Экспертиза проектной документации должна выполняться независимыми организациями, которым проектная организация представляет всю необходимую документацию.

2. Расчетные критерии для трубопроводов.

2.1. Критерии прочности в данных нормах основаны на допускаемых напряжениях с учетом остаточных сварочных напряжений. Можно использовать также методы расчета по предельному состоянию, при условии, что эти методы обеспечат надежность морской трубопроводной системы, требуемую настоящими нормами.

2.2. Расчеты морского газопровода необходимо производить на статические и динамические нагрузки и воздействия с учетом работы сварных кольцевых швов в соответствии с требованиями строительной механики, прочности материалов и механики грунтов, а также требованиями настоящих норм.

2.3. Точность методов расчета должна быть обоснована практической и экономической целесообразностью. Результаты аналитических и численных решений, при необходимости, должны быть подтверждены лабораторными или натурными испытаниями.

2.4. Расчет морского газопровода производится на наиболее неблагоприятное сочетание реально ожидаемых нагрузок.

2.5. Для морского газопровода расчеты следует выполнять отдельно на нагрузки и воздействия, возникающие при его строительстве, включая гидростатические испытания, и на нагрузки и воздействия, возникающие при эксплуатации морской трубопроводной системы.

2.6. При расчетах на прочность и деформативность основные физические характеристики стали следует принимать по "Техническим условиям на материал труб".

3. Нагрузки и воздействия.

3.1. В данных нормах приняты следующие сочетания нагрузок при расчетах морского газопровода:

·         постоянно действующие нагрузки;

·         постоянно действующие нагрузки совместно с нагрузками окружающей среды;

·         постоянно действующие нагрузки в комбинации со случайными нагрузками.

3.2. К постоянно действующим нагрузкам на морской трубопровод в процессе его строительства и последующей эксплуатации относятся:

·         вес конструкции трубопровода, включая утяжеляющее покрытие, морское обрастание и прочее;

·         наружное гидростатическое давление морской воды;

·         выталкивающая сила водной среды;

·         внутреннее давление транспортируемого продукта;

·         температурные воздействия;

·         давление грунта засыпки.

3.3. К воздействиям окружающей среды на морской трубопровод относятся:

·         нагрузки, вызванные подводными течениями;

·         нагрузки, вызванные морским волнением.

При расчетах морского трубопровода на период строительства следует учитывать также нагрузки от строительных механизмов и нагрузки, возникающие в процессе гидростатических испытаний.

3.4. К случайным нагрузкам относятся: сейсмическая активность, деформация грунтов морского дна и оползневые процессы.

3.5. При определении нагрузок и воздействий на морской трубопровод следует основываться на данных инженерных изысканий, проводимых в зоне прохождения трассы трубопровода, включая инженерно-геологические, метеорологические, сейсмические и другие виды изысканий.

Нагрузки и воздействия должны подбираться с учетом прогнозного изменения условий окружающей среды и технологического режима транспортировки газа.

4. Допустимые расчетные напряжения и деформации.

ВН 39-1.9-005-98 НОРМЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ И СТРОИТЕЛЬСТВА МОРСКОГО ГАЗОПРОВОДА

		

Ведомственные нормы
технологического проектирования
 

ОБЪЕКТЫ ГАЗОВОЙ И НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ, ВЫПОЛНЕННЫЕ С ПРИМЕНЕНИЕМ БЛОЧНЫХ И БЛОЧНО - КОМПЛЕКТНЫХ УСТРОЙСТВ.

НОРМЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ

ВНТП 01/87/04-84

Миннефтегазстрой
Мингазпром
Миннефтепром 

МИНИСТЕРСТВО СТРОИТЕЛЬСТВА ПРЕДПРИЯТИЙ НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

МИНИСТЕРСТВО ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

Москва 1984

 

Разработали:

ВНИИСТ; СПКБ Проектнефтегазспецмонтаж, ЭКБ по железобетону, СибНИПИгазстрой Миннефтегазстроя; ВНИПИтрансгаз, ЮжНИИгипрогаз, Гипроспецгаз УфВНИПИАСУгазпром Мингазпрома; Гипротрубопровод; Гипровостокнефтъ, ВНИПИгазпереработка, ЮжГипротрубопровод Миннефтепрома.

Внесены:

ВНИИСТом Миннефтегазстроя

Подготовлены к утверждению:

ГТУ Миннефтегазстроя, ГУПО МВД СССР, Госгортехнадзор, ЦК профсоюза работников нефтяной и газовой промышленности, Минздрав СССР

 

Министерство строительства предприятий нефтяной и газовой промышленности (Миннефтегазстрой), Министерство газовой промышленности (Мингазпром), Министерство нефтяной промышленности (Миннефтепром)

Ведомственные нормы технологического проектирования

ВНТП 01/87/04-84

Миннефтегазстрой
Мингазпром
Миннефтепром

Объекты газовой и нефтяной промышленности, выполненные с применением блочных и блочно-комплектных устройств

Впервые

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящие Нормы устанавливают требования к проектированию наземных объектов нефтяной и газовой промышленности, выполненных в виде блочных и блочно-комплектных устройств (Б и БКУ, см. рекомендуемое приложение I). Применение Б и БКУ обусловливает снижение расхода трудовых и материальных ресурсов, уменьшение продолжительности строительства наземных объектов и издержек при их эксплуатации. Нормы разработаны в развитие нормативных документов, перечень которых приведен в справочном приложении 6.

1.2. Нормы распространяются на проектирование в блочно-комплектном исполнении новых и реконструкцию наземных объектов следующего функционального назначения: газо- и нефтедобывающих предприятий (ГДП и НДП) - установки предварительной подготовки газа (УППГ), установки комплексной подготовки газа (УКПГ), головные сооружения (ГС), подземные хранилища газа (ПХГ) и центральные пункты сбора (ЦПС) нефти (включая блочные замерные установки и дожимные нефтенасосные станции), газонефтетранспортных предприятий - перекачивающие станции, компрессорные (КС) и насосные (НС) магистральных газо-, нефте- и продуктопроводов, а также газораспределительные станции (ГРС).

Внесены ВНИИСТом Миннефтегазстроя

Утверждены: Министерством строительства предприятий нефтяной и газовой промышленности; Министерством газовой промышленности; Министерством нефтяной промышленности

Срок введения в действие
1 апреля 1984 г.

1.3. Требования Норм не распространяются на кустовые базы сжиженного газа, наполнительные станции и газоперерабатывающие заводы.

1.4. Эксплуатация объектов нефтяной и газовой промышленности, выполненных с применением блочных устройств, должна производиться в соответствии со "Сборником инструкций и рекомендаций по технике безопасности для строителей объектов нефтяной и газовой промышленности". М., Недра, 1983.

2. ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ
БЛОЧНО-КОМПЛЕКТНЫХ НАЗЕМНЫХ ОБЪЕКТОВ
НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

2.1. Для достижения максимальной экономической эффективности от применения блочных и блочно-комплектных устройств необходимо вести проектирование наземного объекта по всей совокупности функциональных блоков (Ф-блоков) и инфраструктуры (модель наземного объекта приведена в справочном приложении 2).

Примечание. В некоторых случаях для наземных объектов, работающих с резко меняющимися в течение ограниченного периода времени параметрами входов или выходов (например, газонефтедобывающие предприятия, газораспределительные станции), целесообразно проектировать целиком систему, включающую будущие изменения параметров.

2.2. При проектировании объекта, упомянутого в п. 2.1, должны выполнятъся требования:

2.2.1. надежной и безопасной эксплуатации блочных устройств (как в части пожарной, так и санитарно-гигиенической);

2.2.2. перенесения максимального объема строительно-монтажных работ на промышленные, сборочно-комплектовочные предприятия и базы строительной индустрии;

2.2.3. чёткого разделения работ нулевого цикла с наземным и надземным расположением коммуникаций.

2.3. Основными средствами для реализации требований, указанныхв п. 2.2, являются совершенствования в области управления, организации, технологии и техники, конструктивно-компоновочных решений отдельных блочных устройств и объектов в целом, эксплуатации проектируемого наземного объекта, его строительства и производства входящих в него установок, оборудования, конструкций и материалов, базирующиеся на устранении функциональной, информационной и конструктивной избыточности и достижения малообъемности сооружений наземного объекта путем:

2.3.1. максимального использования стандартных и типовых решений и конструкций Б и БКУ высокой степени заводской готовности, а также типовых технологических схем сбора, обработки и транспортировки нефти и газа, унифицированных схем компоновки генеральных планов;

2.3.2. совмещения и учетом технико-экономического обоснования в одном функциональном элементе однородных функций, реализуемых в различных Ф-блоках, например, использования одного источника для энергоснабжения основного технологического процесса, электроснабжения, теплоснабжения, получения и передачи информации, управления; использования одного источника (аккумуляторная) для аварийного электроснабжения маслосистем агрегатов, узла связи, операторной исполнительных механизмов арматуры и др.;

2.3.3. уменьшения разнообразия (номенклатуры) рабочих агентов, участвующих в процессах (например, использование воздуха как рабочего агента для охлаждения, теплоснабжения, передачи информации), унификации их параметров;

2.3.4. уменьшения количества (объема) рабочих агентов, участвующихв процессах, на основе учета разновременности их использования, замены резерва временным (передвижным), совращения размеров резерва (оптимизация);

2.3.5. интенсификации рабочих процессов за счет повышения давления, температуры, скоростей рабочих агентов для создания малогабаритного оборудования и агрегатов, приборов, блоковых систем;

2.3.6. сокращения численности обслуживающего эксплуатационного персонала, а также сопутствующих сооружений на объектах на основе повышения надежности оборудования, автоматизации процессов, телемеханизации управления и применения вахтенного и безвахтенного способов обслуживания;

2.3.7. сокращения численности ремонтного эксплуатационного персонала, а также сопутствующих сооружений на объектах путем применения агрегатно-узлового ремонта, при котором основные узлы и агрегаты оборудования ремонтируются на централизованных специализированных ремонтных базах (ЦСРБ), размещающихся в экономически обоснованном радиусе обслуживания.

Примечание. ЦСРБ придаются транспортные средства для доставки ремонтируемого оборудования узлов, агрегатов, а также материалов и ремонтного персонала. Непосредственно на площадке размещения Б и БКУ производятся только работы по профилактике, мелкому ремонту, демонтажу дефектных узлов и деталей и замене их новыми или отремонтированными.

2.3.8. уменьшения объема информации, поступающей на главный щит объекта, на основе использования преимущественно саморегулируемого технологического оборудования и агрегатов;

2.3.9. уменьшения общей массы материалов, расходуемых на создание наземного объекта, за счет совмещения однородных функций основания в различных конструкциях (например, совмещение опорной конструкции блочного устройства с фундаментом, с платформой транспортного средства и др.);

2.3.10. уменьшения объемной массы конструкционных материалов за счет применения преимущественно легких металлических сплавов, полимеров и других эффективных материалов;

2.3.11. сокращения объемов работ нулевого цикла на объектах за счет:

вынесения технологических трубопроводов, электрических кабелей на эстакады или в коммуникационные коридоры;

применения свайных (в том числе безростверковых) и плитных фундаментов, минимизирующих затраты труда и "мокрые" процессы;

2.3.12. уменьшения занимаемых площадей максимальной блокировкой на генплане, двухэтажной компоновки блочных устройств как основного, так и вспомогательного назначения, вынесения с площадки блочных устройств, имеющих с основными производственными сооружениями минимум связей или не имеющих вовсе;

2.3.13. использования многофункциональных агрегатных конструкций, совмещающих несколько видов процессов в едином корпусе или объединенных на одном основании.

2.3.14. поставки газонефтеперекачивающих агрегатов заводами-изготовителями на монтажные площадки со степенью готовности, обеспечивающей пуск в эксплуатацию без разборки и ревизии;

2.3.15. выполнения компоновочных решений Б и БКУ на генеральных планах наземных объектов из минимального числа сблокированных единых комплексов.

2.4. При проектировании блочных и блочно-комплектных устройств необходимо обеспечить:

выполнение требований эксплуатации (включая вопросы противопожарной защиты и безопасности труда);

выполнение требований технической эстетики и архитектуры;

максимальную унификацию технических решений на всех уровнях (от отдельных блочных устройств до генерального плана);

объединение блочных устройств, размещенных в блок-боксах (ББ), в единое помещение (блок-здание), позволяющее получить необходимые строительные площади и объемы с учетом их взрыво- и пожаробезопасности;

максимальное повышение компактности отдельных блочных устройств и объекта в целом (на основе применения высокой степени заводской готовности технологического оборудования основного и вспомогательного назначения и сочленения блок-боксов в единое блок-здание).

2.5. При проектировании следует стремиться к выполнению объектов в блочно-комплектном исполнении из минимального числа блочных устройств на основе создания комбинированных агрегатных конструкций, крупногабаритных блочных устройств (суперблоков), сборных конструкций и узлов максимальной единичной массы.

Основные технические требования
к блочным устройствам

2.6. Для блочных устройств, транспортируемых наземными транспортными средствами, а также смешанным транспортом (включающим авиатранспорт) боковой и верхний габариты должны соответствовать габариту железнодорожной перевозки (ГОСТ 9238-73).

2.7. При изготовлении блочных устройств или их укрупнении на сборочно-комплектовочных предприятиях в непосредственной близости от монтажных площадок допускается увеличение габаритов с учетом местных условий и наличия транспортных и грузоподъемных средств. Условия транспортирования негабаритных конструкций блочных устройств должны соответствовать Правилам перевозок негабаритных грузов (№ 53 МВД СССР от 24.02.1977 г.).

2.8. При возможности доставки блочного устройства с предприятия-изготовителя на строительную площадку с помощью водного транспорта габариты блочного устройства определяются правилами Речного и Морского регистров.

2.9. Блочные устройства должны обладать жесткостью конструкций, обеспечивающей после выполнения процессов транспортирования, такелажа, монтажа пуск в эксплуатацию без разборки и ревизии.

2.10. Блочные устройства, содержащие агрегаты с движущимися частями, должны обеспечивать в дополнение к требованиям п. 2.9 сохранение центровки осей подшипников (роторов), соединенных между собой агрегатов, а также сохранение паспортных величин зазоров между движущимися и неподвижными частями агрегатов.

2.11. Следует предусматривать возможность использования рам в качестве фундаментов блочных устройств, устанавливаемых на нежесткие основания (типа подсыпки) и свайные основания без ростверков.

Основные конструктивные схемы
блочных устройств

ВНТП 01/87/04-84 ОБЪЕКТЫ ГАЗОВОЙ И НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ, ВЫПОЛНЕННЫЕ С ПРИМЕНЕНИЕМ БЛОЧНЫХ И БЛОЧНО - КОМПЛЕКТНЫХ УСТРОЙСТВ

		

Ведомственные нормы

технологического проектирования

ПРОТИВОПОЖАРНЫЕ НОРМЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ОБЪЕКТОВ

ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА

ВНТП 03/170/567-87

Миннефтегазстрой

Мингазпром

Миннефтепром

Министерство строительства предприятий нефтяной и газовой промышленности

Министерство газовой промышленности

Министерство нефтяной промышленности

Москва 1987

Разработали: ВНИИПКтехоргнефтегазстрой, НИПИ КБС, ЭКБ по железобетону, СПКБ Проектнефтегазспецмонтаж Миннефтегазстроя; ВНИПИтрансгаз, ВНИПИгаздобыча, ЮжНИИГипрогаз Мингазпрома:

Гипровостокнефть, Гипротрубопровод, Южгипронефтепровод, ВНИПИгазпереработка, Гипротименнефтегаз Миннефтепрома.

ВНИИПО МВД СССР, ЦНИИПпромзданий Госстроя СССР.

Внесены: ВНИИНКтехоргнефтегазстроем Миннефтегазстроя.

Подготовлены к утверждению: ПУ Миннефтегазстроя, УПИР Мингазпрстда, ГУКС Миннефтепрома.

Согласовано: Госстрой СССР, ГУПО, МВД СССР, Госгортехнадзор, ЦК профсоюза рабочих нефтяной и газовой промышленности, Минздрав СССР.

Всесоюзный научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт техники, технологии и организации управления строительством предприятий нефтяной и газовой промышленности (ВНИИПКтехоргнефтегазотрой), 1987 г.

Министерство строительства предприятий нефтяной и газовой промышленности (Миннефтегазстрой), Министерство газовой промышленности (Мингазпром), Министерство нефтяной промышленности (Миннефтепром)

Ведомственные нормы технологического проектирования

ВНТП 03/170/567-87 Миннефтегазстрой Мингазпром Миннефтепром

Противопожарные нормы проектирования объектов Западно-Сибирского нефтегазового комплекса

Впервые

1. Общие положения.

1.1. Настоящие нормы должны соблюдаться при проектировании газонефтедобывающих, газонефтетранспортных предприятий и газоперерабатывающих заводов, в том числе выполненных с применением блочных и блочно-комплектных устройств в районах Западносибирского нефтегазового комплекса.*

1.2. Требования Норм не распространяются на проектирование и строительство кустовых баз сжиженного газа, объектов по добыче, переработке и транспорту нефти и газа, содержащих сероводород, на склады нефти и нефтепродуктов Министерства обороны и на подземные хранилища в горных породах, в отложениях коленной соли и ледогрунтовых хранилищ для нефти и нефтепродуктов.

1.3. При проектировании объектов по п.1.1. следует также руководствоваться нормативными документами, утвержденными или согласованными Госстроем СССР, если требования к ним не определены настоящими "Нормами...".

Внесены ВННИПКтехоргнефтегазстроем Миннефтегазстроя

Утверждены:

Министерством строительства предприятий нефтяной и газовой промышленности - 12.03.1987г

Министерством газовой промышленности - 07.04. 1987г

Министерством нефтяной промышленности - 14.04. 1987г

Срок введения в действие 1.09.87г.

* В состав территории Западносибирского нефтегазового комплекса входят Ямало-Ненецкий, Ханты-Мансийский автономные округа Тюменской области и Александровский, Каргасокский, Парабельский административные районы Томской области.

2. Генеральные планы объектов нефтяной и газовой промышленности.

2.1. Наземные объекты нефтяной и газовой промышленности по функциональному назначению сооружений с учетом пожарной, взрывной и взрывопожарной опасности подразделяются на зоны:

I зона - основные технологические установки системы сбора, подготовки и транспорта нефти, газа, конденсата и нефтепродуктов, расходные емкости ЛВЖ, ГЖ общей приведенной вместимостью до 1000 м3 ГЖ или 200 м3 ЛВЖ и единичной вместимостью до 100 м3 ГЖ или 50 м3 ЛВЖ со сливо-наливными устройствами до 3-х стояков;

малогабаритные блочные установки по переработке нефтяного газа;

канализационные насосные производственных сточных вод (с нефтью и нефтепродуктами), установки для очистки этих вод, включая резервуары-отстойники;

II зона - установки вспомогательного технологического и нетехнологического назначения (сооружения тепло -, водо-, энергоснабжения, канализации, тушения пожара, узла связи, операторной, механической мастерской и им подобные);

III зона - сооружения резервуарного хранения сырой и товарной нефти, нефтепродуктов, конденсата общей приведенной вместимостью более 4000 м3 или единичной вместимостью резервуаров более 400 м3, сливо-наливные эстакады.

IIIa зона - сооружения резервуарного хранения сырой и товарной нефти, нефтепродуктов, конденсата общей приведенной вместимостью от 1000 м3 до 4000 м3 при единичной вместимости резервуаров не более 400 м3, резервуары (аварийные) ДНС типа РВС общей вместимостью до 10000 м3

2.2. Минимальные расстояния на наземных объектах газовой и нефтяной промышленности между отдельными сооружениями и зонами устанавливаются в соответствии с таблицей 1. В пределах одной зоны (за исключением зоны III) разрывы не нормируются и принимаются из условий безопасности обслуживания, возможностей производства монтажных и ремонтных работ.

Примечание: Расстояния определяются:

- для зданий и сооружений - от наружных выступающих частей, без учета лестниц;

- между зонами - минимальные расстояния между зданиями и сооружениями этих зон;

- для железнодорожного пути - до оси колеи ближайшего железнодорожного пути;

- для технологических эстакад и до трубопроводов, проложенных без эстакад - до крайнего трубопровода;

- для автомобильной дороги - до края проезжей части;

- для факельных установок - до ствола факела.

2.3. Минимальные расстояния объектов транспорта нефти и газа, хранения нефти и нефтепродуктов, кроме СУГ, от населенных пунктов, промышленных предприятий, зданий и сооружений следует принимать согласно СНиП 2.05.06-85 и СНиПII-106-79 с учетом возможности кооперирования с этими предприятиями по строительству инженерных сетей и автомобильных дорог. Расстояния от взрывоопасных зданий и сооружений объектов добычи и подготовки нефти и газа должны быть не менее:

- 100 м до зданий и сооружений промышленных и сельскохозяйственных предприятий;

- 300 м до жилых зданий;

- 500 м до общественных зданий.

Эти расстояния до устьев нефтяных со станками-качалками и нагнетательных скважин могут быть сокращены в 2 раза.

Минимальные расстояния от промысловых трубопроводов до зданий и сооружений следует принимать по

ВСН 51-3/2.38-85

Мингазпром, Миннефтепром.

Жилые помещения для вахтенного эксплуатационного персонала объектов добычи, хранения и транспорта нефти и нефтепродуктов (кроме сжиженных газов) общей вместимостью до 160 человек (не семейные) следует размещать на расстоянии не менее 50 м от зданий и сооружений I зоны и 100 м от сооружений III, IIIa зоны. При этом должны быть предусмотрены меры по исключению попадания нефти и нефтепродуктов на территорию поселка (обвалования, размещение в районе повышенных планировочных отметок и т.п.).

2.4. Блочные устройства 1 зоны могут компоноваться в единое блок-здание в 1-2 этажа без противопожарных разрывов с блочными устройствами II зоны (за исключением резервуаров противопожарного запаса воды, пожарных насосных, артскважины, буфета) при выполнении следующих условий;

- общая площадь пристраиваемых БУ I и II зон не должна превышать 5200 м2 при одноэтажной и 2600 м2 при двухэтажной компоновке;

- помещения, относимые по взрывопожарной и пожарной опасности к категориям А и Б, отделены от помещений других категорий глухими газонепроницаемыми перегородками с пределом огнестойкости но менее 0,75 ч.

2.5. Допускается размещение открытых блоков технологического назначения на общей площадке без нормирования разрывов с блок зданием, скомпонованным по п.2.4. при соблюдении следующих условий:

- суммарная площадь блок здания с примыкающими к нему открытыми блочными устройствами с СУГ, ГГ, ГЖ и ЛВЖ, имеющего помещения категории А, Б, В, не превышает 5200 м2. Для установок, содержащих только горючие газы (в не сжиженном состоянии), предельная площадь может быть увеличена в 1,5 раза;

- открытые блочные устройства располагаются только с одной стороны блок здания.

При этом между блок зданием и открыто установленными блоками допускается располагать эстакаду с технологическими трубопроводами и кабельными сетями.

При площади более 5200м2 блок здания с примыкающими открытыми блоками технологического назначения должны делиться на секции с расстоянием между ними не менее 9 м.

Примечание: площадь эстакад включается в площадь секции.

