Проведение инструктажа касательно правил безопасного пользования 4 страница

Проектная документация на производство ремонтных работ линейной части участка магистрального трубопровода разрабатывается и согласовывается не позднее, чем за два месяца до начала основных работ. Для качественного составления проектной документации необходим следующий примерный перечень исходных материалов: перспективный план капитального ремонта линейной части трубопровода (по участкам); наполнительные чертежи на сооружение трубопровода; квартальные и годовые отчеты о состоянии эксплуатируемого трубопровода; профиль трассы трубопровода с нанесенными на нем изменениями и пересечениями любого рода, осуществленными за время его эксплуатации; календарный сроккапитального ремонта линейной части магистрального трубопровода на каждый год; дефектная ведомость и смета на участки трубопровода, подлежащие капитальному ремонту; акт обследования технического состояния трубопровода (данные статистического учета повреждений и данные коррозионного состояния трубопровода); рекомендации, технологические правила и инструкции на производство капитального ремонта линейной части магистрального трубопровода, разработанные научно-исследовательскими организациями соответствующих министерств и ведомств; типовые схемы производства работ на малые переходы через балки, болота, железные и автомобильные дороги (для неспециализированных организаций), которые могут найти применение; специальные материалы и документы, соответствующие главы и разделы строительных норм и правил, положения о проведении планово-предупредительного ремонта сооружений; материалы по технике безопасности, охране труда и пожарной безопасности производства капитального ремонта магистральных трубопроводов.

Проектная документация на производство ремонтных работ линейной части участка магистрального трубопровода разрабатывается и согласовывается не позднее, чем за два месяца до начала основных работ. Для качественного составления проектной документации необходим следующий примерный перечень исходных материалов: перспективный план капитального ремонта линейной части трубопровода (по участкам); наполнительные чертежи на сооружение трубопровода; квартальные и годовые отчеты о состоянии эксплуатируемого трубопровода; профиль трассы трубопровода с нанесенными на нем изменениями и пересечениями любого рода, осуществленными за время его эксплуатации; календарный срок капитального ремонта линейной части магистрального трубопровода на каждый год; дефектная ведомость и смета на участки трубопровода, подлежащие капитальному ремонту; акт обследования технического состояния трубопровода (данные статистического учета повреждений и данные коррозионного состояния трубопровода); рекомендации, технологические правила и инструкции на производствокапитального ремонта линейной части магистрального трубопровода, разработанные научно-исследовательскими организациями соответствующих министерств и ведомств; типовые схемы производства работ на малые переходы через балки, болота, железные и автомобильные дороги (для неспециализированных организаций), которые могут найти применение; специальные материалы и документы, соответствующие главы и разделы строительных норм и правил, положения о проведении планово-предупредительного ремонта сооружений; материалы по технике безопасности, охране труда и пожарной безопасности производства капитального ремонта магистральных трубопроводов.

Таким образом, стратегиякапитального ремонта линейной части магистрального трубопровода сводится к составлению плана - графика вывода в капитальный ремонт каждого объекта. График считается составленным, если для каждого объекта линейной части указан календарный момент времени начала капитального ремонта. Естественно, что составленный план-график должен обеспечивать наименьшие народно-хозяйственные потери при эксплуатации трубопровода.

