Меню
СТО Газпром газораспределение 2.12-2016 Автоматизированные системы управления технологическим процессом распределения газа
Дата введения: 05.09.2016. Авторы: Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Национальный минерально-сырьевой университет «Горный» (Горный университет), Общество с ограниченной ответственностью «Газпром Межрегионгаз» (ООО «Газпром Межрегионгаз») Утвержден и введен в действие Распоряжением ООО «Газпром межрегионгаз» от 25.08.2016 №.
СТО Газпром Газораспределение 2.14-2016 Приборный контроль интенсивности запаха природного газа
Дата введения: 05.12.2016. Авторы: АО «Гипрониигаз». Утвержден и введен в действие Распоряжением ООО «Газпром межрегионгаз» от 18.11.2016 № 81-Р/47.
СТО Газпром Газораспределение 2.13-2016 Контроль технического состояния участков газопроводов на переходах через водные преграды
Дата введения: 14.11.2016. Авторы: ООО «Газпром межрегионгаз», АО «Гипрониигаз» Утвержден и введен в действие Распоряжением ООО «Газпром межрегионгаз» от 01.11.2016 № 81-Р/42.
Не нарушайте охранные зоны газопроводов
СТО Газпром газораспределение 9.2-3-2016 Защита от коррозии. Электрохимическая защита
Дата введения: 26.09.2016. Авторы: Общество с ограниченной ответственностью «Научно-производственное предприятие «Дон» (ООО НЛП «Дон») при участии специалистов Акционерного общества «Газпром газораспределение» (АО «Газпром газораспределение») Утвержден и введен в действие Распоряжением ООО «Газпром Межрегионгаз» от 13.09.2016 № 81-Р/35
СТО Газпром 2-2.3-1081-2016 Газораспределительные станции. Общие технические требования
Авторы: Акционерное общество «Газпром промгаз». Утвержден и введен в действие распоряжением ПАО «Газпром» от 06.06.2016 № 169.
СТО Газпром 2-2.3-1069-2016 Положение о техническом диагностировании газораспределительных станций
Дата введения: 15.04.2016. Авторы: Акционерное общество «Газпром промгаз». Утвержден и введен в действие распоряжением ПАО «Газпром» от 18.04.2016 № 86.
СТО Газпром 2-2.3-1050-2016 Внутритрубное техническое диагностирование. Требования к проведению, приемке и использованию результатов диагностирования
ВЗАМЕН РД-51-2-97. Дата введения: 04.04.2016. Авторы: Общество с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий – Газпром ВНИИГАЗ»; закрытое акционерное общество «Научно-производственное объединение «Спецнефтегаз». Утвержден и введен в действие Распоряжением ПАО «Газпром» от 24.02.2016 № 37.
СТО Газпром 2-6.2-1028-2015 Категорийность электроприемников промышленных объектов ПАО «Газпром»
ВЗАМЕН СТО Газпром 2-6.2-149-2007. Дата введения: 01.02.2016. Авторы: Акционерное общество «Газпром промгаз». Утвержден и введен в действие Распоряжением ПАО «Газпром» от 01.02.2016 № 366.
Выгоды и риски от постройки газопровода «Сила Сибири-2»
СТО Газпром 2-2.3-1041-2016 Инструкция по входному контролю поставляемых изоляционных и защитных материалов на этапах временного хранения и на местах производства работ
Дата введения: 01.02.2016. Авторы: Закрытое акционерное общество «Газпром СтройТЭК Салават» (ЗАО «Газпром СтройТЭК Салават»)». Утвержден и введен в действие Распоряжением ОАО «Газпром» от 22.01.2016 № 10.
СТО Газпром газораспределение 8.3-2015 Технические требования к средствам индивидуальной защиты работников ОАО Газпром газораспределение
ВЗАМЕН СТО ГАЗПРОМ ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЕ 8.3-2011. Дата введения: 01.04.2016. Авторы: Акционерное Общество «БТК групп» (АО «БТК групп»), Открытое Акционерное Общество «Газпром газораспределение» (ОАО «Газпром газораспределение»). Утвержден и введен в действие Распоряжением ООО «Газпром межрегионгаз» от 18.12.2015 № 81-Р/38.