2.6. Котельные установки, работающие на газовом или жидком топливе, могут компоноваться, в общем, блок здании по п. 2.4 при следующих условиях:

- отсутствии проемов в стенах (перегородках), отделяющих котельную от помещений категории А, В;

- устройстве естественной и аварийной механической вентиляции, сблокированной с газоанализатором;

- наличии самостоятельного выхода наружу в сторону противоположную 1 зоне;

- оборудовании взрывными клапанами (при работе на газообразном топливе);

- оборудовании автоматическим устройством (блокировкой), обеспечивающим прекращение подачи топлива при аварийных режимах в соответствии с требованиями СНиП II-35-76;

- отсутствии над котельной помещений с другими производствами;

- наличии на дымовой трубе искрогасителей;

- выполнении кровли в радиусе 3 м от дымовой трубы из несгораемых материалов.

При смежном размещении котельной и операторной они должны разделяться противопожарной перегородкой с пределом огнестойкости не менее 0,75 ч.

2.7. Максимальная площадь зданий I зоны не должна превышать 5200 м2 при одноэтажной и 2600 м2  при двухэтажной компоновке. При большей площади закрытых помещений зона I должна делиться на секции с разрывом между последними 9 м. Для технологических установок, содержащих только горючие газы (не в сжиженном состоянии), предельная площадь может быть увеличена в 1,5 раза.

2.8. Наземные объекты нефтяной и газовой промышленности следует ограждать решетчатым или сетчатым забором высотой не менее 2 м. При этом ограждения должны отстоять от зданий с помещениями категорий А, Б, В и от взрывопожароопасных открытых сооружений не ближе 2 м. Здания с помещениями категорий Г, Д могут размещаться на границе площадки.

Таблица 1
ВНТП 03/170/567-87 ПРОТИВОПОЖАРНЫЕ НОРМЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ОБЪЕКТОВ ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА

		

МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
(МИННЕФТЕПРОМ)

НОРМЫ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ
МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

(ВНТП 2-86)

Москва 1987

МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
(Миннефтепром)

НОРМЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ
МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

(ВНТП 2-86)

Утверждены приказом

Миннефтепрома от

17 декабря 1986 г. № 780

Согласовано Госстроем СССР

письмо Госстроя СССР от

12 декабря 1985 г.

№ АД-637-20/7

Москва 1986

Разработали: Гипротрубопровод и ВНИИОЭНГ

Внесены: Главным управлением проектирования и капитального строительства (ГУКС) и Главным управлением по транспортированию и поставкам нефти (Главтранснефть)

Подготовлены

к утверждению: ГУКС и Главтранснефть Миннефтепрома

Согласовано:      Госстроем СССР

Министерство нефтяной промышленности

(Миннефтепром)

Ведомственные нормы
технологического проектирования магистральных нефтепроводов

ВНТП 2-86

Миннефтепром

Взамен
ВСН 17-77

Настоящие нормы технологического проектирования устанавливает требования к проектированию магистральных нефтепроводов. Нормы являются обязательными при проектировании новых, расширении и реконструкции действующих магистральных нефтепроводов.

К магистральным нефтепроводам относятся трубопроводы протяженностью свыше 50км диаметром от 219 до 1220 мм включительно, предназначенные для транспортирования товарной нефти из районов добычи или хранения до мест потребления (нефтеперерабатывающих заводов, перевалочных нефтебаз, пунктов налива и др.).

Нормы содержат указания, регламентирующие разработку технологических решений при проектировании магистральных нефтепроводов, имеют целью внедрение передовой технологиина базе реализации достижений науки, техники и передового отечественного и зарубежного опыта.

Внесены Главным управлением проектирования и капитального строительства и Главным управлением по транспортированию и поставкам нефти Миннефтепрома

Утверждены приказом Министерства нефтяной промышленности СССР
от 17 декабря 1986 г. № 780

Срок введения

в действие

с 1-го июля

1987 г.

Предусмотренные Нормами требования направлены на повышение надежности, экономичности и безопасности эксплуатации, а также обеспечение устойчивой работы проектируемых магистральных нефтепроводов при рекомендуемых Нормами параметрах.

При проектировании расширения или реконструкции действующих объектов магистральных нефтепроводов требования настоящих норм распространяются только на расширяемую или реконструируемую часть.

Настоящие Нормы не распространяются на проектирование нефтепроводов специального назначения (промысловых, сборных, полевых и т.п.), нефтепроводов, прокладываемых в морских акваториях, и не учитывают дополнительных требований при строительстве в районах с сейсмичностью свыше 8 баллов для нефтепроводов, укладываемых подземно и 6 баллов для нефтепроводов, укладываемых надземно, нефтепроводов, прокладываемых в зонах с вечномерзлыми грунтами, а также нефтепроводов давлением свыше 10 Мпа (100кг/см2).

В Нормах не учтены специфические особенности проектирования нефтепроводов для газонасыщенных нефтей, нефтепроводов с попутным подогревом ("горячих" трубопроводов).

Проектирование магистральных нефтепроводов должно выполняться в полном соответствии с настоящими Нормами, а также с действующими ГОСТами, СНиПами, отраслевыми руководящими документами, правилами и техническими условиями на проектирование и на эксплуатацию, стандартами и инструкциями по безопасности труда и охране окружающей среды, санитарными правилами организации технологических процессов и гигиеническими требованиями к производственному оборудованию, с учетом требований по обращению с сернистыми нефтями и другими руководящими документами.

Проектирование магистральных нефтепроводов должно выполняться с максимальным внедрением новых технических решений в области строительства и эксплуатации, обеспечивающих повышение заводской готовности для строительства, сокращение расхода металла, материалов и энергетических и трудовых затрат при строительстве, а также сокращение применения ручных работ и улучшение условий охраны труда.

В технических решениях, как правило, должны применяться:

блочное исполнение оборудования;

установка оборудования па открытых площадках;

автоматизация и телемеханизация технологических процессов;

кооперирование основных и вспомогательных систем и средств обслуживания;

использование изобретений и научно-исследовательских работ в области технологии транспортирования, оборудования, строительства и эксплуатации.

При проектировании должны быть использованы типовые проекты отдельных объектов и узлов, входящих в состав магистральных нефтепроводов, а также имеющиеся экономичные ращения для повторного применения.

В проектах следует предусматривать наибольшую технически оправданную блокировку зданий и максимальное использованиеихплощадей и объемов с учетом категорий производств по взрывной, взрывопожарной и пожарной опасности и размещения на территории по зонам.

Отступления от настоящих Норм допускаются, если они:

обуславливают возможность получения нового, более совершенного проектного решения, дающего более высокие технико-экономические показатели при равных или лучших условиях надежности сооружения;

вызваны особами условиями: реконструкция сооружения с использованием наличного оборудования, возможности поставки труб, оборудования и др.

Отступление от Норм допускается только в исключительных случаях, при условии согласования отступления с заинтересованными организациями и выполнения соответствующих обоснований, которые подлежат утверждению совместно с проектной документации.

Проектирование магистральных нефтепроводов должно выполнятьсяна основания утвержденных схем развития и размещения, заданий на проектирование, как правило, вдве стадии, с использованием средств автоматизированного проектирования.

1. ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ

Основные технологические параметры магистральных
нефтепроводов

1.1. К основным параметрам магистрального нефтепровода относятся: производительность, диаметр, протяженность, число нефтеперекачивающих станций и рабочее давление на них.

1.2. Заданиена проектирование, составленное в соответствии с требованиями СНиП 1.02.01-85, должно также содержать:

наименование начального и конечного пунктов магистрального трубопровода;

Производительность нефтепровода в млн. тонн в год при полном развитии с указанием роста загрузки по этапам;

перечень нефтей (или их смесей), подлежащих перекачке по нефтепроводу, с указанием количества каждого сорта, характеристики нефтей (или их смесей), включая температуру застывания, вязкость для условия перекачки, упругость паров и плотность;

перечень пунктов сброса нефтей с указанием объемов сбросов по годам (по этапам) и по сортам, а также по величине максимального расхода;

условия поставки, приема;

рекомендации по организации управления нефтепроводами;

необходимость обратной перекачки.

1.3. Для обеспечения заданной производительности должно предусматриваться строительство одной нитки магистрального нефтепровода с развитием его пропускной способности по очередям за счет увеличения числа станций. В отдельных случаях допускается сооружение лупингов или вставок приих технико-экономическом обосновании. Допускается проектирование магистрального нефтепровода с учетом последующей укладки второй нитки в следующих случаях:

заданная производительность не обеспечивается одной ниткой;

увеличение производительности нефтепровода до пределов, указанных в задании на проектирование, намечается в сроки, превышающие 8 лет и более;

упругость паров нефти, поступающей в резервуарные парки, при заданной производительности за счет тепловыделений в нефтепроводе превышает 67 кПа (500 мм рт. ст).

1.4. При выборе параметров магистральных нефтепроводов следует руководствоваться данными, приведенными в таблице 1.

Таблица 1

Параметры магистральных нефтепроводов

Производительность,

млн. т. год

Диаметр (наружный), мм

Рабочее давление

МПа

кгс/см2

0,7-1,2

219

8,8-9,8

90-100

1,1-1,8

273

7,4-8,3

75-85

1,6-2,4

325

6,6-7,4

67-75

2,2-3,4

377

5,4-6,4

55-65

3,2-4,4

426

5,4-6,4

55-65

4-9

530

5,3-6,1

54-62

7-13

630

5,1-5,5

52-56

11-19

720

5,6-6,1

58-62

15-27

820

5,5-5,9

56-60

23-50

1020

5,3-5,9

54-60

41-78

1220

5,1-5,5

52-56

1.5. Суточная расчетная производительность нефтепровода определяется делением заданной годовой производительности на расчетное число рабочих дней, принимаемых по табл. 3.

1.6. Основные параметры нефтепровода определяются исходя из обеспечения пропускной способности нефтепровода при расчетных значениях плотности и вязкости (п.1.7). Пропускная способность нефтепровода определяется умножением суточной производительности на коэффициент Кп, учитывающий возможность перераспределения потоков в процессе его эксплуатации, принимаемый по табл. 2.

Таблица 2

Участок нефтепровода

Кп

Трубопроводы, идущие параллельно с другими нефтепроводами и образующие систему

1,05

Однониточные нефтепроводы, подающие нефть от пунктов добычи к системе трубопроводов

1,10

Однониточные нефтепроводы, по которым нефть от системы нефтепроводов подается к нефтеперерабатывающему заводу, а также однониточные нефтепроводы, соединяющие системы

1,07

1.7. Расчетная вязкость и расчетная плотность нефти должны приниматься по минимальной температуре нефти с учетом тепловыделения в нефтепроводе, обусловленного трением потока и теплоотдачи тепла в грунт, при минимальной температуре грунта на глубине оси трубопровода.

1.8. При последовательной перекачке нефтей число циклов должно определятьсяна основании технико-экономических расчетов. Рекомендуется для предварительных расчетов принимать от 52 до 72 циклов в год.

1.9. Последовательную перекачку нефтей следует предусматривать прямым контактом или с применением разделителей в зависимости от образующегося объема смеси.

Фонды времени и режим работы

1.10. Режим работы магистральных нефтепроводов непрерывный, круглосуточный.

1.11. Расчетное число рабочих дней нефтепровода, принимаемых при проектировании с учетом затрат времени на техническое обслуживание, капитальный ремонт и ликвидацию повреждений, а также на откачку нефти из емкостей и их заполнение, определяется по табл.3, не менее:

Таблица 3.

Расчетное число рабочих дней магистральных нефтепроводов

Протяженность нефтепровода, км

Диаметр нефтепровода, мм

до 820 включительно

свыше 820

до 250

357

355

свыше 250 до 500

356

355

353

351

свыше 500 до 700

354

352

351

349

свыше 700

352

350

349

345

В числителе указаны цифры для нормальных условий, цифры в знаменателе применяются при прохождении нефтепроводов в сложных условиях (заболоченные и горные участки) -не менее 30% от протяженности трассы нефтепровода.

1.12. Расчетное число рабочих дней для нефтепроводов, находящихся в эксплуатации, определяется по нормативам расчета производительности действующих магистральных нефтепроводов.

2. ЛИНЕЙНАЯ ЧАСТЬ

2.1. В состав линейной части магистральных нефтепроводов входят сооружения в соответствии с СНиП 2.05.06-85, а также устройства приема и пуска (пропуска) скребков и блокировочные трубопроводы.

2.2. Линейная часть в отношения выбора трасс, переходов через естественные и искусственные препятствия, устройства защитных сооружений, расчетов нефтепроводов на прочность и устойчивость (в том числе определения толщин стенок труб), противоэрозионных и противооползневых мероприятий, защиты от коррозии, материалов и изделий должна проектироваться в соответствии со СНиП 2.05.06-85.

2.3. Толщину стенок трубопроводов следует определять в соответствии с расчетной эпюрой давления с учетом категории участка.

Расчетная эпюра давления должна определяться по эксплуатационным участкам нефтепровода между соседними станциями с емкостью. Эпюра давления должна строиться из условия подачи нефти от каждой промежуточной НПС на НПС с емкостью последующего эксплуатационного участка при максимальном рабочем давлении, соответствующем максимальной суточной производительности.

2.4. Определение категорий участков нефтепроводов производится по СНиП 2.05.06-85.

Для уменьшения расхода металла, особенно для нефтепроводов диаметром 1020 и 1220 мм, рекомендуется применять высокопрочные трубы - предел прочности не ниже 588 Мпа (60 кг/мм2).

2.5. Запорную арматуру следует устанавливать через 15-20 км. Установку запорной арматуры следует предусматривать по рельефу местности таким образом, чтобы розлив нефти в случае возможной аварии нефтепровода был минимальным. Установка должна быть бесколодезной.

Для удобства испытаний и повторных испытаний нефтепроводов расстановку запорной арматуры следует, как правило, производить на границах смены толщин стенок участков нефтепроводов большой протяженности.

2.6. Запорная арматура на трассе нефтепроводов должна иметь привод и приборы системы управления, обеспечивающие возможность местного и дистанционного управления.

2.7. На магистральном нефтепроводе с обеих сторон запорной арматуры должна быть предусмотрена установка манометров.

2.8. При проектировании перехода нефтепровода, трасса которого проходит параллельно существующему нефтепроводу, допускается (вместо сооружения резервной нитки на нем) предусматривать использование для проектируемого нефтепровода резервной нитки существующего нефтепровода, при условии, что диаметр и допустимое рабочее давление на ней не меньшечем для проектируемого нефтепровода.

2.9. На магистральных нефтепроводах должны предусматриваться устройства приема и пуска скребка для очистки трубопровода в период эксплуатации, которые следует использовать также для приема и пуска разделителей при последовательной перекачке и средств диагностики.

Устройства приема и пуска скребка нефтепроводов размещаются на расстоянии друг от друга до 300кми, как правило, совмещаются о НПС. Устройства приема и пуска скребка должны предусматриваться также на лупингах и резервных нитках протяженностью более 3 км и на отводах протяженностью более 5 км.

2.10. Схемы устройств приема и пуска скребка в зависимости отих расположения на нефтепроводе должны обеспечивать различные варианты технологических операций: пропуск, прием и пуск, только пуск или только прием скребка.

Схемы устройств должны предусматривать возможность осуществления перекачки нефти по нефтепроводу без остановки НПС - в процессе очистки нефтепровода.

2.11. В состав устройств приема и пуска входят:

1) камеры приема и запуска очистных устройств;

2) трубопроводы, арматура и соединительные детали;

3) емкость для дренажа нефтииз камер приема и пуска;

4) механизмы для извлечения, перемещения и запасовки очистных устройств;

5) сигнализаторы прохождения очистных устройств;

6) приборы контроля давления.

2.12. При значительном перепаде высот на магистральных нефтепроводах должны предусматриваться станции защиты для предотвращения повышения давления в трубопроводе выше рабочего и станции дросселирования на обратных склонах для предотвращения потока с неполным сечением.

2.13. Для технического обслуживания, а также аварийно-восстановительного ремонта сооружений линейной части нефтепроводов, контроля за соблюдением правил их охраны и производства работ в охранной зоне предусматриваются аварийно-восстановительные пункты (АВП), располагаемые при НПС нефтепроводов.

Один АВП обслуживает в обычных условиях и пустынях участок трассы нефтепровода протяженностью 200 - 250 км, а в районах с участками трассы, проходящими по болотам или рисовым полям, - 80 - 100 км.

При отсутствии проездов по трассе техническое обслуживание и наблюдение за магистральным нефтепроводом и сооружениями на трассе должно предусматриваться с помощью воздушного транспорта или высокопроходимой техники.

2.14. В местах установки линейной запорной арматуры и на каждой НПС следует предусматривать вертолетные площадки.

2.15. Для размещения аварийно-восстановительных бригад должны быть предусмотрены пункты обогрева (жилой дом, с надворными постройками), располагаемые на трассе с интервалом 30-40 км вблизи задвижек. Постоянное проживание обслуживающего персонала в пунктах обогрева не предусматривается.

2.16. На сложных участках трассы для контроля за состоянием нефтепровода могут предусматриваться усадьбы линейных ремонтеров (жилой дом с надворными постройками), которые должны располагаться в районе установки линейных задвижек, как правило, вблизи населенных пунктов. Участок обслуживания одного ремонтера устанавливается в пределах 15-20 км в зависимости от доступности трассы, обусловленной рельефом местности, расположением дорог, заболоченностью, наличием естественных и искусственных препятствий. Участок обслуживания не зависит от числа параллельных ниток трубопроводов.

2.17. В местах переходов магистральными нефтепроводами крупных судоходных рек и водохранилищ должны предусматриваться оснащенные плавсредствами пункты наблюдения за зоной перехода водной преграды. Пункт наблюдения имеет жилой дом с хозяйственными постройками, аналогично усадьбе линейного ремонтера.

2.18. Для участков магистральных нефтепроводов, проложенных через болота, объем аварийного запаса труб должен составлять 0,3% от их протяженности, для остальных участков - 0,1% от их протяженности. Складирование аварийного запаса труб следует предусматривать на площадках НПС, пунктов обогрева, усадеб линейных ремонтеров или пунктов наблюдения.

2.19. Для обеспечения нормальных условий эксплуатации и исключения возможности повреждения нефтепроводов устанавливается охранная зона в соответствии с правилами охраны магистральных трубопроводов.

Проектирование линейной части нефтепровода, а также закрепление трассы трубопровода на местности опознавательными знаками, должно выполняться в соответствии с этими правилами.

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

ВНТП 2-86 НОРМЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

		

Открытое акционерное общество "Газпром"

СОГЛАСОВАНО

Главным управлением
Государственной
противопожарной
службы МВД России
15 августа 1997 г.
№ 20/3.2/1786

УТВЕРЖДЕНО

Приказом Минтопэнерго
Российской Федерации
от 18.06.1998г. № 214

ПРАВИЛА ПОЖАРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ

для предприятий и организаций газовой промышленности

ВППБ 01-04-98

Москва 1998

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "ГАЗПРОМ"

ПРИКАЗ

от 16 сентября 1998 г.

№ 120

О введении в действие "Правил пожарной безопасности для
предприятий и организаций газовой промышленности"

В целях создания современной нормативной отраслевой базы и повышения уровня пожарной безопасности предприятий и организаций ОАО "Газпром"

ПРИКАЗЫВАЮ:

1. Принять к сведению, что приказом Минтопэнерго России от 18.06.98 № 214 утверждены "Правила пожарной безопасности для предприятий и организаций газовой промышленности", которые вводятся в действие по истечении 10 дней со дня их опубликования.

2. Фирме "Газобезопасность" (Н.А.Яковенко) по согласованию с Минтопэнерго России и Главным управлением государственной противопожарной службы МВД России обеспечить публикацию Правил в установленном порядке.

3. ООО "Информационно-рекламный центр газовой промышленности" (Н.Х.Халлыев), фирме "Газобезопасность" (Н.А.Яковенко) обеспечить до 15.11.98 издание Правил в количестве 10000 экз. и их рассылку предприятиям и организациям ОАО "Газпром".

4. Руководителям предприятий и организаций ОАО "Газпром":

- организовать изучение Правил всеми работниками;

- повысить ответственность инженерно-технического персонала и других работников за неукоснительное выполнение Правил на производстве и в подразделениях коммунально-бытового обслуживания.

5. Контроль за выполнением настоящего приказа возложить на генерального директора фирмы "Газобезопасность" Н.А.Яковенко.

Председатель Правления ОАО "Газпром"

Р.И. Вяхирев

ПРАВИЛА ПОЖАРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ

для предприятий и организаций газовой промышленности

ВППБ 01-04-98

"Правила пожарной безопасности для предприятий и организаций газовой промышленности" (далее - данные Правила) разработаны в развитие "Правил пожарной безопасности в Российской Федерации" ППБ 01-93 и учитывают положения Федерального Закона Российской Федерации "О пожарной безопасности" от 18 ноября 1994г.

Правила устанавливают требования пожарной безопасности, специфичные для основных предприятий, предприятий обеспечения, для инженерных служб, служб управления и других объектов газовой промышленности, в том числе на континентальном шельфе, далее по тексту "объекты Газпрома" и содержат относящиеся к этим объектам основные положения ППБ 01-93 (включены в данные Правила как извлечения. При печати принята сквозная нумерация требований, в конце пункта извлечений из ППБ 01-93 указан номер, присвоенный ему в официальном издании "Изограф", 1994 г.).

Правила разработаны ОАО "Газпром" (П.В.Куцын, Н.А.Яковенко, А.С.Шалабанов, Г.М. Дмитриев, М.С. Федоров, И.И. Иванов, Р.М. Тагиев), ВНИИПО МВД РФ (Г.А. Ларцев), ГУГПС МВД РФ (В.П. Молчанов, Ю.И. Логинов, В.Я. Кручков).

С вводом в действие данных Правил утрачивают силу "Правила пожарной безопасности в газовой промышленности" ППБВ-85.

Зарегистрированы: письмо ГУГПС МВД РФ от 14. 08. 1998г.№20/2.2/б/нП

I. Общие требования

1. Общие положения

1.1. Данные Правила распространяются на объекты газовой промышленности, расположенные на территории и континентальном шельфе Российской Федерации, устанавливают требования пожарной безопасности, специфичные для объектов отрасли и подлежащие выполнению при их эксплуатации и ремонте. Положения Правил являются обязательными для исполнения всеми предприятиями, учреждениями и организациями газовой промышленности, независимо от их организационно-правовых форм и форм собственности, а также должностными лицами, работниками и гражданами.

Лица, виновные в нарушении Правил, несут ответственность, установленную действующим законодательством Российской Федерации.

1.2. На объектах Газпрома наряду с данными Правилами должны выполняться требования других нормативных документов по пожарной безопасности для объектов при их эксплуатации и ремонте.

На объектах, располагающихся на территории Гослесфонда, кроме данных Правил следует также выполнять требования "Правил пожарной безопасности в лесах Российской Федерации".

1.3. На объектах Газпрома на основе рабочих чертежей проекта должен быть разработан технический паспорт объекта (цеха, установки, склада и т.д.) с генпланом территории, архитектурно-планировочными решениями (поэтажными планами и разрезами), картами-схемами технологических процессов и схемами инженерных систем. В паспорте, наряду с вопросами строительного характера и мероприятиями обеспечения безопасности, следует указывать предусмотренный проектом комплекс мер противопожарной защиты.

Технический паспорт должен быть утвержден руководителем объекта и согласован с генеральной проектной организацией. Внесение изменений в технический паспорт допускается только при наличии проектной документации, отвечающей требованиям действующих норм, согласованной и утвержденной в установленном порядке.

Технический паспорт должен храниться непосредственно на объекте.

2. Организация работ по обеспечению пожарной безопасности на объектах

2.1. Газпром организует и методологически руководит работой предприятий газовой промышленности по обеспечению пожарной безопасности, определяет объемы и источники финансирования для проведения НИиОКР для этих целей.

2.2. Персональную ответственность за обеспечение пожарной безопасности объектов газовой промышленности в соответствии с действующим законодательством несут руководители предприятий, организаций и подразделений, являющиеся юридическими лицами.

