Отключающие устройства на газопроводах типы приборов и особенности их монтажа

1 Область применения

1.1 Настоящий стандарт устанавливает общие требования к эксплуатации сетей газораспределения, транспортирующих природный газ, а также к составу и оформлению эксплуатационной документации в процессе их эксплуатации.

а) на следующие объекты сетей газораспределения:- распределительные газопроводы, в т.ч. внеплощадочные газопроводы предприятий, проложенные вне территорий поселений,- распределительные газопроводы и газопроводы-вводы, проложенные по территории поселений,- пункты редуцирования газа, не имеющие собственных ограждающих конструкций, размещенные в зданиях, блоках контейнерного типа, в шкафах из несгораемых материалов или ниже уровня поверхности земли;

б) средства противокоррозионной защиты стальных подземных газопроводов;

в) средства автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП).

Приложение Ф (рекомендуемое). Режимная карта настройки оборудования пункта редуцирования газа

Приложение Ф(рекомендуемое)

УТВЕРЖДАЮ

«_____»________________20__г.

Режимная карта настройки оборудования пункта редуцирования газа____________ Линия редуцирования N____

Редукционная арматура (регулятор давления)

Защитная арматура (предохранительный запорный клапан)

Предохранительная арматура (предохранительный сбросной клапан)

N на схеме

Рабочее давление

N на схеме

Давление настройки

N на схеме

Пределы срабатывания

по понижению

по повышению

начало открытия

полное открытие

давление закрытия

Допустимое отклонение

Допустимое отклонение

Допустимое отклонение

Линия редуцирования N________

Редукционная арматура (регулятор давления)

Защитная арматура (предохранительный запорный клапан)

Предохранительная арматура (предохранительный сбросной клапан)

N на схеме

Рабочее давление

N на схеме

Давление настройки

N на схеме

Пределы срабатывания

по понижению

по повышению

начало открытия

полное открытие

давление закрытия

Допустимое отклонение

Допустимое отклонение

Допустимое отклонение

Режимную карту составил

должность

личная подпись

инициалы, фамилия

«_____»_____________20__г.

Примечание — Режимная карта настройки оборудования пункта редуцирования газа должна уточняться с учетом установленного оборудования и количества линий редуцирования.

Газовая арматура и газовое оборудование предназначаются для установки на трубопроводах применяющихся для транспортировки, снабжения и распределения голубого топлива. С помощью этих механизмов включается и отключается подача, изменение давления, количества, направления газового потока. Арматуре присущи такие основные характеристики, как номинальное давление (условное) и номинальный диаметр.

Под номинальным давлением берется max давление при температуре 20 град., при котором гарантируется длительная служба разных соединений элементов и узлов с трубопроводом. Условный проход (DN) – это характеристика, которая используется в трубопроводных сетях в качестве общего параметра соединяемых частей.

Большая часть разновидностей арматуры состоит из запорного или же из дроссельного устройства. Это конструкции в виде корпуса снаружи закрытого крышкой.

Внутри корпуса перемещается затвор. В результате перемещения затвора относительно его седел меняется площадь участка, через который газ проходит. Этот процесс вызывает изменение гидравлического сопротивления.

Соприкасающиеся во время отключений частей газопровода поверхности затвора и седла носят название уплотнительных. В устройствах дроссельного типа поверхности затвора и седла, которые, в свою очередь, образуют регулируемый проход для транспортировки рабочей среды, носят название дроссельных.

Применяющаяся в газовом хозяйстве арматура стандартизована. На каждой детали стоит обязательно шифр, состоящий из 4 частей.

Первые 2 цифры шифра – это вид арматуры:

• 11 – краны для трубопроводов;
• 14,15 – запорные вентили;
• 16 – обратные подъемные клапаны;
• 17 – клапаны предохранительные;
• 19 – обратные поворотные клапаны;
• 25 – регулирующие клапаны;
• 30, 31 – запорные задвижки;
• 32 – затворы.

На втором месте в шифре стоит условное обозначение материала изготовления корпуса: углеродистая сталь – с, кислотостойкая нержавеющая сталь -нж, серый чугун – ч, чугун ковкий – кч, бронза, латунь – бр, винипласт – вп, легированная сталь – лс, алюминий – а.

На третьем месте в шифре стоит порядковый номер детали. На четвертом находится обозначение материала, из которого сделаны уплотнительные кольца: бронза или латунь – б, нержавеющая сталь – нж, резина – р, эбонит – э, баббит – бт, кольца уплотнительные отсутствуют – бк.

Выбирая арматуру для газовых трубопроводов следует особо тщательно отнестись к химическим и физическим свойствам материала из которого она изготовлена.

Самыми востребованными материалами для изготовления газовой арматуры являются чугун и сталь. Это связано с требованиями к повышенному уровню прочности и надежности. Полимерные элементы, которые прекрасно подходят для водоводов здесь неприменимы, вдобавок их легко можно повредить.

Специалисты не рекомендуют использовать на газовых трубопроводах оборудование с уплотнительными вставками из бронзы. Это связано с тем, что в составе СУГ присутствует сероводород, который может оказывать негативное влияние на бронзу и медные сплавы.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положенияГОСТ Р 53672-2009 Арматура трубопроводная. Общие требования безопасности ГОСТ Р 53865-2010 Системы газораспределительные.

Термины и определения ГОСТ Р 54961-2012 Системы газораспределительные. Сети газопотребления. Общие требования к эксплуатации. Эксплуатационная документацияГОСТ 9.602-2005 Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозииГОСТ 22387.5-77 Газ для коммунально-бытового потребления.

Методы определения интенсивности запахаГОСТ 25100-2011 Грунты. КлассификацияПримечание — При пользовании настоящими стандартами целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году.

Классификация арматуры для газопроводов

Все существующие разновидности газовой арматуры, в зависимости от ее назначения, можно разделить на:

• запорную. Арматура, применяющаяся для периодических отключений отдельных участков газопровода, приборов, аппаратуры. К этому виду относятся газовые краны, вентили задвижки;
• предохранительную. Служащую для предупреждения риска повышения давления газа больше установленных норм. К этой разновидности арматуры относится сбросной предохранительный клапан;
• регулирующую. Предназначенную для изменения и поддержания в заданных пределах давления. Это заслонки, шибера и пр.;
• обратного действия. Для предотвращения изменения направления движения газа;
• аварийную и отсечную. Для быстрого автопрекращения движения газа по направлению к аварийному участку в случае нарушения заданного режима. К этой разновидности относится запорно-предохранительный клапан;
• конденсатоотводящую. Ту, которая удаляет в автоматическом режиме конденсат, накапливающийся в конденсато-сборниках и на нижних участках трубопроводных сетей;
• контрольную. Определяет давление проходимой массы, температуру и пр.

По способу управления арматура может быть двух типов: управляемая и автоматическая. Первая приводится в действие ручными манипуляциями или при помощи привода: пневматического, гидравлического, электромагнитного, электрического.

Процесс управления вручную отличается приложением больших усилий и потерей времени. Гораздо чаще устанавливается привод и сохраняется возможность аварийного управления на случай возникновения аварий. А вторая действует при помощи устройств автосрабатывания.

По способу подсоединения оборудование и любая арматура для систем газоснабжения бывают:

• фланцевые – применяющиеся для арматуры с проходом для среды больше 50 мм.  Присоединение к трубам осуществляется посредством свинчивания фланцев. Основное преимущество такого соединения  – возможность многократных переустановок, большая прочность и надежность. Также можно отметить универсальную применяемость. В качестве недостатка выделяют только большую массу и крупные габариты таких деталей;
• муфтовые – используются для присоединения оборудования имеющего проход 65 мм и меньше. Подсоединение производится при помощи муфт с резьбой расположенной изнутри. Недостаток муфтовых соединений в том, что резьба постепенно стирается;
• цапковые с нарезанной наружной резьбой. Одно устройство ввинчивается при помощи резьбы в другое устройство;
• сварочные – это редко применяющиеся на сегодняшний день неразборные соединения. Плюсы этого способа – надежная герметичность и сведение к минимуму обслуживающих мероприятий. К недостаткам можно отнести возникающую при необходимости ремонта сложность демонтажа соединения, когда участок газопровода просто срезается;
• ниппельные – присоединение арматуры производится при помощи ниппеля;
• стяжные – патрубки соединяются с фланцами труб шпильками с гайками, которые располагаются вдоль арматуры;
• штуцерные – присоединение арматуры производится при помощи штуцера, накидной гайки и уплотнительных колец. Это надежный метод соединения с возможностью демонтажа.

Кроме перечисленных выше, существуют и другие способы соединения газовой арматуры, но используются они, не так часто.

Также не стоит забывать, что от качества выполненного соединения будет зависеть функциональность трубопровода и надежность всей газораспределительной системы.

3 Термины и определения

3.1 газоопасные работы: Технологические операции, выполняемые в загазованной среде или при выполнении которых возможен выход газа.

3.2 огневые работы: Работы, связанные с применением открытого огня (сварка, газовая резка или механическая обработка металла, при которой возможно воспламенение газовоздушной смеси).

3.3 предельный срок эксплуатации: Срок перехода объекта в предельное состояние, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна по причинам экономической или экологической опасности.

3.4 регламентные работы: Работы, выполняемые в процессе эксплуатации объектов сети газораспределения с периодичностью и в объеме, установленными нормативными требованиями независимо от технического состояния объектов.