График капитального ремонта линейной части магистрального трубопровода является основным руководящим документом, обязательным для всех исполнителей капитальных ремонтных работ. График также является основным документом для контроля и управления ходом капитального ремонта трубопровода. График составляется на основании перспективного планакапитального ремонта линейной части магистрального трубопровода, изучения материалов о техническом состоянии трубопровода, изучения наполнительных чертежей, актов приемки отдельных видов работ, а также документов согласования сроков ведения капитального ремонта на участке трубопровода. График составляется на весь ремонтный сезон с учетом климатических, гидрогеологических условий и особенностей эксплуатации каждого трубопровода, а также в соответствии с принятой технологической последовательностью производства отдельных видов работ, s Трафик капитального ремонта на каждый ремонтируемый участок составляется отдельно, с учетом выполнения максимального объема ремонтных работ за ремонтный сезон. Для выполнения этого условия нежелательны ремонт малых участков трубопровода и частая перебазировка комплексных участков. Кроме того, нужно учесть, что своевременная замена изоляционного покрытия на трубопроводе гораздо дешевле и выгоднее, чем замена самой трубы на этом участке, поэтому замену изоляции производят на большой протяженности. В графике приводятся как данные, необходимые для выполнения всех видов работ по ремонту линейной части трубопровода, так и данные, необходимые для выполнения отдельных видов работ. На основании анализа показателей рабочего графика (табл. 1.2) выявляются те работы, на которые нужно обратить особое внимание для своевременной сдачи участка ремонтируемого трубопровода. График составляется с разбивкой по месяцам для каждого ремонтного участка с указанием плановых и фактических сроков выполнения основных видов работ - от подготовительных до засыпки трубопровода с образованием валика. Ремонт переходов на графике обычно отражают датами начала и окончания работ, имея в виду, что к подходу основной колонны работы на переходах должны быть выполнены.

 

Технологическая схема капитального ремонта с заменой изоляционного покрытияс подъемом трубопровода и укладкой его на бровке траншеи:

1 -прибор для уточнения положения трубопровода; 2 - бульдозер; 3 - вскрышной или одноковшовый экскаватор; 4 - передвижная дефектоскопическая лаборатория; 5 -очистная машина; 6 - трубоукладчик; 7 - троллейная подвеска; 8 – передвижная электростанция; 9 - емкость для грунтовки; 10 - грунтовочная машина; 11 -изоляционная машина; 12 - прибор для контроля качества изоляционного покрытия;13 - ремонтируемый трубопровод

 

Магистральные газопроводы, эксплуатируемые в течение длительного времени, характеризуются высокой степенью физического износа. Совокупная потребность газотранспортных обществ ОАО «Газпром» в ремонте оборудования, как правило, превышает возможности финансирования ремонтных мероприятий. В этих условиях важное значение приобретает возможность обоснованной расстановки приоритетов при выполнении мероприятий по обеспечению надежности, разработанных на основе диагностики фактического состояния оборудования. В данной статье рассмотрены подходы ООО «Газпром трансгаз Сургут» к проведению диагностических работ и выбору методов капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов (ЛЧМГ).
ООО «Газпром трансгаз Сургут» осуществляет свою деятельность на территории Ямало-Ненецкого, Ханты-Мансийского автономных округов и Тюменской обл., эксплуатируя 6 471,029 км газопроводов в однониточном исчислении, в том числе магистральных газопроводов – 4213, 3 км.

Рис. 1. Распределение МГ по возрастной структуре

Основными газопроводами, эксплуатируемыми в границах ООО «Газпром трансгаз Сургут», являются:

• МГ Комсомольское – Сургут – Челябинск;

• МГ Уренгой – Челябинск;

• МГ Заполярное – Уренгой (1–5-я нитки);

• МГ СРТО – Омск.

Более 65 % трассы газопроводов проложено по болотам, обводненным участкам, включающим множество малых водотоков, рек, ручьев и озерно-болотных комплексов. Этот факт предъявляет особые требования к организации эксплуатации и капитального ремонта (КР) ЛЧМГ.
Распределение газопроводов по возрастной структуре приведено на рис. 1.
Общая протяженность газопроводов, эксплуатируемых ООО «Газпром трансгаз Сургут», возрастает от года к году. В 2007–2011 гг. их общая протяженность увеличилась на 232 км.
Газотранспортная система ООО «Газпром трансгаз Сургут» работает в напряженном режиме транспортировки газа, загрузка в зимний период (октябрь – март) достигает более 100 % по отношению к проектной загрузке (рис. 2).

