Ремонт переходов газопроводов через водные преграды

Переходы газопроводов через водные преграды

Переходы газопроводов через водные преграды могут быть подводными и надземными.

Подводные переходы. Проектируют на основании данных гидрологических, инженерно-геологических и топографи­ческих изысканий с учетом условий эксплуатации в районе стро­ительства ранее построенных подводных переходов, существу­ющих и проектируемых гидротехнических сооружений, влияющих на режим водной преграды в месте перехода, и перспективных работ (дноуглубительных и т. д.). Причем место перехода обязательно согласовывается с соответствующими бассейновыми управ­лениями речного флота, органами по регулированию использова­ния и охране вод, охраны рыбных запасов и другими заинтересо­ванными организациями.

Рис. 2.5.Схемы укладки подводных газопроводов:

а — заглубленная; б — не заглубленная; в — выше дна;1-газопровод; 2-изоляция;

3— утяжеляющее покрытие; 4— защитное покрытие; 5— обвалование; 6—гибкое крепле­ние

Места переходов через реки намечают на прямолинейных устойчивых плесовых участках с пологими не размываемыми бе­регами русла при минимальной ширине заливаемой поймы. Створ подводного перехода, как правило, выбирают перпенди­кулярным к динамической оси потока. Устройство переходов на перекатах не допускается.

По расположению относительно естественной поверхности дна водоемов газопроводы можно укладывать ниже дна (заглублен­ный газопровод), на дне (не заглубленный газопровод) и выше дна (погруженный газопровод) (рис. 2.5.). Трубы подводных переходов магистрального газопровода укладывают обычно по заглубленной схеме, позволяющей надежно защитить их от внеш­них силовых воздействий. Величину заглубления выбирают с уче­том возможных деформаций русла и перспективных дноуглуби­тельных работ. Она должна быть на 0,5 м (до верха пригруженного газопровода) ниже прогнозируемого предельного профиля размыва русла реки, но не менее 1 м от естест­венных отметок дна водоема.

Подводные переходы магистральных газопроводов сооружают в одну, две, три и несколько ниток. Число резервных ниток и их диаметр определяются проектом. Минимальные расстояния между осями подводных заглубленных газопроводов с зеркалом воды в межень шириной более 25 м принимаются не менее 30 м для газопроводов диаметром до 1000 мм включительно и 50 м для газопроводов диаметром свыше 1000 мм. Минимальные расстояния между газопроводами, прокладываемыми на поймен­ных участках подводного перехода, принимаются как и для линей­ной части.

На каждом газопроводе подводного перехода на обоих бере­гах устанавливают запорную арматуру на отметках не ниже отметок горизонта высоких вод (ГВВ) и выше отметок ледохода. Границами подводного перехода газопровода являются: для мно­гониточных переходов — участок, ограниченный запорной арма­турой, установленной на берегах; для однониточных переходов — участок, ограниченный ГВВ.

Особое внимание при проектировании уделяют выбору профиля трассы подводного газопровода. Его принимают с учетом до­пустимых радиусов изгиба газопровода, рельефа русла реки, расчетной деформации, геологического строения дна и берегов, необходимой пригрузки и способа укладки подводного газопро­вода.

Ширина траншеи для подводного газопровода устанавливает­ся с учетом режима водной преграды, методов ее разработки, способа укладки и условий прокладки кабеля.

Подводные газопроводы диаметром 800 мм и более, уклады­ваемые на глубине более 20 м, проверяют на устойчивость его поперечного сечения от воздействия гидростатического давления воды с учетом изгиба трубы.

Надземные (надводные) переходы. В зависимости от конструктивной схемы перекрытия про­летов бывают балочные, висячие и арочные. Их применяют на переходах через небольшие реки, овраги, балки.

В балочном надземном переходе пролетным строением явля­ется самонесущая труба. Различают следующие схемы балочных переходов (рис. 29): многопролетные без компенсаторов (а), однопролетные с компенсатором (б), многопролетные с П-образным компенсатором (в), многопролетные типа «Змейка», консоль­ные. Выбор конкретной схемы перехода зависит от диаметра газопровода, нагрузки, гидрологических условий, способа мон­тажа и удобства обслуживания. Опоры, на которые укладывают газопровод, могут быть свайные, кольцевые, стоечные и плитные, а опорные части — катковые, скользящие и неподвижные.

По конструкции различают следующие схемы висячих пере­ходов: гибкие, «провисающая нить» (рис. 2.7.) и вантовые. В гибких висячих системах газопровод прикрепляют с помощью подвесок к одному или нескольким несущим тросам, перекинутым через пилоны. Гибкие висячие системы обладают малой вертикальной жесткостью, вследствие чего при динамических воздействиях конструкция может перейти в колебательное движение. В системе «провисающая нить» газопровод свободно провисает под действием собственной массы и массы газа. Эта система наиболее экономична, но менее жесткая. В ней возникают значительно большие напряжения в металле трубы. В вантовых системах газопровод удерживается в проектном положении с помощью на­клонных тросов или жестких ферм. Все элементы работают на растяжение и образуют в вертикальной плоскости геометри­чески неизменную форму. Байтовые системы обладают большей вертикальной жесткостью, чем гибкие висячие системы.

Арочные переходы обычно применяют при пересечении кана­лов. Они состоят из жестких арочных конструкций.

Рис. 2.6. Схемы надземных балочных переходов.

Рис. 2.7.Схемы висячих переходов: а — гибкие (одноцепная система с несущим, средним пролетом); б — гибкие (двухцепная система с подвеской газопровода к нижним тросам); в — «провисающая нить» с оттяжками из тросов; г — вантовые

Источник

РД 51-3-96 Регламент по техническому обслуживанию подводных переходов магистральных газопроводов через водные преграды

РОССИЙСКОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

Информационно-рекламный центр газовой промышленности
(ИРЦ Газпром)

ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ ПОДВОДНЫХ ПЕРЕХОДОВ
МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ ЧЕРЕЗ ВОДНЫЕ ПРЕГРАДЫ

РАЗРАБОТАН АО «Гипроречтанс».

РАЗРАБОТЧИКИ: Гольдин Э.Р., Левин С.И., Зуев О.С., Кутырева Е.Н., Челышев Ф.П., Аршалян С.М., Коробов Г.А., Мысовский К.А. (АО «Гипроречтранс»), Фесенко С.Р. (ВНИИгаз), Варламов Е.В. (РАО «Газпром»), Солин А.М., Жуков Г.Д. (Подводгазэнергосервис), Меркулов А.М. («Сервисгазпром»), Воронов А.Ф. (Интершельф).

СОГЛАСОВАН с Управлением по надзору в нефтяной и газовой промышленности «Госгортехнадзора» (письмо N 10-03/323 от 29.08.96), Управлением проектно-изыскательских работ и экспертизы проектов, Управлением по транспортировке газа и газового конденсата.

УТВЕРЖДЕН Членом Правления РАО «Газпром» Б.В. Будзуляком 10.06.96 г.

С введением в действие настоящего «Регламента . » утрачивает силу «Регламент по обслуживанию подводных переходов на действующих магистральных газопроводах», 1992 г .

Предназначен для предприятий, эксплуатирующих магистральные газопроводы, в качестве руководящего документа при составлении индивидуальных программ (графиков) обслуживания переходов, а также для специализированных предприятий, выполняющих обследования, ремонтные работы или реконструкцию подводных переходов газопроводов с целью обеспечения их надежной и безопасной эксплуатации.