Источник: gisprofi.com
Сто газпром организация строительства газопроводов
Есть вопросы? Пишите!
База нормативно-технической документации для проектировщиков и строителей объектов газовой промышленности
Вы можете получить любой документ БЕСПЛАТНО, если вышлете нам документ из раздела «Мы ищем»
Купить или обменять документ Вы можете независимо от Вашего местоположения. Если не нашли нужный документ-напишите нам, мы его добавим на сайт.
Поиск по каталогу
«Спасибо! Очень оперативно: и оплата и доставка! И самое главное на сайте я нашла документы, которые искала очень давно и безуспешно!»
Источник: gasoproekt.ru
Сто газпром 2-2.2-136-2007 инструкция по технологиям сварки при строительстве и ремонте промысловых и магистральных газопроводов. часть i
— специалистов, аттестованных по знаниям норм и правил безопасности при
работе в электроустановках и тепловых энергоустановках, промышленной
безопасности и охраны труда, пожарной безопасности в соответствии с РД
и , ФЗ , Правилами , , Постановлением ;
— программное обеспечение для проведения расчетов и обработки данных по
результатам технического диагностирования;
— нормативную и техническую документацию по видам выполняемых работ;
— материально-техническое оснащение для производства работ по
техническому диагностированию;
— опыт выполнения работ по техническому диагностированию на объектах ОАО
«Газпром» и сторонних организаций.
5.4 Требования к охранной зоне и зоне минимальных расстояний
5.4.1 Размеры
охранных зон и зон минимальных расстояний объектов МГ и порядок производства
в этих зонах любого вида работ определены Правилами ,
СТО Газпром 2-2.1-249, СНиП 2.05.06-85* и ВСН 51-1-80 .
5.4.2 Контроль
над выполнением работ в охранных зонах и соблюдением минимальных расстояний
осуществляют Филиалы ЭО.
5.4.3 В
проектной документации предусматривают геодезическое позиционирование
объектов МГ и закрепление подземных объектов на местности, а также
подготовку картографического материала землепользователей с нанесёнными
объектами МГ. Картографические материалы включают в исполнительную
документацию.
5.4.4 После
окончания строительства (реконструкции) объекта МГ ЭО обращается в орган
местного самоуправления с заявлением об установлении или изменении границ
охранной зоны и фактического местоположения газопровода. К указанному
заявлению прилагают копию схемы, отображающей расположение построенного
(реконструированного) объекта МГ, расположение сетей инженерно-технического
обеспечения в границах земельного участка и планировочную организацию
земельного участка.
В процессе эксплуатации объектов МГ Филиал ЭО не реже одного раза в три года
запрашивает в органе местного самоуправления сведения для проверки
правильности нанесения объектов МГ и трасс газопроводов на кадастровом плане
или кадастровой карте.
5.4.5 Филиал
ЭО два раза в год размещает в средствах массовой информации общие сведения о
прохождении по территории соответствующих регионов газопроводов и
необходимости соблюдения мер безопасности.
5.4.6 Проведение
работ на пересечениях газопроводов или сближений с другими коммуникациями
(железные и автомобильные дороги, трубопроводы, кабельные линии, ЛЭП и пр.)
осуществляют по согласованию с организациями, эксплуатирующими данные
коммуникации.
5.4.7 Филиал
ЭО разрабатывает совместные инструкции по взаимодействию с организациями,
эксплуатирующими линейные объекты (трубопроводы, ЛЭП, линии связи и пр.),
расположенные в зоне минимальных расстояний МГ.
5.1 Основные положения
5.1.1 Эксплуатацию
МГ осуществляют ЭО ОАО «Газпром». Разделение границ зон обслуживания между
ЭО определяет ОАО «Газпром» с оформлением акта в соответствии с приложением
А.
5.1.2 ЭО
осуществляют эксплуатацию МГ через свои Филиалы. ЭО приказом определяет
границы зон эксплуатации объектов МГ между своими Филиалами.