 

Рис. 2. Загрузка МГ (в %) по отношению к проектной в зимнее время

Основные виды диагностики линейной части магистральных газопроводов, применяемые ООО «Газпром трансгаз Сургут» в соответствии со СТО Газпром 2–2.3–095–2007, включают: внутритрубную дефектоскопию (ВТД) магистральных газопроводов и подводных переходов; комплексную оценку и прогноз технического состояния газопроводов, обследование газопроводов-отводов, подводных и воздушных переходов, а также переходов под авто- и железными дорогами; мониторинг русловых процессов; техническую инспекцию и диагностику газораспределительных станций; электрометрические обследования газопроводов и пр.
В соответствии с нормативными требованиями ВТД участков линейной части магистральных газопроводов проводится не реже 1 раза в пять лет. Протяженность участков, обследованных при проведении ВТД за 2007–2011 гг., приведена на рис. 3. За рассматриваемый период проведена диагностика всех участков ЛЧ, технически готовых к проведению ВТД. Снижение объемов ВТД в 2011 г. объясняется тем, что лимиты, выделенные на диагностику газопроводов, были распределены на другие виды обследования, а именно – обследование газопроводов-отводов, технологических перемычек, подводных переходов и т. д., при этом общий лимит средств остался неизменным.
Распределение выявленных дефектов типа коррозионного растрескивания под напряжением (КРН) приведено на рис. 4. Сравнительно небольшое число дефектов КРН, выявленных в 2008–2009 гг., объясняется тем, что в данный период проводилось ВТД на участках, не подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением (северное плечо ЛЧ ООО «Газпром трансгаз Сургут» – КС-00 Ново-Уренгойская – КС-2 Ортьягунская), а также по МГ СРТО – Омск, период эксплуатации которого 23 года.
Следует отметить, что все выявленные дефекты КРН устраняются ООО «Газпром трансгаз Сургут» в оперативном порядке.
Анализ аварийности на газопроводах, эксплуатируемых Обществом, показывает, что начиная с 1995 г. основной причиной аварий на ЛЧМГ являются дефекты КРН. Участки, подверженные КРН, – центральная и южная часть трассы ЛЧМГ ООО «Газпром трансгаз Сургут», от КС-3 Аганская до КС-11 Богандинская.
С учетом большого числа опасных дефектов, таких как язвенная коррозия и КРН, в ООО «Газпром трансгаз Сургут» был разработан Регламент по обследованию магистральных газопроводов и газопроводов-отводов с дефектами, выявленными при внутритрубной дефектоскопии. Регламент предусматривает следующий порядок действий специалистов Общества:
1) при получении предварительного отчета ВТД специалистами инженерно-технического центра (ИТЦ) Общества отбираются наиболее опасные дефекты для проведения первоочередного обследования в шурфах;
2) специалистами ЛПУ и ИТЦ с участием представителей специализированной организации, проводившей ВТД, выполняются обследования в шурфах;

3) на основании данных обследований в шурфах специализированная организация выдает уточненный полный отчет ВТД, на основании которого, в свою очередь, осуществляется планирование ремонтных работ.

Рис.3. Протяженность участков (в км), обследованных Рис.4. Число обнаруженных дефектов КРН при проведении ВТД в 2007–2011 гг.