Содержание

1. ОСНОВНЫЕ ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

2. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

3. ПРАВА И ОБЯЗАННОСТИ ОРГАНИЗАЦИИ, ЭКСПЛУАТИРУЮЩЕЙ ПЕРЕХОД

4. ОРГАНИЗАЦИОННАЯ И ИНЖЕНЕРНАЯ ПОДГОТОВКА ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ

5. КЛАССИФИКАЦИЯ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ПЕРЕХОДОВ

6. ЗАДАЧИ И ПЕРИОДИЧНОСТЬ ОБСЛЕДОВАНИЙ ПОДВОДНЫХ ПЕРЕХОДОВ

7. ОСМОТР БЕРЕГОВЫХ УЧАСТКОВ ПОДВОДНЫХ ПЕРЕХОДОВ

8. ОБСЛЕДОВАНИЕ РУСЛОВОГО УЧАСТКА ПЕРЕХОДА

9. НАБЛЮДЕНИЕ ЗА БЕРЕГОУКРЕПИТЕЛЬНЫМИ СООРУЖЕНИЯМИ И СОСТОЯНИЕМ БЕРЕГА

10. МЕТОДЫ И СРЕДСТВА КОНТРОЛЯ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ПОДВОДНЫХ ПЕРЕХОДОВ

11. ОПЕРАТИВНАЯ И ОТЧЕТНАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ ПО ОБСЛЕДОВАНИЮ ПОДВОДНЫХ ПЕРЕХОДОВ

12. ОРГАНИЗАЦИЯ РЕМОНТА ПОДВОДНЫХ ПЕРЕХОДОВ

13. ДОНЕСЕНИЕ ПО ОБНАРУЖЕННЫМ УТЕЧКАМ И ПОВРЕЖДЕНИЮ ГАЗОПРОВОДА НА ПОДВОДНОМ ПЕРЕХОДЕ

Приложение 1 ПЕРЕЧЕНЬ действующих нормативно-технических документов на строительство и эксплуатацию магистральных газопроводов

Приложение 2 Форма технического паспорта на подводный переход газопровода

Приложение 3 СОСТАВ ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ по подводному переходу магистрального газопровода, находящейся в эксплуатирующей организации

Приложение 4 Форма разрешения на работу в охранной зоне магистрального газопровода

Приложение 5 АКТ осмотра сухопутных участков трассы перехода

Приложение 6 АКТ проверки состояния берегоукрепительных сооружений на переходе

Приложение 7 АКТ проверки переходного сопротивления для оценки состояния катодной защиты на переходе

Приложение 8 АКТ N обследования подводного перехода

Приложение 9 Топографический план подводного перехода по результатам обследования

Приложение 10 Продольный профиль подводного перехода по результатам обследования

Приложение 11 Поперечный профиль подводного перехода в зоне размыва трубопровода

Приложение 12 Схема совмещенных продольных профилей подводного трубопровода (проектного, исполнительного и по результатам обследования)

Приложение 13 Капитальный ремонт подводного перехода газопровода

Приложение 14 АКТ о готовности подводного перехода магистрального газопровода к эксплуатации после капитального ремонта

Приложение 15 Информационный береговой запрещающий знак «Якоря не бросать»

Приложение 16 Типовые конструкции реперов

Приложение 17 Конструкция водомерного поста

Приложение 18 Технические характеристики газовых анализаторов

Приложение 19 Технические характеристики ультразвуковых толщиномеров

Приложение 20 Критические длины провисающего участка подводного трубопровода, м

Приложение 21 (Рекомендуемое) ТРЕБОВАНИЯ к оформлению чертежей технической документации по обследованию подводных переходов

1. ОСНОВНЫЕ ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

Подводный переход магистрального газопровода (МГ) — в дальнейшем именуемый «подводный переход» или «переход», представляет собой участок линейной части МГ, пересекающий водную преграду и уложенный, как правило, с заглублением в дно водоема (реки, озера, канала, водохранилища и т.д.). Переход включает в себя одну или несколько ниток трубопровода с соответствующими системами его технического обеспечения.

Классификация и категория магистрального газопровода и его участков принимаются в соответствии со СНиП 2.05.06-85 «Магистральные трубопроводы».

Технический коридор подводных переходов магистральных газопроводов — система переходов, проложенных через один и тот же участок водной преграды и объединенных, как правило, единой системой их технического обеспечения.

Охранная зона подводного перехода (коридора) — участок акватории и поверхности земли, длина которого соответствует длине подводного перехода, а ширина ограничена двумя параллельными плоскостями, проведенными на расстоянии 100 м с каждой стороны от осей крайних ниток газопроводов на переходе (коридоре).

Длина подводного перехода — определяется границами, которыми являются:

— для однониточных переходов — участок, ограниченный урезами уровня высоких вод 10% обеспеченности,

— для переходов через горные реки — участок, ограниченный урезами уровня высоких вод 2% обеспеченности,

— для многониточных переходов — участки в пределах запорной арматуры, установленной на берегах.

Подводный (русловой) участок перехода — участок, ограниченный урезами воды при среднемноголетнем меженном уровне.

Береговые участки перехода — участки, ограниченные с одной стороны урезом воды при среднемноголетнем меженном уровне, с другой стороны — границами перехода в пределах его длины (см. выше).

Среднемноголетний меженный уровень — среднее арифметическое значение отметок меженных уровней водоема, полученных в результате многолетних наблюдений.

Уровень высоких вод п% обеспеченности — максимальный уровень вод в паводок (половодье) в месте перехода, вероятность превышения которого возможна » n » раз в 100 лет.

Прогнозируемый предельный профиль размыва русла — линия, проведенная по наинизшим отметкам дна и берегов водоема, полученным в результате прогнозируемых переформирований русла за период эксплуатации подводного перехода.

Величина заглубления подводного трубопровода — толщина слоя грунта от верха балластных грузов или балластного покрытия трубопровода до поверхности дна водоема, устанавливаемая в соответствии с действующими нормами с учетом возможных деформаций русла и перспективных дноуглубительных работ.

Надежность подводного перехода — свойство сохранять способность непрерывно транспортировать газ в заданном технологическом режиме.

Исправное состояние подводного перехода — состояние, при котором он соответствует всем требованиям нормативно-технической и проектной документации.

Неисправное состояние подводного перехода — состояние, при котором он не соответствует хотя бы одному из требований нормативно-технической и проектной документации.

Предельное состояние подводного перехода — состояние, определяемое нормативно-технической документацией, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна.

Работоспособное состояние подводного перехода — состояние, при котором значение всех параметров, характеризующих способность непрерывного транспортирования газа (или иного продукта), соответствует требованиям нормативно-технической и проектной документации*.

* Примечание. Подводный переход может быть работоспособным при неисправном состоянии, например, при обнажении трубопровода, нарушении берегоукрепления, повреждении информационных знаков и др.

Безопасность подводного перехода — состояние, при котором он не вызывает ситуаций, опасных для людей и окружающей среды.

Повреждение подводного перехода — нарушение исправного состояния перехода при сохранении его работоспособного состояния.

Отказ — нарушение работоспособного состояния подводного перехода (повреждение трубы, уменьшение толщины стенки из-за развития коррозии, резкое изменение пространственного положения трубопровода из-за деформации дна и др.), при котором его дальнейшая эксплуатация приостанавливается.

Недозаглубленный участок подводного трубопровода — участок с величиной заглубления трубопровода меньшей, чем это установлено нормативно-технической документацией (вплоть до полного оголения трубопровода).