4 Общие требования

4.1 Эксплуатация сетей газораспределения должна осуществляться в соответствии с настоящим стандартом и [1].

4.2 Организации, владеющие сетями газораспределения или отдельными объектами сетей газораспределения на праве собственности или другом законном основании, должны обеспечивать содержание их в исправном и работоспособном состоянии путем выполнения комплекса работ, предусмотренных требованиями настоящего стандарта, а также своевременного проведения экспертизы промышленной безопасности опасных производственных объектов.

4.3 Эксплуатация объектов сетей газораспределения должна осуществляться газораспределительными (ГРО) или другими эксплуатационными организациями, оказывающими услуги по их техническому обслуживанию и ремонту на законном основании. В договорах оказания услуг по техническому обслуживанию и ремонту объектов сетей газораспределения должны быть определены объемы работ, выполняемых эксплуатационными организациями, установлены границы эксплуатационной ответственности и обязательства эксплуатационных организаций и владельцев объектов по обеспечению условий их безопасной эксплуатации.

4.4 Технические устройства, оборудование и материалы, используемые в процессе эксплуатации объектов сетей газораспределения, должны соответствовать установленным нормативным требованиям к их транспортированию, хранению и области применения. Номенклатура изделий, требующих получения специального разрешения к применению на объектах сетей газораспределения, устанавливается федеральным органом исполнительной власти, уполномоченным в области промышленной безопасности.

Сварочные работы должны выполняться с применением сварочных материалов, оборудования и технологий, аттестованных в аттестационных центрах — специализированных организациях, аккредитованных в установленном порядке Национальным аттестационным комитетом по сварочному производству (НАКС).Техническое обслуживание, текущий, капитальный ремонты и техническое диагностирование трубопроводной арматуры должны осуществляться в соответствии с ГОСТ Р 53672.

Приборы и средства измерения, применяемые в процессе эксплуатации объектов сетей газораспределения, должны содержаться в исправном и работоспособном состоянии в соответствии с требованиями документации изготовителей, проходить своевременную поверку в порядке, установленном [2], [3].Эксплуатация устройств электрооборудования (в т.ч.

4.5 Технологии, применяемые при эксплуатации объектов сетей газораспределения, а также методы контроля качества выполняемых работ, должны соответствовать требованиям настоящего стандарта и [4], предусматривать соблюдение требований эксплуатационной документации изготовителей технических устройств, обеспечивать оптимизацию производственной деятельности персонала эксплуатационных организаций.

Внедрение в практику эксплуатации объектов сетей газораспределения технологий, материалов, технических устройств и средств автоматизации технологических процессов, не предусмотренных действующими нормативными требованиями в области строительства, должно осуществляться в порядке, установленном [5], [6].

4.6 Аварийно-диспетчерское обслуживание объектов сетей газораспределения должно проводиться круглосуточно (включая выходные и праздничные дни).По каждому факту возникновения аварии и инцидента, произошедших в процессе эксплуатации объектов сетей газораспределения, должно проводиться техническое расследование причин их возникновения в соответствии с [7].

4.7 Расследование несчастных случаев на производстве при эксплуатации объектов сетей газораспределения должно проводиться в соответствии с [8].

Особенности запорной арматуры

Запорная арматура наиболее часто встречается в газовых системах. Она применяется для регулировки давления газопровода и действует по такому же принципу, что и в водоводах. Однако к деталям в газовой отрасли предъявляются более высокие требования по безопасности.

Если концентрация газа в воздухе достигнет критического значения, тогда достаточно всего малейшей искры и может произойти настоящая катастрофа.

По типу перемещения функционального механизма запорная арматура для газопроводов разделяется на следующие виды:

• кран – в кране запирающий элемент с телом вращения, перемещается, одновременно вращаясь вокруг своей оси. Относительно направления потока может располагаться произвольным образом;
• затвор – в этой детали дисковидный элемент вращается вокруг своей оси под углом или перпендикулярно относительно потока;
• вентиль – в детали тело запирания на шпинделе перемещается возвратно-поступательно параллельно потоку;
• задвижка – в ней элемент регулировки перемещается перпендикулярно к потоку.

Можно резюмировать, что к запорной арматуре относятся устройства, которые предназначаются для герметичного отключения участков газопровода. Эти устройства должны гарантировать герметичность отключения, быстроту производимых действий, малое гидравлическое сопротивление и удобство в обслуживании.

Чаще всего на трубопроводах из разных видов запорной арматуры для газового оборудования можно встретить задвижки. Именно они используются, когда необходимо перекрыть газовый поток в газопроводах с диаметрами условных проходов от 50 мм до 2000 мм, когда рабочее давление находится в диапазоне 0,1–20 МПа.

В задвижках поток газа регулируется изменением положения затвора относительно уплотняющих поверхностей. Шпиндель невыдвижной при открывании не выдвигается из крышки. При его вращении для открытия отверстия ходовая гайка наворачивается на него поднимая либо опуская затвор. В этой разновидности задвижек ходовой узел находится внутри рабочей среды, поэтому он больше подвержен негативному действию коррозии.

Аппаратура с выдвижным шпинделем осуществляет перемещение шпинделя и затвора вращением резьбовой втулки, при этом верхняя часть шпинделя выдвигается вверх. Преимуществом такой конструкции является отсутствие влияния внешней среды на ходовой узел.

Задвижки различаются по устройству запоров на 2 типа. Клиновые имеют затвор с уплотнительными поверхностями, расположенными под определенным углом друг к другу. Также они производятся с шарнирным затвором, состоящим из 2-х дисков и клина сплошного. Задвижки параллельные имеют затвор состоящий из 2-х дисков, между которыми располагается клин распорный.

Для газопроводов рассчитанных на давление до 0,6 МПа применяют задвижки изготовленные из серого чугуна, для газопроводов, в которых применяется напор под давлением больше 0,6 МПа – из стали.

Но какие можно отметить преимущества задвижек в сравнении с остальной запорной арматурой? В открытом положении отмечается незначительное сопротивление потоку, кроме этого нет поворотов газовой среды. Задвижки имеют малую строительную длину. Они просты в обслуживании и обеспечивают возможность движения газа в любую сторону.

Отдельно в этой категории можно выделить заслонки. Они относятся к запорно-регулирующему оборудованию, благодаря которому регулируется расход газа, также возможно прекратить его подачу в газопроводе. Заслонки состоят из корпуса, запорного дискового органа, приводного вала.

Заслонки можно применять в широком диапазоне температур или давлений среды. Они имеют простую конструкцию, малую массу и небольшую металлоемкость. У заслонок небольшая строительная длина и минимальное количество элементов. Большой их плюс – доступная цена.

За давлением на современных газопроводах следит множество чувствительных сенсоров, фиксирующих малейшие отклонения и передающие информацию о них на пульт диспетчеру.

Кроме вышеперечисленных устройств к запорной арматуре относятся краны и вентиля, необходимые для скорейшего подключения/отключения прибора или регулирования расхода рабочей среды. Эти детали по форме затвора можно разделить на шаровые, цилиндрические, конусные.

Чтобы достигнуть более высокой герметизации в кране, между уплотняющими поверхностями вводится под давлением специальная консистентная смазка. Она заправляется в пустотелый канал в верхней части и завинчиванием болта продавливается по каналам в существующий зазор между пробкой и корпусом.

Пробка немного приподнимается вверх, зазор увеличивается и  обеспечивается легкость поворота. Латунная прокладка и шаровой клапан предотвращают выдавливание смазки с последующим просачиванием газа.

Кроме кранов, нуждающихся в смазывании применяют в газопроводах простые поворотные краны. Их можно разделить на натяжные, сальниковые, самоуплотняющиеся. Их можно устанавливать на надземных газопроводах, внутри-объектовых газопроводах, на вспомогательных линиях (на продувочных газопроводах и пр.).

Для сбора и удаления воды и конденсата на низших уровнях газопроводов устанавливают конденсатосборники.

Они могут быть разной емкости: большая емкость необходима, если транспортируемый газ имеет большую влажность, меньшая подходит для транспортировки сухого газа. Кроме этого, в зависимости от величины давления проходящей рабочей среды конденсатосборники различаются на устройства низкого, среднего, большого давлений.

Устройства низкого давления – это емкость, с дюймовой трубкой выведенной под газовый ковер. Трубка заканчивается муфтой и пробкой. Через нее удаляется конденсат, замеряется давление, продувается газопровод.

Устройства среднего и высокого давления дополнительно оснащены еще одной защитной трубкой и краном на внутреннем стояке. Сверху стояка имеется отверстие для выравнивания давления рабочей среды в футляре и в стояке. Без отверстия конденсат бы под давлением газа заполнял стояк, что могло привести к его разрыву при пониженных температурах.

Под воздействием давления газа осуществляется автооткачка конденсата. Когда краник закрыт, газ противодействует конденсату и он сползает вниз. Когда краник открывается конденсат поднимается на поверхность.

При эксплуатации газопроводов разница в температуре может достигать нескольких градусов. Такая большая величина изменения может вызвать напряжение в несколько десятков МПа. Поэтому, для обеспечения нормальной работы газопровода нужно использовать компенсаторы. Они могут быть линзовыми, П-образными, лирообразными и пр.