Руководители Филиалов ЭО приказом определяют границы зон эксплуатации
объектов, сооружений и оборудования или их функциональных элементов между
службами, цехами, участками с назначением (приказом/распоряжением) лиц,
ответственных за их техническое состояние и безопасную эксплуатацию.
5.1.3 ЭО
осуществляют эксплуатацию МГ через свои Филиалы. ЭО приказом определяет
границы зон эксплуатации объектов МГ между своими Филиалами.
Руководители Филиалов ЭО приказом по Филиалу определяют границы зон
эксплуатации объектов, сооружений и оборудования или их функциональных
элементов между службами, цехами, участками с назначением
(приказом/распоряжением) лиц, ответственных за их техническое состояние и
безопасную эксплуатацию.
5.1.4 Основными
задачами ЭО являются:
— обеспечение
транспорта заданных объемов газа промышленным и бытовым потребителям
Российской Федерации на договорной основе и на экспорт по межгосударственным
соглашениям;
— обеспечение
эффективной работы, надежности и безопасности функционирования объектов МГ,
оптимизации режимов работы, рационального расходования
топливно-энергетических ресурсов и материалов, сокращения потерь газа при
транспортировке, использования вторичных энергоресурсов;
— обеспечение
безопасности при эксплуатации объектов МГ;
— соблюдение
требований НД;
— поддержание
надлежащего технического состояния объектов МГ, своевременное устранение
выявленных в процессе эксплуатации дефектов и отказов;
— внедрение
новых технологий, высокоэффективного оборудования, научной организации
труда;
— локализация
аварий и ликвидация их последствий;
— соблюдение
нормативов по выбросам, сбросам вредных и загрязняющих веществ в окружающую
среду;
— размещение
производственных отходов.
5.1.5 ЭО
(Филиалы ЭО) обеспечивают условия безопасного выполнения работ и соблюдение
требований законодательства Российской Федерации.
5.1.6 Вывод
из работы и передачу объектов МГ в соответствии с требованиями СНиП
12-03-2001 и другой НД Специализированным организациям для проведения
ремонтно-профилактических, диагностических и других работ, а также
организации контроля соблюдения условий, обеспечивающих безопасность
выполнения этих работ, осуществляют ЭО (Филиал ЭО).
5.1.7 Специализированные
организации несут ответственность за выполнение требований безопасности на
объектах МГ, выведенных из работы и переданных им для проведения
ремонтно-профилактических, диагностических и других работ.
5.1.8 Строительный
контроль на объектах МГ организует ЭО, осуществляют Специализированные
организации и/или подразделения ЭО, допущенные к выполнению данных работ в
соответствии с требованиями ОАО «Газпром».
5.1.9 Контроль
за выполнением требований настоящего стандарта на объектах МГ осуществляют в
порядке, установленном ОАО «Газпром».
7.3 Требования к сварочным проволокам
7.3.1 Проволоки сплошного сечения для механизированной и автоматической
сварки плавящимся электродом в защитных газах, автоматической сварки под
флюсом должны соответствовать требованиям ГОСТ 2246 (проволоки
отечественных производителей), AWS А5.17 , А5.18 , А5.23 , А5.28 , EN 440 , EN 756 , EN 12534 (проволоки
зарубежных производителей), специальных ТУ и сертификатов качества.
7.3.2 Порошковые проволоки, в т.ч. самозащитные, для механизированной и
автоматической сварки в защитных газах или открытой дугой должны
соответствовать требованиям ГОСТ 26271 (проволоки отечественных
производителей), AWS 5.20 , А5.29 , EN 758 (проволоки
зарубежных производителей), специальных ТУ и сертификатов качества.
7.3.3 Технические требования к сварочным проволокам, классификация и
назначение приведены в таблицах Д.6- Д.10 ( приложение Д).
7.3.4 Проволоки сплошного сечения, рекомендованные к применению для
механизированной сварки в углекислом газе неповоротных кольцевых
стыковых соединений труб, приведены в таблице Д.11 ( приложение Д), для
автоматической сварки в защитных газах — в таблице Д.12 ( приложение Д).