Провисающий участок подводного трубопровода — оголенный участок трубопровода, имеющий просвет между нижней образующей и дном водоема.

Величина провисания — расстояние от поверхности дна водоема до нижней образующей трубопровода.

Критическая длина провисающего участка подводного трубопровода — предельно допустимая длина провисающего участка, при которой еще не могут возникнуть резонансные колебания трубопровода или при которой действующие напряжения еще не превышают расчетное сопротивление материала трубы.

Осмотр перехода — визуальный контроль и оценка состояния береговых участков перехода.

Приборное обследование подводного перехода — контроль технического состояния перехода и его составляющих с применением технических средств измерения и наблюдения.

Водолазное обследование подводного перехода — проводимый водолазами визуальный и приборный контроль состояния подводных трубопроводов.

Техническое обслуживание подводного перехода — комплекс работ (пункт 2.8) по поддержанию исправного и работоспособного состояния при эксплуатации перехода.

Планово-предупредительный ремонт перехода — плановые работы по устранению отдельных неисправностей элементов перехода, выполняемые, как правило, при нормальном эксплуатационном режиме.

Текущий ремонт перехода — минимально необходимый по объему и содержанию вид ремонта, осуществляемый в процессе эксплуатации и заключающийся в работах по недопущению преждевременного износа, устранению мелких повреждений и неисправностей.

Аварийно-восстановительный ремонт — работы по устранению последствий отказа газопровода на переходе в период вынужденного кратковременного прекращения транспортирования газа, а также работы по предотвращению возможных отказов газопровода из-за нарушений его состояния (например, при образовании обнаженных и провисающих участков, повреждений изоляции и т.п.).

Капитальный ремонт подводного перехода — ремонт, выполняемый для приведения перехода в исправное состояние с заменой или восстановлением любых его составных частей.

Реконструкция подводного перехода — перестройка перехода для улучшения его функционирования (например, прокладка дополнительных ниток газопроводов на переходе, замена старых ниток газопроводов на новые и т.п.).

2. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

2.1. Настоящий Регламент разработан в развитие Правил технической эксплуатации магистральных газопроводов и устанавливает порядок технического обслуживания и контроля за состоянием подводных переходов МГ и выполнением их ремонтов.

2.2. Техническое обслуживание переходов газопроводов, контроль за их состоянием и ремонтные работы должны выполняться в соответствии с настоящим Регламентом, Правилами технической эксплуатации магистральных газопроводов, а также требованиями Правил, норм и инструкций на строительство и эксплуатацию магистральных газопроводов ( приложение 1).

2.3. Регламент является обязательным для всех предприятий и организаций, эксплуатирующих газопроводы, а также для организаций и предприятий, выполняющих обследования, ремонтные работы и реконструкцию переходов.

2.4. Техническое обслуживание и контроль за состоянием перехода осуществляют Предприятия по транспортировке газа своими силами и средствами, а также с привлечением специализированных предприятий подводно-технических работ, имеющих лицензии на их выполнение.

2.5. Техническое обслуживание переходов через несудоходные водные преграды глубиной до 1,5 м (в межень) и шириной до 30 м осуществляется, как правило, силами ЛЭС.

2.6. Выполнение специальных работ (гидрологических изысканий, геодезической русловой съемки, приборного и водолазного обследования и диагностирования подводных переходов) осуществляется специализированными предприятиями РАО «Газпром» и другими организациями, имеющими соответствующие лицензии в соответствии с ежегодными планами, утверждаемыми РАО «Газпром».

2.7. Организация, осуществляющая техническое обслуживание и контроль за состоянием перехода, несет полную ответственность за достоверность информации, указанной в оперативной и отчетной документации.

2.8. Система технического обслуживания перехода предусматривает:

— осмотр (визуальное обследование) пойменных и береговых участков перехода;

— приборное обследование руслового участка перехода;

— обследование и анализ состояния провисающих участков подводного газопровода;

— контроль состояния электрохимической защиты от коррозии;

— контроль состояния изоляционного покрытия русловых и береговых участков переходов:

— проверку наличия и состояния береговых информационных знаков;

— ремонтные работы на переходе.

2.9. Техническое обслуживание береговых участков линейной части МГ (запорной арматуры, систем электрохимической защиты) настоящим Регламентом не предусмотрено и должно осуществляться в соответствии с Правилами технической эксплуатации магистральных газопроводов, а также действующими стандартами, нормами и инструкциями.

2.10. Все специалисты (ИТР и рабочие), привлекаемые к техническому обслуживанию подводных переходов МГ, должны периодически (но не реже чем через 5 лет) проходить курс повышения квалификации по программе, учитывающей особенности строительства и эксплуатации подводных трубопроводов.

2.11. Переходы через судоходные водные преграды (реки, водохранилища, каналы) должны быть оборудованы береговыми информационными знаками («Якоря не бросать», приложение 15), в соответствии с Правилами внутреннего водного транспорта и иметь сигнальные огни, автоматически включающиеся в темное время суток.

На переходах через несудоходные водные преграды должны быть установлены знаки закрепления трассы.

2.12. Переходы через водные преграды с шириной зеркала воды в межень более 30 м должны быть оборудованы постоянными геодезическими знаками (реперами), устанавливаемыми по берегам в местах, исключающих их повреждение и привязанных к государственной геодезической сети. Геодезические знаки должны быть закрыты кожухом или ограждены.

3. ПРАВА И ОБЯЗАННОСТИ ОРГАНИЗАЦИИ, ЭКСПЛУАТИРУЮЩЕЙ ПЕРЕХОД

3.1. Ответственность за техническое состояние подводного перехода несет Предприятие по транспортировке газа (ПТГ).

3.2. Предприятие по транспортировке газа должно обеспечить техническое обслуживание и контроль за:

— состоянием всех элементов подводного перехода (газопроводы, антикоррозионная защита, крепление дна и берегов, береговые информационные знаки и др.):

— сохранностью информационных и опорных геодезических знаков (реперов), принятых от подрядных организаций после окончания строительства перехода;

— выполнением осмотров, обследований и ремонтных работ на переходах;

— состоянием кабелей технологических связей;

— выполнением всех работ в охранной зоне перехода;

— наличием нормативно-технической и оперативной документации.

3.3. ПТГ устанавливает сроки работ по осмотру, обследованиям и ремонтным работам на переходе в соответствии с настоящим Регламентом и осуществляет приемку работ.

3.4. ПТГ должно своевременно оповещать соответствующие организации Речного флота и Рыбнадзора и согласовывать с ними сроки начала и продолжительность обследований руслового участка и ремонтных работ на переходе.

3.5. Организации, выполняющие обследования подводного перехода газопровода, проектирование и осуществляющие капитальный ремонт, несут ответственность за качественное выполнение работ, которое должно обеспечивать нормативный срок службы газопровода в целом.

Формы ответственности и санкции за несоблюдение качества устанавливаются договором на выполнение работ.

3.6. Порядок оповещения при обнаружении аварийных ситуаций и ликвидации этих ситуаций определен в плане, утвержденном ПТГ, а также Правилами технической эксплуатации магистральных газопроводов.

3.7. Случаи отказа на переходе с утечкой газа доводятся до сведения организаций (местных органов власти и правоохранительных органов) по установленной схеме оповещения.

3.8. Каждый факт отказа и повреждения газопровода на переходе должен быть расследован в соответствии с действующими нормативными документами.