Больше распространены линзовые и сильфонные компенсаторы. П-образные и лирообразные компенсаторы изготавливаются из гнутых, часто цельнотянутых труб. Их основной недостаток – большие размеры. На трубопроводах в горных и сейсмо-опасных районах устанавливают резинотканевые устройства, которые способны принимать деформации и в продольном, и в поперечном направлениях.

Приложение Ю (рекомендуемое). Примерный план локализации и ликвидации аварий в процессе эксплуатации объектов сетей газораспределения

5.1 Общие требования

5.1.1 При технической эксплуатации сетей газораспределения должны выполняться следующие виды работ:- ввод в эксплуатацию законченных строительством газопроводов, пунктов редуцирования газа, средств электрохимической защиты от коррозии стальных подземных газопроводов (средств ЭХЗ), средств автоматизированной системы управления технологическим процессом (средств АСУ ТП);

— мониторинг технического состояния газопроводов и пунктов редуцирования газа, включая проверку состояния охранных зон, технический осмотр, техническое обследование, оценку технического состояния, техническое диагностирование;- техническое обслуживание газопроводов, пунктов редуцирования газа, средств ЭХЗ и АСУ ТП;

— текущий и капитальный ремонты газопроводов, пунктов редуцирования газа, средств ЭХЗ и АСУ ТП;- проверка наличия и удаление конденсата из конденсатосборников и гидрозатворов;- контроль интенсивности запаха газа в конечных точках сети газораспределения;- контроль давления газа в сети газораспределения;

— положения о структурных подразделениях (филиалах, службах, отделах) организации;- должностные инструкции, устанавливающие обязанности, права и ответственность руководителей и специалистов;- инструкции по охране труда для работников;- перечень инструкций по охране труда для конкретных профессий (должностей) и видов работ.

В эксплуатационных организациях должны быть разработаны и утверждены техническим руководителем организации производственные (технологические) инструкции, устанавливающие последовательность выполнения технологических операций при производстве работ, методы и объемы проверки качества работ и условия обеспечения их безопасного проведения.

Должны быть согласованы с территориальным органом федерального органа исполнительной власти, уполномоченного в области промышленной безопасности, следующие документы:- инструкции на проведение работ по врезке газопроводов без снижения давления газа в действующие распределительные газопроводы;- инструкции по изоляции сварных стыковых соединений газопроводов, мест врезок (присоединений), ремонту поврежденных участков покрытий и контролю качества выполненных работ (для каждого вида покрытий).

5.1.3 В эксплуатационных организациях должно быть обеспечено проведение:- производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на опасных производственных объектах (производственный контроль) в соответствии с [9];- входного контроля технических устройств, сварочных и изоляционных материалов в соответствии с [4], [10];

— предустановочного контроля запорной арматуры и других технических устройств в соответствии с требованиями документации изготовителей;- приемочного контроля качества выполняемых сварочных и изоляционных работ в соответствии с [4];- контроля соблюдения требований обеспечения единства измерений в соответствии с [2];

— контроля соблюдения требований охраны труда на производстве в соответствии с [8];- контроля соблюдения требований пожарной безопасности;- контроля выбросов (инвентаризации источников выбросов) загрязняющих веществ в атмосферу в процессе производственно-хозяйственной деятельности.Лица, ответственные за соблюдение требований промышленной безопасности, охраны труда, охраны окружающей среды и пожарной безопасности должны назначаться приказом руководителя эксплуатационной организации.

5.1.4 Регламентные работы по эксплуатации сети газораспределения должны выполняться по графикам, утвержденным техническим руководителем эксплуатационной организации (филиала эксплуатационной организации). Графики выполнения регламентных работ по техническому осмотру газопроводов и пунктов редуцирования газа, а также работ по контролю интенсивности запаха газа в конечных точках сети газораспределения должны ежегодно корректироваться по результатам работ, выполненных в предыдущий период.

Работы по капитальному ремонту газопроводов, пунктов редуцирования газа, средств ЭХЗ и АСУ ТП должны выполняться по планам, утвержденным техническим руководителем эксплуатационной организации.Планы и графики выполнения работ, предусмотренных договорами оказания услуг по техническому обслуживанию и ремонту объектов сетей газораспределения, должны быть согласованы с организациями-заказчиками.

Перспективное (среднесрочное и долгосрочное) планирование работ по эксплуатации объектов сети газораспределения и горизонт планирования определяются эксплуатационной организацией самостоятельно с учетом требований настоящего стандарта и федерального органа исполнительной власти в области промышленной безопасности.

5.1.5 Подготовка к эксплуатации сетей газораспределения в осенне-зимний период должна осуществляться в соответствии с планами, утвержденными техническим руководителем эксплуатационной организации. Планы по подготовке к работе в осенне-зимний период должны предусматривать выполнение комплекса организационно-технических мероприятий, обеспечивающих надежность и безопасность эксплуатации сетей газораспределения.

Состав организационно-технических мероприятий по подготовке к работе в осенне-зимний период должен устанавливаться с учетом технического состояния объектов сетей газораспределения, местных климатических и гидрогеологических условий их эксплуатации, структуры и объема производственной деятельности эксплуатационной организации.

Минимально необходимый объем организационно-технических мероприятий должен предусматривать выполнение следующих работ:- поддержание работоспособности запорной арматуры на газопроводах;- проверка наличия и удаление конденсата из конденсатосборников и гидрозатворов;- проведение текущего и капитального ремонтов газопроводов, пунктов редуцирования газа и установок ЭХЗ;

— проведение технического диагностирования;- техническое обследование участков газопроводов на переходах через водные преграды;- техническое обследования подземных газопроводов, устранение повреждений изоляционных покрытий и сквозных коррозионных повреждений;- корректировка маршрутных карт обходов трасс газопроводов и планшетов аварийно-диспетчерской службы (АДС);

— подготовка объектов сетей газораспределения к паводкам;- обеспечение аварийного запаса труб, оборудования, материалов;- обеспечение персонала производственных подразделений зимней рабочей одеждой;- подготовка автотранспорта и строительной техники;- обеспечение запаса горюче-смазочных материалов в соответствии с нормами, утвержденными руководителем организации;

— подготовка к работе сетей газопотребления в котельных эксплуатационных организаций, обеспечение отопления помещений административных зданий, пунктов редуцирования газа и других зданий эксплуатационной организации, проверка работоспособности систем пожаротушения, водо- и теплоснабжения, электроснабжения, аварийного освещения.Подготовка эксплуатационной организации к работе в осенне-зимний период должна быть закончена до начала отопительного периода.

5.2 Подготовка персонала эксплуатационных организаций

5.2.1 Руководители и специалисты организаций, осуществляющих эксплуатацию сетей газораспределения, не реже одного раза в три года должны проходить проверку знаний требований промышленной безопасности в объеме, соответствующем их должностным обязанностям. Порядок проведения аттестации в области промышленной безопасности и предаттестационной подготовки руководителей и специалистов эксплуатационных организаций устанавливается уполномоченным федеральным органом исполнительной власти в области промышленной безопасности.

5.2.2 Рабочие эксплуатационных организаций не реже одного раза в год и в случае перевода на другой участок работы, отличающийся в части требований к обеспечению безопасности при выполнении технологических операций, должны проходить проверку знаний безопасных методов и приемов выполняемых работ в объеме соответствующих производственных инструкций.

Перед проверкой знаний безопасных методов и приемов выполнения работ рабочие должны пройти теоретическое обучение в соответствии с программами, утвержденными техническим руководителем эксплуатационной организации.Программы теоретической подготовки рабочих к выполнению газоопасных работ должны предусматривать обучение пользованию средствами индивидуальной защиты и оказанию доврачебной помощи пострадавшим.

Перед первичной проверкой знаний безопасных методов и приемов производства газоопасных работ или проверкой знаний их выполнения на другом участке работы рабочие должны проходить дополнительное практическое обучение на учебных полигонах эксплуатационных организаций по программам, согласованным с федеральным органом исполнительной власти в области промышленной безопасности.

Допуск рабочих к самостоятельному выполнению газоопасных работ должен оформляться приказом руководителя эксплуатационной организации после проведения их теоретического и практического обучения, проверки знаний безопасных методов и приемов их выполнения и прохождения стажировки на рабочем месте под руководством опытного работника в течение первых десяти рабочих смен. Порядок проведения стажировки должен устанавливаться приказом руководителя эксплуатационной организации.

5.2.3 К выполнению сварочных работ допускаются сварщики и специалисты сварочного производства, аттестованные в аттестационных центрах.

5.2.4 Персонал эксплуатационной организации, осуществляющий обслуживание и ремонт электроустановок, должен пройти обучение и проверку знаний правил устройства, технической эксплуатации и правил безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей в пределах требований, предъявляемых к должности или профессии, с присвоением соответствующей группы по электробезопасности. Подготовка и допуск персонала к самостоятельной работе должны осуществляться в соответствии с [8], [11], [12].

Соединительная арматура газопроводов

В процессе монтажа газопровода может возникнуть необходимость соединения труб из разных материалов или разного диаметра. В этом случае встраивается в состав сети соединительный фланцевый элемент – вспомогательные детали стыковки.

К этой категории арматуры относятся фланцевые адаптеры, хомуты, заглушки, соединительные муфты, отводы, крестовины, тройники, словом детали, в конструкции которых не предусмотрено наличие запорно-регулирующего механизма.

Для разветвления газопровода служат тройники и отводы. Они устанавливаются в случаях, когда труба доходит до распределительного участка для какого-либо населенного пункта, однако этот пункт конечным не является.