7.3.5 Проволоки сплошного сечения в комбинации с флюсами,
рекомендованные к применению для автоматической сварки поворотных
кольцевых стыковых соединений труб, приведены в таблице Д.13 (
приложение Д).
7.3.6 Порошковые проволоки, рекомендованные к применению для
автоматической сварки в защитных газах неповоротных кольцевых стыковых
соединений труб, приведены в таблице Д.14 ( приложение Д).
7.3.7 Самозащитные порошковые проволоки, рекомендованные к применению
для механизированной сварки неповоротных кольцевых стыковых соединений
труб приведены, в таблице Д.15 ( приложение Д).
8.2 Организация эксплуатации
8.2.1 Создание
и эксплуатацию ПХГ производят в соответствии с настоящим стандартом и ПБ
08-621-03 и включает следующие стадии:
— разведку
структуры для создания ПХГ, включающую сейсмические исследования,
структурное бурение, разведочное бурение скважин, промыслово-геофизические,
гидродинамические (гидроразведка), геохимические и др. исследования;
— разработку
технологического и технического проектов создания ПХГ;
— пусконаладочные
работы на промплощадке до полного вывода всего комплекса на проектный режим
эксплуатации;
— опытно-промышленную
эксплуатацию ПХГ;
— циклическую
эксплуатацию ПХГ;
— оформление
горного отвода, получение соответствующих разрешений и лицензий.
8.2.2 При
выполнении подготовительных работ перед вводом в эксплуатацию ПХГ, созданных
в истощенных месторождениях, в процессе опытно-промышленной закачки газа в
водоносный пласт или соляные каверны все смонтированные на территории ПХГ
технологические установки, коммуникации и эксплуатационные скважины
испытывают на прочность и на величину пробного давления согласно методам,
определенным в соответствующих документах, на герметичность и
работоспособность при максимальных и минимальных значениях параметров.
Наземное оборудование и технологические трубопроводы проходят базовое
техническое диагностирование.
На стадии эксплуатации ПХГ технической частью работ на основных
производственных объектах ПХГ руководит главный инженер (технический
руководитель), геолого-промысловой частью – главный геолог. Техническое и
методическое руководство работами в производственных цехах и на газовом
промысле осуществляют начальники служб и подразделений в соответствии с
должностными инструкциями, а также соответствующими инструкциями и
руководствами по обслуживанию оборудования, составленными применительно к
конкретным условиям эксплуатации ПХГ.
8.2.4 Технические
операции по ремонту скважин проводят на основании утвержденного в
установленном порядке плана работ (проекта), согласованного с геологической
службой ПХГ и уполномоченными органами надзора и контроля Российской
Федерации.
Запрещено проводить какие-либо работы на скважинах ПХГ без соответствующего
согласования и контроля со стороны геологической службы.
8.2.5 При
эксплуатации ПХГ один раз в пять лет проводят геолого-технологическое
обследование (аудит) оценки эффективности функционирования наземного
обустройства и герметичности ПХГ (шлейфов скважин, установок очистки, оценки
газа, КС и др.).
8.2.6 По
результатам геолого-технологического обследования (аудита) наземного
обустройства разрабатывают:
— рекомендации
по совершенствованию технологии и эксплуатации основных элементов наземного
обустройства, их автоматизации;
— заключение
о необходимости реконструкции наземного обустройства и модернизации объекта
с целью замены устаревшего оборудования.
8.2.7 Ежегодно
после завершения сезона отбора (закачки) силами эксплуатационных служб ПХГ
проводить анализ эффективности работы промыслового оборудования всей
технологической цепочки «скважина – магистральный газопровод». Результаты
исследований и предложения по устранению «узких мест» утверждать на
ежесезонных заседаниях Комиссии газовой промышленности по разработке
месторождений и исследованию недр.
6.3 Требования к соединительным деталям
6.3.1 При сварке газопроводов применяются СДТ:
а) тройники штампованные бесшовные и штампосварные с решетками и без
решеток;
б) тройники сварные с усиливающими накладками и без усиливающих
накладок, с решетками и без решеток;
в) отводы крутоизогнутые из бесшовных или электросварных труб;
г) отводы крутоизогнутые штампосварные;
д) отводы гнутые из бесшовных или электросварных труб;
е) переходы концентрические штампованные бесшовные и штампосварные;
ж) днища, заглушки штампованные эллиптические;
з) кольца переходные из труб (бесшовных или электросварных) и
вальцованных обечаек.