— обеспечивать непрерывный контроль за сохранностью подводных переходов, усиливая его в периоды ледостава, весеннего паводка и ливневых дождей;

— не допускать использования огнеопасных и взрывных работ вблизи перехода;

— не допускать производства необоснованных дноуглубительных работ вблизи подводных переходов.

4. ОРГАНИЗАЦИОННАЯ И ИНЖЕНЕРНАЯ ПОДГОТОВКА ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ

4.1. Организационная и инженерная подготовка технического обслуживания подводных переходов включает:

— организацию структур (служб), способных обеспечить выполнение требований настоящего Регламента;

— обеспечение проводимых работ по техническому обслуживанию переходов транспортом, плавучими средствами, оборудованием и приборами;

— обеспечение персонала, обслуживающего переходы, необходимой нормативно-технической, оперативной документацией и должностными Инструкциями. В линейно-эксплуатационной службе должен храниться паспорт перехода с оперативной и отчетной документацией:

— журналами обследований и ремонта;

— актами контроля состояния перехода и текущего ремонта;

— актами приборного и водолазного обследований с приложением чертежей планов и профилей перехода;

— документацией по результатам капитального ремонта;

— обучение и переподготовку специалистов на курсах повышения квалификации.

4.2. Руководитель ПТГ назначает лицо или группу лиц, ответственных за эксплуатацию и техническое состояние подводного перехода.

Права, обязанности и ответственность лиц, входящих в группу, определяются должностными инструкциями.

4.3. В зависимости от местных условий и технического состояния перехода Предприятием по транспортировке газа могут предусматриваться и другие организационные формы обслуживания с обязательной персональной ответственностью за эксплуатацию и техническое состояние подводного перехода и его составляющих.

5. КЛАССИФИКАЦИЯ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ПЕРЕХОДОВ

5.1. Техническое состояние подводного перехода определяется по данным осмотров и обследований (см. разделы 6, 7, 8) путем сопоставления этих данных с проектными и нормативными требованиями.

5.2. Основными факторами, определяющими техническое состояние перехода, являются:

— соответствие положения трубопровода проектному;

— величина заглубления подводного газопровода в русле реки;

— достаточность и сохранность балластировки газопровода;

— целостность антикоррозионной изоляции трубопровода;

— фактическая толщина стенки в сопоставлении с минимальной расчетной (проектной);

— отсутствие или наличие мест утечки газа;

— деформация (размыв) дна и береговых склонов водной преграды, в том числе состояние крепления берегов на участке перехода;

— состояние информационных знаков и опорной топографической основы.

5.3. В зависимости от изменения факторов, указанных в п.5.2, техническое состояние подводного перехода классифицируется следующим образом (cм. также табл.1):

1) Исправное состояние, когда параметры, характеризующие перечисленные в п.5.2 факторы, соответствуют требованиям нормативно-технической документации:

— заглубление трубопровода в дно на всем протяжении руслового участка соответствует проектному и нормативным требованиям;

— дно устойчиво и берега практически недеформируемы;

— балластировка, антикоррозионная изоляция, толщина стенки соответствуют требованиям норм и правил;

— состояние информационных знаков и реперов соответствует требованиям действующих норм и правил.

2) Неисправное состояние, основными признаками которого являются:

Квалификация технического состояния подводного перехода

Техническое состояние подводного перехода

Основные факторы, определяющие состояние перехода подводного

Заглубление подводного трубопровода

Состояние антикоррозионной изоляции трубопровода

Состояние балластировки трубопровода

Толщина стенки подводного трубопровода

Наличие мест утечки газа (разгерметизация)

Береговые укрепления на участках перехода

Состояние береговых информационных знаков (для судоходных и сплавных рек)

Сохранность опорной плановой и высотной топографической основы (реперов)

Периодичность ремонтных работ

Трубопровод заглублен в соответствии с проектом

имеются, соответствуют нормам

имеются участки со слоем засыпки меньше проектного с тенденцией к уменьшению толщины слоя, а также обнаженные и провисающие участки длиной до 0,7 , вибрация трубопровода отсутствует

имеются места повреждения изоляции, защитный потенциал устойчив, изменяется незначительно

Балластировка в местах провиси неустойчива, имеются незначительные нарушения расположения балластовых грузов

уменьшение толщины стенки не более 12%

имеются незначительные нарушения берегового укрепления

имеются обнаженные и провисающие участки длиной более 0,7 наблюдается вибрация трубопровода на провисающих участках, трубопровод расположен в зоне интенсивных русловых деформаций

имеются обнаженные участки с поврежденной изоляцией, защитный потенциал отсутствует

отсутствует (свалены) часть балластных грузов, имеются значительные нарушения в их месторасположении

уменьшение толщины стенки составляет более 12%

обнаружены трещины и места утечки газа (свищи)

имеются места разрушения береговых укреплений

требуют ремонта или восстановления

срочный капитальный ремонт по факторам граф 2, 3, 4, 5, 6, 8, 9 и капитальный ремонт по факторам графы 7

Примечание. Под l _кр понимается критическая длина провисающего участка, определяемая в соответствии с Приложением 20.

— наличие на подводном трубопроводе обнаженных и провисающих участков длиной, не превышающей 70% критической длины ( приложение 20);

— повреждения антикоррозионной изоляции;

— наличие на провисающем участке трубопровода незначительных механических повреждений;

— понижение отметок дна в зоне перехода свыше 0,5 м и размыв берегов более 1,0 м в год;

— нарушение устойчивости балластных грузов на трубопроводе с незначительными изменениями их расположения;

— уменьшение толщины стенки, не превышающее 12% проектной;

— неисправность или полная утрата береговых информационных знаков и реперов.

3) Предельное состояние, основными признаками которого являются:

— наличие на подводном трубопроводе провисающего участка длиной, превышающей 70% критической длины ( приложение 20);

— наличие вибрации трубопровода под воздействием течения:

— уменьшение толщины стенки трубопровода в результате многолетней эксплуатации и (или) коррозии более чем на 12%;

— наличие трещин и мест утечки газа;

— отсутствие части балластных грузов и значительные нарушения в их расположении;

— значительные повреждения крепления берегов в подводной части с оголением трубопровода;

5.4. Подводный переход газопровода, техническое состояние которого по результатам обследования признано исправным, требует выполнения плановых обследований с указанной в разделе 6 периодичностью, а также планово-предупредительного ремонта.

5.5. При неисправном техническом состоянии подводного перехода по любому из указанных в п.2 табл.1 признаков (при этом газопровод может быть работоспособным) необходимо выполнение капитального ремонта в установленный планом срок. При наличии провисающих участков трубопроводов ремонт должен быть закончен до весеннего паводка.

5.6. Предельное состояние подводного перехода по признакам, приведенным в п.3 табл.1, за исключением признаков по графе 7, указывает на необходимость принятия срочных мер по предупреждению аварий, с отключением поврежденной нитки газопровода, выполнению капитального ремонта или прокладке новой нитки газопровода вместо поврежденной.

6. ЗАДАЧИ И ПЕРИОДИЧНОСТЬ ОБСЛЕДОВАНИЙ ПОДВОДНЫХ ПЕРЕХОДОВ

6.1. Основными задачами осмотра и обследования подводного перехода является оценка его технического состояния ( пункт 5.2) и соответствия требованиям настоящего Регламента, Правил технической эксплуатации магистрального газопровода и других действующих нормативных документов ( приложение 1).