В настоящее время объемы финансирования, выделяемые ООО «Газпром трансгаз Сургут» на проведение ВТД, достаточны для проведения обследований с периодичностью 1 раз в пять лет. Согласно требованиям нормативной документации на участках, подверженных КРН, необходимо сократить периодичность проведения ВТД минимум до трех лет.
С учетом опыта проведения ВТД с 2000 по 2011 г. с последующей организацией работ по устранению дефектов можно сделать вывод о том, что при проведении ВТД с периодичностью 1 раз в три года вероятность возникновения аварий на ЛЧМГ будет сведена к минимуму. Авторы считают целесообразным для обеспечения безаварийной работы и поддержания необходимого уровня надежности ЛЧМГ на газопроводах, технически готовых к проведению ВТД, при наличии на них стресс-коррозионных дефектов, а также выявленных значимых коррозионных повреждений сократить периодичность проведения ВТД до трех лет.
При сравнительно небольшом увеличении затрат на осуществление ВТД относительно общего объема средств на капитальный ремонт основных фондов финансирование диагностики МГ 1 раз в три года может быть реализовано перераспределением средств между другими видами и объектами капитального ремонта, технического обслуживания и диагностики.
Планирование ремонтных работ на участках ЛЧМГ ООО «Газпром трансгаз Сургут» осуществляется по результатам определения показателя технического состояния участков Р_ВТД. На основании расчета Р_ВТД выполняется ранжирование участков по техническому состоянию, и в ремонт выводятся наиболее опасные участки. Как показывают расчеты, наиболее высоким показателем Р_ВТД обладают участки трассы от выхода КС-3 Аганская до входа КС-10 Ярковская, на которых в основном и производятся ремонтные работы.
За период 2008–2012 гг. распределение объемов средств на капитальный ремонт ЛЧМГ ООО «Газпром трансгаз Сургут» следующее:
• замена участков с дефектными трубами – 56 %;
• переизоляция газопроводов – 26 %;
• ремонт дефектов по результатам ВТД – 5 %;
• капитальный ремонт подводных переходов – 5 %;
• капитальный ремонт ГРС – 2 %;
• прочие работы – 6 %.

 