1 Электросварные СДТ должны изготавливаться с применением дуговых
способов сварки.
2 Не допускается изготавливать отводы, переходные кольца из прямошовных
электросварных труб, сваренных токами высокой частоты.
а) трубы с толщиной стенки ( S ) до 15,0 мм включ.;
б) трубы с толщиной стенки св. 15,0 мм.
Значение параметра В:
— 9,0 мм для толщин стенок труб св. 15,0 до 19,0 мм включ.;
— 10,0 мм » » 19,0
» 21,5 »;
— 12,0 мм » » 21,5
» 32,0 ».
Рисунок 6.1 — Геометрические параметры заводской разделки кромок торцев
труб для сборки под сварку
6.3.2 Кромки СДТ, ЗРА под сварку должны быть обработаны механическим
способом, при этом геометрические параметры наружной и внутренней
разделки и скоса кромок должны назначаться в зависимости от номинальных
размеров (рисунок 6.2): наружного и присоединительного диаметра и
толщины стенки СДТ, ЗРА, наружного диаметра и толщины стенки свариваемых
труб и оговариваться специальными ТУ. Геометрические параметры кромок
СДТ, ЗРА для сварки стыковых соединений одной толщины стенки приведены
на рисунке 6.1.
6.3.3 При разности толщин стенки СДТ, ЗРА и присоединяемой трубы по
внутреннему диаметру более 2,5 мм (для толщин стенок, максимальная из
которых 12 мм и менее) и 3,0 мм (для толщин стенок, максимальная из
которых более 12 мм), но не более 0,5 толщины стенки присоединяемой
трубы должен быть выполнен внутренний скос кромки по схемам а) — г)
рисунка 6.2.
6.3.4 При разности толщин стенки СДТ, ЗРА и присоединяемой трубы более
0,5 толщины стенки присоединяемой трубы должна быть выполнена разделка
кромок (расточка) по схемам д) — з) рисунка 6.2.
а — размер для присоединения трубы или переходного кольца;
с — ширина кольцевого притупления;
в — высота фаски;
D — наружный диаметр детали;
D п —
присоединительный диаметр детали, равный D тр £
D п £ ( D тр +
S тр );
D тр — наружный
диаметр трубы;
S — толщина стенки детали;
S тр — толщина
стенки присоединяемой трубы;
S п — толщина
стенки детали при расточке внутреннего диаметра.
Рисунок 6.2 — Геометрические параметры заводской разделки кромок СДТ,
ЗРА для сборки под сварку разнотолщинных сварных соединений
6.3.5 Концы СДТ, ЗРА могут иметь допустимые предельные отклонения от
номинальных размеров, которые оговариваются специальными ТУ или ГОСТ.
9.1 Общие требования
9.1.1 ГРС
предназначены для редуцирования газа при его поставке газораспределительным
организациям, коммунально-бытовым и промышленным потребителям (далее —
потребителям) с заданными давлением, расходом, необходимой степенью очистки,
одоризации, учетом расхода газа, и, при необходимости, контроля качественных
показателей.
9.1.2 Подачу
газа потребителям осуществляют в соответствии с законодательными и
нормативными актами Российской Федерации.
Количество и параметры
подаваемого газа определяют договорами на транспортировку, поставку газа и
техническими приложениями к ним.
Границей зон ответственности между ЭО и потребителем является условная
линия, пересекающая выходной газопровод и проходящая по ограждению ГРС.
Закрепление границ зон ответственности оформляют двухсторонним актом с
приложением ситуационного плана и установлением знака закрепления
газопровода.