При помощи регулирующей арматуры трубопровод делится и часть транспортируемого газа уходит в населенный пункт, а часть транспортируется дальше.

Приложение М (рекомендуемое). Эксплуатационный журнал средств автоматизированной системы управления технологическими процессами

7.1 Ввод в эксплуатацию

7.1.1 Средства ЭХЗ должны вводиться в эксплуатацию в процессе строительства стального подземного газопровода, но не позднее, чем через шесть месяцев после укладки газопровода в грунт, а в зонах опасного влияния блуждающих токов — не позднее чем через месяц.Соблюдение указанных сроков должно обеспечиваться заказчиком строительства объекта.

7.1.2 Ввод средств ЭХЗ в эксплуатацию должен осуществляться после проведения пусконаладочных работ. К проведению пусконаладочных работ заказчиком строительства объекта должны привлекаться специализированные организации.До окончания работ по строительству защищаемого газопровода и ввода его в эксплуатацию заказчиком строительства должно быть обеспечено проведение технического обслуживания принятых в эксплуатацию установок ЭХЗ.

7.1.3 Ввод средств ЭХЗ в эксплуатацию должен оформляться актом по форме, приведенной в приложении Т.

7.1.4 Каждой введенной в эксплуатацию установке ЭХЗ должен быть присвоен порядковый номер и составлен эксплуатационный паспорт.Эксплуатационные паспорта должны составляться по формам, приведенным в приложениях Д и Е.

7.1.5 Ввод в эксплуатацию электроизолирующих соединений должен проводиться на основании справок об их приемке после окончания монтажа.

7.2 Техническое обслуживание и ремонт средств электрохимической защиты

7.2.1 Техническое обслуживание установок ЭХЗ, не оборудованных автоматизированными системами управления, должно проводиться не реже:- двух раз в месяц — для катодных;- четырех раз в месяц — для дренажных;- одного раза в шесть месяцев — для протекторных.При наличии автоматизированных систем управления, отвечающих требованиям 5.5.

5, периодичность проведения технического обслуживания установок ЭХЗ может устанавливаться эксплуатационной организацией самостоятельно.При техническом обслуживании катодных и дренажных установок ЭХЗ должны выполняться следующие виды работ:- контроль режимов работы (измерение напряжения, величины тока на выходе преобразователя);

— измерение защитных потенциалов в точках подключения к защищаемому сооружению;- оценка непрерывности работы;- осмотр контактных соединений, анодных заземлений, узлов и блоков преобразователей, выявление обрывов кабельных линий;- проверка наличия и состояния знаков привязки на местности анодного заземления и точек подключения к защищаемым сооружениям, наличие и состояние маркировочных бирок кабельных линий.

7.2.2 Техническое обслуживание электроизолирующих соединений и проверка их диэлектрических свойств должны проводиться со следующей периодичностью:- неразъемных по диэлектрику — в сроки, установленные требованиями документации изготовителя;- фланцевых — не реже одного раза в год.Результаты технического обслуживания электроизолирующих соединений должны быть оформлены документацией по формам, установленным стандартами эксплуатационных организаций.

7.2.3 Проверка эффективности работы установок катодной и дренажной защиты должна проводиться не реже, чем два раза в год, с интервалом не менее 4 мес.При проверке эффективности работы катодных и дренажных установок защиты должны выполняться следующие виды работ:- все работы, предусмотренные при техническом обслуживании;

— измерения защитных потенциалов в опорных точках по трассе защищаемого сооружения;- контроль распределения тока между защищаемыми сооружениями в блоках совместной защиты.При техническом обслуживании с проверкой эффективности работы протекторных установок должны выполняться следующие виды работ:- контроль режима работы (измерение силы тока в цепи «протектор — защищаемое сооружение»;

разность потенциалов между протектором и защищаемым сооружением);- измерение защитных потенциалов в точке подключения к защищаемому сооружению и в опорных точках по трассе защищаемого сооружения;- измерение потенциала «протектор — земля»;- осмотр контактных соединений.Порядок проведения и объем необходимых измерений при проверке эффективности установок ЭХЗ устанавливаются методикой, утвержденной в установленном порядке.Результаты проверки эффективности работы установок ЭХЗ должны быть оформлены документацией по формам, установленным методикой проведения работ.

7.2.4 Корректировка режимов работы средств ЭХЗ должна проводиться:- при изменении рабочих параметров преобразователя;- при изменении коррозионных условий эксплуатации газопроводов, связанных с прокладкой новых подземных сооружений, изменением конфигурации газовой и рельсовой сетей в зоне действия защиты, строительством установок ЭХЗ на смежных коммуникациях.

7.2.5 Дефекты и неисправности, выявленные при техническом обслуживании установок ЭХЗ, должны устраняться при текущем или капитальном ремонте. Классификация работ должна выполняться с учетом требований законодательства и стандартов организаций.

7.2.6 Ремонт установок ЭХЗ должен проводиться по результатам проведения технического обслуживания и проверки эффективности их работы.Срок ремонта вышедшей из строя установки ЭХЗ должен определяться эксплуатационной организацией, исходя из возможности обеспечения защитного потенциала на газопроводе соседними установками (перекрытие зон защиты).

Перекрытие зоны защиты вышедшей из строя установки ЭХЗ должно быть оформлено документами по формам, установленным стандартами организаций.Внеплановый ремонт установок ЭХЗ должен проводиться для устранения причин отказов в процессе их эксплуатации и оформляться соответствующим актом с указанием причины его проведения.

7.2.7 Эксплуатационная организация должна вести учет числа и времени простоев установок ЭХЗ в процессе их эксплуатации. Суммарная продолжительность перерывов в работе установок ЭХЗ не должна превышать 14 сут в течение года.Для сокращения перерывов в работе установок ЭХЗ в эксплуатационных организациях должен создаваться резервный фонд преобразователей катодной и дренажной защиты в объеме, установленном стандартом организации.

7.2.8 Сведения о проведении текущего ремонта средств ЭХЗ должны оформляться записями в эксплуатационных журналах, о проведении капитального ремонта — в эксплуатационных паспортах установок ЭХЗ.

7.2.9 На участках подземных газопроводов, не требовавших на стадии их проектирования электрохимической защиты в соответствии с ГОСТ 9.602, должны выполняться следующие работы по проверке коррозионных условий их эксплуатации:- контроль опасности блуждающих токов с периодичностью не реже одного раза в два года;- контроль коррозионной агрессивности грунтов с периодичностью не реже одного раза в пять лет.

7.2.10 Контроль состояния переходов газопроводов под автомобильными и железными дорогами с целью определения наличия (отсутствия) контакта «труба-футляр» должен проводиться электрометрическим методом с периодичностью два раза в год.

7.2.11 При эксплуатации средств ЭХЗ должны выполняться работы по техническому обслуживанию и ремонту, установленные [17].

7.3 Оценка эффективности противокоррозионной защиты подземных газопроводов

7.3.1 Эффективность противокоррозионной защиты стальных подземных газопроводов должна осуществляться на основании следующих данных:- проверки эффективности работы средств ЭХЗ;- оценки защищенности газопроводов от электрохимической коррозии по протяженности и по времени;- обследования во всех шурфах, отрываемых в процессе эксплуатации.

7.3.2 В шурфах, отрываемых для ремонта коррозионных повреждений и дефектов изоляционных покрытий, должны выполняться следующие работы:- визуальный контроль состояния изоляционного покрытия (складки, гофры, зоны отслаивания, сквозные дефекты и т.п.);- определение переходного сопротивления, адгезии и сплошности изоляции;

— определение характера, размеров и расположения повреждений изоляционного покрытия, включая сквозные дефекты;- определение количества, глубины, площади и расположения по периметру газопровода коррозионных повреждений металла трубы;- отбор проб грунта для определения коррозионной агрессивности, включая биокоррозионную агрессивность;

7.3.3 В шурфах, отрываемых сторонними организациями при производстве земляных работ в зоне прокладки газопровода, должен проводиться визуальный контроль состояния изоляционного покрытия. Выполнение дополнительных работ по контролю состояния изоляционного покрытия и металла труб может устанавливаться эксплуатационной организацией самостоятельно.

7.3.4 Электрохимическая защита должна обеспечивать в течение всего срока эксплуатации непрерывную по времени катодную поляризацию газопровода на всей его протяженности и на всей поверхности.Защищенность газопровода от электрохимической коррозии должна оцениваться по протяженности и по времени.Защищенность газопровода по протяженности должна определяться как соотношение длин участков, имеющих защитные потенциалы не менее требуемых значений, и общей длины защищаемого газопровода.

Защищенность газопровода по времени должна определяться как соотношение суммарного времени (часы, сутки) нормальной работы в установленном режиме всех средств защиты в течение года и продолжительности календарного года (часы, сутки).Комплексный показатель защищенности газопровода вычисляют по произведению его защищенности по протяженности на защищенность по времени.

7.3.5 Оценка эффективности противокоррозионной защиты стальных подземных газопроводов должна проводиться ежегодно.Результаты оценки эффективности противокоррозионной защиты газопроводов должны использоваться для прогнозирования их коррозионного состояния и разработки мероприятий по повышению эксплуатационной надежности системы противокоррозионной защиты.