Рис. 5. Объем КР МГ по годам

До 2004 г. ремонт МГ ООО «Газпром трансгаз Сургут» выполнялся выборочно. Устранялись только наиболее опасные стресс-коррозионные и коррозионные дефекты, которые влияли на ограничение рабочего давления. С 2004 г. наряду с выборочным ремонтом выполняется переизоляция участков МГ в соответствии с Программой по ремонту изоляционных покрытий магистральных газопроводов ОАО «Газпром» на 2004–2010 гг., а также в соответствии с Программой комплексного капитального ремонта ЛЧМГ ОАО «Газпром» на 2011–2015 гг. Объем выполненных ремонтных работ КР ЛЧМГ, в том числе участков с заменой труб, приведен на рис. 5.
Снижение физических объемов ремонта в 2011 г. объясняется уменьшением объема средств, выделяемых ООО «Газпром трансгаз Сургут» на проведение КР ЛЧ, а также увеличением стоимости материалов, в том числе трубы, пригрузов и т. д.
В настоящее время для ремонта МГ ООО «Газпром трансгаз Сургут» применяются три основных метода:
• выборочный ремонт участков МГ с вырезкой опасных дефектов или установкой муфт;
• переизоляция участков МГ с вырезкой опасных дефектов и заменой дефектных труб;
• замена труб на участке МГ.
Для всех представленных методов ремонта необходимо отметить следующее: участки выводились в ремонт по согласованию с Центральным производственно-диспетчерским департаментом (ЦПДД), учитывая напряженный режим транспортировки газа с начала марта до наступления весеннего паводка (т. е. до середины апреля).
Рассмотрим преимущества и недостатки методов ремонта, применяемых на МГ ООО «Газпром трансгаз Сургут».
Недостатком выборочного ремонта магистрального газопровода является то, что, устраняя опасные дефекты, на определенный срок мы оставляем менее опасные, которые в конечном счете необходимо ликвидировать в связи с их продолжающимся ростом. При этом повторно возникают затраты на восстановление вдольтрассовых проездов и монтажных площадок.
Относительно метода выборочного ремонта дефектов с установкой ремонтно-стеклопластиковых муфт (РСМ) необходимо отметить следующее.
Согласно СТО Газпром 2-3.5-454–2010 «Правила эксплуатации магистральных газопроводов», раздел 16.1.9 «Порядок организации и проведения работ повышенной опасности»:
• при наличии (по результатам ВТД) несквозных коррозионных или других повреждений тела трубы (гофры, механические повреждения и т. п.) глубиной до 30 % от толщины стенки трубы давление в газопроводе снижают не менее чем на 30 % от разрешенного рабочего давления на этом участке, вскрытие шурфа выполняют только вручную (п. 16.1.9.25);
• при наличии (по результатам ВТД) трещиноподобных дефектов, несквозных коррозионных или других повреждений тела трубы (гофры, механические повреждения и т. п.) глубиной свыше 30 % от толщины стенки трубы давление снижают до атмосферного (п. 16.1.9.26).
В то же время согласно СТО Газпром 2-2.3-335–2009 «Инструкция по ремонту дефектных участков трубопроводов стеклопластиковыми муфтами с резьбовой затяжкой», внутреннее давление среды в трубопроводе при установке РСМ – от атмосферного до рабочего (п. 5.1).
В связи с вышеизложенным необходимо отметить следующее: выборочный ремонт методом установки РСМ актуален для ремонтных работ, проводимых без стравливания газа. В случае снижения давления в газопроводе до атмосферного целесообразнее вырезать опасные дефекты. А так как для выборочного ремонта дефектов методом установки РСМ, как правило, выбираются одиночные дефекты небольшой протяженности и глубиной более 30 % от толщины стенки трубы, необходимо пересмотреть требования НТД, иначе ремонт методом установки РСМ теряет смысл. Второй метод – переизоляции – позволяет устранить все выявленные дефекты по результатам ВТД, однако для его реализации необходимо выводить участок магистрального газопровода между линейными кранами в ремонт на достаточно длительный период.
По расчетам, выполненным в 2007 г. ООО «Газпром ВНИИГАЗ», с учетом числа дефектов, выявленных при ВТД, необходимое время для переизоляции участка длиной 25–30 км составляет от 86 до 95 дней.
Расчет времени на переизоляцию выполнен при условии работы на участке двух изолировочных комплексов. При увеличении числа комплексов на участке МГ будет нарушена технология производства работ из-за стесненных условий и болотистой местности.
Второй существенный недостаток метода переизоляции – большой процент отбраковки труб по данным наружного обследования по дефектам, не выявленным ВТД.
Следует отметить, что участки были выведены в капитальный ремонт методом переизоляции. По результатам отбраковки (множественные дефекты КРН, не обнаруженные при проведении ВТД), а также ввиду ограниченного периода времени, когда возможно проведение КР, было принято решение о полной замене дефектных труб.
Необходимо отметить, что на всех вышеперечисленных участках в ходе проведения капитального ремонта методом переизоляции было вырезано практически 100 % кольцевых сварных стыков. В этом случае трудозатраты на сварочно-монтажные работы при капитальном ремонте методом переизоляции превышают трудозатраты на ремонт методом замены трубы ввиду большого объема работ по подготовке кромок сварных соединений.
Исходя из вышеизложенного, можно сделать вывод: капитальный ремонт методом переизоляции наиболее эффективен на участках ЛЧМГ ООО «Газпром трансгаз Сургут», не подверженных КРН, а именно «северное» плечо трассы – КС-00 Ново-Уренгойская – КС-2 Ортьягунская.
Третий метод – полная замена труб на участке. Это наиболее затратный метод с точки зрения экономики, но наиболее эффективный с точки зрения повышения надежности и минимального времени на остановку газопровода от 3 до 5 суток в зависимости от участка (необходимо только для подключения заменяемого участка).
Отметим особенности проведения ремонтных работ на МГ ООО «Газпром трансгаз Сургут»:
• напряженный режим транспортировки газа в зимнее время;
• ограничение времени на проведение ремонта (начало – март, конец – наступление весеннего паводка);
• заболоченность и обводненность участков магистрального газопровода, выводимых в ремонт;
• возможность проведения работ только в зимний период после намораживания вдольтрассового проезда (до начала весеннего паводка).
С учетом факторов, определяющих методы ремонта и периодичность диагностики ЛЧМГ ООО «Газпром трансгаз Сургут», авторы считают целесообразным:
1) увеличить объемы средств, выделяемых на диагностику газопроводов, с учетом проведения ВТД с периодичностью 1 раз в три года, на всех участках ЛЧМГ ООО «Газпром трансгаз Сургут»;
2) основным методом капитального ремонта ЛЧМГ ООО «Газпром трансгаз Сургут» необходимо определить замену труб с повторным использованием демонтированных и отбракованных труб;
3) пересмотреть требования НТД к ремонтным работам, выполняемым без стравливания газа, иначе ремонт методом установки РСМ теряет смысл;
4) в Регламенте технического обслуживания и ремонта объектов ОАО «Газпром» (утвержден Приказом от 10 октября 2008 г. № 251) не отражены порядок и сроки проведения конкурентных закупок. Для своевременного выполнения Комплексной программы капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов ОАО «Газпром» на 2011–2015 гг. (и последующих программ) необходимо актуализировать действующий регламент:
установить сроки проведения конкурсных процедур по выбору подрядчика на производство работ по капитальному ремонту объектов магистральных газопроводов до 1 сентября года, предшествующего планируемому;
выбирать одного подрядчика на весь период проведения комплекса работ по капитальному ремонту объектов ЛЧМГ.