6.2. На основании осмотров и обследований подводного перехода в соответствии с основными задачами должны быть получены следующие данные:

— фактическое плановое и высотное положение трубопровода относительно линии дна и склонов берега, существующие на дату обследования водоема в створе перехода в координатах и отметках проекта;

— наличие обнаженных и провисающих участков газопровода и их характер (протяженность, величина провиса);

— состояние балластировки трубопровода на обнаженных и провисающих участках;

— значение толщины стенки трубопровода на обнаженных и провисающих участках и на береговых участках в зоне переменного уровня воды;

— состояние защитного и изоляционного покрытия на обнаженных и провисающих участках трубопровода;

— значение высотных отметок дна реки и береговых склонов в координатах и отметках проекта;

— наличие и характер посторонних объектов (предметов) на дне водной преграды;

— состояние сооружений защиты берегов;

— состояние береговых информационных знаков;

— сохранность реперов топографической основы для закрепления промерных створов и створов наблюдений за переформированием береговых склонов.

6.3. В зависимости от поставленной цели и состава (вида) работ обследование подводных переходов газопроводов подразделяется на три класса.

Классификация обследований по этим признакам приведена в табл. 2.

Виды работ, выполняемых при обследовании подводных переходов газопроводов, в зависимости от класса обследования

Визуальный осмотр и оценка состояний береговых информационных знаков, реперов и указателей газопровода, наблюдения за положением и переформированием берегового склона и линий уреза воды относительно репера

Обнаружение утечки газа приборами

Определение гидрологических характеристик реки (скоростей течения, уровней воды и т. д.)

Определение состояния надводной части берегоукрепления и береговых склонов

Определение состояния подводной части берегоукрепления

Приборное определение фактического планового и высотного положения всех ниток газопровода относительно линии дна и склонов берега с установлением оголенных и провисающих участков

Измерение на береговых участках в зонах переменного уровня толщины стенки трубопровода

Водолазное обследование обнаженных и провисающих участков с определением длины и величины провиса, состояния изоляционного покрытия, устойчивости и изменения расположения балластных грузов с применением при необходимости подводной видеосъемки

Топографическая съемка русла и берегов в границах не менее трех с половиной ширин реки (соответствующей среднемеженному уровню) вверх по течению от крайней верхней нитки перехода и не менее полутора расчетных ширин реки вниз по течению от крайней нижней нитки перехода с охватом прибрежных полос шириной 40- 60 м

Примечание : Размеры зоны топографической съемки для II класса обследования могут быть уменьшены до границ охранной зоны перехода.

6.4. Периодичность осмотров и обследований подводных переходов газопроводов указана в таблице 3.

Периодичность осмотров и обследований подводных переходов газопроводов

Характеристика осмотров, обследований перехода

Периодичность осмотров, обследований

Осмотр береговых и пойменных участков подводного перехода

— в навигационный и межнавигационный периоды

— в периоды ледостава, паводков, ливневых дождей

Приборное обследование руслового участка перехода

в соответствии с табл.4

Водолазное обследование провисающих и оголенных участков подводного трубопровода

сразу после обнаружения провисающих и оголенных участков

6.5. Обследование руслового участка перехода назначают с периодичностью, зависящей от интенсивности деформаций берегов и дна на участке перехода (с учетом технического состояния трубопровода, установленного на основании предыдущих обследований) в соответствии с табл.4.

Периодичность обследований русловой части подводных переходов газопроводов

Техническое состояние перехода

1. При временной эксплуатации перехода, находящегося в предельном состоянии, за ним необходимо осуществлять постоянное наблюдение с контролем параметров, создающих риск аварии и принятием незамедлительных мер по проведению обследования и ремонта;

2. Периодичность обследования перехода, выведенного из эксплуатации по предельному состоянию, определяется предприятием по транспортировке газа;

3. В отдельных случаях при отсутствии заметных деформаций дна и берегов в зоне расположения перехода ПТГ могут увеличивать по пп. 1 и 2 табл. 4 интервал между обследованиями.

6.6. Первое обследование руслового участка перехода выполняется по окончании строительства и включает:

— топографическую съемку и определение гидрологических характеристик водоема на участке перехода в границах и объеме, соответствующих изысканиям при разработке проекта перехода;

— определение фактического планового и высотного положения всех ниток подводного газопровода;

— определение состояния засыпки, крепления дна и склонов берегов.

Результаты этого обследования фиксируются и прилагаются к акту приемки перехода в эксплуатацию.

Затраты на проведение первого обследования включаются в сводную смету на строительство перехода.

6.7. Второе обследование руслового участка выполняется в объеме 2 класса ( табл.2) через год после первого обследования. Если результаты первого и второго обследований практически не отличаются друг от друга, последующее обследование руслового участка перехода следует выполнить с периодичностью, определенной в соответствии с табл. 4.

6.8. Дополнительные обследования подводных переходов сверх предусмотренных в табл. 4 в объеме обследований 2 класса выполняются при изменениях гидрологических режимов реки и русловых переформирований, вызванных разработкой карьеров, проведением выправительных работ или строительством гидротехнических сооружений и мостовых переходов.

Результаты дополнительных обследований сопоставляются с данными предыдущих обследований, а также с исполнительной документацией перехода и, при отсутствии расхождений, последующие обследования выполняются с периодичностью, определяемой табл.4.

6.9. Внеочередные обследования руслового участка перехода выполняются также после оползней, землетрясений и других стихийных бедствий, когда возникает повышенная опасность повреждения газопровода.

7. ОСМОТР БЕРЕГОВЫХ УЧАСТКОВ ПОДВОДНЫХ ПЕРЕХОДОВ

7.1. Осмотр (патрулирование) береговых участков подводного перехода в пределах его охранной зоны выполняется линейно-эксплуатационной службой ПТГ в соответствии с графиком обхода, объезда и облета магистрального газопровода.

7.2. Осмотр выполняется бригадой (группой) ЛЭС с целью выявления:

— утечек газа с помощью приборов;

— развития оврагов, оползней, размыва берегов, явлений пучения грунтов и возникающей в связи с этим угрозой повреждения газопровода;

— состояния береговых информационных знаков и реперов.

7.3. Результаты осмотра указываются в журнале осмотра и обследования перехода.

7.4. Незначительные неисправности (потеря видимости знаков из-за снежных заносов, кустарниковой и травянистой растительности, обветшалости надписей на указателях) устраняются в процессе осмотра.

8. ОБСЛЕДОВАНИЕ РУСЛОВОГО УЧАСТКА ПЕРЕХОДА

8.1. Обследование руслового участка перехода осуществляется под наблюдением ответственного сотрудника ПТГ и выполняется в соответствии с планом периодичности обследования в зависимости от состояния перехода.

Для выполнения обследований могут привлекаться специализированные организации подводно-технических работ или другие предприятия, имеющие лицензии на обследование подводных переходов.

8.2. Задача обследования перехода — определение его технического состояния, согласно классификации, приведенной в табл.1, с целью принятия, при необходимости, мер для приведения трубопровода в исправное эксплуатационное состояние.

8.3. Для выполнения поставленной задачи специализированная организация должна быть обеспечена:

— необходимыми транспортными и плавсредствами;

— приборами по определению положения трубопровода, исправности средств электрохимзащиты и антикоррозионного покрытия, измерения толщины стенки трубопровода, геодезическими инструментами и т.п., а также проектными материалами (профиль, план) и материалами полевых исследований;

— водолазным оборудованием и снаряжением в составе и количестве, необходимом для выполнения всего комплекса работ по обследованию перехода;

— материалами проектной, исполнительной документации и предыдущих обследований.