9.1.3 В
состав ГРС входят:
— узлы:переключения,
очистки газа, предотвращения гидратообразования, редуцирования газа, учета
коммерческого газа и газа на собственные нужды, одоризации газа, отбора газа
на собственные нужды, подготовки импульсного газа и КИПиА;
9.1.4 За
наличие и исправное техническое состояние линии связи с потребителями
отвечает потребитель. При отсутствии связи между ГРС и потребителем, связь
осуществляют через диспетчера Филиала ЭО. В технические условия на
подключение потребителей газа и технические приложения к договорам на
поставку газа включают требования к заявителю по организации и обеспечению
постоянной связи между ГРС и потребителем.
9.1.5 Выявление
утечек природного газа и определение уровня загазованности в помещениях,
блок-боксах и других точках замера на площадке ГРС осуществляют с помощью
стационарных и переносных систем контроля по графику и маршрутной карте,
утвержденными Филиалом ЭО.
9.1.6 На
внешней стороне по периметру ограждения ГРС устанавливают предупреждающие и
запрещающие знаки,в
соответствии с ВРД 39-1.10-069-2002 ,а
у входа на территорию ГРС табличку с названием станции, её принадлежности к
Филиалу ЭО и указанием номера телефона ДС Филиала ЭО.
9.1.7 Надежную
и безопасную эксплуатацию ГРС обеспечивают:
— поддержанием
технологического оборудования, узлов и систем в исправном работоспособном
техническом состоянии;
— диагностированием
и контролем технического состояния технологического оборудования, узлов и
систем;
— выполнением
плановых ремонтов, капитального ремонта, модернизацией и заменой морально и
физически изношенного оборудования, узлов и систем;
— принятием
предупредительных и оперативных мер по предотвращению возможных инцидентов и
аварий.
9.1.8 Подачу
газа для проведения пуско-наладочных работ на вновь построенные, прошедшие
реконструкцию или капитальный ремонт ГРС, осуществляют после завершения
строительно-монтажных работ технологической части объекта, проведения
испытаний в соответствии с проектом, оформления исполнительной документации
и согласования с органом контроля и надзора ОАО «Газпром» за безопасной
эксплуатацией газовых объектов.
9.1.9 Для
вновь построенных ГРС подачу газа потребителю осуществляют при наличии
согласования ОАО «Газпром», письменного подтверждения потребителя,
согласованного с территориальным органом надзора и контроля Российской
Федерации, о готовности распределительных сетей к приему газа. Возобновление
подачи газа потребителю осуществляют при наличии письменного подтверждения
потребителя о готовности распределительных сетей к приему газа.
9.1.10 Для
проведения плановых ремонтов продолжительностью до 24 часов, связанных с
необходимостью стравливания газа из коммуникаций и отключением ГРС, станция
может быть остановлена один раз в год в период наименьшего газопотребления,
при обязательном согласовании с потребителем.
При проведении работ продолжительностью более 24 часов для подачи газа
потребителю применяют мобильные ГРС или другие технические решения.
В исключительных случаях допускают подачу газа потребителю по обводной линии
с организацией постоянного контроля за режимом подачи газа.
Порядок, продолжительность и сроки остановки ГРС для проведения
профилактических и ремонтных работ определяют приложением к техническому
соглашению на поставку газа между ЭО и Филиалом Межрегиональной компании по
реализации газа.
10.4 Техническая документация
10.4.1 ЭО
обеспечивает на ГИС наличие технической документации:
— технический
паспорт ГИС, оформленный в соответствии с требованиями НД;
— акт
отвода земельного участка площадки ГИС;
— акт
приемки газопровода-отвода и ГИС, исполнительная техническая документация;
— принципиальные
схемы (технологические, автоматики, управления и сигнализации, отопления и
вентиляции, электропитания, молниезащиты и заземления, электроосвещения и
т.п.);
— планы
прокладки кабельных трасс и трубных проводок;
— строительные
чертежи зданий и сооружений;
— положение
(порядок) по технической эксплуатации ГИС;
— другую
НД, установленную ЭО.