Приложение Ж (обязательное). Эксплуатационный паспорт пункта редуцирования газа

8.1 Ввод пунктов редуцирования газа в эксплуатацию

8.1.1 До начала работ по присоединению пункта редуцирования газа к газопроводу должны быть выполнены следующие подготовительные работы:- подготовка комплекта необходимой исполнительной документации;- разработка плана организации работ, схем узлов присоединения;- подготовка мест присоединения;- подготовка монтажных узлов присоединения;

— подготовка инструмента, механизмов, приспособлений, материалов, приборов, транспортных средств;- внешний осмотр пункта редуцирования газа и мест присоединения его к газопроводу;- отключение подачи или снижение давления газа в газопроводе на участке присоединения пункта редуцирования газа (при необходимости, в зависимости от применяемой технологии врезки);

— отключение средств ЭХЗ газопровода на участке присоединения пункта редуцирования газа;- контрольная опрессовка пункта редуцирования газа.Качество сварных соединений в местах присоединения пункта редуцирования газа к газопроводу проверяется по нормам контроля неразрушающими методами для соответствующей категории давления.

8.1.2 Контрольная опрессовка пунктов редуцирования газа должна проводиться воздухом с избыточным давлением 0,01 МПа в течение одного часа. Падение давления по окончании опрессовки не должно превышать 0,6 кПа. Контрольная опрессовка блочных газорегуляторных пунктов и шкафных пунктов редуцирования газа должна проводиться непосредственно перед их присоединением к газопроводу.

8.1.3 Первичный пуск газа в пункты редуцирования газа должен проводиться продувкой газопроводов обвязки газом с давлением не выше 0,1 МПа. Выпуск газовоздушной смеси должен проводиться через продувочные свечи.Окончание продувки газопровода газом должно определяться путем проведения анализа состава или сжиганием отобранных проб газовоздушной смеси.

Методы отбора, анализа и сжигания проб газовоздушной смеси должны устанавливаться производственными инструкциями.По окончании продувки газопроводов газом объемная доля кислорода в пробах газовоздушной смеси не должна превышать 1%, а сгорание газовоздушной смеси при сжигании проб должно происходить спокойно, без хлопков.

8.1.4 Ввод пунктов редуцирования газа в эксплуатацию проводится путем пусконаладочных работ по настройке технологического оборудования на установленный проектной документацией режим работы.По результатам выполнения пусконаладочных работ должны быть составлены режимные карты в соответствии с приложением Ф, содержащие данные о параметрах настройки редукционной, защитной и предохранительной арматуры.Режимные карты должны быть утверждены техническим руководителем эксплуатационной организации (филиала эксплуатационной организации).

8.1.5 Параметры настройки редукционной арматуры пунктов редуцирования газа должны определяться с учетом потерь давления газа в распределительных газопроводах, диапазона рабочего давления перед газоиспользующим оборудованием потребителей, колебаний давления газа в сети газораспределения, обусловленных неравномерностью газопотребления.

При давлении газа в распределительном газопроводе на выходе из пунктов редуцирования газа до 0,005 МПа параметры настройки редукционной арматуры должны обеспечивать следующие параметры рабочего давления газа перед бытовым газоиспользующим оборудованием потребителя:- при номинальном давлении бытового газоиспользующего оборудования 0,0013 МПа — не более 0,002 МПа;- при номинальном давлении бытового газоиспользующего оборудования 0,002 МПа — не более 0,003 МПа.

8.1.6 Параметры настройки (срабатывания) предохранительной и защитной арматуры должны обеспечивать защиту газопроводов и оборудования, расположенных ниже по потоку газа, от недопустимого изменения давления, а также безопасную работу газоиспользующего оборудования потребителей в диапазоне давлений, установленном изготовителями.

8.1.7 Верхний предел настройки защитной арматуры (предохранительных запорных клапанов) не должен превышать:1,3 — при давлении газа в газопроводе на выходе из пунктов редуцирования газа в пределах от 0,3 до 1,2 МПа;1,4 — при давлении газа в газопроводе на выходе из пунктов редуцирования газа в пределах от 0,005 до 0,3 МПа;

1,5 — при давлении газа в газопроводе на выходе из пунктов редуцирования газа ниже 0,005 МПа,где :- для газопроводов высокого и среднего давления — максимальное избыточное давление газа для данной категории газопровода, установленное [1];- для газопроводов низкого давления — максимальное избыточное давление газа, принятое в соответствии с 8.1.5 (0,002 или 0,003 МПа).

8.1.8 Настройка предохранительной арматуры (предохранительных сбросных клапанов) газопроводов всех давлений не должна допускать сброса газа в атмосферу при повышении давления в газопроводе, обусловленного конструктивными характеристиками регуляторов давления, в т.ч. при малом расходе или отсутствии расхода газа (работа на тупик).

Давление начала открытия предохранительной арматуры для газопроводов среднего и высокого давлений должно быть не менее чем на 5% выше давления, принятого для данной категории газопровода.Для газопроводов низкого давления начало открытия предохранительной арматуры должно устанавливаться на 0,0005 МПа выше давления, принятого в соответствии с 8.1.5.

8.1.9 В пунктах редуцирования газа тупиковых сетей газораспределения срабатывание предохранительной арматуры должно происходить раньше срабатывания защитной арматуры. Для предотвращения отключения пунктов редуцирования газа закольцованных сетей газораспределения срабатывание защитной арматуры в них должно происходить раньше предохранительной.

8.1.10 Нижний предел настройки защитной арматуры должен устанавливаться с учетом потерь давления газа в газопроводе и его минимального давления перед газоиспользующим оборудованием, установленного изготовителями. При отсутствии в документации изготовителя информации о минимальном давлении газа перед газоиспользующим оборудованием его величина должна приниматься в соответствии с требованиями стандартов на изготовление газоиспользующего оборудования.

8.1.11 В процессе эксплуатации пунктов редуцирования газа параметры настройки редукционной, предохранительной и защитной арматур, установленные проектной документацией, могут корректироваться по результатам выполнения замеров давления газа, проведенных в соответствии с 6.7, или изменения загрузки сети газораспределения, обусловленной подключением новых потребителей.

8.1.12 Окончание работ по вводу пункта редуцирования газа в эксплуатацию должно оформляться актом по форме, приведенной в приложении X.

8.2 Мониторинг технического состояния пунктов редуцирования газа в процессе эксплуатации

8.2.1 В процессе эксплуатации пунктов редуцирования газа должны выполняться следующие регламентные работы по мониторингу их технического состояния:- технический осмотр (осмотр технического состояния);- оценка технического состояния.

8.2.2 Технический осмотр пунктов редуцирования газа должен проводиться слесарями по эксплуатации и ремонту газового оборудования. Обход пунктов редуцирования газа, оснащенных средствами АСУ ТП, может проводиться одним рабочим.

8.2.3 При техническом осмотре пунктов редуцирования газа должны выполняться следующие виды работ:- внешний и внутренний осмотр здания (блоков контейнерного типа) или шкафа;- проверка состояния окраски шкафов, ограждений, газопроводов обвязки и технических устройств;- внешний осмотр газопроводов и технических устройств, очистка их от загрязнений;

— проверка положения регулировочных элементов защитной и предохранительной арматуры;- внешний осмотр систем инженерно-технического обеспечения (отопление, вентиляция, электроснабжение и молниезащита);- выявление утечек газа из разъемных соединений прибором или пенообразующим раствором;- проверка соответствия режимной карте давления газа на выходе из пункта редуцирования газа;

— проверка перепада давления на фильтре;- проверка наличия пломб на запорной арматуре байпаса счетчика и счетном механизме;- внешний осмотр средств измерений и контроль сроков проведения их поверки;- проверка температуры воздуха в помещении (в отопительный период, при наличии отопительного оборудования);- проверка состояния и очистка от посторонних предметов прилегающей территории.

8.2.4 Периодичность проведения технического осмотра пунктов редуцирования газа должна устанавливаться эксплуатационной организацией самостоятельно с учетом обеспечения условий их безопасной эксплуатации, но не реже одного раза в месяц для пунктов редуцирования газа, размещенных в зданиях и в блоках контейнерного типа.

8.2.5 Результаты технического осмотра должны быть оформлены записями в эксплуатационных журналах пунктов редуцирования газа по форме, приведенной в приложении Л. При выявлении необходимости устранения дефектов технических устройств, замены средств измерений, ремонта здания или систем инженерно-технического обеспечения должны быть приняты меры по организации соответствующих работ.

8.2.6 С целью определения возможности дальнейшей эксплуатации технических устройств, периодически, но не менее чем за два года до истечения среднего срока службы, установленного изготовителем, должна проводиться оценка технического состояния с расчетом величины риска и принятием решения о его допустимости.

Если в документации производителей отсутствует информация о среднем сроке службы технических устройств, то принимается средний срок службы аналогичных устройств.Внеплановая оценка технического состояния может быть проведена по инициативе эксплуатационной организации или контролирующих органов при выявлении случаев невыполнения регламентных работ, нарушения сроков их проведения или при отказе в работе в процессе эксплуатации.

Результаты работ по оценке технического состояния должны учитываться при принятии решения о проведении капитального ремонта (замены) технических устройств, установлении срока и режима его эксплуатации или определения срока проведения технического диагностирования.Оценка технического состояния технических устройств пунктов редуцирования газа, ее периодичность и оформление результатов должны проводиться в соответствии с методикой, утвержденной в установленном порядке.Изготовителем может быть установлен иной порядок диагностирования оборудования в соответствии с требованиями ГОСТ Р 53672.