Основанием для планирования капитального ремонта участков ЛЧ МГ являются результаты анализа данных комплексного обследования технического состояния газопровода [4]. Согласно [8] измерителем объема работ является 1 км газопровода. На сегодняшний день типичной ситуацией является продление сроков капитального ремонта. На примере графика выполнения работ капитального ремонта можно сделать предположение о факторах, влияющих на отклонение фактического выполнения работ от планового (рис.1).

Рис.1. График суточной выработки на одном из объектов КР

Причинами этого могут являться: уточнение объемов работ по ремонту после вскрытия и очистки трубы; сбои производства работ по организационным причинам, а также по причинам отсутствия техники либо низкого уровня ее технической готовности.

Существующие научные исследования были направлены на обоснование необходимости производства работ с учетом технических и эксплуатационных характеристик транспортно-технологических машин и механизмов, применяемых в техническом комплексе [3, 6], и вопросы определения продолжительности ремонта конкретного объекта, с учетом сложных природно-климатических и других условий трассы ремонтируемого газопровода [9]. Также в работах [1] были изучены особенности использования машин при ремонтах нефтепроводов.

Одним из значимых факторов, влияющих на вероятность увеличения объемов работ по КР, является возраст трубопровода.

Пример графической зависимости удельного показателя интенсивности отказов от возраста газопровода, полученный в работе [2], изображен на рис.2. На нем видно, что после 9–10 лет эксплуатации интенсивность отказов непрерывно растет. Единственным способом поддержания работоспособности газопроводов является своевременное выполнение ремонтных работ.

Рис. 2. Зависимость удельного показателя интенсивности отказов от возраста газопровода

На проводимых отраслевых совещаниях ОАО «Газпром» [9], а также в работе [4] отмечается увеличение годовых объемов КР ЛЧ МГ, что приводит к увеличению потребности в технике. Также в новых экономических и политических условиях [10] увеличивается актуальность вопроса определения структуры парка, что связано с импортозамещением и изменением модельного ряда техники.

Еще одним фактором, влияющим на вероятность увеличения объемов работ по КР, является метод ремонта МГ и распределение ремонтов в течение года. В соответствии с классификацией основных методов капитального ремонта [7] рассмотрим 3 метода: ремонт подводных переходов (ПП), сплошная переизоляция с частичной заменой труб (ИП), выборочный ремонт локальных участков газопровода по данным диагно­стики, объединенный на гистограммах с заменой участка газопровода на участок из новых труб с демонтажем старого и обозначенный как (КРт). Каждый КР ЛЧ МГ должен выполняться в соответствии с планируемыми сроками, однако зачастую наблюдается продление производства работ. На рисунке представлена доля ремонтов, выполненных в срок (рис.3а), и ремонтов, на которых наблюдалось продление сроков работ (рис.3б).