8.4. В организации, занимающейся обследованием перехода, должны быть специалисты для выполнения топографических, гидрографических работ, по обслуживанию приборов, контролю и обработке материалов обследования.

8.5. Состав и объемы работ по обследованию устанавливаются в зависимости от технического состояния перехода в соответствии с табл.2 настоящего Регламента.

8.6. Обследование руслового участка перехода производится с помощью приборов, обеспечивающих необходимую точность и подробность обследования. Конкретный состав необходимого оборудования и приборов, а также методика проведения обследований выбирается, исходя из характера пересекаемой водной преграды (глубина, скорость течения, характер грунта, судоходство) и сезона проведения работ. Приборное обследование производится по методикам и инструкциям, учитывающим конкретные характеристики приборов.

8.7. Обследование руслового участка перехода включает в себя подготовительные работы, полевые работы и обработку результатов обследования.

Подготовительные работы включают в себя:

— анализ проектной и исполнительной документации;

— анализ материалов предыдущих обследований;

— определение конкретной методики проведения обследования и приборного обеспечения;

— инструктаж бригады по технике безопасности в соответствии с действующими правилами.

Полевые работы включают в себя:

— топографическую съемку русла и берегов с установкой (в случае отсутствия постоянных) грунтовых реперов, выполняемую в соответствии со СНиП 1.02.07-87 «Инженерные изыскания для строительства»;

— инженерно-гидрологические измерения с устройством водомерного поста ( приложение 17) и привязкой его нивелировкой к постоянным или временным реперам. Количество и размещение промерных створов и скоростных вертикалей выбирается в соответствии с нормативными документами по гидрогеологическим измерениям;

— приборное обследование газопровода, в процессе которого определяется истинное пространственное положение газопровода относительно поверхности дна и берегов, выявляются обнаженные и провисающие участки, оценивается их протяженность и величина провисов;

— водолазное обследование обнаженных или провисающих участков газопровода, производимое в случае их выявления. При водолазном обследовании производится уточнение длины обнаженного или провисающего участка, величины провиса, оценивается состояние антикоррозионной изоляции, расположение и устойчивость грузов на трубопроводе, состояние подводной части берегоукрепления. В случае необходимости рекомендуется применение подводной видеосъемки.

Организация и выполнение работ по водолазному обследованию должна осуществляться в соответствии с Едиными правилами безопасности труда на водолазных работах РД 31.84.01-90.

Обработка результатов обследования предусматривает выпуск чертежей плана перехода, продольных и поперечных (для оголенных и провисающих участков) профилей ниток перехода. На плане перехода должны быть указаны все створы, по которым производились измерения, реперы, границы береговых укреплений, места и границы обнаруженных провисов и обнажений, места и границы повреждения берегоукреплений. На продольных профилях должны быть указаны отметки грунта над трубой и верха забалластированного трубопровода, отметки уровня воды на день обследования, обнаженные и провисающие участки, участки с недостаточной глубиной залегания. Система отметок на плане и профилях должна соответствовать принятой на проектной и исполнительной документации. Изменение рельефа дна и положения газопровода определяется сравнением отметок, полученных в процессе обследования, с отметками исполнительной документации и предыдущих обследований.

8.8. После окончания обследования составляется акт, в котором отражается состояние подводного перехода. К акту прилагаются обработанные материалы обследования.

8.9. Расчет напряженно-деформированного состояния трубопровода для провисающих участков трубопровода может быть поручен специализированной организации.

8.10. Если в результате обследования подводного перехода установлена деформация русла реки, значительно превышающая прогнозируемую при проектировании перехода и угрожающая его нормальной эксплуатации, следует с участием соответствующей специализированной проектно-изыскательской организации рассмотреть возможные мероприятия по стабилизации русловых процессов или реконструкции перехода.

9. НАБЛЮДЕНИЕ ЗА БЕРЕГОУКРЕПИТЕЛЬНЫМИ СООРУЖЕНИЯМИ И СОСТОЯНИЕМ БЕРЕГА

9.1. Наблюдения за берегоукрепительными сооружениями должны включать:

— проверку состояния и одежды крепления в надводной и подводной зонах;

— установление фактического профиля сооружения и сопоставление его с проектным (или исполнительным);

— проверку вымывания грунта из-под одежды крепления;

— промеры глубин перед подошвой откосов крепления;

— проверку состояния обратных фильтров, швов омоноличивания, пригрузки, одерновки и других элементов крепления;

— измерение плановых и высотных смещений конструкций;

— наблюдения за прорастанием растительности на одежде крепления, оказывающей разрушительное действие.

9.2. За откосными сооружениями, берега которых сложены глинистыми грунтами пластичной или полутвердой консистенции, необходимо вести специальные виды наблюдений, призванные прогнозировать и предотвратить образование оползней.

В число этих наблюдений должны входить:

— измерения плановых и высотных смещений откоса (в надводной и подводной зонах) и прилегающего к бровке откоса участка территории шириной не менее двух высот откоса;

— контроль за образованием и динамикой развития трещин и заколов в грунтовом массиве;

— наблюдения за состоянием растительности кустарников, деревьев, которое может свидетельствовать о подвижках грунта.

9.3. Увеличение скорости деформации откосного берегоукрепления в сочетании с прогрессирующим развитием трещин и заколов служит предвестником возникновения оползня. В таких случаях надлежит принять неотложные меры по усилению или реконструкции берегоукрепления.

9.4. При обнаружении активных оползневых процессов на береговых зонах подводных переходов рекомендуется силами специализированной научно-исследовательской или проектной организации составить расчетный прогноз длительной устойчивости оползневых масс. В необходимых случаях должны быть осуществлены надлежащие противооползневые мероприятия.

10. МЕТОДЫ И СРЕДСТВА КОНТРОЛЯ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ПОДВОДНЫХ ПЕРЕХОДОВ

10.1. Методика приборного обследования подводного перехода выбирается, исходя из его особенностей и сезона проведения работ. При обследовании могут быть использованы плавсредства, вертолеты и другие транспортные и технические средства. Также может быть использована система спутниковой навигации.

10.2. Для планово-высотной привязки промерных точек верха трубопроводов, грунта дна и береговых участков перехода (коридора) могут применяться оптические, оптико-электронные, радиотехнические, лазерные и т.п. геодезические приборы и инструменты с абсолютной погрешностью определения планового положения промерных точек не более 1,5 мм в масштабе плана топографической съемки перехода (коридора).

10.3. Для определения высотных отметок верха трубопровода могут применяться электромагнитные и магнитные системы, акустические и другие профилографы и т.п. трубопоисковые приборы, обеспечивающие абсолютную погрешность при глубине залегания трубопровода относительно горизонта воды:

— до 10 м — не более 0,1 м ;

— более 10 м — не более 0,2 м .

10.4. Для определения высотных отметок обнаженных или оголенных подводных трубопроводов и дна водной преграды могут применяться эхолоты, обеспечивающие абсолютную погрешность измерений не более 0,1 м .

При глубине водной преграды менее 5 м и скорости течения менее 0,5 м/с допускается определение высотных отметок дна с помощью футштоков, наметок или речного лота с лот-линейкой.

10.5. Для обнаружения и предварительной оценки протяженности обнаженных и провисающих участков подводных трубопроводов и наличия посторонних объектов на дне могут применяться гидролокаторы бокового (ГБО), секторного (ГСО) или кругового (ГКО) обзора с разрешающей способностью не хуже 0,5 м с абсолютной погрешностью определения относительно судна и места измерения со льда координат выявленных объектов не более 1 м .