Примечание.

1. Ответственных лиц за пожарную безопасность отдельных территорий, зданий, сооружений, помещений, цехов, участков, технологического и инженерного оборудования, электросетей и т.п. назначает своим приказом руководитель предприятия, организации и подразделения. Возложенная ответственность за обеспечение пожарной безопасности должна быть отражена в должностных инструкциях.

2. Ответственность за обеспечение пожарной безопасности арендуемых зданий, помещений и сооружений несут арендаторы или арендодатели в соответствии с договором аренды.

2.3. Каждый работающий на объекте обязан знать и выполнять установленные для объекта правила пожарной безопасности, не допускать действий, которые могут привести к пожару, сообщать руководителю об обнаруженных нарушениях требований пожарной безопасности.

2.4. Руководитель предприятия, организации обязан:

организовать выполнение противопожарных мероприятий, изложенных в данных Правилах, а также указаний ОАО "Газпром" по вопросам пожарной безопасности и предписаний Государственной противопожарной службы, предусматривать для этих целей необходимые ассигнования с учетом норм положенности (Приложение 1);

установить порядок и организовать изучение персоналом данных Правил и разработанных на их основе инструкций, проведение на объекте противопожарных инструктажей и занятий по пожарно-техническому минимуму;

решать в установленном порядке вопросы создания пожарной охраны, осуществлять их материально-техническое обеспечение и содержание занимаемых зданий и сооружений;

организовать добровольные пожарные дружины и пожарно-техническую комиссию, обеспечить их работу в соответствии с действующими положениями (Приложения 2 и 3);

представлять по требованию должностных лиц Государственной противопожарной службы сведения и документы о состоянии пожарной безопасности, в том числе о пожарной опасности производимой ими продукции, а также о происшедших пожарах и их последствиях;

оказывать содействие пожарной охране при тушении пожара на объекте, установлении причин и условий возникновения и развития пожара;

по каждому случаю происшедшего на объекте пожара организовать разработку и осуществление необходимых профилактических противопожарных мероприятий;

сообщать о происшедших пожарах, гибели людей и материальном ущербе в порядке, установленном "Инструкцией по расследованию и учету пожаров на объектах ОАО "Газпром" (Приложение № 4).

Отчет о происшедших пожарах должен быть согласован с территориальным органом государственной противопожарной службы (УГПС).

2.5. Руководители структурных подразделений предприятий, организаций и лица, назначенные приказом ответственными за пожарную безопасность, обязаны:

знать пожарную опасность технологического процесса;

следить за выполнением установленного на объекте противопожарного режима;

обеспечить строгое соблюдение всеми работниками (обслуживающим персоналом) цеха, участка, установки установленных требований пожарной безопасности;

не допускать ведения работ с применением открытого огня без оформления в установленном порядке разрешения (наряда-допуска, приложение 10), обеспечить исправное содержание и постоянную готовность к действию имеющихся средств пожаротушения, связи и сигнализации.

2.6. На основе данных Правил, других нормативных документов, а также указаний Газпрома по вопросам пожарной безопасности, на каждом объекте (цехе, участке, установке и т.п.). Должны быть разработаны, исходя из специфики пожарной опасности производства, инструкции о мерах пожарной безопасности, отвечающие требованиям ППБ 01-93 (Приложение 5). Инструкции согласовываются с Государственной противопожарной службой и утверждаются руководителем объекта (главным инженером).

2.7. Работники объекта обязаны:

знать и соблюдать требования данных Правил и разработанных на их основе инструкций по пожарной безопасности, а также соблюдать и поддерживать установленный противопожарный режим;

уметь пользоваться средствами пожаротушения и знать место их расположения;

в случае обнаружения пожара: немедленно сообщить о нем в пожарную охрану; организовать эвакуацию из здания (помещения) или опасной зоны всех работающих, не занятых ликвидацией пожара;

в случае угрозы для жизни людей немедленно организовать их спасение, используя для этого все имеющиеся силы и средства; прекратить все работы, не связанные с мероприятиями по ликвидации пожара; при необходимости вызвать медицинскую службу;

организовать отключение электроэнергии (кроме аварийного и эвакуационного освещения), остановку транспортирующих устройств, агрегатов, аппаратов, коммуникаций, систем вентиляции и проведение других мероприятий, способствующих предотвращению распространения пожара;

обеспечить защиту людей, принимающих участие в тушении пожара, от возможных обрушений конструкций, поражений электрическим током, отравлений, ожогов;

принять возможные меры к эвакуации имущества, приступить к тушению пожара имеющимися на объекте, участке или на рабочем месте средствами пожаротушения (огнетушитель, кошма пожарная, внутренний пожарный кран и др.), принять меры по вызову к месту пожара непосредственного руководителя данного объекта (цеха, участка, склада и т.п.) или другого должностного лица.

2.8. На каждом объекте (цехе, установке, помещении) на видном месте должна быть установлена табличка с указанием номеров телефонов вызова пожарной охраны, должности и фамилии лица ответственного за пожарную безопасность объекта.

3. Организация и проведение обучения мерам пожарной безопасности, противопожарных инструктажей и занятий по программам пожарно-технического минимума

3.1. К самостоятельной работе специалисты, рабочие и служащие объектов могут быть допущены только после прохождения подготовки по изучению правил и инструкций по пожарной безопасности для предприятия, цеха, производственного участка, установки, здания или сооружения.

Противопожарная подготовка ИТР, рабочих и служащих должна проводиться в соответствии с ГОСТ 12.0.004-90 и включать противопожарный инструктаж (вводный, первичный на рабочем месте, повторный, внеплановый и текущий) и занятия по пожарно-техническому минимуму.

Лица, привлекаемые к ликвидации аварий и тушению пожаров на объектах Газпрома, к ликвидации и тушению газовых (газонефтяных) фонтанов, должны иметь соответствующую подготовку.

3.2. Вводный противопожарный инструктаж следует проводить в специальных помещениях, оборудованных необходимыми наглядными пособиями и плакатами, инструкциями и макетами, образцами первичных средств пожаротушения, схемами стационарных установок пожаротушения и связи, имеющихся в помещениях, на установках, в цехах, зданиях и сооружениях объектов.

По окончании инструктажа следует провести проверку знаний и навыков, полученных инструктируемым. С лицами, знания которых оказались неудовлетворительными, следует провести повторный инструктаж с обязательной последующей проверкой знаний комиссией.

После проведения вводного противопожарного инструктажа проводивший его руководитель должен сделать отметку в сопроводительной записке или приемном листе о проведении инструктажа, а лицо, прошедшее инструктаж, расписаться в специальном журнале (Приложение 6), а также в карточке регистрации инструктажей по охране труда, пожарной безопасности и охране окружающей среды.

3.3. Первичный противопожарный инструктаж дополняет вводный и его надлежит проводить непосредственно на рабочем месте после ознакомления инструктируемого с основами технологического процесса производства на своем рабочем месте, усвоения терминологии и изучения своего участка работы, изучения устройства первичных средств пожаротушения и правил их применения.

Первичный инструктаж следует также проводить при переводе рабочих и служащих из одного цеха в другой, применительно к пожарной опасности данного цеха, лаборатории, установки.

В отдельных случаях вводный и первичный инструктажи могут проводиться одновременно.

Противопожарные инструктажи могут проводиться одновременно с инструктажами по охране труда.

3.4. Последующие инструктажи по пожарной безопасности проходят все рабочие независимо от квалификации, образования, стажа выполняемой работы не реже 1 раза в полугодие. Последующие инструктажи могут проводиться одновременно с проведением инструктажей по технике безопасности.

Данные о проведенных последующих инструктажах следует записывать в "Журнал противопожарного инструктажа на рабочем месте" (Приложение 7).

3.5. При нарушении работающими правил и инструкций по пожарной безопасности, изменений или применении других видов сырья и материалов в технологических процессах, влияющих на пожарную опасность проводят внеплановые инструктажи.

3.6. При выполнении работ, не связанных с прямыми обязанностями по специальности, или работ, на которые оформляется наряд-допуск (разрешение), производят целевой инструктаж по пожарной безопасности.

3.7. Порядок и категория специалистов для проведения занятий по пожарно-техническому минимуму определяет приказ руководителя предприятия.

Занятия по пожарно-техническому минимуму проводятся непосредственно на производственных участках по группам с учетом категории специалистов.

Примерная программа проведения занятий по пожарно-техническому минимуму с рабочими, ИТР и служащими промышленных предприятий приведена в Приложении 8.

3.8. По окончании прохождения программы пожарно-технического минимума работающие должны сдать экзамен. Результаты проведения экзаменов по пожарно-техническому минимуму оформляются протоколом, в котором указываются оценки по изученным темам.

Экзамены принимает постоянно действующая комиссия, назначаемая приказом руководителя предприятия, под председательством главного инженера или руководителя объекта.

Проверку знаний по пожарно-техническому минимуму допускается проводить совместно с проверкой знаний норм и правил по технике безопасности.

3.9. Руководители, должностные лица и рабочие, привлекаемые к ликвидации аварий и тушению пожаров на объектах морских нефтегазовых предприятий, к ликвидации и тушению газовых (газонефтяных) фонтанов, должны иметь соответствующую практическую подготовку.

3.10. На объектах морского нефтегазового предприятия должны быть разработаны и утверждены руководителем предприятия графики проведения тренировок персонала в соответствии с разработанным на предприятии расписанием по тревогам и оперативными планами ликвидации возможных аварий и пожаров. Оперативные планы составляются в соответствии с действующими правилами и инструкциями.

Запрещается допускать к работе лиц, не ознакомленных под роспись с расписанием по тревогам, планом ликвидации аварий и тушения пожара.

3.11. На морском нефтегазовом предприятии должен вестись ежедневный пофамильный учет людей, находящихся на объекте.

Руководитель объекта или его заместитель обязаны ознакомить с правилами пожарной безопасности под роспись в специальном журнале всех лиц, прибывающих на объект морского нефтегазового предприятия для выполнения временных или других работ, а также с действиями по сигналам тревог.

Примечание. Дополнительные мероприятия по обеспечению пожарной безопасности нефтегазодобывающих предприятий континентального шельфа (МСП, СПБУ) изложены в Приложении 9.

II. Основные требования пожарной безопасности для предприятий и организаций

ВППБ 01-04-98 ПРАВИЛА ПОЖАРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ДЛЯ ПРЕДПРИЯТИЙ И ОРГАНИЗАЦИЙ ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

		

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

ВЕДОМСТВЕННЫЙ РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

РУКОВОДСТВО
ПО АНАЛИЗУ РЕЗУЛЬТАТОВ
ВНУТРИТРУБНОЙ ИНСПЕКЦИИ
И ОЦЕНКЕ ОПАСНОСТИ ДЕФЕКТОВ

ВРД 39-1.10-001-99

Москва 1999

Система нормативных документов в газовой промышленности
ВЕДОМСТВЕННЫЙ РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

РУКОВОДСТВО
ПО АНАЛИЗУ РЕЗУЛЬТАТОВ ВНУТРИТРУБНОЙ
ИНСПЕКЦИИ И ОЦЕНКЕ ОПАСНОСТИ ДЕФЕКТОВ

ВРД 39-1.10-001-99

ОАО "ГАЗПРОМ"

Всероссийский научно-исследовательский институт
природных газов и газовых технологий

(ВНИИГАЗ)

Информационно-рекламный центр газовой промышленности

(ИРЦ Газпром)

Москва 1999

ПРЕДИСЛОВИЕ

РАЗРАБОТАН                     Всероссийским научно-исследовательским институтом природных газов и газовых технологий, ДАО "Оргэнергогаз" с участием специалистов ДП "Оренбурггазпром".

ВНЕСЕН                               Управлением проектирования и экспертизы ОАО "Газпром".

УТВЕРЖДЕН                      Заместителем Председателя Правления ОАО "Газпром" В.В.Ремизовым 9 февраля 1999 г.

ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ    Приказом ОАО "Газпром" от 29 марта 1999 г. № 28 с 1 мая 1999 г. сроком на 3 года.

СОГЛАСОВАН                   Федеральным горным и промышленным надзором России от 5 мая 1999 г. № 10-03/268, Управлением науки, новой техники и экологии, Управлением по транспортировке газа и газового конденсата ОАО "Газпром".

ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

СОДЕРЖАНИЕ

1общие положения. 2

2порядок организации и проведения работ. 2

3приемка результатов внутритрубной инспекции. 3

3.1 экспресс-анализ результатов инспекции и контрольные обследования (шурфовки)3

3.2 требования к отчету о внутритрубной инспекции. 3

4анализ данных внутритрубной инспекции. 4

5ранжировка дефектов. 5

6планирование работ по идентификации дефектов трубопроводов. 5

6.1 ранжировка трубопроводов. 5

6.2расчет количества дефектов для ежегодного обследования. 6

7определение местоположения дефектов на трассе трубопровода. 6

8разработка шурфов. 7

9вскрытие изоляции и очистка трубы. 7

10идентификация дефектов. 8

11заключение о степени опасности дефектов. 10

Заключение. 10

Приложение а.. 10


ВВЕДЕНИЕ

«Руководство по анализу результатов внутритрубной инспекции и оценке опасности дефектов» определяет требования по организации и проведению работ, связанных с предварительной обработкой, интерпретацией результатов внутритрубной инспекции и определению приоритета магистральных газопродуктопроводов предприятий ОАО «ГАЗПРОМ» для проведения идентификации поврежденных участков и вывода их в ремонт.

Руководство предназначено для руководящего и эксплуатационного персонала управлений по эксплуатации магистральных газопродуктопроводов и организаций, проводящих диагностику и экспертизу технического состояния трубопроводов.

Руководство разработано в соответствии с тематическим планом НИОКР ОАО «ГАЗПРОМ» в лаборатории надежности газопроводных конструкций ВНИИГАЗа (д.т.н. Харионовский В.В., к.т.н. Курганова И.Н., к.т.н. Ремизов Д.И., инженер Бакуленко М.Н.), производственным управлением по эксплуатации газопродуктопроводов предприятия «Оренбурггазпром» (гл. инженер Резвых А.И., вед. инженер, к.т.н. Полозов В.А.), инженерно-техническим центром "Орггазинжиниринг" ДАО "Оргэнергогаз" (Трофимов П.П., Муханов Н.А., к.т.н. Спиридонов В.В., к.т.н. Спиридонова Н.В.).

Система нормативных документов в газовой промышленности

Ведомственный руководящий документ

Руководство
по анализу результатов внутритрубной инспекции
и оценке опасности дефектов

Дата введения 1999-05-01

1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Настоящее Руководство определяет требования по организации и проведению работ, связанных с предварительной обработкой, интерпретацией результатов внутритрубной инспекции и определению приоритета магистральных газопродуктопроводов для проведения идентификации поврежденных участков и вывода их в ремонт.

Руководство предназначено для предприятий, эксплуатирующих магистральные газопроводы и газоконденсатопроводы, и организаций, проводящих диагностику и экспертизу технического состояния подземных трубопроводов.

При разработке Руководства использован опыт проведения всего комплекса работ ПУ ЭГПП предприятия «Оренбурггазпром», а также опыт проведения диагностических обследований ДАО "Оргэнергогаз" и ПО "Спецнефтегаз".

В связи с тем, что данный нормативный документ вводится впервые, то его надо рассматривать как временный, со сроком действия 3 года для апробации предприятиями ОАО "Газпром".

Руководство разработано с использованием нормативно-технических документов, приведенных в Приложении А, требования которых следует выполнять при организации и проведении работ, предусмотренных настоящим документом.

2 ПОРЯДОК ОРГАНИЗАЦИИ И ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ

В связи с различиями в структуре ДП, газотранспортные предприятия самостоятельно устанавливают свои подразделения (в соответствии с приказами, распоряжениями, положениями), ответственные за проведение работ, предусмотренных настоящим Руководством.

Идентификация дефектов и расчет несущей способности поврежденных участков трубопроводов проводит либо одно из подразделений газотранспортного предприятия, либо организация, проводившая внутритрубную инспекцию (что должно быть оговорено в договоре), либо привлекаемая специализированная организация.

Типовой порядок организации проведения работ следующий.

Обработку, интерпретацию данных внутритрубной инспекции, ранжировку дефектов и расчет приоритетов трубопроводов проводят специалисты служб организаций, проводящих диагностику, и специалисты производственных управлений. Расчет утверждается главным инженером производственного управления.

На основании расчетных приоритетов трубопроводов производственный отдел составляет программу (график) обследований поврежденных участков, которая утверждается главным инженером и подлежит обязательному исполнению всеми подразделениями производственного управления, участвующими в этой работе. Программа (график) обследований составляется с учетом обеспечения безопасной эксплуатации трубопровода, технических и экономических возможностей производственных управлений.

Контроль за выполнением программы (графика) обследований трубопровода и дефектов ведется производственным отделом.

После проведения обследования дефектов и оценки их опасности составляется график вывода трубопроводов в ремонт.

Отбраковку дефектов, определение сроков и методов ремонта производит соответствующая комиссия газотранспортного или газодобывающего предприятия.

К проведению аналитических и экспертных работ или выполнению их отдельных этапов могут привлекаться специализированные предприятия, имеющие лицензию на проведение экспертизы технического состояния газопроводных конструкций. Результаты всех выполненных исследований, включая расчеты, и заключение оформляются организацией, проводившей экспертизу, в виде отчета. Отчет с заключением служат основанием для принятия эксплуатирующим газопровод предприятием решения о дальнейших действиях по техническому обслуживанию обследованных участков (продолжению нормальной эксплуатации, изменению технологических режимов перекачки, ремонту или реконструкции).

3 ПРИЕМКА РЕЗУЛЬТАТОВ ВНУТРИТРУБНОЙ ИНСПЕКЦИИ

3.1 Экспресс-анализ результатов инспекции и контрольные обследования (шурфовки)

После пропуска снаряда-дефектоскопа специалистами инспектирующей организации проводится экспресс-анализ результатов внутритрубного обследования и представляется отчет, в котором должны быть отражены:

·         полнота и качество записи информации;

·         наличие отметок реперных точек (элементов обустройства, установленных маркеров);

·         соответствие скорости снаряда режиму, обеспечивающему получение достоверной информации о техническом состоянии газопровода;

·         информация о всех значительных дефектах.

По результатам экспресс-анализа проводятся контрольные обследования (шурфовки) в объеме, определяемом эксплуатирующей организацией. В ходе их проведения:

·         измеряют расстояния между смежными реперными точками на участках, где планируется производить шурфовку;

·         проверяют соответствие действительного характера обнаруженного повреждения его описанию в отчете об экспресс-анализе;

·         погрешности в привязке дефектов по периметру трубы и относительно кольцевых стыков.

По результатам контрольных шурфовок составляется соответствующий акт.

3.2 Требования к отчету о внутритрубной инспекции

Отчет обязательно должен включать:

·         таблицу используемых реперных точек с описанием вида реперной точки (кран, установленный маркер, отвод и др.), ее обозначением, расстояниями от камеры пуска и до следующей ближайшей реперной точки;

·         таблицу особенностей трассы, включающую их описание (патрон, пригрузы, сегментные участки) с координатами начала и конца, с указанием длины;

·         таблицу результатов обследования с идентификацией выявленной аномалии (коррозионные и металлургические дефекты, гофры, вмятины, дефекты сварных соединений, тройники, отводы и др.), угловой ориентацией, размерами (длиной, шириной, глубиной), расстояниями от камеры пуска, ближайших реперных точек, поперечного сварного шва;

·         трубный журнал с указанием типа трубы (прямошовная, спиральношовная), координат начала и конца, длины и толщины стенки каждой трубы.

К отчету в качестве приложений прилагаются:

·         графики движения снаряда-дефектоскопа по трассе (с указанием скорости и ориентации снаряда);

·         подробная информация о наиболее значительных дефектах, с указанием их трассовой привязки и визуальным цветным изображением дефектной зоны;

·         масштабная схема обнаруженных элементов газопровода, особенностей и дефектов, в которой трасса газопровода графически представляет собой масштабное изображение уложенных труб (с указанием их типа - прямошовная, спиральношовная, и номера по трубному журналу) по всей длине трассы, с условными обозначениями камер запуска и приема внутритрубных снарядов, линейных кранов, тройников, патронов, пригрузов, сварных стыков, установленных маркеров, выявленных дефектов и аномалий (с цветовой кодировкой степени повреждения);

·         диаграмма общей оценки состояния участка с указанием числа дефектных секций по видам и степени повреждений;

·         график распределения дефектов вдоль трассы с координатами "глубина дефекта - длина участка газопровода";

·         угловое распределение дефектов по окружности газопровода с указанием числа дефектов и их угловой ориентации;

·         цифровая информация об инспекции на машинных носителях (дискете или компакт-диске), включающая дефектограммы обследованного участка; компьютерную программу, обеспечивающую просмотр этих материалов; и текстовые файлы отчетных документов.

При приемке отчета об инспекции проверяется наличие обязательных разделов и их полнота. Далее все дефекты классифицируются как:

·         дефекты потери металла (наружные, внутренние, в теле трубы);

·         дефекты геометрии поперечного сечения трубы (овальность, вмятины, гофры и пр.);

·         аномалии.

В случае необходимости может быть принято решение о контроле результатов инспекции с помощью шурфовки. При проведении шурфовки необходимо обратить внимание на то, сохранили ли после идентификации обнаруженные дефекты свою прежнюю классификацию на группы, указанные выше, и укладываются ли выявленные погрешности в измерениях геометрии дефектов в установленные производителем снарядов-дефектоскопов допуски.

В случае получения отрицательного ответа на приведенные выше вопросы, инспектирующей организации выставляются претензии, и вопрос решается в рамках действующего договора на выполнение внутритрубного обследования.

4 АНАЛИЗ ДАННЫХ ВНУТРИТРУБНОЙ ИНСПЕКЦИИ

Полученные при внутритрубной инспекции данные должны пройти соответствующую обработку. Для этого составляются:

·         конструктивная схема трубопровода с указанием отметок запорной арматуры, тройников и врезок, колен и кривых вставок, участков разной категорийности;

·         ситуационный план трассы с указанием отметок переходов трубопровода через препятствия и коммуникации, гидрогеологических особенностей трассы;

·          совмещенный план конструктивной схемы и ситуации с отметками выявленных дефектов;

·         диаграмма распределения дефектовпо трассе в координатах «глубина дефекта-длина трубопровода»;

·         то же «положение дефекта (час.)-длина трубопровода»;

·         то же «количество дефектов разной степени опасности-длина трубопровода» (по предварительной классификации фирмы-исполнителя).

При наличии подобным образом обработанной информации предыдущих внутритрубных инспекций и электрометрических обследований представляется возможность комплексного анализа технического состояния трубопровода, а именно:

·         оценить динамику развития дефектов во времени;

·         оценить влияние рельефа и гидрогеологии трассы, состояния изоляции и катодной защиты на зарождение и развитие дефектов трубопроводов;

·          откорректировать конструктивную схему трубопровода и трассовые отметки.

На основе комплексного анализа данных разрабатывается перспективная программа внутритрубных, электрометрических и других обследований трубопроводов. Периодичность внутритрубной инспекции действующих магистральных газопродуктопроводов не должна превышать 8 лет.

5 РАНЖИРОВКА ДЕФЕКТОВ

Ранжировка дефектов производится в два этапа. На первом этапе дефекты ранжируются согласно «Рекомендациям по расчету трубопроводов с дефектами» на опасные, потенциально-опасные и неопасные. Балльные оценки приведены в таблице 1.