а) б)

Рис.3. Выполнение капитальных ремонтов по месяцам:

а) Количество КР, ИП, ПП в срок; б) Количество КР, ИП, ПП, которые продлевались

Проведенный анализ всех работ по капитальному ремонту газопроводов показал, что в плановый срок были завершены лишь 69 % объектов, оставшиеся 31 % продлевались.

Распределение продлений КР ЛЧ МГ отображает диаграмма (рис. 4), на которой видно, что и в количестве продлений работ преобладает ремонт методом переизоляции с частичной заменой труб, продлевается 37 % работ, выполняемых данным методом.

Рис.4. Продление выполнения КР ЛЧ МГ по методам производства работ

Существенным фактором, влияющим на структуру парка, является уровень развития транспортной инфраструктуры района пролегания газопровода. На рис. 5 показаны 4 района УрФО, условия пролегания газопроводов в которых существенно отличаются друг от друга. Цифровое обозначение регионов соответствует движению с юга на север. Видно, что количество КР, выполненных в соответствии с проектом, значительно преобладает в самом южном районе (№ 1), при этом изменение сроков по причине недостаточного количества техники является минимальным. Объясняется это тем, что данный район обладает наиболее развитой дорожной и транспортной инфраструктурами. Таким образом, при движении в сторону северных регионов возникает все больше проблем с доставкой, обслуживанием и ремонтом автомобильной техники.

Рис. 5. Выполнение КР ЛЧ МГ, разбивка по 4 территориальным регионам

 

Дата 02.03.2016г.

№ урока 95

1. Раздел: Участие в оформлении документов по эксплуатации.

2. Содержание занятия: Оформление технической документации при вводе в эксплуатацию объектов газового хозяйства..

3. Задание: Оформить документ при вводе в эксплуатацию объектов газового хозяйства..

4. Выполнение задания:

Системы газоснабжения, газопроводы и ГРП, газопотребляющие агрегаты по окончании монтажа или капитального ремонта должны приниматься комиссией, назначаемой приказом эксплуатационной организации и заказчика. В состав комиссии включаются представители заказчика, эксплуатационной организации, подрядчика. Представители Госгортехнадзора включаются в состав приемочных комиссий при приемке подконтрольных ему объектов.

Подрядчик представляет приемочной комиссии в одном экземпляре следующую документацию:

перечень организаций, участвующих в производстве строительно-монтажных работ, с указанием видов выполненных ими работ и фамилий специалистов, непосредственно отвечающих за их выполнение:

комплект рабочих чертежей на строительство предъявляемого объекта, разработанных проектными организациями. На чертежах должны быть надписи о соответствии произведенных в натуре работ этим чертежам или внесенным в них изменениям. Надписи выполняют лица, ответственные за производство строительно-монтажных работ. Указанный комплект рабочих чертежей является исполнительной документацией;

сертификаты, технические паспорта или другие документы, удостоверяющие качество материалов, оборудования и деталей, применяемых при производстве строительно-монтажных работ;

строительный паспорт (по форме СНиП 3.05.02-88);заключение о качестве сварных стыков (протоколы испытаний по форме СНиП 3.05.02-88);

журнал производства работ (для подземных газопроводов и резервуарных установок сжиженных углеводородных газов);

акты о выполнении уплотнения (герметизации) вводов и выпусков инженерных коммуникаций в местах прохода их через подземную часть наружных стен зданий в соответствии с рабочим проектом.

Приемка в эксплуатацию объектов систем газоснабжения оформляется актом приемки, который является основанием для присоединения объекта к действующей системе газоснабжения, ввода его в эксплуатацию и принятия на контроль местными органами Госгортехнадзора.