10.6. При обследовании обнаженных или провисающих участков для обеспечения подводной видеосъемки могут применяться водолазные телевизионные системы или телекамеры, установленные на борту телеуправляемых подводных аппаратов.

10.7. Для определения мест повреждения антикоррозионной изоляции трубопроводов могут применяться электромагнитные и магнитные системы, обеспечивающие абсолютную погрешность измерения планового положения мест повреждения не более 0,5 м (относительно судна или места измерения со льда).

10.8. Для измерения толщины стенок размытых трубопроводов могут применяться ультразвуковые, рентгенографические и т.п. толщиномеры с абсолютной погрешностью измерения не более 0,5 мм .

На современных газопроводах и их переходах через водные преграды измерение толщины стенок трубопроводов может осуществляться методом внутритрубной дефектоскопии.

10.9. Для измерения скоростей течения водной преграды могут применяться гидрометрические вертушки и другие приборы с относительной погрешностью измерения не более 10%.

10.10. Поиск утечек газа через трещины или небольшие свищи на газопроводе выполняют путем транспортирования катером, вертолетом или другим средством вдоль трассы газопровода специальных приборов (газоанализаторов, приложение 18).

10.11. Все нестандартизированные средства измерений, предназначенные для контроля за техническим состоянием подводных трубопроводов, могут быть допущены к применению только после их метрологической аттестации.

10.12. Средства контроля технического состояния переходов должны:

— ежегодно калиброваться отраслевой метрологической службой по подводным переходам в соответствии с нормативными требованиями к метрологическому обеспечению измерений в Российской Федерации;

— обеспечивать, как правило, непосредственно при проведении обследований документирование измеряемых параметров на бумажных или магнитных (машинных) носителях информации;

— обеспечивать соблюдение мер безопасности и сохранности перехода и его сооружений при проведении обследований.

10.13. Допускается применение приборов, основанных на других физических принципах, если их применение технически целесообразно и точность, обеспечиваемая прибором, удовлетворяет вышеуказанным требованиям.

11. ОПЕРАТИВНАЯ И ОТЧЕТНАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ ПО ОБСЛЕДОВАНИЮ ПОДВОДНЫХ ПЕРЕХОДОВ

11.1. Результаты осмотров и обследований состояния подводных переходов оформляются соответствующими записями в журнале обследований ( приложение 2) и актами.

11.2. Результаты контроля береговых участков перехода оформляются актами:

— осмотра состояния сухопутных участков трассы перехода ( приложение 5):

— проверки состояния берегоукрепительных сооружений на переходе ( приложение 6):

— проверки переходного сопротивления для оценки состояния катодной защиты на переходе ( приложение 7).

Первые два акта могут быть объединены в один.

11.3. Результаты приборного и водолазного контроля подводных участков перехода оформляются актом обследования подводного перехода ( приложение 8), к которому прилагаются чертежи:

— топографического плана перехода ( приложение 9);

— продольных профилей подводного трубопровода ( приложение 10);

— поперечных профилей трубопроводов в местах их оголения или провисания ( приложение 11).

11.4. Оперативная и отчетная документация по результатам осмотров и обследований подводных переходов хранится вместе с паспортом и другой технической документацией на переход в течение всего периода эксплуатации. Результаты обследований наносятся на исполнительные профили и планы перехода.

11.5. Требования к оформлению документации по обследованию подводных переходов с целью достижения единообразия и создания единого банка данных приводятся в приложении 21.

12. ОРГАНИЗАЦИЯ РЕМОНТА ПОДВОДНЫХ ПЕРЕХОДОВ

12.1. Система технического обслуживания подводных переходов включает ремонтные работы: планово-предупредительный, текущий, аварийно-восстановительный и капитальный ремонты.

12.2. Планово-предупредительный и текущий ремонты не связаны непосредственно с нарушением целостности трубопровода и выполняются в целях предупреждения опасности размыва, деформации дна и береговых участков перехода, нарушения целостности берегоукрепительных и других сооружений на переходах.

12.3. К планово-предупредительному и текущим ремонтам относятся работы по:

— отводу поверхностных, паводковых и ливневых вод от створов подводных переходов с расчисткой старых и устройством новых водоотводных канав, дренажа;

— ежегодной (перед весенним паводком) очистке от снега водоотводных канав и водопропускных отверстий;

— ремонту и замене створных и информационных знаков на берегах, реперов и указателей, пришедших в негодность;

— засыпке грунтом образовавшихся на пойме и берегах промоин и других эрозионных форм, несущих опасность оврагообразования;

— ремонту надводных участков крепления берегов.

12.4. Планово-предупредительный и текущий ремонты обычно выполняются без снижения давления на переходе.

12.5. В объем работ по текущему ремонту должны включаться работы, не предусмотренные в планах капитального ремонта газопровода.

12.6. Работы по текущему ремонту переходов через водоемы глубиной до 1,5 м (в межень) выполняются силами ЛЭС.

12.7. Способы, объем и сроки проведенных планово-предупредительных и текущих ремонтов вносятся в журнал ремонта перехода ( приложение 2).

12.8. Аварийно-восстановительный ремонт подводного перехода газопровода выполняется для быстрого устранения отказов, восстановления его работоспособности и обеспечения бесперебойной транспортировки газа до производства капитального ремонта.

12.9. Необходимость аварийно-восстановительного ремонта возникает в следующих случаях:

— незначительные местные повреждения, вызывающие утечку газа (например, точечная коррозия, свищи);

— незначительные повреждения газопровода и его изоляции от ударов судовым якорем-волокушей проходящего судна;

— вибрация газопровода на провисающем участке, длина которого равна критической или близка к ней;

— отказ газопровода на переходе.

12.10. На период аварийно-восстановительных работ подача газа по ремонтируемому газопроводу должна быть отключена.

12.11. Аварийно-восстановительный ремонт выполняется силами ПТГ с использованием, при необходимости, специализированных предприятий.

12.12. После выполнения аварийно-восстановительного ремонта составляется акт сдачи ремонтируемого газопровода в эксплуатацию.

В акте указываются способ и объемы работ, выполненные при ремонте. К акту прикладываются:

— акт испытаний трубопровода;

— акт водолазного обследования;

— исполнительный чертеж выполненного аварийно-восстановительного ремонта.

12.13. Капитальный ремонт подводного перехода выполняется при неисправном и предельном техническом состоянии, установленном обследованием (см. раздел 5) по проекту, утвержденному руководителем ПТГ.

12.14. Капитальный ремонт осуществляется в соответствии с действующей нормативно-технической документацией силами специализированных предприятий РАО «Газпром» или других организаций.

12.15. Капитальный ремонт подводных переходов через реки и ручьи глубиной (в межень) до 1,5 м может выполняться силами ПТГ.

12.16. Сроки осуществления ремонтных работ на русловом участке перехода должны быть согласованы предприятием — производителем работ с соответствующими организациями речного флота и рыбнадзора.

12.17. При приемке подводного перехода в эксплуатацию после капитального ремонта должны быть выполнены все предусмотренные проектом ремонта испытания и обследования.

12.18. Организация, выполнившая работы по капитальному ремонту подводного перехода газопровода, передает эксплуатирующей организации следующую документацию:

— утвержденный проект с пояснительной запиской и сметой;

— документы и согласования проектно-сметной документации и изменений, произведенных в процессе производства ремонтных работ;

— паспорта (сертификаты) на трубы, арматуру, материалы, документы на их испытания и приемку;

— акты на скрытые работы, журналы сварочных и изоляционных работ;

— акты испытаний трубопроводов и сооружений перехода;

— акты на производство земляных работ (создание и засыпку подводных траншей, засыпку оголенных и провисающих участков и т.п.);

— акт приемки дно- и берегоукрепительных работ;

— заключения по проверке качества сварных соединений трубопроводов физическими методами контроля и протоколы механических испытаний;

— акты испытаний трубопровода на прочность и герметичность.