Выводы  полезное видео по теме

9.1 Ввод в эксплуатацию устройств автоматики и телемеханики АСУ ТП должен проводиться после проведения специализированной организацией пусконаладочных работ, индивидуальных испытаний и комплексного опробования средств АСУ ТП вместе с технологическим оборудованием в течение не менее 72 ч. При необходимости к проведению индивидуальных испытаний и комплексному опробованию средств АСУ ТП могут привлекаться представители проектной и монтажной организаций.

— исполнительная документация с изменениями, внесенными по результатам проведения пусконаладочных работ;- техническая документация изготовителей средств АСУ ТП (технические паспорта на оборудование и аппаратуру, инструкции по эксплуатации и т.п.);- протоколы индивидуальных испытаний АСУ ТП;- структурная схема АСУ ТП с обозначением оборудованных средствами АСУ ТП объектов, а также линий связи и передачи данных;- схемы размещения средств АСУ ТП на объектах сетей газораспределения и в диспетчерском пункте АДС.

9.3 Эксплуатация устройств автоматики и телемеханики, средств измерений АСУ ТП должна осуществляться в соответствии с документацией изготовителей. Устройства автоматики технологических защит, блокировок и сигнализации на объектах сетей газораспределения должны быть обеспечены постоянным электроснабжением и защищены от вибраций или сотрясений при выполнении работ, связанных с эксплуатацией технологического оборудования.

Средства АСУ ТП должны быть постоянно включены в работу, за исключением устройств, которые по своему функциональному назначению могут быть отключены при неработающем технологическом оборудовании. Отключение и включение в работу средств АСУ ТП, используемых АДС, должно проводиться по согласованию с АДС и оформляться записями в эксплуатационном журнале.

9.4 Проведение метрологического надзора за средствами измерений осуществляется в соответствии с требованиями нормативных актов в области метрологического контроля.

9.5 Техническое обслуживание средств АСУ ТП должно проводиться в сроки, установленные эксплуатационной организацией, но не реже одного раза в три года.Проверка параметров срабатывания устройств автоматики технологических защит, блокировок и сигнализации на объектах сетей газораспределения должна проводиться не реже одного раза в три месяца, а также после устранения нарушений работы отдельных устройств в процессе эксплуатации средств АСУ ТП.

При техническом обслуживании средств АСУ ТП должны выполняться следующие работы:- внешний осмотр аппаратуры и коммутационных элементов;- проверка соответствия параметров настройки устройств автоматики данным отчета о проведении пусконаладочных работ;- внешний осмотр средств измерений и проверка сроков проведения их поверки;

— измерение сопротивления изоляции кабелей электроснабжения;- проверка соответствия условий эксплуатации средств АСУ ТП (по температуре и влажности воздуха, отсутствию вибраций и др.) документации изготовителей;- устранение выявленных нарушений и неисправностей.Техническое обслуживание средств АСУ ТП должно проводиться без отключения технологического оборудования объектов сетей газораспределения или нарушения условий его нормальной эксплуатации.

9.6 Текущий и капитальный ремонты средств АСУ ТП должны проводиться специализированными организациями. Структурные изменения АСУ ТП, произошедшие в результате проведения ремонта автоматики и телемеханики, должны быть отражены в схемах размещения средств АСУ ТП на объектах сетей газораспределения и в диспетчерском пункте АДС.

9.7 Результаты проведения технического обслуживания и ремонта средств АСУ ТП должны быть оформлены записями в эксплуатационном журнале по форме, приведенной в приложении М.

(наименование эксплуатационной организации)
												Срок хранения: постоянно
Эксплуатационный журнал средств автоматизированной системы управления технологическими процессами
Пас- порт N_____ На____	Регист- рацион- ный или заводс- кой N, год изго- товле- ния			Тип сис- темы	Пре- делы изме- рений	Место уста- новки средст- ва АСУ ТП по схеме				Дата прове- дения работ по техни- ческому обслужи- ванию				Вид повреж- дения, отметка об устра- нении неисп- рав- ности		Замет- ка о невоз- мож- ности устра- нения неисп- рав- ности		Ини- циа- лы, фами- лия испол- ните- ля		Личные подписи
																				испол- ните- ля	прове- ряю- щего
1	2			3	4	5				6				7		8		9		10	11
Дата и время отключения устройства		Дата и время включения устройства			Дата проведения работ по текущему ремонту			Вид ремонта, выполняемые работы							Наименование и количество израсходованных запасных частей, стоимость ремонта				Инициалы, фамилия, должность руководителя работ по ремонту устройства
12		13			14			15							16				17
Журнал пронумерован, прошнурован и скреплен печатью:______листов
должность				личная подпись					инициалы, фамилия

Приложение М (рекомендуемое). Эксплуатационный журнал средств автоматизированной системы управления технологическими процессами

Ю.1 Локализация и ликвидация аварии по заявке «Запах газа в подвале здания»

Ю.1.1 Возможные причины аварии — нарушение целостности подземного газопровода (разрыв стыка или трубы, сквозное коррозионное повреждение стального газопровода и др.), проникновение газа в подвал через грунт или по подземным коммуникациям.

Ю.1.2 Последовательность проведения работ по локализации и ликвидации аварии

Ю.1.2.1 Прием заявки диспетчером и инструктаж заявителя по принятию мер безопасности до прибытия аварийной бригады.

Ю.1.2.2 Регистрация аварийной заявки и доведение содержания заявки до сведения руководителя аварийной бригады.

Ю.1.2.3 Проведение руководителем аварийной бригады краткого инструктажа по выполнению газоопасных работ на аварийном объекте и мерах безопасности, подготовка необходимой исполнительной документации. Выезд аварийной бригады на место аварии не позднее, чем через 5 мин после получения аварийной заявки.

Ю.1.2.4 Расстановка предупредительных знаков на въездах к аварийному объекту и принятие мер по предотвращению возникновения открытого огня и присутствия людей в загазованном помещении и лестничной клетке здания.

Ю.1.2.5 Определение газоанализатором концентрации газа в подвале, лестничной клетке и помещениях первого этажа.

Ю.1.2.6 При концентрации газа в подвале до 1%:- интенсивная вентиляция подвала, лестничной клетки и помещений первого этажа;- организация постоянного контроля над изменением концентрации газа в подвале, лестничной клетке и помещениях первого этажа;- поиск места утечки газа прибором или пенообразующим раствором на наружном газопроводе и внутренних газопроводах в пределах лестничной клетки и в помещениях первого этажа;

— проверка на загазованность подвалов и подъездов соседних зданий.При обнаружении загазованности подъездов и подвалов соседних зданий — принятие вышеуказанных мер безопасности и проверка загазованности подвалов зданий, колодцев коммуникаций и других сооружений на расстоянии 50 м в обе стороны от подземного газопровода в соответствии с планшетом.

Ю.1.2.7 При концентрации газа свыше 1% в подвале здания и/или в подвалах и других сооружениях на расстоянии 50 м в обе стороны от подземного газопровода:- отключение газопроводов сети газопотребления от сети газораспределения (при отключении подачи газа в сети газопотребления предприятий и котельных — с оповещением потребителей газа);

— организация (при необходимости) выезда к месту аварии представителей городских служб согласно плану взаимодействия;- принятие мер по обесточиванию электросети зданий;- определение мест утечки газа на подземных газопроводах прибором, внешним и буровым осмотром;- вскрытие поврежденного участка подземного газопровода;- ликвидация утечки газа (в т.ч. временная).

Ю.1.2.8 Составление акта аварийно-диспетчерского обслуживания и (по прибытии в АДС) оформление и передача в соответствующую службу эксплуатационной организации ремонтной заявки на проведение аварийно-восстановительных работ.

Ю.1.3 Действия диспетчера

Ю.1.3.1 Принимает заявку и инструктирует заявителя о мерах безопасности.

Ю.1.3.2 Регистрирует заявку в журнале.

Ю.1.3.3 Выписывает заявку аварийной бригаде на устранение аварии.

Ю.1.3.4 Знакомит руководителя аварийной бригады с содержанием заявки и схемой отключения газопроводов аварийного объекта (района) от сети газораспределения.

Ю.1.3.5 Подготавливает, совместно с руководителем аварийной бригады, необходимую документацию (планшет, сварочную схему подземного газопровода, исполнительную документацию).

Ю.1.3.6 Обеспечивает выезд аварийной бригады на объект в течение 5 мин на специальном автомобиле АДС, укомплектованном инструментом, материалами, приспособлениями и индивидуальными средствами защиты.

Ю.1.3.7 Поддерживает постоянную связь с аварийной бригадой, уточняет характер аварии.

Ю.1.3.8 Докладывает об аварии руководству эксплуатационной организации.

Ю.1.3.9 Дает указания руководителю аварийной бригады по отключению газопроводов аварийного объекта (района) от сети газораспределения.

Ю.1.3.10 Обеспечивает (при необходимости) выезд к месту аварии представителей городских служб и организаций согласно плану взаимодействия.

Ю.1.3.11 Принимает меры по выделению аварийной бригаде дополнительного рабочего персонала и материально-технических средств.

Ю.1.3.12 Передает телефонограммы руководителям промышленных предприятий и котельных о прекращении подачи газа до ликвидации аварии на газопроводе.

Ю.1.3.13 Обеспечивает прибытие на место аварии персонала производственных служб эксплуатационной организации.