Таблица 1

Оценка опасности дефектов по несущей способности

Степень опасности дефекта

Опасные

Потенциально-опасные

Неопасные

Основной балл

16

8

1

На втором этапе производится корректировка ранга каждого дефекта в зависимости от его местоположения на трассе трубопровода согласно таблице 2.

Таблица 2

Оценка опасности дефектов в зависимости от трассовых условий

Особенности трассы

Корректирующий балл

Переходы: - через реки, авто- и железные дороги

2

- то же на расстоянии 500 - 1000 м

1

- то же на расстоянии > 1000 м

0

Пересечения с другими трубопроводами: - есть

2

- нет

0

Близость населенных пунктов: - в радиусе 1000 м

2

- в радиусе 1000 - 2000 м

1

- в радиусе > 2000 м

0

Состояние наружной изоляции: - плохое

2

- удовлетворительное

1

- хорошее

0

Агрессивность грунтов: - высокая

2

- средняя

1

- низкая

0

Электрохимзащита: - нет

1

 - есть

0

Участок трубопровода: - начальный (до первого крана)

2

- средний

1

- отдаленный от КС

0

Сумма основного и корректирующего балла дает количественную оценку степени опасности (ранг) каждого дефекта, представленного в отчете об инспекции. Согласно установленным рангам весь список дефектов разбивается на группы, характеризующие разную степень опасности или риска эксплуатации поврежденных участков трубопровода.

Все последующие работы, связанные с идентификацией и ремонтом поврежденных участков, осуществляются с учетом установленной приоритетности дефектов.

6 ПЛАНИРОВАНИЕ РАБОТ ПО ИДЕНТИФИКАЦИИ ДЕФЕКТОВ ТРУБОПРОВОДОВ

ВРД 39-1.10-001-99 РУКОВОДСТВО ПО АНАЛИЗУ РЕЗУЛЬТАТОВ ВНУТРИТРУБНОЙ ИНСПЕКЦИИ И ОЦЕНКЕ ОПАСНОСТИ ДЕФЕКТОВ

		

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

ВЕДОМСТВЕННЫЙ РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО КОЛИЧЕСТВЕННОЙ ОЦЕНКЕ СОСТОЯНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ С КОРРОЗИОННЫМИ ДЕФЕКТАМИ, ИХ РАНЖИРОВАНИЯ ПО СТЕПЕНИ ОПАСНОСТИ И ОПРЕДЕЛЕНИЮ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА

ВРД 39-1.10-004-99

МОСКВА 2000 

Система нормативных документов в газовой промышленности

ВЕДОМСТВЕННЫЙ РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО КОЛИЧЕСТВЕННОЙ ОЦЕНКЕ СОСТОЯНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ С КОРРОЗИОННЫМИ ДЕФЕКТАМИ, ИХ РАНЖИРОВАНИЯ ПО СТЕПЕНИ ОПАСНОСТИ И ОПРЕДЕЛЕНИЮ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА

ВРД 39-1.10-004-99

ОАО «ГАЗПРОМ»

Производственное объединение
«СПЕЦНЕФТЕГАЗ»

Информационно-рекламный центр газовой промышленности
(ИРЦ Газпром)

Москва 2000

ПРЕДИСЛОВИЕ

РАЗРАБОТАН                           Производственным объединением «Спецнефтегаз».

ВНЕСЕН                                     Управлением проектирования и экспертизы ОАО «Газпром».

УТВЕРЖДЕН                             Членом Правления ОАО «Газпром» Б. В. Будзуляком 29 марта 1999г

ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ           Приказом ОАО «Газпром» от 15 февраля 2000 г. № 25 с 5 марта 2000 г сроком на три года.

СОГЛАСОВАН                         Федеральным горным и промышленным надзором России от 16 ноября 1999 г. № 10-03/724, Управлением науки, новой техники и экологии, Управлением по транспортировке газа и газового конденсата ОАО «Газпром».

ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

СОДЕРЖАНИЕ

1. Общие положения. 2

2. Схематизация нагрузок. 3

3. Схематизация дефектов. 4

4. Расчет напряженно-деформированного состояния в области повреждений. 6

5. Предельные состояния. 10

6. Прогнозирование развития дефекта. 11

7. Порядок проведения расчета. 12

Приложение 1. Методика прямых измерений напряжений, действующих в стенке трубопровода. 13

Приложение 2. Параметры напряженно-деформированного состояния. 15

Приложение 3. Концентрация напряжений в трубе с поверхностными дефектами. 19

Приложение 4. Определение напряженно-деформированного состояния у вершины трещины методом локальных деформаций. 21

Приложение 5. Критерии предельного состояния металла. 22

Приложение 6. Номограммы допускаемых размеров дефектов. 24

Приложение 7. Порядок проведения работ по двухуровневой оценке опасности коррозионных дефектов. 27

Приложение 8. Примеры расчетов по номограммам допускаемых размеров дефектов. 27

Приложение 9. Пример расчета количественной оценки опасности дефектов с помощью специализированной программы.. 28

Литература. 36

Основные обозначения. 36


ВВЕДЕНИЕ

«Методические рекомендации по количественной оценке состояния магистральных газопроводов с коррозионными дефектами, их ранжирования по степени опасности и определению остаточного ресурса» устанавливают правила и порядок проведения расчета степени опасности коррозионных повреждений труб магистральных трубопроводов в зависимости от размеров дефектов и действующих напряжений.

Методические рекомендации предназначены для предприятий газовой промышленности и организаций, осуществляющих диагностический контроль и экспертизу технического состояния трубопроводов.

Методические рекомендации разработаны в Управлении диагностики и ремонта ПО «Спецнефтегаз» (к. т. н. Мирошниченко Б. И., к. т. н. Аладинский В. В., к. т. н. Маханев В. О., к. т. н. Мельников В. Л.).

ВРД 39-1.10-004-99

Система нормативных документов в газовой промышленности

Ведомственный руководящий документ

Методические рекомендации
по количественной оценке состояния магистральных газопроводов
с коррозионными дефектами, их ранжирования по степени опасности
и определению остаточного ресурса

Дата введения 2000-03-05

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Методика распространяется на линейные участки магистральных трубопроводов условным диаметром до 1400 мм включительно с избыточным давлением до 10 МПа, работающих в условиях статического нагружения и подверженных коррозионному воздействию внешней среды или транспортируемого продукта.

1.2. Методика содержит правила контрольного расчета и оценки остаточного ресурса участков трубопроводов с концентраторами напряжений в виде поверхностных коррозионных повреждений.

1.3. В методике принимается, что коррозионные дефекты могут как стабильно существовать, так и подрастать во времени.

1.4. Дефекты коррозионного происхождения подразделяются на следующие виды:

1.4.1. Общая коррозия - характеризуется квазиравномерной глубиной и значительной площадью поражения.

1.4.2. Язвенная коррозия - коррозия, локализованная на небольшой площади, но имеющая значительную глубину проникновения по толщине стенки труб.

1.4.3. Совмещение общей и язвенной коррозии - на фоне общей коррозии образование одной или множества «язвин» (наиболее распространенный тип коррозии).

1.4.4. Ручейковая коррозия - коррозия канавочного типа, образуется вдоль продольных и кольцевых швов, а также в местах расхождения стыков изоляционного покрытия труб.

1.5. Рассматриваются следующие состояния дефектов по степени их опасности (классы опасности):

1.5.1. Закритический дефект - дефект, при котором дальнейшая эксплуатация газопровода недопустима.

1.5.2. Критический дефект - дефект является допустимым только при создании до ремонта особых условий эксплуатации газопровода: снижение действующих нагрузок и ведение постоянного контроля за параметрами и состоянием дефекта методами наружной и внутритрубной дефектоскопии.

1.5.3. Докритический дефект - допустимый дефект при условии периодического контроля методами наружной и внутритрубной дефектоскопии.

1.5.4. Незначительный дефект - дефект, не оказывающий существенного влияния на надежность и долговечность эксплуатации газопровода; производится фиксация дефекта для последующих сравнений с результатами плановых обследований.

1.6. Основная цель методики - количественная оценка состояния дефектов и ранжирование их по степени опасности в соответствии с п. 1.5.

1.7. По результатам расчета данной методики производится принятие решений о следующих мероприятиях:

- экстренная остановка эксплуатации газопровода;

- проведение экстренного ремонта;

- назначение срока ремонта;

- снижение рабочего давления в газопроводе до заданной величины, определяемой расчетами, приведенными в методике;

- назначение методов контроля за дефектом и его периодичности.

1.8. Методика не предназначена для проектных расчетов, так как она рассматривает те виды повреждений, которые не должны возникать при высококачественном ведении технологических процессов изготовления и контроля качества трубопроводов.

1.9. Уровни действующих нагрузок на участке газопровода с дефектами в каждом конкретном сечении труб определяются исходя из следующих приоритетов:

- прямые измерения действующих напряжений в зоне дефекта (производится по специальной методике и средствами, приведенными в Приложении 1);

- прямые измерения рабочего давления, произведенные внутритрубным снарядом-дефектоскопом, с последующим пересчетом напряженного состояния;

- расчетные значения рабочего давления по длине газопровода по данным диспетчерских служб;

- расчетные значения рабочего давления по длине газопровода в соответствии с нормативными документами [1].

1.10. При проведении расчетов напряженно-деформированного состояния используются фактические данные о размерах трубы (диаметр и толщина стенки), размерах дефектов (длина, ширина, глубина), взаимном расположении дефектов и данные о механических свойствах, указанные в технических условиях на поставку труб, сертификационных документах или полученные экспериментально неразрушающими методами.

1.11. Коэффициенты запаса прочности, используемые в методике, назначаются как в соответствии с нормативными документами [1], так и на основании экспериментальных данных, полученных при натурных испытаниях труб и трубных секций.

1.12. Методика нормативно регламентируется для использования как временный документ, сроком на три года, по истечении которого будет произведено уточнение расчетных уравнений на основании статистической обработки накопленной базы данных.

1.13. Методика реализована в виде программного комплекса для ПК, рекомендованного к использованию при расчетах.

2. СХЕМАТИЗАЦИЯ НАГРУЗОК

ВРД 39-1.10-004-99 МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО КОЛИЧЕСТВЕННОЙ ОЦЕНКЕ СОСТОЯНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ С КОРРОЗИОННЫМИ ДЕФЕКТАМИ, ИХ РАНЖИРОВАНИЯ ПО СТЕПЕНИ ОПАСНОСТИ

		

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "ГАЗПРОМ

ВЕДОМСТВЕННЫЙ РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

ПРАВИЛА
ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

ВРД 39-1.10-006-2000

МОСКВА 2000

Система нормативных документов в газовой промышленности

ВЕДОМСТВЕННЫЙ РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

ПРАВИЛА
ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

ВРД 39-1.10-006-2000

ОАО «ГАЗПРОМ»

Общество с ограниченной ответственностью
"Научно-исследовательский институт природных газов и
газовых технологий - ВНИИГАЗ"
(ООО "ВНИИГАЗ")

Москва 2000

ПРЕДИСЛОВИЕ

РАЗРАБОТАН                   Обществом с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - ВНИИгаз"

СОГЛАСОВАН                 Управлением по надзору в нефтяной и газовой промышленности Госгортехнадзора России от 11.05.99 г. Управлением науки, новой техники и экологии ОАО "Газпром", Управлением по транспортировке газа и газового конденсата ОАО "Газпром", Управлением по подземному хранению газов и жидких углеродов ОАО "Газпром", Управлением газового надзора ОАО "Газпром" от 15.05.98г.

ВНЕСЕН                             Управлением науки, новой техники и экологии ОАО "Газпром"

УТВЕРЖДЕН                     Председателем Правления ОАО "Газпром" Р.И. Вяхиревым 9.12.1999 г.

ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ   Приказом ОАО «Газпром» от 15.02.2000 г. № 22 с 1.03.2000 г. сроком на 5 лет.

ВВОДИТСЯ ВЗАМЕН     Правил технической эксплуатации магистральных газопроводов издания 1989 г.

ИЗДАН                               Обществом с ограниченной ответственностью "Информационно-рекламный центр газовой промышленности"

СОДЕРЖАНИЕ

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ.. 3

1.1. Общие требования. 3

1.2. Техническая подготовка персонала. 5

1.3. Обязанности, права и ответственность за нарушение Правил, надзор за выполнением Правил. 6

1.4. Приемка в эксплуатацию сооружений и оборудования. 8

1.5. Требования к охранной зоне и зоне минимальных расстояний. 11

2. ОБЪЕКТЫ ОБЩЕГО НАЗНАЧЕНИЯ.. 12

2.1. Территория, здания и сооружения. 12

2.2. Газопроводы.. 14

2.3. Трубопроводная арматура. 15

2.4. Водоснабжение, канализация, теплоснабжение, вентиляция, газоснабжение. 16

2.5. Обеспечение охраны объектов и сооружений. 18

3. ЛИНЕЙНАЯ ЧАСТЬ. 19

3.1. Общие требования. 19

3.2. Оформление линейной части. 20

3.3. Организация эксплуатации. 22

3.4. Техническое обслуживание и ремонт. 23

3.5. Транспортные технические средства. 29

3.6. Аварийный запас. 29

3.7. Техническая документация. 30

3.8. Техническая диагностика газопроводов. 31

4. КОМПРЕССОРНЫЕ СТАНЦИИ.. 33

4.1. Общие требования. 33

4.2. Организация эксплуатации. 34

4.3. Техническое обслуживание, ремонт, модернизация и реконструкция. 35

4.4. Компрессорный цех. 36

4.5. Станции охлаждения природного газа. 40

4.6. Установка очистки газа. 42

4.7. Установка воздушного охлаждения газа. 43

4.8. Системы топливного, пускового и импульсного газа. 43

4.9. Маслоснабжение. 44

4.10. Техническая документация. 44

4.11. Техническая диагностика. 45

5. ПОДЗЕМНЫЕ ХРАНИЛИЩА ГАЗА.. 46

5.7. Общие требования. 46

5.2. Организация эксплуатации. 47

5.3. Техническое обслуживание и ремонт. 48

5.4. Техническая документация. 49

6. ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ СТАНЦИИ.. 50

6.1. Общие требования. 50

6.2. Организация эксплуатации. 51

6.3. Техническое обслуживание и ремонт. 54

6.4. Техническая документация. 55

7. ЭЛЕКТРОУСТАНОВКИ.. 56

7.1. Общие требования. 56

7.2. Организация эксплуатации электроустановок. 57

7.3. Техническая документация. 61

8. ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ.. 62

8.1. Общие требования. 62

8.2. Организация эксплуатации. 63

8.3. Техническое обслуживание и ремонт. 63

8.4. Техническая документация. 66

9. СИСТЕМЫ И СРЕДСТВА ИНФОРМАТИЗАЦИИ, АВТОМАТИЗАЦИИ, УПРАВЛЕНИЯ, ТЕЛЕМЕХАНИЗАЦИИ И СВЯЗИ.. 67

9.1. Общие требования. 67

9.2. Организация эксплуатации. 72

9.3 Техническое обслуживание и ремонт. 75

9.4. Метрологическое обеспечение. 78

9.5. Технологическая связь. 80

9.6. Газоизмерительные станции. 82

9.7. Телемеханика. 83

9.8. Техническая документация. 85

10. ОПЕРАТИВНО-ДИСПЕТЧЕРСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ.. 86

10.1. Диспетчерская служба. 86

10.2. Режим работы магистральных газопроводов. 88

10.3. Организация работ по ликвидации аварий. 89

10.4. Подготовка магистрального газопровода к эксплуатации в осенне-зимних условиях и к весеннему паводку. 91

10.5. Оперативная документация. 92

11. ЗАЩИТА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ... 92

11.1. Общие требования. 92

11.2. Охрана атмосферного воздуха. 94

11.3. Охрана поверхностных и подземных вод. 97

11.4. Охрана почв, недр. 99

11.5. Охрана окружающей природной среды от отходов производства и потребления. 101

11.6. Защита от шума. 102

11.7. Мероприятия по сохранению растительности и животного мира. 102

11.8. Техническая документация. 103

Приложение 1 Перечень действующих нормативных документов. 104

Приложение 2 Принятые сокращения. 110

Приложение 3 Нумерация технологической арматуры на компрессорных станциях. 111

Приложение 4 Нумерация технологической арматуры на линейной части. 112

Приложение 5 Формуляр Подтверждения величины разрешенного рабочего давления. 112

Приложение 6 Формуляр Подтверждения величины разрешенного рабочего давления. 113

Приложение 7 Формуляр Подтверждения величины разрешенного рабочего давления. 113

Приложение 8 Знак "Осторожно газопровод". 114

Приложение 9 Знак "Остановка запрещена". 114

Приложение 10 Знак "Газопровод. Переезд запрещен". 114

Приложение 11 Знак "Газ. С огнем не приближаться". 115

Приложение 12 Знак "Вход воспрещен". 115

Приложение 13 Знак "Газопровод высокого давления". 116

Приложение 14 Знак "Закрепление трассы газопровода на местности". 116

Приложение 15 Технический паспорт магистрального газопровода

Приложение 16 Технический паспорт ГРС (АГРС)119

Приложение 17 Типовое положение о воздушном патрулировании трасс магистральных газопроводов и газопроводов-отводов. 120

Приложение 18 Типовая инструкция по пропуску очистных устройств, средств внутритрубной дефектоскопии КОД-М, Lanalog на участке трубопровода

Приложение 19 Технический акт №

Приложение 20 Информация по аварии на объекте магистрального газопровода (форма БМТ-01)127

Приложение 21 Информация по аварии на объекте магистрального газопровода (форма БМТ-03)128

Приложение 22 Размеры сзз и минимальные расстояния для газотранспортных объектов. 128

Приложение 23 Характеристика основных загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу в процессе эксплуатации мг. 130


ВВЕДЕНИЕ

Новые "Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов" (ПТЭ МГ) разработаны специалистами ВНИИгаза при участии Упртрансгаза, ЦПДУ, Газнадзора ОАО "Газпром", ДАО "Газавтоматика", ДАО "Оргэнергогаз" с учетом передового опыта эксплуатации магистральных газопроводов, накопленного газотранспортными предприятиями отрасли: ООО "Мострансгаз", "Севергазпром", "Сургутгазпром", "Пермтрансгаз", "Югтрансгаз", "Тюментрансгаз", "Уралтрансгаз", "Самаратрансгаз", "Оренбурггазпром", "Лентрансгаз", "Волготрансгаз", "Волгоградтрансгаз" и др.

Согласно распоряжению Упртрансгаза № 04-3/305 от 18.04.97, новые ПТЭ МГ рассмотрены этими ведущими газотранспортными предприятиями отрасли, а также в Газнадзоре ОАО "Газпром". Предложения и замечания их были учтены при окончательной редакции новых ПТЭ МГ.

В составе авторского коллектива специалисты газовой промышленности: к.т.н. Седых А.Д., Дедешко В.И., Салюков В.В., Забродин Ю.В., Чистяков А.И., Парфенов А.И., Балавин М.А., Лаврушин А.К., Савенко Н.И., - ОАО "Газпром"; Дадонов Ю.А., Мокроусов С.Н. - Госгортехнадзор России; д.т.н. Галиуллин З.Т., к.т.н. Леонтьев Е.В., д.т.н. Тухбатуллин Ф.Г., д.т.н. Одишария Г.Э., к.т.н. Девичев В.В., Зотов B.C., к.т.н. Щуровский В.А., к.т.н. Карасевич A.M., к.т.н. Солдаткин Г.И., к.т.н. Исмаилов И.А., к.т.н. Подкопаев А.П., к.т.н. Петров Н.А., к.т.н. Стурейко О.П., Немков В.В., к.т.н. Акопова Г.С., Скирка Г.Л., д.т.н. Засецкий В.Г., к.т.н. Изотов Н.И., д.т.н. Комягин А.Ф., д.т.н. Трегубов И.А., к.т.н. Овчаров В.П. - ВНИИгаз; д.т.н. Зарицкий С.П., Трофимов П.П., Муханов Н.А., к.т.н. Спиридонов В.В., Егоров И.О., Чернышев В.И. - ДАО "Оргэнергогаз"; к.т.н. Берман Р.Я., Дятлов В.В., Сергеев А.В., Морозов Ю.А. - ДАО "Газавтоматика"; Эристов В.И., Евсешеев В.А. - ДАО "Газнадзор"; Ушин Н.В. - ООО "Мострансгаз", Бакшин А.В. - ООО "Сургуттрансгаз".

Система нормативных документов в газовой промышленности

Ведомственный руководящий документ

Правила
технической эксплуатации магистральных газопроводов (ПТЭ МГ)

Дата введения 2000-03-01

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Общие требования

1.1.1. Настоящие Правила устанавливают технические нормы и требования к эксплуатации основных объектов, сооружений и оборудования магистральных газопроводов (МГ), к организации работы персонала и технической документации при транспортировке газа и хранении его в подземных хранилищах, единый порядок эксплуатации и ремонта оборудования и сооружений.

1.1.2. Настоящие Правила распространяются на магистральные газопроводы, входящие в состав ОАО "Газпром", и являются обязательными для всех предприятий, организаций и должностных лиц, проектирующих, строящих, эксплуатирующих или проводящих любые другие работы на объектах МГ, независимо от их ведомственной принадлежности и форм собственности.

1.1.3. В состав магистральных газопроводов входят следующие сооружения:

· линейная часть (ЛЧ) с отводами и лупингами, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами пуска и приема очистных устройств и дефектоскопов, узлами сбора и хранения конденсата, устройствами для ввода метанола в газопровод, перемычки;

· компрессорные станции (КС) и узлы их подключения, газораспределительные станции (ГРС), подземные хранилища газа (ПХГ), станции охлаждения газа (СОГ), узлы редуцирования газа (УРГ), газоизмерительные станции (ГИС);

· установки электрохимической защиты (ЭХЗ) газопроводов от коррозии; линии электропередачи, предназначенные для обслуживания газопроводов, устройства электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установкамиЭХЗ;

· линии и сооружения технологической связи, средства телемеханики, противопожарные средства, противоэрозионные и защитные сооружения, емкости для сбора, хранения и разгазирования газового конденсата;

· здания и сооружения;

· постоянные дороги и вертолетные площадки, расположенные вдоль трассы газопроводов, и подъезды к ним, опознавательные и сигнальные знаки местонахождения газопроводов.

1.1.4. Требования настоящих Правил распространяются на объекты, оборудование и сооружения магистральных газопроводов с момента подписания акта Приемочной комиссией о вводе их в эксплуатацию после строительства.

1.1.5. Правила не распространяются на газопроводы, прокладываемые по территориям городов и других населенных пунктов, в морских акваториях, на газовых промыслах, а также на газопроводы, предназначенные для транспортировки газа, оказывающего коррозионное воздействие на металл труб или охлажденного до температуры ниже -40°С. Эксплуатация указанных газопроводов должна осуществляться по специально разработанной проектным или научно-исследовательским институтом инструкции, которая согласовывается с заинтересованными организациями, в том числе с органами Госгортехнадзора России, и утверждается в установленном порядке.

1.1.6. Требования к эксплуатации объектов МГ должны регламентироваться технологическими регламентами, инструкциями и технологическими схемами, разрабатываемыми газотранспортными предприятиями с учетом местных условий и на основании государственных и отраслевых нормативно-технических документов и настоящих Правил. Номенклатуру, порядок разработки и утверждение инструкций и технологических регламентов устанавливает Предприятие.

1.1.7. В каждом Предприятии для производственных подразделений (цехов, служб, участков), а также обособленных Предприятий (филиалов) должны быть составлены перечни инструкций, утвержденные руководителем Предприятия. Перечни должны пересматриваться не реже одного раза в три года.