12.19. Сведения о капитальных ремонтах и обследованиях необходимо внести в паспорт подводного перехода газопровода.

12.20. Документация о проведенных ремонтах перехода хранится вместе с его техническим паспортом в течение всего периода эксплуатации перехода.

13. ДОНЕСЕНИЕ ПО ОБНАРУЖЕННЫМ УТЕЧКАМ И ПОВРЕЖДЕНИЮ ГАЗОПРОВОДА НА ПОДВОДНОМ ПЕРЕХОДЕ

13.1. При обнаружении утечки газа или повреждения газопровода во время осмотров, обследований или ремонта производитель этих работ обязан срочно поставить в известность об утечке газа:

— лицо, ответственное за эксплуатацию перехода;

— диспетчерскую службу и руководство предприятия по транспортировке газа.

13.2. Диспетчерская служба и руководство ПТГ после получения сообщения об утечке газа должны незамедлительно обеспечить определение места и характера утечки и обеспечить необходимые меры безопасности до производства аварийно-восстановительных работ.

13.3. Ответственное лицо за эксплуатацию перехода при обнаружении утечки газа должно направить письменное донесение руководителю предприятия по транспортировке газа и в местные организации: исполнительной власти, газового надзора, госгортехнадзора, пожарного надзора, речного флота, охраны природы.

Приложение 1
ПЕРЕЧЕНЬ
действующих нормативно-технических документов на строительство и эксплуатацию магистральных газопроводов

1. СНиП III-42-80 «Правила производства и приемки работ. Магистральные трубопроводы».

2. ВСН 010-88 «Строительство магистральных трубопроводов (нефтегазопроводов). Подводные переходы». Миннефтегазстрой, 1989 г .

3. » Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов». Недра, 1989 г .

4. «Положение по техническому обследованию линейной части магистральных газопроводов». Москва, 1984 г .

5. » Правила охраны магистральных трубопроводов», утверждены 23.04.92.

6. ВСН 51-1-80 «Инструкция по производству строительных работ в охранных зонах магистральных трубопроводов газовой промышленности».

7. «Правила безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов». Москва, Недра, 1985 г .

8. «Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии». ГОСТ 25812-83.

9. Положение о Государственном геодезическом надзоре Российской Федерации, утвержденное постановлением Правительства РФ N 742 от 23.09.92.

10. Единые правила безопасности труда на водолазных работах РД 31.84.01-90.

Часть I. Правила водолазной службы.

Часть II. Медицинское обеспечение водолазов.

11. «Инструкция по содержанию навигационного оборудования внутренних водных путей». Транспорт, 1988 г .

12. «Знаки и огни навигационные внутренних водных путей. Общие технические условия» ГОСТ 26600-85.

13. ВСН 012-88. «Строительство магистральных и промышленных трубопроводов. Контроль качества и приемка работ». Миннефтегазстрой, 1990 г .

14. ВСН 009-88. «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Средства и установки злектрохимзащиты». Миннефтегазстрой, 1989 г .

15. СНиП 2.05.06-85 «Магистральные трубопроводы».

16. СНиП 1.02.07-87 «Инженерные изыскания для строительства».

17. ВСН 163-83 «Учет деформаций речных русел и берегов водоемов в зоне подводных переходов магистральных трубопроводов (нефтегазопроводов)». Миннефтегазстрой, 1985 г .

18. СНиП 3.01.01-85 «Организация строительного производства».

19. СНиП 3.02.01-85 «Земляные сооружения и фундаменты».

20. Правила техники безопасности при производстве подводно-технических работ на реках и водохранилищах. М., Транспорт. 1980 г .

21. Правила техники безопасности при строительстве магистральных стальных трубопроводов. М., Недра, 1972 г .

22. Временная инструкция по организации и производству аварийного ремонта линейной части магистральных конденсатопроводов и продуктопроводов. Волгоград. ВНИИГАЗ, 1986 г .

23. Методические рекомендации по обследованию состояния подводных переходов и подводных кабелей связи магистральных газопроводов, находящихся в эксплуатации. М., ВНИИГАЗ, 1979 г .

24. Табель оснащенности подразделений подводно-технических работ необходимой техникой, оборудованием и плавсредствами. М., ВНИИГАЗ, 1984 г .

25. Использование разрезных муфт для ремонта трубопроводов (нефтепроводов). Нефтепром. ЭИ. Сер. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. N 21. М ., 1984 г ., С .16-17

26. СНиП 1.01.01-82 «Система нормативных документов в строительстве. Основные положения».

27. СНиП 1.01.02-83 «Система нормативных документов в строительстве. Порядок разработки и утверждения нормативных документов».

28. СНиП 3.01.04-87 «Приемка в эксплуатацию законченных строительством объектов. Основные положения».

29. Единая система управления охраной труда в газовой промышленности.

30. Отраслевое положение о строительстве и приемке в эксплуатацию магистральных газопроводов.

31. ВСН 2-141-82. Инструкция по метрологическому обеспечению контроля качества строительства магистральных трубопроводов. Мингазпром.

32. Устав внутреннего водного транспорта.

33. ВСН 2-140-82. Инструкция по техническому расследованию отказов при испытании магистральных трубопроводов. Мингазпром.

34. Правила технической эксплуатации и требования безопасности труда в газовом хозяйстве РСФСР.

35. ГОСТ 18322-78. Система технического обслуживания и ремонта техники. Термины и определения.

36. ГОСТ 27.002-92. Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения.

37. ГОСТ 15467-79. Управление качеством продукции. Основные понятия. Термины и определения.

38. Методика оценки фактического положения и состояния подземных трубопроводов. ВНИИГАЗ, 1992 г .

39. Наставления гидрометеостанциям и постам. Гидрометеоиздат, 1972 г .

40. Регламент выполнения экологических требований при размещении, проектировании и эксплуатации подводных переходов магистральных газопроводов. РД 51-2-95, РАО «Газпром», ЭАЦГП, 1995 г .

Приложение 2
Форма технического паспорта на подводный переход газопровода

Наименование трассы газопровода ____________________________________

Наименование перехода _____________________________________________

Год ввода в эксплуатацию перехода ___________________________________

Организация-проектировщик перехода ________________________________

(наименование, ведомственная принадлежность, реквизиты)

Организация-исполнитель строительно-монтажных работ ________________

(наименование, ведомственная принадлежность, реквизиты)

Организация-производитель подводно-технического надзора за

(наименование, ведомственная принадлежность, реквизиты)

Количество ниток в переходе ________________________________________

Протяженность перехода ___________________________________________

Длина подводной части ____________________________________________

Изоляция, система антикоррозионной защиты, футеровка, балластировка

Тип берегового укрепления

1. Проектный профиль

2. Исполнительный профиль

3. План перехода

4. Схема расположения реперов, береговых информационных и других знаков.

5. Механические характеристики трубопровода (марка стали, диаметр, толщина стенки трубы, масса трубопровода, момент инерции, момент сопротивления).

6. Критическая длина провисающего участка трубопровода для разных скоростей течения.

7. Продольные профили по данным обследования.

Источник