Ю.1.3.14 Получает от руководителя аварийной бригады информацию о ходе работ по ликвидации аварии.

Ю.1.3.15 Оформляет сведения в оперативном журнале об отключении аварийной бригадой газопроводов и пунктов редуцирования газа.

Ю.1.3.16 Направляет на место аварии очередную сменную аварийную бригаду при продолжительности проведения работ по ликвидации и локализации аварии в течение более чем одной смены.

Ю.1.3.17 Регистрирует акт аварийно-диспетчерского обслуживания по прибытии аварийной бригады с места аварии.

Ю.1.3.18 Оформляет ремонтную заявку на выполнение аварийно-восстановительных работ и передает ее в производственную службу эксплуатационной организации.

Ю.1.4 Действия руководителя аварийной бригады

Ю.1.4.1 Получает от диспетчера заявку на устранение аварии, подготавливает необходимую документацию (планшет, схему сварных стыков, исполнительную документацию) и схему отключения газопроводов аварийного объекта (района) от сети газораспределения.

Ю.1.4.2 Проверяет наличие исправного газоанализатора и средств индивидуальной защиты.

Ю.1.4.3 Проводит краткий инструктаж персонала аварийной бригады по выполнению газоопасных работ на аварийном объекте и мерах безопасности, знакомит его с планшетом, схемой отключения объекта (района), выезжает с аварийной бригадой на место аварии.

Ю.1.4.4 По прибытии на место аварии проверяет загазованность подвала здания, указанного в аварийной заявке. Если запах газа не ощущается и загазованность подвала здания не подтверждается показаниями газоанализатора, выясняет у заявителя причину ложной аварийной заявки. При выявлении загазованности — обеспечивает выполнение работы аварийной бригады в соответствии с Ю.1.2.4-Ю.1.2.7.

Ю.1.4.5 Передает диспетчеру информацию о ходе работ по ликвидации аварии.

Ю.1.4.6 Под руководством диспетчера производит отключение газопроводов аварийного объекта (района) от сети газораспределения.

Ю.1.4.7 Запрашивает у диспетчера (при необходимости) дополнительный рабочий персонал и материально-технические средства.

Ю.1.4.8 Вызывает через диспетчера представителей городских служб и организаций, согласно плану взаимодействия, персонал производственных служб эксплуатационной организации.

Ю.1.4.9 Составляет акт аварийно-диспетчерского обслуживания после локализации или ликвидации аварии и (по прибытии с места аварии) передает его диспетчеру.

Ю.1.5 Действия слесаря аварийно-восстановительных работ в газовом хозяйстве

Ю.1.5.1 Уясняет характер аварийной заявки.

Ю.1.5.2 Проверяет средства индивидуальной защиты.

Ю.1.5.3 Выезжает на место аварии в составе аварийной бригады.

Ю.1.5.4 Устанавливает наличие газа с помощью газоанализатора и участвует в поиске места утечки.

Ю.1.5.5 Подготавливает необходимый инструмент, инвентарь и механизмы к работе на месте аварии.

Ю.1.5.6 Выполняет работы в соответствии с Ю.1.2.4-Ю.1.2.7 по указанию руководителя аварийной бригады, докладывает ему об их выполнении.

Ю.1.5.7 Приводит в порядок и укладывает в специальный автомобиль АДС инструмент, инвентарь и средства индивидуальной защиты по окончании работ.

Ю.1.6 Действия водителя-слесаря

Ю.1.6.1 Выезжает с аварийной бригадой на место аварии кратчайшим путем.

Ю.1.6.2 Поддерживает непрерывную связь с диспетчером.

Ю.1.6.3 По прибытии на место ставит оперативную автомашину не ближе 15 м от места расположения загазованного объекта с наветренной стороны в положение, обеспечивающее перекрытие проездов в загазованную зону и возможность наблюдения за перемещением посторонних лиц, в ночное время — освещает фарами загазованную зону и подключает переносное освещение.

Ю.1.6.4 Выполняет работы в соответствии с Ю.1.2.4-Ю.1.2.7 по указанию руководителя аварийной бригады, докладывает ему об их выполнении.

Ю.1.6.5 Доставляет аварийную бригаду с места аварии в АДС.

Ю.2 Локализация и ликвидация аварии по заявке «Запах газа на улице»

Ю.2.1 Возможные причины аварии — разрыв сварного стыка, образование свища в результате коррозии газопровода, негерметичность резьбовых и сварных соединений, оголовков конденсатосборников и другие дефекты.

Ю.2.2 Последовательность проведения работ по локализации и ликвидации аварии

Ю.2.2.1 Прием заявки диспетчером и инструктаж заявителя по принятию мер безопасности до прибытия аварийной бригады.

Ю.2.2.2 Регистрация аварийной заявки и доведение содержания заявки до сведения руководителя аварийной бригады.

Ю.2.2.3 Проведение руководителем аварийной бригады краткого инструктажа по выполнению газоопасных работ на аварийном объекте и мерах безопасности, подготовка необходимой исполнительной документации. Выезд аварийной бригады на место аварии не позднее, чем через 5 мин после получения аварийной заявки.

Ю.2.2.4 Расстановка предупредительных знаков на въездах к загазованной зоне и принятие мер по предотвращению возникновения открытого огня и присутствия людей вблизи аварийного объекта.

Ю.2.2.5 Осмотр трасс подземных (наземных) и надземных газопроводов, находящихся в загазованной зоне.

Ю.2.2.6 Проверка на загазованность подвалов зданий, колодцев коммуникаций и других сооружений, расположенных в радиусе 50 м от загазованной зоны.При обнаружении загазованности подвалов зданий, колодцев коммуникаций и других сооружений с концентрацией газа до 1%:- интенсивная вентиляция подвала, колодца и др.;

— организация постоянного контроля над изменением концентрации газа;- проверка на загазованность подвалов и подъездов соседних зданий.При концентрации газа свыше 1%:- отключение газопроводов сети газопотребления от сети газораспределения (при отключении подачи газа в сети газопотребления предприятий и котельных — с оповещением потребителей газа);

— организация (при необходимости) выезда к месту аварии представителей городских служб, согласно плану взаимодействия;- принятие мер по обесточиванию электросети зданий;- определение мест утечки газа на подземных газопроводах прибором, внешним и буровым осмотром;- вскрытие поврежденного участка подземного газопровода;- ликвидация утечки газа (в т.ч. временная).

Приложение Я (рекомендуемое). Журнал регистрации тренировочных занятий с персоналом аварийно-диспетчерской службы

Приложение Б(рекомендуемое)

Б.1 Форма журнала регистрации газоопасных работ по нарядам-допускам

(наименование эксплуатационной организации)

Срок хранения: постоянно

Журнал регистрации газоопасных работ по нарядам-допускам

Том N______

С N___________ по N___________

Начат__________________20 ____г.

Окончен________________20____г.

Всего листов_____________________

Дата выдачи наряда- допуска

N наряда- допуска

Дата и время начала и окончания работ

Адрес места произ- водства работ

Вид выпол- няемых работ

Инициалы, фамилия, должность, личная подпись лица, выдавшего наряд-допуск

Инициалы, фамилия, должность, личная подпись лица, получившего наряд-допуск

Дата и время возвращения наряда-допуска, отметка о выполнении работ лицом, принявшим наряд-допуск, инициалы, фамилия, личная подпись

1

2

3

4

5

6

7

8

Журнал пронумерован, прошнурован и скреплен печатью:______листов

должность

личная подпись

инициалы, фамилия

Б.2 Форма журнала регистрации газоопасных работ без нарядов-допусков

(наименование эксплуатационной организации)

Срок хранения: 5 лет

Журнал регистрации газоопасных работ без нарядов-допусков

Том N______

С N___________ по N___________

Начат__________________20 ____г.

Окончен________________20____г.

Всего листов_____________________

Дата произ- водства работ

Адрес места произ- водства работ

Вид выпол- няемых работ

Инициалы, фамилия, должность, личная подпись лица, выдавшего задание

Состав бригады (ини- циалы, фамилия)

Личные подписи членов бригады в получении задания

Инициалы, фамилия лица, ответствен- ного за выпол- нение задания

Отметка лица, ответствен- ного за выпол- нение задания, личная подпись

1

2

3

4

5

6

7

8

Журнал пронумерован, прошнурован и скреплен печатью:______листов

должность

личная подпись

инициалы, фамилия

Приложение Я(рекомендуемое)

(наименование эксплуатационной организации)
					Срок хранения: постоянно
Журнал регистрации тренировочных занятий с персоналом аварийно-диспетчерской службы
Том N______ С N___________по N__________ Начат________________20___г. Окончен______________20___г. Всего листов____________________
Дата и время проведения занятия	Тема занятия и место проведения			Инициалы, фамилия, должность, личная подпись лица, проводившего занятие		Инициалы, фамилия, должность, квалификация лиц, участвовавших в занятиях				Содержание занятий и замечания по результатам их проведения
1	2			3		4				5
Журнал пронумерован, прошнурован и скреплен печатью: ______листов
должность			личная подпись						инициалы, фамилия

Приложение К (рекомендуемое). Эксплуатационный журнал установки электрохимической защиты

Приложение Д(рекомендуемое)

(наименование эксплуатационной организации)

Эксплуатационный паспорт установки электрохимической защиты

N_______

Адрес

1 Тип установки защиты (УЗ)

(катодная, дренаж)

2 Дата ввода в эксплуатацию

3 Проектная организация

4 Шифр проекта

5 Марка преобразователя

5.1 Дата выпуска

5.2 Заводской номер

6 Автоматизированная система управления

(марка, изготовитель)

7 Характеристика анодного заземления:

7.1 Тип

(поверхностное, глубинное)

7.2 Анодные заземлители:

— количество

— глубина заложения

— расположение

(горизонтально, вертикально)

— марка электродов

— количество электродов

7.3 Сопротивление растеканию тока, Ом

8 Тип электрода сравнения и датчика коррозии, установленных в контактном устройстве (КУ)

9 Характеристика кабельных линий

Назначение кабеля

Способ прокладки

Марка кабеля

Длина, м

10 Рабочие параметры по результатам пусконаладочных работ:

Ток, А

Напряжение, В

Потенциал на КУ относительно медносульфатного электрода сравнения (МЭС):

минимальный_________В; средний_________В; максимальный_________В.