На рабочих местах объектов МГ должны быть следующие инструкции:

по эксплуатации оборудования;

должностные, для обслуживающего персонала;

по охране труда;

по пожарной безопасности;

по действию персонала в аварийных ситуациях;

по охране окружающей среды;

по ликвидации возможных аварий.

Эксплуатационные инструкции составляются согласно требованиям настоящих Правил на основе заводских и проектных данных, типовых инструкций и других нормативно-технических документов (НТД), опыта эксплуатации и результатов испытаний, а также с учетом местных условий, утверждаются руководителями соответствующего подразделения и главным инженером.

В должностных инструкциях должны быть указаны:

· квалификационные требования к данной должности, профессии: перечень инструкций, НТД, схем, знание которых обязательно для данного работника;

· права, обязанности и ответственность;

· взаимоотношения с вышестоящим, подчиненным и другим связанным по работе персоналом.

Инструкции по охране труда разрабатываются в соответствии с требованиями Положения о порядке разработки и утверждения правил и инструкций по охране труда, утвержденного Постановлением Минтруда Российской Федерации № 129 от 01.07.93.

Инструкции по пожарной безопасности разрабатываются в соответствии с требованиями Правил пожарной безопасности в Российской Федерации.

Инструкции по действию персонала в аварийных ситуациях разрабатываются в соответствии с требованиями Госгортехнадзора России и пересматриваются один раз в год.

На каждом рабочем месте у соответствующего персонала должен находиться комплект необходимых инструкций по утвержденному перечню. Полный комплект инструкций должен храниться у руководителя подразделения (цеха, службы, участка).

Инструкции пересматриваются не реже одного раза в три года. В случае изменения условий эксплуатации необходимые коррективы вносятся в инструкции с уведомлением работников и с записью в журнале.

1.1.8. Эксплуатационный персонал газотранспортного Предприятия обязан незамедлительно уведомлять территориальные органы Госгортехнадзора России об аварии или аварийной утечке согласно требованиям РД 08-204-98 "Порядок уведомления и представления территориальным органам Госгортехнадзора информации об авариях, аварийных утечках и опасных условиях эксплуатации объектов магистрального трубопроводного транспорта газов и опасных жидкостей". См. Приложения 20, 21 настоящих Правил.

1.2. Техническая подготовка персонала

ВРД 39-1.10-006-2000 ПРАВИЛА ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

		

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "ГАЗПРОМ"

ВЕДОМСТВЕННЫЙ РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ
по применению композитных материалов фирмы «Порсил лтд» (г. Санкт-Петербург) для ремонтных работ на объектах нефтяной и газовой промышленности с дополнением «Оценка несущей способности трубопроводов диаметром 530 - 1420 мм, отремонтированных с применением композитных материалов»

ВРД 39-1.10-013-2000

Москва 2000

 

Система нормативных документов в газовой промышленности

ВЕДОМСТВЕННЫЙ РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

по применению композитных материалов фирмы «Порсил лтд»
(г. Санкт-Петербург) для ремонтных работ на объектах нефтяной и
газовой промышленности с дополнением «Оценка несущей способности
трубопроводов диаметром 530 - 1420 мм, отремонтированных
с применением композитных материалов»

ВРД 39-1.10-013-2000

ОАО "ГАЗПРОМ"

ООО "ГАЗНАДЗОР"

Информационно-рекламный центр газовой промышленности
(ООО "ИРЦ Газпром")

Москва 2000

ПРЕДИСЛОВИЕ

РАЗРАБОТАН                    ООО «Газнадзор»,

                                              АО «ВНИИСТ»

ВНЕСЕН                             ООО «Газнадзор»,

                                              Управлением проектирования и экспертизы

                                              ОАО «Газпром»

УТВЕРЖДЕН                     Заместителем Председателя Правления ОАО «Газпром» В.В. Ремизовым 10 мая 2000 г.

ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ   Распоряжением ОАО «Газпром» от 27 сентября 2000 г. № 426 с 1 октября 2000 г.

СОГЛАСОВАН                 Федеральным горным и промышленным надзором России письмами № 10-03/502 от 12 октября 1998 г. и № 10-03/466 от 22 июня 2000 г.

СОДЕРЖАНИЕ

1. Общие положения. 3

2. Применяемые материалы.. 4

3. Организация ремонтных работ. 6

4. Типы и размеры дефектов, подлежащих ремонту. 7

5. Требования к технологии подготовительных ремонтных работ. 10

6. Технология выполнения ремонтных работ. 10

7. Контроль качества отремонтированных участков. 14

8. Гарантийный срок эксплуатации ремонтного участка. 16

9. Требования техники безопасности. 16

Приложение а Перечень инструментов и средств измерения, применяемых для ремонта с помощью материалов фирмы «порсил лтд» (санкт-петербург)17

Приложение б Операционная технологическая карта ремонта несквозной каверны на действующем трубопроводе с помощью материалов фирмы «порсил лтд». 18

Приложение в Операционная технологическая карта ремонта сквозного дефекта неправильной формы в корпусе задвижки с помощью материалов фирмы «Порсил лтд». 19

Дополнение "оценка несущей способности трубопроводов диаметром 530 - 1420 мм, отремонтированных с применением композитных материалов". 20

1. Общие положения. 20

2. Используемые понятия и применяемые обозначения. 21

3. Материалы.. 22

4. Методика оценки опасности дефекта и классификация дефекта. 23

5. Методика оценки ремонтных параметров ркнз и ркз. 24

6. Примеры.. 25

Приложение 1 Типовая технология ремонта с применением полимерных материалов участков магистральных трубопроводов, имеющих наружные повреждения типа «потери металла». 27

Приложение 2. Диаграмма 1. «области неопасных и опасных: допустимых и недопустимых к ремонту дефектов в трубах диаметром 530 - 820 мм». 30

Приложение 2. Диаграмма 2. «области неопасных и опасных: допустимых и недопустимых к ремонту дефектов в трубах диаметром 530 - 820мм». 31

Приложение 2. Диаграмма 3. «области неопасных и опасных: допустимых и недопустимых к ремонту дефектов в трубах диаметром 1020 - 1420 мм». 31

Приложение 2. Диаграмма 4. «Области неопасных и опасных: допустимых и недопустимых к ремонту дефектов в трубах диаметром 1020-1420 мм». 32

Приложение 3. Диаграмма 1. «функция j для дефектов в трубах диаметром 530 - 820 мм». 32

Приложение 3. Диаграмма 2. «Функция j для дефектов в трубах диаметром 1020 - 1420 мм».33


ВВЕДЕНИЕ

В период 1993 - 1995 гг. на основе всесторонних экспериментальных исследований особенностей применения, а также качества ремонтных участков, технологичности при ремонте и эксплуатационных характеристик ряда западноевропейских промышленных марок полимерных композитных материалов, используемых для «холодной сварки», а также отечественного и зарубежного практического опыта их использования на объектах нефтяной и газовой промышленности были разработаны руководящие документы, регламентирующие применение специально выбранных марок полимерных композитных ремонтных материалов «Дурметалл» и «Диамант».

В 1997 - 98 гг. были проведены экспериментальные исследования, выявившие перспективность использования для ремонтных работ также отечественных композитных материалов РЭМ-Сталь и РЭМ-Алюминий, выпускаемых фирмой «Порсил лтд» г. Санкт-Петербурга.

Результаты исследований и практическое опробование позволили разработать Руководящий документ по использованию композитов фирмы «Порсил лтд» для ремонтных работ на объектах нефтяной и газовой промышленности.

В процессе работы над настоящим ВРД были использованы результаты следующих научно-исследовательских работ:

1. Отчет по НИР «Экспериментальное исследование прочности ремонтных соединений, выполненных с применением полимерных материалов (материалы фирмы «Порсил лтд»)». Институт композитных технологий, Москва, 1998 г.

2. Результаты стандартных испытаний характеристик материалов фирмы «Порсил лтд» ПГ-РЭ -5Ст. и ПГ-РЭ-5Ал.*, ЦНИИМ, Санкт-Петербург, 1998 г.

3. Результаты экспериментальных исследований технологичности и прочностных характеристик материалов фирмы «Порсил лтд» ПГ-РЭ -5Ст. и ПГ-РЭ-5Ал., ЦСИТ АО «ВНИИСТ», Москва, 1998 г.

4. Экспресс-отчет по результатам дополнительных испытаний композитных ремонтных материалов фирмы «Порсил лтд». Институт композитных технологий, Москва, 1998г.

В ходе ремонтных работ на магистральных газопроводах возникла необходимость определить степень восстановления прочностных характеристик трубопровода, отремонтированного по технологии «холодной сварки» с помощью полимерных композитных материалов, в связи с чем было разработано «Дополнение к руководящему документу по применению полимерных композитных материалов фирмы «Порсил лтд» в части оценки несущей способности трубопроводов диаметром 530 - 1420 мм, отремонтированных с применением полимерных композитных материалов».

Ведомственный Руководящий документ разработан Управлением газового надзора ОАО «Газпром» (Фатихов В.А., Докутович А.Б., Овечкин Н.И.), АО «ВНИИСТ» (к.т.н. Головин С.В., к.т.н. Ладыжанский А.П., к.т.н. Тарлинский В.Д., Захаров И.М.), при участии Управления по транспортировке газа и газового конденсата ОАО «Газпром» (Салюков В.В.), фирмы «Порсил лтд» (Коваль В.Н.).

Дополнение к руководящему документу разработано ООО «Газнадзор» (Фатихов В.А., Докутович А.Б., Овечкин Н.И.), АО «ВНИИСТ» (к.т.н. Зандберг А.С., к.т.н. Тарлинский В.Д., к.т.н. Виндт Б.Ф., к.т.н. Ладыжанский А.П., Захаров И.М.), при участии Управления по транспортировке газа и газового конденсата ОАО «Газпром» (Салюков В.В.), ООО «Динамика» (Коваль В.Н.). ГУНГ им. Губкина (д.т.н. Макаров Г.И.).

В настоящее время композитные материалы ПГ-РЭ-5Ст. и ПГ-РЭ-5Ал. выпускаются под торговыми марками соответственно РЭМ-Сталь и РЭМ-Алюминий. Далее эти названия используются в настоящем РД.

Система нормативных документов в газовой промышленности

ВЕДОМСТВЕННЫЙ РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

Руководящий документ по применению композитных материалов фирмы «Порсил лтд» (г. Санкт-Петербург) для ремонтных работ на объектах нефтяной и газовой промышленности с дополнением «Оценка несущей способности трубопроводов диаметром 530 - 1420 мм, отремонтированных с применением композитных материалов»

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящий РД регламентирует применение материалов фирмы «Порсил лтд» для ремонтно-восстановительных работ на объектах нефтяной и газовой промышленности, включая магистральные и промысловые нефтегазопроводы, газопроводы систем газоснабжения, резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов, а также технологическое оборудование (арматура, детали машин и механизмов), в т.ч. для работ без прерывания технологического цикла и в случае невозможности или нецелесообразности проведения ремонтных работ по традиционной технологии с помощью электродуговой сварки.

1.2. Настоящий РД регламентирует выполнение ремонтных работ на действующих трубопроводах, резервуарах, нефтяном и газовом оборудовании, включая оборудование, машины и механизмы нефтегазоперерабатывающих предприятий.

Положения настоящего РД могут применяться при ремонте подобных объектов также в машиностроении (корпусные детали, опоры вращения) и в энергетической промышленности (резервуары для хранения мазута, трубопроводы холодного водоснабжения, объекты химводоподготовки и др.).

1.3. В настоящем РД регламентированы следующие виды ремонтов:

- текущий ремонт;

- плановый ремонт.

1.4. Настоящий РД регламентирует выполнение текущего и планового ремонта на объектах нефтяной и газовой промышленности композитными материалами фирмы «Порсил лтд» с гарантированным сроком эксплуатации отремонтированного объекта не менее десяти лет.

1.5. На каждый вид ремонтных работ, выполняемых с помощью композитных материалов фирмы «Порсил лтд», необходимо составление технологических карт. Основой для составления технологических карт являются разделы настоящего РД и технологические карты, приведенные в Приложениях Б и В в качестве примера.

1.6. В настоящем РД использована следующая терминология:

1.6.1 Армирование - использование накладок из стального листа (трубы), металлических сеток или стеклоткани для усиления ремонтных зон.

1.6.2 Закладная деталь - деталь из металла, форма и размеры которой соответствует форме и размерам ремонтируемого дефекта. В случае отверстия неправильной формы диаметр закладной детали выбирается по контуру засверловки, устраняющей полностью или частично неправильную форму отверстия.

1.6.3 Подкладная пластина (подкладка) - деталь, обеспечивающая формирование корневой части ремонтного слоя.

1.6.4 Накладка - деталь из трубы или листового металла, применяемая в сочетании с композитными материалами фирмы «Порсил лтд» для ремонта сквозных дефектов.

1.6.5 Грунтование - нанесение тонким слоем (до 2 мм) ремонтного состава на ремонтируемую поверхность, сопровождаемое усиленным втиранием ремонтного состава шпателем для обеспечения требуемого контактного сцепления.

1.6.6 Единичный дефект - дефект, отстоящий от смежных на расстояние, превышающее максимальный размер наибольшего из смежных дефектов.

1.6.7 Совокупный дефект - дефект, объединяющий несколько смежных дефектов, расстояние между которыми меньше размера наименьшего из смежных дефектов. Квалифицируется и ремонтируется как единый дефект.

1.6.8 Линейный дефект - дефект, длина которого равна не менее чем пятикратной ширине (дефекты типа "сквозная щель", риски, задиры).

1.6.9 Плоскостной дефект - дефект, длина которого соизмерима с шириной (каверны, металлургические дефекты). К этому типу дефектов относятся также сквозные отверстия.

1.6.10 Корневая часть дефекта - основание дефекта, примыкающее к внутренней полости ремонтируемого элемента.

1.6.11 Текущий ремонт - ремонт, выполняемый для обеспечения или восстановления работоспособности конструкции и состоящий в замене и (или) восстановлении отдельных частей конструкции.

1.6.12 Плановый ремонт - ремонт, осуществляемый в соответствии с требованиями нормативно-технической документации.

1.6.13 Гарантийный срок: гарантированная после текущего или планового ремонтов долговечность эксплуатации ремонтного участка при штатных условиях эксплуатации и при полном соблюдении регламентированной технологии ремонта.

1.6.14 Линия, эквидистантная контуру дефекта - линия, наносимая на поверхность ремонтируемой детали на равном заданном расстоянии от контура дефекта.

1.6.15 Площадь дефекта неправильной формы - условная площадь, оцениваемая как площадь прямоугольника, одна из сторон которого равна максимальной протяженности дефекта, вторая сторона - максимальному расстоянию между крайними точками дефекта в направлении, перпендикулярном направлению максимальной протяженности (рис.1).

1.7. В настоящем РД приняты следующие обозначения:

1.7.1. Н - номинальная толщина металла ремонтируемого элемента конструкции.

1.7.2. Нф - фактическая толщина металла ремонтируемого элемента конструкции.

1.7.3. Hост - относительная остаточная толщина металла ремонтируемого элемента конструкции. Ностф/Н´100, %.

1.7.4. В - ширина дефекта.

1.7.5. L - длина дефекта.

1.7.6. D - наружный диаметр трубы.

2. ПРИМЕНЯЕМЫЕ МАТЕРИАЛЫ

ВРД 39-1.10-013-2000 РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ ПО ПРИМЕНЕНИЮ КОМПОЗИТНЫХ МАТЕРИАЛОВ ФИРМЫ «ПОРСИЛ ЛТД» (Г. САНКТ-ПЕТЕРБУРГ) ДЛЯ РЕМОНТНЫХ РАБОТ НА ОБЪЕКТАХ НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

		

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "ГАЗПРОМ"

ВЕДОМСТВЕННЫЙ РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИКА
ОЦЕНКИ РАБОТОСПОСОБНОСТИ
БАЛОЧНЫХ ПЕРЕХОДОВ
МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ
ЧЕРЕЗ МАЛЫЕ РЕКИ, РУЧЬИ
И ДРУГИЕ ПРЕПЯТСТВИЯ

ВРД 39-1.10-016-2000

МОСКВА 2000

Система нормативных документов в газовой промышленности

ВЕДОМСТВЕННЫЙ РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИКА
ОЦЕНКИ РАБОТОСПОСОБНОСТИ БАЛОЧНЫХ ПЕРЕХОДОВ
МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ ЧЕРЕЗ
МАЛЫЕ РЕКИ, РУЧЬИ И ДРУГИЕ ПРЕПЯТСТВИЯ

ВРД 39-1.10-016-2000

ОАО «ГАЗПРОМ»

ООО «ПОДВОДГАЗЭНЕРГОСЕРВИС»

Информационно-рекламный центр газовой промышленности (ИРЦ Газпром)

Москва 2000

ПРЕДИСЛОВИЕ

РАЗРАБОТАН                      Всероссийским научно-исследовательским институтом природных газов и газовых технологий - ВНИИГАЗ, ООО «Подводгазэнергосервис».

ВНЕСЕН                               Управлением по транспортировке газа и газового конденсата ОАО «Газпром»

УТВЕРЖДЕН                        Членом Правления ОАО «Газпром» Б.В. Будзуляком 28 февраля 2000 г.

ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ     Распоряжением ОАО «Газпром» от 1 ноября 2000 г. № 460 с 1 декабря 2000 г. сроком на три года

СОГЛАСОВАН                    ООО «Газнадзор», Управлением науки, новой техники и экологии, Управлением по транспортировке газа и газового конденсата. Управлением проектирования и экспертизы ОАО «Газпром»

ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

СОДЕРЖАНИЕ

Введение. 2

1. Основные положения. 2

2. Изучение проектной и исполнительной документации. 3

3. Анализ результатов внутритрубной дефектоскопии. 3

4. Определение условий опирания пролетов трубопроводов. 4

5. Определение состояния изоляционного покрытия, наличия и глубины коррозии металла труб. 4

6. Определение профиля оси перехода геодезическим методом.. 4

7. Приборные измерения напряжений. 4

8. Расчет ндс балочного перехода по результатам геодезической съемки и оценка работоспособности. 5

9. Техническое и приборное обеспечение. 5

10. Техника безопасности. 5

Литература. 6

Приложение к «Методике оценки работоспособностибалочных переходов через малые реки, ручьии другие препятствия»6


ВВЕДЕНИЕ

Балочные переходы магистральных газопроводов, пересекающие естественные и искусственные препятствия, требуют повышенного внимания при эксплуатации и диагностировании газопроводов.

Вопросу повышения надежности надземной прокладки трубопроводов посвящены рекомендации ВНИИГАЗа /1/, в которых изложены расчетные методы определения основных параметров прокладки и даны примеры расчета.

Практические методы обследования балочных переходов и расчетный метод определения напряженно-деформированного состояния (НДС) изложены в методике КомиНИПИстрой /2/. В этой методике представлен порядок обследования переходов с использованием геодезического метода определения кривизны оси надземного участка газопровода. Разработана методика расчета фактического НДС балочных переходов на основании результатов геодезической съемки оси и с учетом нормативных нагрузок и воздействий. Оценка результатов расчетов выполняется в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85* /3/. Даны способы снижения напряжений в виде подсадки одного из прилегающих подземных участков и возведения в середине пролета опоры.

Настоящая методика разработана в развитие вышеперечисленных материалов. В ней излагаются методы натурного обследования балочных переходов, включающие, помимо геодезической съемки кривой провиса трубопровода, анализ имеющихся результатов внутритрубной дефектоскопии, определение условий опирания пролета, замеры коррозионного утонения стенки трубы, учет влияния на прочность пролета движущихся снарядов - дефектоскопов. Кроме этого, дополнительно к геодезическому методу вводятся приборные замеры напряжений в отдельных сечениях пролета.

Расчет НДС переходов осуществляется по разработанной в НТЦ "Ресурс газопроводов" ВНИИГАЗа методике с учетом их фактического состояния, оцененного по результатам обследования.

Заключение о работоспособности составляется на основе расчетных данных и приборных замеров НДС с использованием рекомендаций по оценке работоспособности дефектных участков /4, 5/.

В термин "оценка работоспособности" вложен смысл проверки соблюдения условий предельных состояний по фактическим параметрам балочных переходов, определяющим их текущее техническое состояние (уровни напряжений в металле трубопровода, коррозионное повреждение, наличие трещин и связанная с этим концентрация напряжений).

Методика предназначена для газотранспортных предприятий, занимающихся диагностированием технического состояния балочных переходов магистральных газопроводов, оценкой их текущей работоспособности и прогнозированием безопасного срока их эксплуатации.

Методика разработана на основе имеющейся нормативной и технической документации по проведению диагностирования линейной части магистральных газопроводов (МГ) и оценки ее работоспособности.

Методика разработана в НТЦ "Ресурс газопроводов" ВНИИГАЗа (д.т.н. проф. В.В. Харионовский, д.т.н. В.П. Черний, к.т.н. С.С. Фесенко, А.Н. Шилин) и фирмой "Подводгазэнергосервис" (А.Н. Хабибуллин, С.А. Герасимов) при участии ООО "Пермтрансгаз" (Р.Н. Хасанов, О.В. Чичелов).

Система нормативных документов в газовой промышленности
Ведомственный руководящий документ

Методика оценки работоспособности балочных переходов магистральных газопроводов
через малые реки, ручьи и другие препятствия

Дата введения 2000-12-01 1.

1. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. При пересечении магистральными газопроводами естественных и искусственных препятствий применяются надземные системы прокладки, которые могут быть также образованы за счет смыва обваловки подземного участка трубопровода талыми водами и развитием оврагообразования.

1.2. Балочные переходы испытывают по сравнению с подземными участками дополнительное нагружение от переменного воздействия температуры наружного воздуха, ветрового воздействия и поперечной нагрузки от собственного веса трубы, транспортируемого газа и снежного покрова на трубе.

1.3. Особый вид нагружения балочный переход испытывает при перемещении по нему очистных устройств и снарядов - дефектоскопов.

1.4. Такое комбинированное воздействие выдвигает повышенные требования к обеспечению безопасной эксплуатации балочных переходов и необходимость проведения диагностирования с выполнением расчетных оценок прочности.

1.5. В настоящей методике рассматривается только статическое нагружение надземного участка газопровода от вышеперечисленных факторов. Динамическое воздействие от ветровой нагрузки и движущейся нагрузки при перемещении внутритрубных снарядов не исследуется. Динамический расчет надземного газопровода при воздействии ветрового потока представлен в работе /1/.

1.6. Оценка работоспособности балочных переходов проводится на основе анализа результатов натурного обследования и расчетных оценок прочности и долговечности с учетом их фактического состояния.

1.7. При обнаружении дефектов на балочном переходе проводится их классификация и замеры параметров. Оценка работоспособности таких участков дополняется расчетом на остаточную прочность и долговечность в соответствии с разработанными рекомендациями /4 - 6/.

1.8. В соответствии с настоящей методикой комплекс работ, включающий в себя натурное обследование и расчетный анализ балочных переходов, должен содержать следующие этапы:

- изучение проектной и исполнительной документации;

- анализ результатов внутритрубной дефектоскопии;

- определение условий опирания пролетов трубопроводов;

- определение состояния изоляционного покрытия, наличия и глубины коррозии металла труб;

- определение профиля оси перехода геодезическим методом;

- приборное измерение напряженного состояния пролета;

- расчет НДС пролета по результатам геодезической съемки;

- оценка работоспособности балочного перехода по результатам расчетного анализа и натурного обследования.

1.9. Порядок выполнения вышеперечисленных этапов обследования и расчета описывается ниже. В зависимости от поставленных задач комплекс обследований может расширяться выполнением дополнительных диагностических обследований либо сокращаться.