10.4.2 Непосредственно
на ГИС используют и имеют в наличии техническую документацию:
— технологическую
схему ГИС, включая узел подключения;
— принципиальные
схемы (технологические, автоматики, управления и сигнализации, отопления и
вентиляции, электропитания, молниезащиты, заземления, электроосвещения и
т.п.);
— паспорта
измерительно-вычислительных комплексов, применяемых на ГИС;
— схемы
ИТ с указанием длин прямых участков и типов местных сопротивлений, а также
мест врезки пробоотборных устройств и термометров;
— акты
измерения внутренних диаметров ИТ;
— акты
установки диафрагм;
— паспорта
(свидетельства) на диафрагмы;
— технические
описания и/или инструкции по эксплуатации применяемых СИ и технологического
оборудования;
— методики
поверки применяемых СИ, сертификаты/свидетельства калибровки (поверки);
— свидетельства
о поверке рабочих эталонов (образцовых СИ), применяемых на ГИС;
— акты
(протоколы) проверок состояния учета газа на ГИС;
— суточные,
месячные акты сдачи-приемки и паспорта ФХП газа;
— оперативный
журнал учета режимов работы и состояния оборудования ГИС;
— ПЛА,
утвержденный руководством Филиала ЭО;
— другую
нормативную, оперативную и техническую документацию согласно утвержденного
руководством Филиала ЭО перечня.
10.4.3 Ответственный
за эксплуатацию ГИС проверяет (не реже одного раза в квартал) полноту и
правильность ведения оперативной документации, своевременность устранения
выявленных недостатков и внесения необходимых изменений.
Книги
Нормативные правовые актыОбщественные и гуманитарные наукиРелигия. Оккультизм. ЭзотерикаОхрана труда, обеспечение безопасностиСанПины, СП, МУ, МР, ГНПодарочные книгиПутешествия. Отдых. Хобби. СпортНаука. Техника.
МедицинаКосмосРостехнадзорДругоеИскусство. Культура. ФилологияКниги издательства «Комсомольская правда»Книги в электронном видеКомпьютеры и интернетБукинистическая литератураСНиП, СП, СО,СТО, РД, НП, ПБ, МДК, МДС, ВСНГОСТы, ОСТыЭнциклопедии, справочники, словариДомашний кругДетская литератураУчебный годСборники рецептур блюд для предприятий общественного питанияЭкономическая литератураХудожественная литература
6.1 Общие требования
6.1.1 При сварке промысловых и магистральных газопроводов по 1.1
применяются трубы, СДТ, ЗРА отечественных или зарубежных
заводов-производителей, изготовленные по специальным ТУ, согласованным с
ОАО «Газпром», ГОСТ и рекомендованные к применению нормативными
документами ОАО «Газпром».
6.1.2 Трубы (каждая партия) должны быть обеспечены сертификатами
качества, СДТ, ЗРА — техническими паспортами заводов-производителей с
указанием приемо-сдаточных характеристик.
6.1.3 До начала сварочных работ трубы, СДТ, ЗРА должны пройти входной
контроль в порядке, установленном в организации выполняющей сварочные
работы.
6.1.4 Трубы, СДТ, изготавливаемые из углеродистой или низколегированной
спокойной или полуспокойной стали должны иметь эквивалент углерода (Сэ)
не более 0,46 %. Классы прочности и механические свойства сталей труб,
СДТ приведены в таблице 6.1.
6.1.5 Эквивалент углерода (Сэ)
сталей труб, СДТ, обечаек ЗРА определяется по формуле
6.1.6 Остаточная величина магнитного поля (намагниченность) торцов труб,
СДТ должна быть не более 20 Гс. При намагниченности торцов труб, СДТ
более 20 Гс должно производиться размагничивание в соответствии с
нормативными документами ОАО «Газпром».
6.1.7 Концы труб, СДТ, ЗРА должны быть обработаны механическим способом
и защищены от механических повреждений обечайками, а также для
предотвращения попадания внутрь труб, СДТ влаги, снега и др. при
транспортировке их концы должны быть закрыты инвентарными заглушками.
6.1.8 Усиление внутреннего заводского шва труб и СДТ, изготовленных с
применением электродуговой двухсторонней сварки, на длине не менее 150
мм от торцов должно быть снято до величины от 0 до 0,5 мм, допускается
снятие усиления наружного шва на длине не менее 150 мм от торцов труб до
величины от 0 до 0,5 мм.
Источник: p-obr.ru