11 Защищаемые сооружения

Наименование сооружения

Протяженность зоны защиты, м

Потенциал на КУ, В

12 Исключение вредного влияния

Наименование сооружения

Потенциал на КУ при выключенной УЗ, В

Потенциал на КУ при включенной УЗ, В

13 Блоки совместной защиты

(марка, количество)

14 Точка подключения и напряжение источника энергоснабжения

(наименование, адрес)

15 Защитное заземляющее устройство

15.1 Основные характеристики:

материал

(сталь, оцинкованная сталь, медь)

профиль и размеры

(уголок, труба/сечение, диаметр/длина и т.д.)

количество заземлителей

сопротивление растеканию тока, Ом

15.2 Удельное сопротивление грунта, Ом

16 Перечень опорных пунктов

Номер пункта измерения

Вид пункта измерения

Адрес пункта измерения

Ремонтный формуляр

Дата выхода из строя или начала ремонта

Вид ремонта

Дата окончания ремонта

Рабочие параметры после ремонта

Сопротивление растеканию анодного заземления

Исполнитель работ

Примечание

, А

, В

, В, на КУ

Паспорт составил

должность

личная подпись

инициалы, фамилия

«______»_______________20___г.

Приложение К(рекомендуемое)

(наименование эксплуатационной организации)

Эксплуатационный журнал установки электрохимической защиты*

_______________ * Журнал хранится в структурном подразделении службы ЭХЗ эксплуатационной организации.

Адрес:

Дата

Пункт изме- рения

Параметры установки

Потенциал на КУ

Элект- род срав- нения

Пока- зания счетчика времени нара- ботки (СВН)

Пока- зания электри- ческого счетчика

Выпол- ненные работы

Лич- ная под- пись

, A

, В

мини- маль- ный, В

сред- ний, В

макси- маль- ный, В

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

Эксплуатационный журнал установки электрохимической защиты*

_______________ * Журнал заполняется при выполнении работ на УЗ и хранится внутри корпуса преобразователя. Приложение к журналу — план (схема) УЗ: расположение УЗ, КУ и кабельных линий (дренажных и энергоснабжения).

Адрес:

Электроснабжение УЗ осуществляется:

(точка подключения, адрес)

Дата

Пункт изме- рения

Параметры установки

Потенциал на КУ

Элект- род срав- нения

Пока- зания СВН

Показания электри- ческого счетчика

Выпол- ненные работы

Лич- ная под- пись

, A

, В

мини- маль- ный, В

сред- ний, В

макси- маль- ный, В

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

Журнал пронумерован, прошнурован и скреплен печатью:______листов

должность

личная подпись

инициалы, фамилия

Приложение Т(рекомендуемое)

Акт N____ввода в эксплуатацию установки электрохимической защиты

«____»____________20__г.

Мы, нижеподписавшиеся, представитель Заказчика

,

(инициалы, фамилия, должность, наименование организации)

представитель строительно-монтажной организации

,

(инициалы, фамилия, должность, наименование организации)

представитель проектной организации

,

(инициалы, фамилия, должность, наименование организации)

представитель эксплуатационной организации

,

(инициалы, фамилия, должность, наименование организации)

представитель территориального органа исполнительной

власти в области промышленной безопасности

,

(инициалы, фамилия, должность)

ознакомившись с технической документацией, осмотрев все узлы и детали электрозащитной установки,

смонтированной по адресу

,

проверив следующие данные о режиме работы электрозащитной установки по результатам пусконаладочных работ: величина тока (общая)_____А величина тока в перемычках_____А напряжение источника тока______В сопротивление______Ом напряжение на выходе электрозащитного устройства (ЭЗУ)______В

замечания по монтажу и наладке ЭЗУ:

подписали настоящий акт ввода в эксплуатацию установки ЭХЗ. С момента подписания настоящего акта установка ЭХЗ считается находящейся в эксплуатации.

Представитель Заказчика

должность

личная подпись

инициалы, фамилия

М.П.

Представитель ГРО (эксплуатационной организации)

должность

личная подпись

инициалы, фамилия

М.П.

Представитель строительно-монтажной организации

должность

личная подпись

инициалы, фамилия

М.П.

Представитель проектной организации

должность

личная подпись

инициалы, фамилия

М.П.

Приложение Э (рекомендуемое). Журнал аварийных заявок

Приложение И(рекомендуемое)

(наименование эксплуатационной организации)

Срок хранения: 5 лет

Эксплуатационный журнал газопроводов по маршруту N____

Начат_________________20__г.

Окончен_______________20__г.

Дата прове- дения про- верки сос- тояния охран- ных зон, техни- ческого осмотра

Ини- циалы, фамилия слесаря по эксплуа- тации и ремонту газопро- водов

Выявлена загазованность, шт.

Выявлено утечек газа из разъемных соединений технических устройств (обозначение технических устройств по маршрутной карте)

Описание выявленных нарушений условий безопасной эксплуатации газопроводов

Личная подпись слесаря по эксплу- атации и ремонту газо- проводов

под- валов

колодцев

прочих сору- жений

прове- рено, шт.

выяв- лено уте- чек, шт.

газо- вых

прочих ком- муни- каций

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Дата проведения технического обслуживания, текущего ремонта

Характеристика газопровода

Выполненные работы по техническому обслуживанию, текущему ремонту

Инициалы, фамилия, должность, личная подпись ответственного исполнителя

место проведения работ, ПК

подземный (полиэтилен, сталь), надземный

1

2

3

4

5

Журнал пронумерован, прошнурован и скреплен печатью:______листов

должность

личная подпись

инициалы, фамилия

(наименование эксплуатационной организации)

Эксплуатационный журнал пункта редуцирования газа Адрес, N

Начат____________20__г.

Окончен______________20__г.

Дата прове- дения техни- ческого осмотра

Давле- ние газа на входе, МПа

Давле- ние газа на выходе, МПа

Пере- пад давле- ния газа на фильт- ре, кПа

Темпе- ратура воздуха в поме- щении, °С

Сос- тояние газопро- водов обвязки и техни- ческих уст- ройств

Выяв- лены утечки из разъем- ных соеди- нений (да/нет, коли- чество)

Сос- тояние средств изме- рений, целост- ность пломб

Сос- тояние систем инже- нерно- техни- ческого обеспе- чения

Ини- циалы, фамилия, личная подпись слесаря

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Дата проведения технического обслуживания, текущего, капитального ремонта, оценки технического состояния, диагностирования

Описание выполненных работ, параметры настройки оборудования, результаты оценки технического состояния, диагностирования

Инициалы, фамилия, должность, личная подпись руководителя работ

1

2

3

Журнал пронумерован, прошнурован и скреплен печатью:______листов

должность

личная подпись

инициалы, фамилия

Приложение Э(рекомендуемое)

(наименование эксплуатационной организации)

Срок хранения: 5 лет

Журнал аварийных заявок

Том N_________________ С N______ по N_______ Начат_________20__г. Окончен_______20__г. Всего листов__________

Дата поступления заявки

Адрес и ини- циалы, фами- лия заяви- теля, N теле- фона

Содер- жание заявки

Исполнитель заявки

Харак- тер ава- рии

Запись о выпол- ненных рабо- тах, N акта

Заявки (работы), переданные в другие службы

Личная подпись

Дата и время испол- нения работ

Личная подпись дежур- ного о закры- тии заявки

Число, месяц

Часы, минуты

Ини- циа- лы, фами- лия

Вре- мя полу- чения заяв- ки

Лич- ная под- пись

Вре- мя выез- да

Время при- бытия на место

Дата и время испол- нения заявки

Дата и время пере- дачи

Наиме- нование службы

Ини- циалы, фами- лия приняв- шего заявку

Примечание — Нумерацию (порядковый номер) заявок проводить с начала года.

Журнал пронумерован, прошнурован и скреплен печатью:______листов

должность

личная подпись

инициалы, фамилия

Приложение 1(рекомендуемое)

(наименование эксплуатационной организации)
						Срок хранения: 5 лет
Начат________________20___г. Окончен______________20___г.
Оперативный журнал аварийно-диспетчерской службы
Дата и время	N аварийной заявки	Содержание заявки			Сведения об отключении газопровода, пункта редуцирования газа				Личные подписи о сдаче и приемке смены		Замечания
1	2	3			4				5		6
Журнал пронумерован, прошнурован и скреплен печатью: ______листов
должность				личная подпись				инициалы, фамилия