2. ИЗУЧЕНИЕ ПРОЕКТНОЙ И ИСПОЛНИТЕЛЬНОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ

2.1. На данном этапе комплекса работ должны быть установлены следующие параметры объекта:

- категория участка трубопровода;

- диаметр трубопровода и толщина стенки;

- нормативные механические характеристики металла трубы;

- максимальные и минимальные значения температуры наружного воздуха данной местности;

- сезонная температура газа на данном пикете;

- длина пролета;

- граничные условия опирания пролета;

- температура стенок трубы при строительстве в период захлеста участка трубопровода.

Эти параметры являются базой для проведения последующих прочностных расчетов.

3. АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ВНУТРИТРУБНОЙ ДЕФЕКТОСКОПИИ

3.1. По отчетным материалам внутритрубной дефектоскопии проверяется наличие кольцевых трещин в стенке трубы, сварных и иных дефектов в металле. При проведении прочностного расчета должно быть учтено влияние каждого дефекта на несущую способность пролета.

3.2. В случае фиксирования внутритрубной дефектоскопией трещин в стенке трубы необходимо при наружном обследовании установить их размеры, расположение относительно сварных швов трубопровода и ориентацию по осям трубы.

3.3. Определение работоспособности перехода дополняется при этом оценкой надежности трубопровода, содержащего трещиноподобные дефекты и трещины. Критерии трещиностойкости и алгоритм расчета представлены в методических рекомендациях /6/.

4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ УСЛОВИЙ ОПИРАНИЯ ПРОЛЕТОВ ТРУБОПРОВОДОВ

4.1. Для каждого обследуемого пролета устанавливается тип опирания его концов:

железобетонные плиты или выход трубопровода на дневную поверхность из грунта. Этим определяются граничные условия в расчетной схеме. При этом необходимо установить, насколько плотно труба прилегает к опоре, имеется ли зазор между трубой и опорой. При наличии такого зазора требуется определить его величину и протяженность по оси трубы.

5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СОСТОЯНИЯ ИЗОЛЯЦИОННОГО ПОКРЫТИЯ, НАЛИЧИЯ И ГЛУБИНЫ КОРРОЗИИ МЕТАЛЛА ТРУБ

5.1. Состояние изоляции перехода определяется визуально. В местах дефекта изоляции производится осмотр поверхности трубы на предмет установления коррозии. Особое внимание необходимо уделять осмотру состояния изоляционного покрытия и выявлению поверхностных дефектов трубы в местах контакта трубопровода с грунтом в опорных сечениях пролета. Опорные участки балочного перехода подвергаются коррозионному воздействию наиболее интенсивно.

5.2. Замеры коррозионного утонения стенки трубы проводятся по рекомендациям /4/.

6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРОФИЛЯ ОСИ ПЕРЕХОДА ГЕОДЕЗИЧЕСКИМ МЕТОДОМ

6.1. Определение фактического профиля оси балочного перехода (положение изогнутой оси в вертикальной плоскости) проводится с целью последующего расчета напряженно-деформированного состояния и оценки несущей способности пролета. Съемка профиля оси перехода производится геодезическим методом с использованием прибора типа нивелир.

Для этой цели на трубопроводе в местах замеров делаются отметки для установки рейки с постоянным шагом, равным примерно 2-4 наружным диаметрам трубы. Рейка при измерениях должна находиться строго на верхней образующей трубы. С помощью нивелира определяются относительные высотные отметки трубопровода с занесением данных в журнал.

6.2. Определение высотных отметок трубопровода необходимо проводить и на примыкающих к пролету подземных участках. Съемка подземных участков должна проводиться по обе стороны от пролета на расстоянии 30 - 50 м от опор. На этих участках определяются высотные отметки дневной поверхности. Для установления глубины заложения трубопровода используются трассоискатели.

7. ПРИБОРНЫЕ ИЗМЕРЕНИЯ НАПРЯЖЕНИЙ

7.1. Помимо геодезического метода определения напряженного состояния балочного перехода проводятся приборные замеры напряжений в отдельных сечениях пролета.

7.2. Приборные замеры позволяют определять уровни напряжений в опорных сечениях трубопровода, вызванные воздействием примыкающих подземных участков газопровода, которые геодезическим методом не определяются.

7.3. Совместное использование геодезического метода и приборных замеров НДС позволяет получить более полную и достоверную информацию о напряженно-деформированном состоянии балочного перехода.

7.4. Измерительными сечениями при приборных измерениях являются: середина пролета и опорные сечения (на расстоянии 1 - 1,5 м от железобетонных плит, а при опирании на грунт - на расстоянии 0,5 - 1,5 м от места выхода трубы из грунта). Данные три сечения являются обязательными для измерения. При необходимости число проверяемых сечений на трубопроводе можно увеличить.

7.5. В качестве измерителя напряжений используется ультразвуковой прибор типа "Астрон", позволяющий определять продольные напряжения растяжения и сжатия в сечениях на изогнутых участках трубопроводов.

7.6. Технические данные прибора "Астрон", методика проведения измерений и обработки данных представлены в работе /7/.

7.7. Проведение измерений НДС можно осуществлять также другими аттестованными приборами (например, ЕВРОЗЕТ, СТРЕССКАН). Расположение проверяемых сечений на трубопроводе при этом не меняется.

8. РАСЧЕТ НДС БАЛОЧНОГО ПЕРЕХОДА ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ГЕОДЕЗИЧЕСКОЙ СЪЕМКИ И ОЦЕНКА РАБОТОСПОСОБНОСТИ

ВРД 39-1.10-016-2000 МЕТОДИКА ОЦЕНКИ РАБОТОСПОСОБНОСТИ БАЛОЧНЫХ ПЕРЕХОДОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ ЧЕРЕЗ МАЛЫЕ РЕКИ, РУЧЬИ И ДРУГИЕ ПРЕПЯТСТВИЯ

		

Система нормативных документов
в газовой промышленности

ВЕДОМСТВЕННЫЙ РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

ПОЛОЖЕНИЕ
ПО ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ
ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СТАНЦИЙ
МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

ВРД 39-1.10-069-2002

ПРЕДИСЛОВИЕ

РАЗРАБОТАН                  Дочерним открытым акционерным обществом «Оргэнергогаз»

ВНЕСЕН                            Управлением по транспортировке газа и газового конденсата

УТВЕРЖДЕН                    Членом правления ОАО «ГАЗПРОМ» Б. В. Будзуляком 15.10.2002

ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ  Распоряжением ОАО «ГАЗПРОМ» № 24 от 26.03.2003 г.

СОГЛАСОВАН                Госгортехнадзором России письмом № 10-03/894 от 19.09.2002, Управлением по транспортировке газа и газового конденсата, Управлением энергетики, ООО «Газнадзор», ООО «ВНИИГАЗ», ООО «Газобезопасность»

ВВЕДЕНИЕ

Настоящее «Положение по технической эксплуатации газораспределительных станций магистральных газопроводов» разработано с учетом требований Федерального закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», новых Норм технологического проектирования ГРС и в связи с вводом в эксплуатацию газораспределительных станций нового поколения, а также в развитие ВРД 39-1.10-006-2000* «Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов» в части эксплуатации ГРС.

При разработке Положения были учтены замечания и предложения организаций ОАО «Газпром», разрабатывающих и эксплуатирующих ГРС.

Настоящее Положение разработано ДОАО «Оргэнергогаз» (И. Ф. Егоров, Н. А. Муханов, В. М. Клшцевская, Ю. И. Есин, Н. И. Цыбулько - ответственный исполнитель) и редакционной коллегией в составе: В. В. Салюков, А. И. Парфенов, В. Н. Пугаченко, С. Н. Великий (ОАО «Газпром»), В. А. Евсегнеев (ООО «Газнадзор), Л. К. Павлов (ООО «Газобезопасность»), Н. В. Даки (ВНИИГАЗ), В. В. Корнилов (ООО «Волготрансгаз»), В. А. Пысин (ООО «Волгоградтрансгаз»), Н. В. Ушин (ООО «Мострансгаз»), Д. В. Бендюжик (ООО «Самаратрансгаз»), А. Г. Малков (ООО «Севергазпром»), Ю. Г. Кирпичев (ООО «Уралтрансгаз»).

ПРИНЯТЫЕ СОКРАЩЕНИЯ

ГРС - газораспределительная станция;

ГС - газовая служба по эксплуатации систем газоснабжения с давлением не более 1,2 МПа;

ЕСУ ОТ ПБ - Единая система управления охраной труда и промышленной безопасностью;

ЕТКС- Единый тарифно-квалификационный справочник работ и профессий рабочих;

КИПиА - контрольно-измерительные приборы и средства автоматики;

ЛВЖ и ЛВВ - легковоспламеняющаяся жидкость и легковоспламеняющееся вещество;

ЛПУМГ- линейное производственное управление магистральных газопроводов;

ЛЭС - линейно-эксплуатационная служба;

МГ -магистральный газопровод;

МПа - мегапаскали;

НТД - нормативно-техническая документация;

ОПО - опасные производственные объекты;

ПБГХ -Правила безопасности в газовом хозяйстве;

ПДК - предельно-допустимые концентрации вредных веществ в воздухе рабочей зоны;

ВППБ 01-98 - Правила пожарной безопасности для предприятий и организаций газовой промышленности;

ПНР - планово-предупредительный ремонт;

ПУЭ - Правила устройства электроустановок;

СЗЗ - санитарно-защитная зона;

СИЗ - средства индивидуальной защиты;

СИЗОД- средства индивидуальной защиты органовдыхания;

СПХГ -станция подземного хранения газа;

СТП - стандарт предприятия;

УКЗ - установка катодной защиты;

УМГ -Управление магистральных газопроводов;

ШРП - шкафной регуляторный пункт;

ЭXЗ - электрохимзащита.

ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

Авария на опасном производственном объекте ОАО «Газпром»- разрушение сооружений и (или) технических устройств, применяемых на действующих опасных производственных объектах ОАО «Газпром», неконтролируемый взрыв и (или) выброс опасных веществ (природного газа, конденсата и т.д.), находящихся в технологических системах указанных объектов.

Агрегат- укрупненный унифицированный блок технологического оборудования, органически объединенный в одном корпусе или соединяющий механически на едином основании несколько видов оборудования, выполняющих законченный процесс подготовки и транспорта нефти и газа.

Блок- транспортабельное устройство в виде совокупности оборудования, смонтированного на общем основании, вписывающееся в габариты погрузки.

Бокс- транспортабельное здание (или его часть) из легких строительных конструкций, вписывающееся в габариты погрузки.

Блок-бокс- бокс с установленным технологическим и инженерным оборудованием.

Блочно-комплектное устройство- объект (или его функционально законченная часть), поставляемый к месту строительства (монтажа) в виде комплекта блочных устройств, а также (преимущественно в транспортных контейнерах) сборных конструкций и заготовок инженерных коммуникаций.

Взрыв- неконтролируемый быстропротекающий процесс выделения энергии, связанный с физическим, химическим или физико-химическим изменением состояния вещества, приводящий к резкому динамическому повышению давления или возникновению ударной волны, сопровождающийся образованием сжатых газов, способных привести к разрушительным последствиям.

Взрывоопасная зона- помещение или ограниченное пространство в помещении или наружной установки, в которой имеются или могут образоваться взрывоопасные смеси.

Взрывобезопасность- система организационных и технических мероприятий и средств, направленных на предотвращение или локализацию взрыва и его воздействия на человека.

Верхний концентрационный предел воспламенения- максимальная концентрация горючих и (или) взрывоопасных веществ в воздухе, при которой может произойти воспламенение или взрыв данной смеси от ее соприкосновения с источником воспламенения.

Газобезопасность- система организационно-технических мероприятий и средств, обеспечивающих предотвращение воздействия вредных и (или) взрывоопасных веществ на работающих или снижающих это воздействие до предельно допустимых концентраций вредных веществ в воздухе рабочей зоны (ПДК) и предельно допустимых взрывобезопасных концентраций (ПДВК).

Давление рабочее- избыточное максимальное внутреннее или наружное давление, возникающее при нормальном протекании рабочего процесса.

Загазованность- наличие в воздухе вредных и (или) взрывоопасных веществ в концентрациях близких или выше предельно-допустимых норм.

Инцидент на опасном производственном объекте ОАО «Газпром»- механическое повреждение или проявление скрытого дефекта конструкции, отдельного элемента сооружений действующего опасного производственного объекта, отказ обслуживающих его систем (систем телемеханики, связи энергоснабжения, ЭХЗ или других), не повлиявшее на работоспособность объекта, не вызвавшее необходимость принятия нештатных действий, не предусмотренных планом технического обслуживания и ремонта, для восстановления его безопасного состояния.

Микроутечка газа- распространение загазованности на расстояние не превышающем 0,5 м от ее источника.

Местная загазованность- распространение загазованности на расстояние 0,5 - 2 м от ее источника.

Примечание: Область распространения местной загазованности не должна превышать 30 % объема помещения или площади промплощадки.

Нижний концентрационный предел воспламенения- минимальная концентрация горючих и (или) взрывоопасных веществ в воздухе, при которой может произойти воспламенение или взрыв данной смеси от ее соприкосновения с источником воспламенения.

Опасное вещество- вещество, упомянутое в приложении 1 Федерального закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов». К опасным веществам относятся воспламеняющиеся вещества, окисляющиеся вещества, горючие вещества, взрывчатые вещества, токсичные вещества, высокотоксичные вещества, вещества, представляющие опасность для окружающей среды.

Опасность- потенциально возможное негативное явление, угроза или ситуация с возможностью нанесения ущерба.

Опасные производственные объекты ОАО «Газпром»- технологические объекты ОАО «Газпром», с применением которых добываются, подготавливаются, транспортируются, хранятся или распределяются опасные с позиций Федерального закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» [1] веществ (природный газ, конденсат и т.д.).

Промышленная безопасность опасных производственных объектов- состояние защищенности жизненно важных интересов личности и общества от аварий на опасных производственных объектах и последствий указанных аварий.

Работоспособное состояние (работоспособность)- состояние объекта, при котором он способен выполнять все или часть заданных функций в полном или частичном объеме.

Ремонт- восстановление поврежденных, изношенных или пришедших в негодность по любой причине элементов объекта с доведением их до работоспособного состояния.

Эксплуатационная организация (организация)- подразделение, осуществляющее деятельность по эксплуатации той или иной совокупности технологических объектов газовой промышленности России по договору с ОАО «Газпром».

Система нормативных документов в газовой промышленности

Ведомственный руководящий документ

Положение
по технической эксплуатации
газораспределительных станций
магистральных газопроводов

Дата введения 2003-03-20

1. НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Цели и задачи Положения

1.1.1. Настоящее Положение по технической эксплуатации газораспределительных станций разработано в целях:

постоянного поддержания оборудования в исправном и работоспособном состоянии;

организации обслуживания ГРС;

предотвращения аварий и инцидентов;

обеспечения охраны труда, промышленной и пожарной безопасности при эксплуатации и ремонте оборудования на ГРС.

1.1.2. Настоящее Положение устанавливает для ГРС:

технические требования к ГРС с различными формами обслуживания;

технические требования к эксплуатации оборудования ГРС и проведению профилактического и ремонтного обслуживания систем и узлов ГРС;

объем необходимой технической документации на ГРС и порядок ее оформления.

1.1.3. Настоящее Положение является обязательным для всех организаций* ОАО «Газпром» и сторонних предприятий (организаций), эксплуатирующих ГРС, которые в свою очередь должны иметь разрешение (лицензию) Федерального горного и промышленного надзора России (Госгортехнадзора России) на эксплуатацию трубопроводного транспорта [1].

* Общества с ограниченной ответственностью - далее Организации.

Действующие ГРС, не отвечающие требованиям настоящего Положения, должны быть приведены в соответствие с ним при проведении капитального ремонта или реконструкции.

1.1.4. На основе настоящего Положения, других действующих нормативных документов ОАО «Газпром», Госгортехнадзора России, Госэнергонадзора, ГУГПС МЧС России и инструкций заводов-изготовителей в каждом структурном подразделении ЛПУМГ должны быть разработаны и утверждены в установленном порядке производственные инструкции, инструкции по охране труда, пожарной безопасности, по ликвидации аварий и другие в соответствии с Перечнем, утвержденным руководителем структурного подразделения (филиала).

1.1.5. Подрядные организации при выполнении работ на действующих ГРС, должны руководствоваться настоящим Положением и иметь лицензию на право проведения работ на объектах, подконтрольных Госгортехнадзору России [2].

1.2. Общие требования

1.2.1. ГРС предназначены для подачи газа населенным пунктам, промышленным предприятиям и другим потребителям в заданном количестве, с определенным давлением, необходимой степенью очистки, одоризации и учетом расхода газа.

1.2.2. Количество подаваемого через ГРС газа и его параметры на выходе ГРС (давление, степень одоризации и др.) определяются договором между Поставщиком и Потребителем.

1.2.3. В Организации методическое и техническое руководство по эксплуатации ГРС осуществляется инженером по ГРС производственного отдела по эксплуатации МГ и ГРС.

Отдел ГРС может быть организован в соответствии с действующими «Типовыми структурами нормативов численности специалистов транспортировки газа».

1.2.4. Приказом по ЛПУМГ должно быть назначено лицо, ответственное за техническое состояние и безопасную эксплуатацию ГРС.

Ответственность за техническое состояние, ремонт и обслуживание оборудования на ГРС (связи, УКЗ, энерговодоснабжения и систем отопления, телемеханики, КИП и А, газового хозяйства) возлагается приказом по ЛПУМГ на руководителей соответствующих служб, а в организации - на руководителей отделов.

1.2.5. Технологическая схема ГРС утверждается главным инженером (зам. директора) ЛПУМГ и должна находиться в помещении операторной.

Переутверждение схем производится не реже 1 раза в три года, а при внесении в схему изменений - в течение недели.

1.3. Формы обслуживания ГРС

1.3.1.ЦЕНТРАЛИЗОВАННАЯ - без постоянного обслуживающего персонала на ГРС, когда плановые профилактические и ремонтные работы осуществляются один раз в неделю персоналом ЛЭС (службы ГРС)*.

* Участок (группа) ГРС в составе ЛЭС - в дальнейшем служба ГРС.

При централизованном обслуживании ГРС должны соответствовать следующим требованиям:

фактическая производительность станции не более 15 тыс. нм3/час;

наличие системы автоматики, поддерживающей установленный режим подачи газа без вмешательства персонала;

наличие системы телемеханики, аварийной, охранной и пожарной сигнализации с подачей предупредительного сигнала в диспетчерский пункт;

наличие узла по предупреждению гидратообразований в коммуникациях и оборудовании;

автоматическое удаление конденсата и влаги из узла очистки газа;

наличие многосуточной регистрации расхода газа (не менее 7 суток);

наличие регистрации основных параметров газа (Pвх; Pвых; tвх; tвых);

наличие устройств подготовки импульсного газа для систем регулирования, защиты, управления;

расстояние от промплощадки ЛПУМГ до ГРС - не более двух часов (для районов приравненных к крайнему северу - не более трех часов) проезда автотранспортом.

1.3.2.ПЕРИОДИЧЕСКАЯ- с обслуживанием ГРС в одну смену одним оператором, периодически посещающим ГРС для выполнения необходимых работ согласно утвержденному графику.

При периодическом обслуживании ГРС должны соответствовать следующим требованиям:

фактическая производительность станции не более 30 тыс. нм3/ч;

наличие системы автоматики, поддерживающей установленный режим подачи газа без вмешательства персонала;

наличие системы телемеханики, аварийной, охранной и пожарной сигнализации с подачей предупредительного сигнала в дом оператора и диспетчерский пункт;

наличие узла по предупреждению гидратообразований в коммуникациях и оборудовании;

наличие регистрации основных параметров газа (Pвх; Pвых; tвх; tвых);

наличие системы удаления конденсата и механических примесей из узла очистки газа;

наличие многосуточной регистрации расхода газа (не менее 7 суток);

наличие устройства подготовки импульсного газа для систем регулирования, защиты, управления (определяется проектной организацией с учётом применяемого оборудования).

Перевод ГРС на централизованное или периодическое обслуживание осуществляется в соответствии с настоящим Положением и распоряжением по филиалу.

1.3.3. НАДОМНАЯ- с обслуживанием операторами, работающими на ГРС согласно утвержденному графику. Численность операторов определяется действующими «Нормативами численности ЛПУМГ» ОАО «Газпром».

При надомном обслуживании ГРС должны соответствовать следующим требованиям:

фактическая производительность станции не более 150тыс. нм3/ч;

наличие системы телемеханики, аварийной, охранной и пожарной сигнализации с подачей предупредительного сигнала в дом оператора и диспетчерский пункт;

наличие узла по предупреждению гидратообразований в коммуникациях и оборудовании;

наличие системы удаления конденсата и механических примесей из узла очистки газа;

наличие регистрации основных параметров газа (Pвх; Pвых; tвх; tвых; расхода газа);

наличие устройства подготовки импульсного газа для систем регулирования, защиты, управления.

1.3.4. ВАХТЕННАЯ- с круглосуточным дежурством обслуживающего персонала на ГРС посменно в соответствии с утвержденным графиком.

При данной форме обслуживания ГРС должны соответствовать следующим требованиям:

фактическая производительность станции свыше 150 тыс. нм3/ч или при количестве выходных коллекторов более двух;

наличие аварийной, охранной и пожарной сигнализации с подачей предупредительного сигнала в помещение операторной, а при наличии системы телемеханики на диспетчерский пункт;

наличие системы по предупреждению гидратообразований в коммуникациях и оборудовании;

наличие устройства подготовки импульсного газа для систем регулирования, защиты, управления;

наличие регистрации основных параметров газа (Pвх; Pвых; tвх; tвых, расхода газа).

1.3.5. Соблюдение требований п.п. 1.3.1; 1.3.2; 1.3.3; 1.3.4 является необходимым условием для определения формы обслуживания, однако за Организацией остается право на изменение вида обслуживания с учетом местных условий и особенностей, при обеспечении необходимой надежности и безопасности эксплуатации станции.

Для АГРС нового поколения с производительностью до 100 тыс. м3/ч с полной автоматизацией основных технологических процессов, обеспечивающей безлюдную технологию всего процесса подачи газа потребителю, форму обслуживания устанавливает Организация.

1.3.6. Распределение рабочих часов в течение рабочего дня устанавливается графиком, который согласовывается с профсоюзным комитетом филиала, утверждается директором филиала (главным инженером). В каждой Организации должен быть разработан проект обслуживания ГРС, на основании Типового.

1.3.7. В летний период ГРС с надомного обслуживания разрешается переводить на периодическое, а с периодического на централизованное для возможности предоставления отпуска операторам ГРС, при обеспечении доставки аварийной бригады в течение не более двух часов (для районов приравненных к крайнему северу - не более трех часов) или иметь в штате управления подменного оператора.

1.3.8. На ГРС с пропускной способностью 500 и более тыс. м3/час или подающим газ особо ответственным потребителям, руководством Организации устанавливается дежурство двумя операторами в каждую смену с учетом надежности и уровня автоматизации ГРС.

1.4. Основные положения о службе ГРС

ВРД 39-1.10-069-2002 ПОЛОЖЕНИЕ ПО ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СТАНЦИЙ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

		

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "ГАЗПРОМ"

ВЕДОМСТВЕННЫЙ РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
ПО ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЮ И ИДЕНТИФИКАЦИИ
СТАЛЬНЫХ ТРУБ ДЛЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ

ВРД 39-1.11-014-2000

МОСКВА 2000 

Система нормативных документов в газовой промышленности

ВЕДОМСТВЕННЫЙ РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

ПО ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЮ И ИДЕНТИФИКАЦИИ
СТАЛЬНЫХ ТРУБ ДЛЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ

ВРД 39-1.11-014-2000

ОАО «ГАЗПРОМ»

ООО «ГАЗНАДЗОР»

Информационно-рекламный центр газовой промышленности
(ИРЦ Газпром)

Москва 2000

ПРЕДИСЛОВИЕ

РАЗРАБОТАН                    ООО «Газнадзор»,

                                              АО «ВНИИСТ»

ВНЕСЕН                              ООО «Газнадзор»,

                                              Управлением по транспортировке газа и газового конденсата ОАО «Газпром»

                                              Управлением проектирования и экспертизы ОАО «Газпром»

УТВЕРЖДЕН                      Заместителем Председателя Правления ОАО «Газпром» В.В. Ремизовым 3 апреля 2000 г.

ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ    Приказом ОАО «Газпром» от 27 сентября 2000 г. № 74 с 1 октября 2000 г.

СОГЛАСОВАН                  Федеральным горным и промышленным надзором России письмом № 10-03/461 от 20 июня 2000 г.

ВВЕДЕНИЕ

«Методические указания по освидетельствованию и идентификации стальных труб для газонефтепроводов» устанавливают правила и порядок проведения работ по переоформлению документации на трубы, не иумеющие документального оформления.

Методические указания предназначены для газотранспортных, газодобывающих и строительно-монтажных организаций ОАО «Газпром».

Методические указания разработаны ООО «Газнадзор» (Аргасов Ю.Н., Фатихов В.А., Докутович А.Б., Овечкин Н.И., к.т.н. Шапиро В.Д., Евсегнеев Д.В., Воробьев В.Ф.), АО «ВНИИСТ» (к.т.н. Красулин И.Д., к.т.н. Тарлинский В.Д., к.т.н. Болотов А.С., к.т.н. Ладыжанский А.П.), при участии ООО «ВНИИГАЗ» (к.т.н. Аненков Н.И.), Управления по транспортировке газа и газового конденсата ОАО «Газпром» (Шайхутдинов А.З., Салюков В.В.).

СОДЕРЖАНИЕ

1. Общие положения. 2

2. Принятая терминология и обозначения. 3

3. Визуальный осмотр труб в процессе освидетельствования. 5

4. Инструментальные измерения. 5

5. Приборный анализ для оформления паспорта на трубы.. 6

6. Оценка труб с ремонтными участками. Ремонт труб в процессе оип. 7

7. Оип - отметки на трубах. Оценка степени пригодности труб. 8

8. Порядок оформления документации по результатам оип.. 9

Приложение 1 Товарные знаки заводов-изготовителей. 9

Приложение 2 Цифровая индексация марок стали в маркировке труб (условные обозначения марок стали)10

Приложение 3 Типичные фактические содержания базовых химических элементов и типичный разброс прочностных показателей трубных сталей. 11

Приложение 4 Технические характеристики прибора для спектрального анализа и методика выполнения анализа. 12

Приложение 5 Технические характеристики прибора для определения твердости и методика выполнения анализа. 14

Приложение 6 Соотношение между твердостью (НВ) и пределом прочности при разрыве (sв)15

Приложение 7 Ведомость результатов освидетельствования труб. 16

Приложение 8 Заключение по освидетельствованию труб. 17

Приложение 9 Паспорт. 17

Приложение 10 Ударная вязкость металла труб в зависимости от назначения трубопроводов Хл (хладостойкое) или У (умеренное).18

Приложение 11 Расчет гарантированного испытательного давления. 18

Приложение 12 Перечень отечественных электросварных прямошовных труб, выполненных дуговой сваркой под флюсом.. 18

Приложение 13 Номенклатура труб для сооружения магистральных газопроводов. 29

Приложение 14Методические подходы к установлению номинальной толщины стенки труб.58


Система нормативных документов в газовой промышленности

Ведомственный руководящий документ

Методические указания
по освидетельствованию и идентификации стальных труб для
газонефтепроводов

Дата введения 2000-10-01

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1 Настоящие Методические указания устанавливают порядок освидетельствования, идентификации и отбраковки труб диаметром 219 - 1420 мм, изготовленных из углеродистых и низколегированных сталей, произведенных, начиная с 1970 года и не бывших в эксплуатации.

1.2 Настоящие Методические указания устанавливают порядок переоформления документации на трубы, прошедшие освидетельствование, идентификацию и допущенные к использованию в газонефтепроводном строительстве и при капитальном ремонте.

Ниже назначение данного РД сокращенно обозначается как «ОИП» (освидетельствование ® идентификация ® переоформление документации).

1.3 Настоящие Методические указания устанавливают порядок ОИП для труб, находящихся в местах складирования, в составе аварийного запаса, на строительных площадках, базах или непосредственно на трассе.

1.4 Порядок ОИП устанавливается для труб, по которым отсутствует соответствующее документальное оформление или отсутствуют прямые, однозначные привязки документации к конкретным трубам, подлежащим ОИП, или же отсутствует маркировка на трубах.

1.5 ОИП осуществляет комиссия, организованная Заказчиком, с обязательным участием представителей ООО «Газнадзор» и, при необходимости, представителей ВНИИГАЗа или ВНИИСТа (для методической помощи при проведении ОИП).

1.6 В задачи ОИП входит:

· осуществление инструментальных измерений, а также при необходимости приборный анализ, включая идентификацию марки стали по результатам химического анализа и расчетного уровня прочности данных труб по результатам измерения твердости;

· выполнение отметок на трубах в соответствии с обозначениями по п. 7.3 настоящих Методических указаний;

· оформление ведомости на группы труб, прошедшие ОИП;

· принятие решений о ремонте с последующим проведением ОИП;

· оформление заключения или паспортов, идентифицирующих основные рабочие параметры труб.

1.7 Заключение или паспорт являются документами, удостоверяющими и регламентирующими применение данных труб при строительстве или капитальном ремонте газопроводов.

1.8 В процессе ОИП комиссия имеет право привлекать к участию в работе экспертов и представителей других организаций, кроме упомянутых в п. 1.5.

1.9 При составлении данных методических указаний были учтены требования следующих нормативных документов:

·СНиП 2.05.06 - 85*. Магистральные трубопроводы / Минстрой России. - М.; ГУП ЦПП, 1997;

· СНиП III - 42 - 80*. Магистральные трубопроводы / Госстрой России. - М.: ГУП ЦПП, 1998;

·ВСН 006-89 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Сварка. / Миннефтегазстрой. - М.: ВНИИСТ, 1989;

·ВСН 012-88 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ. Часть 1. / Миннефтегазстрой. - М.: ВНИИСТ, 1989;

·СП 101-34-96 Свод правил по выбору труб при сооружении магистральных газопроводов / РАО «Газпром». - М.; ИРЦ Газпром, 1996;

· Инструкция по применению стальных труб в газовой и нефтяной промышленности / РАО «Газпром». - М.; ВНИИГАЗ, 1996;

· Инструкция по применению стальных труб в газовой и нефтяной промышленности / ГГК «Газпром», ГК «Нефтегазстрой» - М.; ВНИИГАЗ, 1992;

·СП 34-101-98 Свод правил по выбору труб для магистральных нефтепроводов при строительстве и капитальном ремонте / АК «Транснефть». - М.; 1998;

· РД 34.10.130-96 Инструкция по визуальному и измерительному контролю / Минтопэнерго РФ. - АНТЦ «Энергомонтаж», 1996.

2. ПРИНЯТАЯ ТЕРМИНОЛОГИЯ И ОБОЗНАЧЕНИЯ

2.1 ОИП - задача настоящих Методических указаний, включающая:

· освидетельствование труб;

· идентификацию труб;

· переоформление документации на трубы.

2.2 Товарный знак - обозначение (условное или в форме аббревиатуры) завода-изготовителя груб.

2.3 Монограмма API - обозначение на трубе Американского нефтяного института, свидетельствующее, что данный изготовитель имеет сертификат на право использования при обозначении своей продукции монограммы API.

2.4 Базовые геометрические параметры - геометрические параметры труб, которые контролируются в процессе ОИП.

2.5 Базовый химический состав - содержание химических элементов, которые определяются и учитываются при контроле в производственных условиях химического состава металла трубы с помощью специального портативного прибора для химического анализа. Данные по базовому химическому анализу являются основанием для идентификации трубы и оформления на нее паспорта.

2.6 Расчетный предел прочности металла трубы - предел прочности трубы, определенный по замерам с помощью переносного твердомера.

2.7 Маркировка - информация о данной трубе, которая учитывается при ОИП:

· завод-изготовитель (товарный знак);

· марка трубной стали (для отечественных труб - в непосредственной форме или в виде кодировки, для импортных - в виде обозначения по API 5L);

· номера (данной трубы, плавки, к которой относится данная труба, партии труб);

· даты производства (для отечественной трубы - последние две цифры года и месяца);

· прочностной класс труб (К50, К55 и т.д.);

· ГОСТа (для импортных труб - ссылка на API 5L и на ТУ на поставку), технических условий на поставку и (или) номер контракта;

· эквивалента углерода (обычно - для импортных труб).

2.8 Сертификат качества (при импортных поставках может переводиться как сертификат инспекции)- документ завода-изготовителя, содержащий информацию о химическом составе, механических свойствах металла трубы, а также о гидростатических испытаниях и неразрушающем контроле, подтверждающий соответствие данных труб требованиям Технических условий на их поставку и являющегося основанием для применения данных труб при строительстве трубопроводов.

2.9 ОИП - отметка труб - кодировка труб, выполняемая в процессе ОИП комиссией (согласно п. 1.5), которая свидетельствует о пригодности труб для нефтегазопроводов, а также о ремонте, повторном контроле, забраковке труб и т.д. (согласно п. 7.3 настоящих Методических указаний).

2.10 Ведомость результатов освидетельствования труб - документ составленный комиссией (согласно п. 1.5), на группу труб, прошедшую ОИП, включает:

· результаты внешнего осмотра труб согласно п. 3.2;

· результаты замеров геометрических размеров трубы согласно п. 4.2;

· номер и дату заводского сертификата качества (сертификата инспекции);

· заводские номера труб и (или) партий труб, плавок;

· количество труб, признанных годными;

· количество труб, направленных на дополнительный контроль неразрушающими физическими методами;

· количество труб, направленных на ремонт;

· количество окончательно забракованных труб.

2.11 Заключение по освидетельствованию труб - документ, составленный комиссией (согласно п. 1.5) на трубу или группу труб, прошедшую ОИП, оформляется при наличии заводских сертификатов качества (сертификатов инспекции) и включает:

· размеры труб (диаметр, толщина стенки, длина);

· заводской номер каждой трубы (при наличии в маркировке);

· полное наименование завода-изготовителя;

· местонахождение труб и их принадлежность;

· количество труб одного типоразмера;

· параметры, определенные при ОИП;

· ОИП - отметку о пригодности согласно п. 2.8 и разделу 7.

2.12 Паспорт на трубу - документ, составленный комиссией (согласно п. 1.5), на трубу или группу труб, прошедшую ОИП, составляется в случае отсутствия заводского сертификата качества и включает:

· номер трубы или партии труб;

· данные о заводе-изготовителе, № плавки, № транса, № контракта;

· номинальные геометрические размеры трубы согласно нормативу (ТУ или ГОСТ, к которым «привязана» труба по результатам ОИП, и фактическая длина;

· химический состав по результатам спектрального анализа металла трубы;

· предела прочности по результатам замеров твердости;

· ОИП - отметку о пригодности согласно п. 2.8 и разделу 7.

· данные по требованиям гидроиспытаний;

· данные об исполнении «Хл» или «У»;

· вывод о соответствии данной трубы (или группы труб) требованиям действующих ТУ на поставку и о пригодности данных труб для их использования при строительстве или капитальном ремонте трубопроводов.

3. ВИЗУАЛЬНЫЙ ОСМОТР ТРУБ В ПРОЦЕССЕ ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЯ

3.1 Каждая труба, принимаемая к освидетельствованию, подвергается визуальному осмотру.

Целью визуального осмотра является классификация освидетельствованных труб по их «конструкции», расшифровка маркировки, оценка наличия и отметка дефектов: на теле трубы, на торцах, на заводских сварных швах.

3.2 Визуальным осмотром определяется:

· «конструкция» трубы:

- бесшовная,

- с продольным швом, выполненным сваркой ТВЧ;

- с одним продольным швом, выполненным электродуговой сваркой под флюсом;

- с двумя продольными швами, выполненными электродуговой сваркой под флюсом;

- одношовные трубы, выполненные электродуговой сваркой, сдвоенные кольцевым швом;

- спиральношовные трубы;

- наличие изоляции;

- вид изоляции;

· наличие маркировки или сохранившейся части маркировки.

В процессе освидетельствования необходимо максимально расшифровать маркировку, руководствуясь п. 2.7;

· уточнение завода-изготовителя по товарному знаку (аббревиатуре) на маркировке трубы. Товарные знаки заводов - изготовителей труб представлены в Приложении 1;

· марка стали (Приложение 2);

· наличие задиров, вмятин, забоин и других механических повреждений поверхности трубы и их торцев, а также поверхностных металлургических дефектов металла трубы и заводских сварных соединений;

· наличие коррозионных повреждений;

· следы неснятого наружного и внутреннего грата для электросварных ТВЧ труб;

· наличие плавных переходов от металла сварного шва к основному металлу (радиус в зоне перехода должен быть ориентировочно более 3 мм). Острые углы в зоне перехода швов - основной металл, несплавления, подрезы и локальные ослабления швов на глубину до поверхности основного металла являются браковочным признаком;

· наличие заводской разделки под сварку;

· разметка дефектных участков для последующих инструментальных измерений (раздел 4).

4. ИНСТРУМЕНТАЛЬНЫЕ ИЗМЕРЕНИЯ

ВРД 39-1.11-014-2000 МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЮ И ИДЕНТИФИКАЦИИ СТАЛЬНЫХ ТРУБ ДЛЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ

		

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "ГАЗПРОМ"

ВЕДОМСТВЕННЫЙ РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

РУКОВОДСТВО
ПО ФОРМИРОВАНИЮ И ВЕДЕНИЮ ФОНДА,
РЕГИСТРАЦИИ И УЧЕТУ, ИЗДАНИЮ, ХРАНЕНИЮ И
РАСПРОСТРАНЕНИЮ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ
ДОКУМЕНТАЦИИ В ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

ВРД 39-1.12-003-99

Москва 2000

Система нормативных документов в газовой промышленности

ВЕДОМСТВЕННЫЙ РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

РУКОВОДСТВО
ПО ФОРМИРОВАНИЮ И ВЕДЕНИЮ ФОНДА,
РЕГИСТРАЦИИ И УЧЕТУ, ИЗДАНИЮ, ХРАНЕНИЮ И
РАСПРОСТРАНЕНИЮ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ
ДОКУМЕНТАЦИИ В ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

ВРД 39-1.12-003-99

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "ГАЗПРОМ"

Общество с ограниченной ответственностью

"Информационно-рекламный центр газовой промышленности"

(ООО "ИРЦ Газпром")

Москва 2000

ПРЕДИСЛОВИЕ

РАЗРАБОТАН                     Обществом с ограниченной ответственностью "Информационно-рекламный центр газовой промышленности" (OOO "ИРЦ Газпром")

СОГЛАСОВАН                   Управлением науки, новой техники и экологии и Управлением проектирования и экспертизы ОАО "Газпром"

ВНЕСЕН                               Управлением проектирования и экспертизы ОАО "Газпром"

УТВЕРЖДЕН                       Заместителем Председателя Правления ОАО "Газпром" В. В. Ремизовым 18 ноября 1999 г.

ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ     Приказом ОАО "Газпром" от 15 февраля 2000 г. № 19 с 29 февраля 2000 г.

ВВОДИТСЯ ВПЕРВЫЕ

ИЗДАН                                  Обществом с ограниченной ответственностью "Информационно-рекламный центр газовой промышленности" (OOO "ИРЦ Газпром")

СОДЕРЖАНИЕ

Введение. 2

1. Область применения. 2

2. Нормативные ссылки. 2

3. Общие положения. 3

4. Центральный отраслевой справочно-информационный фонд нтд.. 3

5. Регистрация и учет нтд.. 4

6. Подготовка оригинал-макета нормативного документа к изданию.. 4

7. Издание, хранение и распространение нтд.. 6

8. Справочно-информационное обслуживание на базе цосифнтд.. 7

9. Аналитическая работа на базе цосиф нтд.. 7

10. Формы и методы научно-технической рекламы нтд.. 7

11. Стимулирование работ по использованию нтд.. 7

Приложения. 8

Приложение а Форма титульного листа нормативных документов. 8

Приложение бФорма первой страницы нормативных документов. 8

Приложение вФорма обложки нормативных документов. 9


ВВЕДЕНИЕ

Руководство разработано на основании и в развитие ведомственного руководящего документа ВРД 39-1.12-001-98 "Порядок разработки, согласования, утверждения и учета нормативных документов для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО "Газпром".

Настоящее Руководство устанавливает основные организационные положения по формированию и ведению фонда нормативно-технической документации (НТД) в газовой промышленности, по регистрации и учету утвержденных отраслевых НТД и изменений к ним, информированию подведомственных предприятий и организаций о вновь утвержденных, пересмотренных НТД и вносимых в них изменениях, изданию, хранению и распространению отраслевых НТД с целью информационного обеспечения научно-технической политики ОАО "Газпром".

Руководство предназначено для информационных работников и специалистов организаций и предприятий, разрабатывающих нормативно-техническую документацию по заказу ОАО "Газпром", и потребителей нормативной продукции.

Руководство разработали сотрудники ООО "ИРЦ Газпром" д.т.н., проф. Халлыев Н.X., к.т.н. Львов Е.А., к.т.н. Селиверстов В.Г., Верниковский В.В., Имра Т.Ф., Карманова Е.Л., Гольшева М.Ю., Алексеева Т.Е.

СИСТЕМА НОРМАТИВНЫХ ДОКУМЕНТОВ В ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

ВЕДОМСТВЕННЫЙ РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

РУКОВОДСТВО

ПО ФОРМИРОВАНИЮ И ВЕДЕНИЮ ФОНДА,

РЕГИСТРАЦИИ И УЧЕТУ, ИЗДАНИЮ, ХРАНЕНИЮ И РАСПРОСТРАНЕНИЮ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ В ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

Дата введения 2000-02-29

1. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

Настоящее Руководство устанавливает основные организационные положения по формированию и ведению фонда нормативно-технической документации в газовой промышленности, по регистрации и учету утвержденных отраслевых НТД и изменений к ним, информированию подведомственных предприятий и организаций о вновь утвержденных, пересмотренных НТД и вносимых в них изменениях, изданию, хранению и распространению отраслевой НТД и обеспечению ими организаций и предприятий.

2. НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

В настоящем Руководстве использованы ссылки на следующие документы:

·         ВРД 39-1.12-001-98 «Порядок разработки, согласования, утверждения и учета нормативных документов для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром», утвержденный приказом ОАО «Газпром» от 17 июня 1998 г. № 96;

  • Инструкцию по обеспечению безопасности объектов интеллектуальной собственности ОАО "Газпром", утвержденную 5 апреля 1994 г.;
  • Концепцию научно-технической рекламы ОАО "Газпром", утвержденную заместителем Председателя Правления ОАО «Газпром» В.В. Ремизовым 1 ноября 1998 г.;
  • ВРД 39-1.12-002-99 «Порядок организации центрального отраслевого фонда НИОКР газовой промышленности», утвержденный заместителем Председателя Правления ОАО «Газпром» В.В. Ремизовым 8 июля 1999 г.;
  • СНиП 10-01-94. Система нормативных документов в строительстве. Общие положения;
  • ГОСТ Р 1.5-92. Государственная система стандартизации Российской Федерации. Общие требования к построению, изложению, оформлению и содержанию стандартов.

3. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

3.1. Руководство разработано на основании и в развитие ведомственного руководящего документа ВРД 39-1.12-001-98 «Порядок разработки, согласования, утверждения и учета нормативных документов для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром».

3.2. Формирование и ведение центрального отраслевого фонда нормативно-технической документации в газовой промышленности, регистрация и учет утверждаемых отраслевых НТД и изменений к ним, информирование подведомственных предприятий и организаций о вновь утвержденных, пересмотренных НТД и вносимых в них изменениях, издание отраслевых НТД и обеспечение ими организаций и предприятий возложены на общество с ограниченной ответственностью «Информационно-рекламный центр газовой промышленности» (ООО «ИРЦ Газпром»).

3.3. ООО «ИРЦ Газпром» осуществляет формирование и ведение центрального отраслевого фонда НТД и других возложенных в этой связи на него функций на основании получаемых от организаций-разработчиков вновь разработанных, пересмотренных нормативных документов или изменений к ним (оригинал-макетов утвержденных нормативных документов на бумажном носителе и их электронных версий), регистрационных (РК) и информационных (ИК) карт.

3.4. Изменения к действующим нормативным документам разрабатывают, согласовывают и утверждают организации-разработчики этих документов в порядке, установленном для вновь разрабатываемых нормативных документов.

3.5. Все работы (договора) по созданию нормативно-технических документов (регистрационные карты) и их результаты (оригинал-макеты утвержденных нормативных документов и информационные карты) подлежат обязательной регистрации в ООО «ИРЦ Газпром».

3.6. Закрытие договоров на создание нормативно-технической документации осуществляется только при наличии на акте сдачи-приемки работы отметки ООО «ИРЦ Газпром» о приемке НТД.

3.7. Центральный отраслевой фонд НТД является неотъемлемой собственностью ОАО "Газпром" и используется в установленном порядке в соответствии с "Инструкцией по обеспечению безопасности объектов интеллектуальной собственности ОАО "Газпром", утвержденной 5 апреля 1994 года.

3.8. ООО «ИРЦ Газпром» ведет автоматизированную базу данных (БД) по НТД и проводит справочно-информационное обслуживание потребителей.

3.9. Нормативные документы, изменения к ним (оригинал-макеты утвержденных нормативных документов и их электронные версии), регистрационные и информационные карты хранятся в ООО «ИРЦ Газпром» и являются неотъемлемой частью научного потенциала ОАО «Газпром».

3.10. После представления ООО «ИРЦ Газпром» копий регистрационных и информационных карт во ВНТИЦентр нормативно-техническая документация, разработанная, утвержденная и зарегистрированная в ОАО «Газпром», становится неотъемлемой частью информационного ресурса Российской Федерации.

4. ЦЕНТРАЛЬНЫЙ ОТРАСЛЕВОЙ СПРАВОЧНО-ИНФОРМАЦИОННЫЙ ФОНД НТД

4.1. Центральный отраслевой справочно-информационный фонд НТД (ЦОСИФ НТД) газовой промышленности формируется для сбора, хранения и распространения нормативно-технической документации, разработанной, утвержденной и зарегистрированной в ОАО «Газпром».

4.2. ЦОСИФ НТД ведется на основе регистрации всей нормативно-технической документации, разработанной отраслевыми и сторонними организациями за счет централизованных средств ОАО "Газпром" и за счет средств организаций и предприятий ОАО "Газпром".

4.3. ЦОСИФ НТД функционирует в рамках центрального справочно-информационного фонда ООО «ИРЦ Газпром».

4.4. Структура ЦОСИФ НТД состоит из двух частей:

  • фонд первоисточников (оригинал-макет нормативного документа и его электронная версия, регистрационная карта, информационная карта);
  • справочно-поисковый аппарат (СПА) к фонду.

4.5. В основу комплектования фонда положен принцип обязательного экземпляра. Организации-разработчики направляют в ООО «ИРЦ Газпром» нормативный документ или изменения к нему (оригинал-макет нормативного документа и его электронную версию) и информационную карту в течение не более 30 дней с момента утверждения документа.

4.6. В целях обеспечения сохранности нормативно-технической документации, проведения поиска необходимой информации и доведения информации до потребителя в ООО «ИРЦ Газпром» ведется учет, регистрация и инвентаризация входящего потока документов.

4.7. СПА представляет собой полнотекстовую автоматизированную базу данных по НТД.

5. РЕГИСТРАЦИЯ И УЧЕТ НТД

5.1. Организация - разработчик в 30-дневный срок с момента фактического начала работы (заключения договора) направляет в ООО «ИРЦ Газпром» следующие документы:

а) два экземпляра регистрационной карты установленного образца, оформленной в соответствии с требованиями ВРД 39-1.12-002-99 «Порядок организации центрального отраслевого фонда НИОКР газовой промышленности»;

б) сопроводительное письмо на бланке организации.

С одним сопроводительным письмом могут направляться РК по нескольким нормативно-техническим документам или изменениям к ним.

5.2. ООО «ИРЦ Газпром», получив два экземпляра РК, присваивает работе регистрационный номер.

Один экземпляр РК ООО «ИРЦ Газпром» направляет во ВНТИЦентр для государственной регистрации.

5.3. Перечень зарегистрированных работ по созданию НТД один раз в квартал ООО «ИРЦ Газпром» сообщает в Управление проектирования и экспертизы ОАО «Газпром».

5.4. При изменении наименования работы организация-разработчик сообщает об этом в ООО «ИРЦ Газпром» в 30-дневный срок.

5.5. Организация-разработчик в 30-дневный срок со дня утверждения НТД направляет в ООО «ИРЦ Газпром» следующие документы:

а) экземпляр утвержденной НТД или изменения к ней (оригинал-макет нормативного документа и его электронную копию на дискете 3,5" в формате Word);

б) два экземпляра информационной карты установленного образца, оформленной в соответствии с требованиями ВРД 39-1.12-002-99 «Порядок организации центрального отраслевого фонда НИОКР газовой промышленности»;

в) сопроводительное письмо на бланке организации.

С одним сопроводительным письмом могут быть направлены несколько нормативных документов.

Все нормативные документы направляются в несброшюрованном виде в папке.

5.6. ООО «ИРЦ Газпром», получив нормативный документ, в 3-х дневный срок регистрирует его в журнале регистрации, присваивает ему инвентарный номер и обозначение в порядке, установленном разделом 5.5 ВРД 39-1.12-001-98.

5.7. Обозначение изменения, вносимого организацией-разработчиком в действующий нормативный документ, состоит из:

·         порядкового номера изменения, обозначенного арабскими цифрами;

·         обозначения нормативного документа.

Пример: Изменение № 1 ВРД 39-1.12-001-98.

5.8. Один экземпляр ИК ООО «ИРЦ Газпром» передает во ВНТИЦентр.

5.9. Все представленные документы обратно не возвращаются, хранятся и используются ООО «ИРЦ Газпром» в соответствии с возложенными на него функциями.

6. ПОДГОТОВКА ОРИГИНАЛ-МАКЕТА НОРМАТИВНОГО ДОКУМЕНТА К ИЗДАНИЮ

6.1. Право официального издания (тиражирования) нормативных документов в газовой промышленности принадлежит ООО «ИРЦ Газпром» (лицензия ЛР № 020895).

6.2. Издание нормативных документов осуществляется по оригинал-макетам.

Оригинал-макет - это нормативный документ, полностью подготовленный к полиграфическому изданию.

6.3. Оригинал-макет НТД может подготавливать организация-разработчик или ООО «ИРЦ Газпром» по заказу организации-разработчика.

6.4. В целях повышения качества и сокращения сроков издания при подготовке оригинал-макета необходимо соблюдать следующие требования:

  • все оригинал-макеты нормативных документов должны быть подготовлены в формате А4 (210х297 мм);
  • все рисунки, графики и другие поясняющие элементы должны быть выполнены на компьютере и обязательно привязываться к тексту;
  • с целью обеспечения требований полиграфических стандартов до начала набора оригинал-макета в программе WORD необходимо при использовании функции «Параметры страницы» («Файл», «Параметры страницы») установить следующие значения:
  • абзацный отступ - 1,25 см; поля: верхнее - 2,0; нижнее - 3,0; левое - 2,5; правое -2,0; от края до колонтитула: верхнего - 1,25; нижнего - 2,5; зеркальные поля - X; размер шрифта - 12; рекомендуемый шрифт - Times New Roman Cyr; межстрочное расстояние - минимум 18. При подготовке к печати все заголовки должны быть набраны прописными буквами.
  • сохранение документа целесообразно произвести в формате RTF;
  • построение, изложение, оформление и содержание нормативных документов должно соответствовать требованиям СНиП 10-01-94 и ГОСТ Р 1.5-92. В частности, нормативный документ должен включать:
  • титульный лист;
  • предисловие;
  • содержание;
  • введение.

Эти страницы нумеруют римскими цифрами I, II, III, IV и т.д.

В верхнем колонтитуле на всех страницах, кроме титульного листа, должно быть указано обозначение НТД, в нижнем колонтитуле - номер страницы. Указания в колонтитулах даются на нечетных страницах - справа, на четных - слева.

6.5. Титульный лист ведомственных строительных норм, ведомственных норм технологического проектирования, ведомственных руководящих документов оформляют в соответствии с приложением А.

6.6. Первую страницу ведомственных строительных норм, ведомственных норм технологического проектирования, ведомственных руководящих документов оформляют в соответствии с приложением Б.

6.7. До согласования и утверждения нормативного документа в ОАО «Газпром», по желанию организации-разработчика ООО «ИРЦ Газпром» может осуществить следующие работы:

  • корректуру и научно-техническое редактирование текста;
  • художественное редактирование рисунков, схем и т.п.;
  • стилевое оформление НТД;
  • техническое редактирование (разметку полос, проверку соответствия таблиц, графиков и рисунков требованиям полиграфических стандартов);
  • подготовку оригинал-макета нормативного документа.

6.8. Нормативно-техническая документация после утверждения ОАО «Газпром» не подлежит редактированию.

6.9. Обложки для нормативных документов в газовой промышленности изготавливает ООО «ИРЦ Газпром» по образцам, утвержденным Управлением проектирования и экспертизы ОАО «Газпром».

6.10. Первая и четвертая страницы обложки в зависимости от вида ведомственного нормативного документа должны иметь следующий цвет:

ВРД - зеленый;

ВСН - синий;

ВНТП - фиолетовый.

6.11. В зависимости от специализации нормативного документа по производствам (п. 2 приложения В ВРД 39-1.12-001-98) в левом верхнем и нижнем углах первой страницы обложки и в правом верхнем и нижнем углах четвертой страницы обложки должны быть полоски следующего цвета:

магистральный транспорт - желтый;

добыча и хранение - голубой;

переработка - розовый;

бурение и эксплуатация скважин - салатовый;

распределение, использование газа, нефти и других видов углеводородного сырья и продуктов - оранжевый;

прочее - серый.

Нормативный документ, относящийся к нескольким производствам, не имеет специальных цветовых полосок.

6.12. Поле первой страницы обложки по вертикали разделено на три функциональные части (приложение В).

В верхней части следует указать:

  • наименование организации, которой принадлежит нормативный документ - Открытое акционерное общество «Газпром»;
  • вид нормативного документа - ведомственные строительные нормы, ведомственные нормы технологического проектирования, ведомственный руководящий документ.

В средней должны быть указаны:

  • наименование документа;
  • обозначение документа;
  • надпись «Издание официальное».

В нижней части необходимо указать место и год издания. Например: Москва 2000.

В левом верхнем углу первой страницы на цветной полоске должен быть изображен товарный знак ОАО «Газпром».

В левой части первой страницы, отделенной вертикальной линией, между цветными полосками следует делать вертикальную надпись «Система нормативных документов в газовой промышленности».

6.13. Четвертая страница обложки должна быть зеркальным отображением первой (без текстовой части и товарного знака).

В нижней части страницы должен стоять логотип издающей организации. Здесь же допускается указывать выходные данные нормативного документа.

7. ИЗДАНИЕ, ХРАНЕНИЕ И РАСПРОСТРАНЕНИЕ НТД

ВРД 39-1.12-003-99 РУКОВОДСТВО ПО ФОРМИРОВАНИЮ И ВЕДЕНИЮ ФОНДА, РЕГИСТРАЦИИ И УЧЕТУ, ИЗДАНИЮ, ХРАНЕНИЮ И РАСПРОСТРАНЕНИЮ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ В ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

		

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "ГАЗПРОМ"

ВЕДОМСТВЕННЫЙ РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ИНФОРМАЦИОННО-ПАТЕНТНОМУ ОБЕСПЕЧЕНИЮ ПРИ ВЫПОЛНЕНИИ НИОКР ОАО «ГАЗПРОМ»

ВРД 39-1.12-007-2000

Москва 2000 

Система нормативных документов в газовой промышленности

ВЕДОМСТВЕННЫЙ РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ИНФОРМАЦИОННО-ПАТЕНТНОМУ ОБЕСПЕЧЕНИЮ ПРИ ВЫПОЛНЕНИИ НИОКР ОАО «ГАЗПРОМ»

ВРД 39-1.12-007-2000

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "ГАЗПРОМ"

Общество с ограниченной ответственностью
"Информационно-рекламный центр газовой промышленности"
(ООО "ИРЦ Газпром")

Москва 2000

ПРЕДИСЛОВИЕ

РАЗРАБОТАН                    Обществом с ограниченной ответственностью "Информационно-рекламный центр газовой промышленности" (ООО "ИРЦ Газпром")

СОГЛАСОВАН                  Управлением науки, новой техники и экологии ОАО «Газпром»

ВНЕСЕН                              Управлением науки, новой техники и экологии ОАО «Газпром»

УТВЕРЖДЕН И

ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ    Заместителем Председателя Правления ОАО «Газпром» В.В. Ремизовым 27 января 2000 г.

ВНОСИТСЯ ВЗАМЕН      Временных методических рекомендаций «Проведение информационных исследований для определения научно-технического уровня научно-исследовательских, проектных, конструкторских и технологических работ в организациях газовой промышленности, утвержденных начальником Главного научно-технического Управления А.Д. Седых 2 июня 1988 г.

ИЗДАНО                              Обществом с ограниченной ответственностью "Информационно-рекламный центр газовой промышленности"

СОДЕРЖАНИЕ

1. Организация проведения ретроспективного поиска. 2

1.1.Общие положения. 2

1.2. Нормативные ссылки. 2

1.3. Разработка рабочей программы.. 3

2. Проведение ретроспективного поиска. 3

2.1. Общие положения. 3

2.2. Информационно-патентный ретроспективный поиск в традиционном режиме. 4

2.3. Автоматизированный режим проведения ретроспективного поиска. 4

2.3.1. Автоматизированная система хранения и поиска патентной информации ИРЦ Газпром..4

2.3.2. Базы данных патентной информации федерального института промышленной собственности. 5

2.3.3. Прямой доступ к мировой патентной информации. 6

2.3.4. Автоматизированная система хранения и поиска в базе данных НИОКР. 7

2.3.5. Автоматизированная система хранения и поиска в базе данных НТД.. 7

2.3.6. Автоматизированная система хранения и поиска в базе данных реферативной информации по нефти и газу. 7

3. Подготовка и выдача аналитической продукции по результатам ретроспективного поиска.7

3.1. Составление библиографического указателя (список)8

3.2. Составление реферативной тематической подборки (обзор)8

3.3. Составление отчета о информационно-патентных исследованиях. 8

3.4. Аналитическая справка. 8

3.5. Аналитический обзор. 8

Приложение Перечень информационных ресурсов научно-исследовательских, конструкторских и производственных предприятий ОАО "ГАЗПРОМ". 8


ВВЕДЕНИЕ

Методические указания по информационно-патентному обеспечению при выполнении НИОКР ОАО «Газпром» регламентируют этапы проведения ретроспективного поиска в нужном потребителям информации направлении, с определенной последовательностью и полным охватом с использованием электронных баз данных.

Указания дают возможность правильно ориентироваться для составления регламента поиска, сократить время, затрачиваемое на поиск, отобрать максимальное количество информации по теме, помогают определить научно-технический уровень и тенденции развития науки и техники и др.

В указаниях устанавливается единая технология по информационному обеспечению научно-технического уровня разработок организаций отрасли, приводятся задачи и функции органов НТИ отрасли на всех этапах проведения ретроспективного поиска по теме объекта, для которого определяется научно-технический уровень.

Документ подготовлен на основании ГОСТ Р 15.011-96. «СППП. Патентные исследования. Содержание и порядок проведения» и предназначен для информационных работников и специалистов организаций и предприятий ОАО «Газпром», выполняющих НИОКР.

Методические указания по информационно-патентному обеспечению при выполнении НИОКР ОАО «Газпром» утверждены заместителем Председателя Правления ОАО «Газпром» В.В. Ремизовым 27 января 2000 г.

Методические указания подготовлены авторским коллективом в составе: Верниковский В.В., Голованов К.Д., Имра Т.Ф., Карманова Е.Л., Куликов Б.Б., Львов Е.А.

Научный руководитель: Н.Х. Халлыев

Код по рубрикатору ГАСНТИ 52.01.29.

Контактный телефон: 911-38-45

Система нормативных документов в газовой промышленности

Ведомственный руководящий документ

Методические указания по
информационно-патентному обеспечению при
выполнении НИОКР ОАО «Газпром»

Дата введения 2000-01-27

1. ОРГАНИЗАЦИЯ ПРОВЕДЕНИЯ РЕТРОСПЕКТИВНОГО ПОИСКА

1.1.Общие положения

Для выявления научно-технического уровня разработок и тенденций развития объектов хозяйственной деятельности, определения актуальности и целесообразности темы, исключения дублирования при планировании научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ, а также для работы над самой темой в обязательном порядке проводятся информационно-патентные исследования.

Информационно-патентные исследования основаны на ретроспективном поиске и анализе полученной информации, результаты которого дают возможность определить научно-технический уровень и тенденции развития по исследуемой теме (разработке).

Основные этапы проведения ретроспективного поиска и подготовки аналитической продукции:

· составление рабочей программы, в которую входит предмет поиска и регламент поиска;

· проведение ретроспективного поиска;

· аналитическая обработка и выдача аналитической продукции.

1.2. Нормативные ссылки

В настоящих методических указаниях использованы ссылки на следующие документы:

·ГОСТ 7.1.-84 СИБИД. Библиографическое описание документа. Общие требования и правила составления.

·ГОСТ 7.9.-95 СИБИД. Реферат и аннотация. Общие требования.

·ГОСТ 7.23-96 СИБИД. Издания информационные. Структура и оформление.

·ГОСТ Р 15.011-96. Система разработки и постановки продукции на производство. Патентные исследования. Содержание и порядок проведения.

· Положение о едином отраслевом справочно-информационном фонде РАО «Газпром», М., ИРЦ Газпром, 1995, 10 с.

· Порядок организации справочно-информационного обслуживания в газовой промышленности, М., ИРЦ Газпром, 1995, 12 с.

1.3. Разработка рабочей программы

Для установления технологии проведения ретроспективного поиска и подготовки аналитической продукции составляется рабочая программа.

Рабочая программа является технологической картой проведения ретроспективного поиска и подготовки аналитических материалов.

Рабочая программа охватывает основные виды источников информации для поиска и отбора информационных материалов, а также этапы их обработки и оформления.

Основным источником информации являются справочно-информационные фонды и базы данных отраслевых информационных органов (Приложение) Государственной системы НТИ, зарубежные базы данных.

Разработка рабочей программы ретроспективного поиска и подготовки аналитической продукции начинается с составления задания.

Задание составляется исполнителями темы (разработки) совместно с информационными и патентными службами.

Рабочая программа определяет область проведения поиска. Для определения области поиска требуется сформулировать предмет поиска, определить ретроспективу поиска.

Предмет поиска определяют из названия темы, конкретных задач исследований решаемых проблем.

При разработке программы имеет большое значение правильный выбор источников информации для поиска. Прежде всего, необходимо иметь точное представление о самих источниках информации.

Выбор источников информации осуществляют с учетом:

· задач проведения поисковых работ;

· наличия информационных источников в стране, городе, самой организации;

· оперативности выхода в свет источника информации;

· информативности источника;

· характера информации в источнике и др.

2. ПРОВЕДЕНИЕ РЕТРОСПЕКТИВНОГО ПОИСКА

2.1. Общие положения

Результатом ретроспективного поиска является выдача вторичной информации в виде упорядоченной совокупности библиографических описаний, аннотаций (ключевых слов), рефератов и полных текстов документов по запросу.

Ретроспективный поиск проводится в традиционном и автоматизированных режимах.

Ретроспективный поиск должен проводится с учетом положений отраслевых нормативно-технических документов и ориентирован на информационное обеспечение следующих задач:

· определение и обоснование технического уровня и новизны технических решений данного вида техники;

· определение патентной ситуации и анализа тенденций развития в исследуемой области;

· оценка актуальности включения той или иной разработки в план организации;

· принятия решений об основных задачах дальнейшего развития некоторого тематического направления и т.п.

Ретроспективный поиск проводится последовательно:

· в справочно-информационном фонде и базах данных организации;

· в справочно-информационном фонде и базах данных организаций отрасли;

· в справочно-информационном фонде и базах данных региональных центров;

· в справочно-информационном фонде и базах данных ИРЦ Газпром;

· в справочно-информационном фонде и базах данных всероссийских органов информации и других отраслей.

Ретроспективный поиск должен проводиться с учетом положений отраслевых нормативно-методических документов:

«Положение о едином отраслевом справочно-информационном фонде РАО «Газпром»; (М., ИРЦ Газпром, 1995, 10 с.).

«Порядок организации справочно-информационного обслуживания в газовой промышленности»; (М., ИРЦ Газпром, 1995, 12 с.).

2.2. Информационно-патентный ретроспективный поиск в традиционном режиме

Основная цель - обеспечение проведения информационных и патентных исследований по определению технического уровня и тенденции развития объектов техники на основании поиска, отбора и анализа близких технических решений в целях их технико-экономического сопоставления.

Информационно-поисковым массивом ретроспективного поиска являются информационные издания всероссийских, отраслевых и республиканских изданий органов НТИ. В целом выбор и использование при ретроспективном поиске информационных изданий определяется степенью потребности в наиболее полном выявлении сведений.

2.3. Автоматизированный режим проведения ретроспективного поиска

Отраслевая система научно-технической информации располагает возможностями по проведению ретроспективного поиска в автоматизированном режиме (Согласно Приложению).

ИРЦ Газпром для организаций отрасли проводит ретроспективный поиск в автоматизированном режиме в электронных базах данных:

· внедренные изобретения;

· изобретения за рубежом;

· изобретения стран мира;

· НИОКР;

· НТД;

· реферативная информация по нефти и газу.

2.3.1. Автоматизированная система хранения и поиска патентной информации ИРЦ Газпром

Информационно-рекламный центр газовой промышленности «ИРЦ Газпром» производит патентное обслуживание организаций, входящих в структуру ОАО «Газпром» и сотрудничающих с ним.

В целях улучшения качества патентного поиска в «ИРЦ Газпром» используется информационно-поисковая система (ИПС) и локальная база данных по нефтегазовой тематике с рефератами описаний изобретений к патентам РФ и СССР (включая патенты, выданные в обмен на авторские  свидетельства СССР) за весь срок действия патентов, формулами изобретений и полезных моделей РФ, а также с рефератами зарубежных описаний изобретений из РЖ "ИСМ" и Бюллетеня Евразийского патентного ведомства.

Кроме того, в БД включена информация об изобретениях, защищенных авторскими свидетельствами СССР с 01.01.93 г. и ранее (выборочно).

База данных систематически (ежеквартально) пополняется документами текущей публикации о патентах на изобретения (свидетельствах на полезные модели) в официальных бюллетенях Роспатента.

Назначение БД - использование в процессе проведения патентно-информационных исследований всех видов, а также во всех видах работ по обеспечению прав на объекты интеллектуальной и промышленной собственности.

ИПС работает с рефератами и формулами, которые сопровождаются библиографическими данными и чертежами и содержит в тексте элементы малой графики (математические и химические формулы).

Данная система ориентирована на неподготовленного пользователя. Возможности поиска по элементам библиографического описания, ключевым словам, а также по любым их комбинациям, не ограничены. Найденные при поиске документы могут быть просмотрены (с увеличением чертежей) и выгружены в файлы стандартных форматов для последующей распечатки. Разработано программное обеспечение для распечатки выгруженных документов в желаемом виде.

Объем БД по состоянию на 01.01.99 составляет 34500 документов.

По странам выдачи охранных документов на дату последней загрузки БД содержит:

· патенты РФ (RU);

· авторские свидетельства и патенты СССР (SU);

· патенты США (US);

· международные патенты (WO);

· патенты Японии (JP);

· патенты Германии (DE);

· патенты Великобритании (GB);

· патенты Франции (FR);

· патенты прочих стран.

2.3.2. Базы данных патентной информации федерального института промышленной собственности

Пользователи патентной информации из относительно небольших предприятий, не располагающих собственной патентной службой или органом НТИ, могут обращаться в Федеральный институт промышленной собственности (ФИПС) Роспатента.

Пользователю предлагается проведение поиска по конкретному техническому решению, выдача копий и переводов найденных патентных документов. Особое внимание уделяется комплексному обслуживанию заявителей в связи с предполагающейся государственной регистрацией объекта промышленной собственности.

Основное место в комплексе услуг ФИПС занимают официальные издания Роспатента о регистрируемых объектах промышленной собственности. К ним относятся:

· Официальный бюллетень «Изобретения (заявки и патенты»);

· «Вестник Роспатента»;

· Годовой указатель к Официальному бюллетеню «Изобретения (заявки и патенты»).

Наряду с печатной продукцией, официальные издания выпускаются на компактных оптических дисках. К ним относятся:

· Описания изобретений к патентам Российской Федерации (комплекты по годам: 1998, 1997, 1996, 1995, 1994 г.г.),

· Рефераты (формулы) описаний изобретений к заявкам на выдачу патентов и к патентам Российской Федерации (комплекты по годам: 1998, 1997, 1996, 1995, 1994 г.г.).

Информация об изобретениях стран мира, собираемая из бюллетеней ВОИС, ЕПВ, Великобритании, Германии, США, Франции, Швейцарии и Японии издается на бумажном носителе и на дискетах. База данных годового комплекта на дискетах содержит полные библиографические данные и текст формулы или реферата на русском языке.

Изобретения стран мира издаются также на компактном оптическом диске годовыми комплектами за 1996 - 1999 г.г.

Библиографическая база данных (указатель) к фондам СССР и Российской Федерации за 1924 - 1998 годы на компактном оптическом диске содержит сокращенную библиографическую информацию по всем зарегистрированным в указанные годы изобретениям, включая номер документа, вид документ, номер заявки, индексы МПК, номер официального бюллетеня.

Библиографическая база данных (указатель) действующих патентов Российской Федерации на компактных оптических дисках содержит полный перечень действующих патентов РФ по состоянию на 1 января 1999 г. База данных представляется в сокращенном варианте и в полном объеме публикаций в официальном бюллетене.

2.3.3. Прямой доступ к мировой патентной информации

ВРД 39-1.12-007-2000 МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ИНФОРМАЦИОННО-ПАТЕНТНОМУ ОБЕСПЕЧЕНИЮ ПРИ ВЫПОЛНЕНИИ НИОКР ОАО «ГАЗПРОМ»