На главную
На главную

ВРД 39-1.10-006-2000 «Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов»

Обозначение: ВРД 39-1.10-006-2000
Название рус.: Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов
Статус: не действующий
Заменяет собой: «Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов» (издание 1989 г)
Дата актуализации текста: 01.10.2008
Дата добавления в базу: 01.02.2009
Дата введения в действие: 01.03.2000
Разработан: ВНИИгаз 142717, Московская обл. п. Развилка, ВНИИГАЗ
Утвержден: ОАО "Газпром" (15.02.2000)
Опубликован: ИРЦ Газпром № 2000

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО"ГАЗПРОМ

ВЕДОМСТВЕННЫЙ РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

ПРАВИЛА
ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

ВРД39-1.10-006-2000

МОСКВА 2000

Система нормативных документов в газовойпромышленности

ВЕДОМСТВЕННЫЙ РУКОВОДЯЩИЙДОКУМЕНТ

ПРАВИЛА
ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

ВРД 39-1.10-006-2000

ОАО «ГАЗПРОМ»

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

Москва 2000

ПРЕДИСЛОВИЕ

РАЗРАБОТАН                    Обществомс ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институтприродных газов и газовых технологий - ВНИИгаз"

СОГЛАСОВАН                  Управлениемпо надзору в нефтяной и газовой промышленности Госгортехнадзора России от11.05.99 г. Управлением науки, новой техники и экологии ОАО"Газпром", Управлением по транспортировке газа и газового конденсатаОАО "Газпром", Управлением по подземному хранению газов и жидкихуглеродов ОАО "Газпром", Управлением газового надзора ОАО"Газпром" от 15.05.98г.

ВНЕСЕН                              Управлениемнауки, новой техники и экологии ОАО "Газпром"

УТВЕРЖДЕН                      ПредседателемПравления ОАО "Газпром" Р.И. Вяхиревым 9.12.1999 г.

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

ВВОДИТСЯ ВЗАМЕН       Правилтехнической эксплуатации магистральных газопроводов издания 1989 г.

ИЗДАН                                Обществомс ограниченной ответственностью "Информационно-рекламный центр газовойпромышленности"

СОДЕРЖАНИЕ

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ.. 3

1.1. Общие требования. 3

1.2. Техническая подготовка персонала. 5

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

1.4. Приемка в эксплуатацию сооружений и оборудования. 8

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

2. ОБЪЕКТЫ ОБЩЕГО НАЗНАЧЕНИЯ.. 12

2.1. Территория, здания и сооружения. 12

2.2. Газопроводы.. 14

2.3. Трубопроводная арматура. 15

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

2.5. Обеспечение охраны объектов и сооружений. 18

3. ЛИНЕЙНАЯ ЧАСТЬ. 19

3.1. Общие требования. 19

3.2. Оформление линейной части. 20

3.3. Организация эксплуатации. 22

3.4. Техническое обслуживание и ремонт. 23

3.5. Транспортные технические средства. 29

3.6. Аварийный запас. 29

3.7. Техническая документация. 30

3.8. Техническая диагностика газопроводов. 31

4. КОМПРЕССОРНЫЕ СТАНЦИИ.. 33

4.1. Общие требования. 33

4.2. Организация эксплуатации. 34

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

4.4. Компрессорный цех. 36

4.5. Станции охлаждения природного газа. 40

4.6. Установка очистки газа. 42

4.7. Установка воздушного охлаждения газа. 43

4.8. Системы топливного, пускового и импульсного газа. 43

4.9. Маслоснабжение. 44

4.10. Техническая документация. 44

4.11. Техническая диагностика. 45

5. ПОДЗЕМНЫЕ ХРАНИЛИЩА ГАЗА.. 46

5.7. Общие требования. 46

5.2. Организация эксплуатации. 47

5.3. Техническое обслуживание и ремонт. 48

5.4. Техническая документация. 49

6. ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ СТАНЦИИ.. 50

6.1. Общие требования. 50

6.2. Организация эксплуатации. 51

6.3. Техническое обслуживание и ремонт. 54

6.4. Техническая документация. 55

7. ЭЛЕКТРОУСТАНОВКИ.. 56

7.1. Общие требования. 56

7.2. Организация эксплуатации электроустановок. 57

7.3. Техническая документация. 61

8. ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ.. 62

8.1. Общие требования. 62

8.2. Организация эксплуатации. 63

8.3. Техническое обслуживание и ремонт. 63

8.4. Техническая документация. 66

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

9.1. Общие требования. 67

9.2. Организация эксплуатации. 72

9.3 Техническое обслуживание и ремонт. 75

9.4. Метрологическое обеспечение. 78

9.5. Технологическая связь. 80

9.6. Газоизмерительные станции. 82

9.7. Телемеханика. 83

9.8. Техническая документация. 85

10. ОПЕРАТИВНО-ДИСПЕТЧЕРСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ. 86

10.1. Диспетчерская служба. 86

10.2. Режим работы магистральных газопроводов. 88

10.3. Организация работ по ликвидации аварий. 89

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

10.5. Оперативная документация. 92

11. ЗАЩИТА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ... 92

11.1. Общие требования. 92

11.2. Охрана атмосферного воздуха. 94

11.3. Охрана поверхностных и подземных вод. 97

11.4. Охрана почв, недр. 99

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

11.6. Защита от шума. 102

11.7. Мероприятия по сохранению растительности и животного мира. 102

11.8. Техническая документация. 103

Приложение 1 Перечень действующих нормативных документов. 104

Приложение 2 Принятые сокращения. 110

Приложение 3 Нумерация технологической арматуры на компрессорных станциях. 111

Приложение 4 Нумерация технологической арматуры на линейной части. 112

Приложение 5 Формуляр Подтверждения величины разрешенного рабочего давления. 112

Приложение 6 Формуляр Подтверждения величины разрешенного рабочего давления. 113

Приложение 7 Формуляр Подтверждения величины разрешенного рабочего давления. 113

Приложение 8 Знак "Осторожно газопровод" 114

Приложение 9 Знак "Остановка запрещена" 114

Приложение 10 Знак "Газопровод. Переезд запрещен" 114

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

Приложение 12 Знак "Вход воспрещен" 115

Приложение 13 Знак "Газопровод высокого давления" 116

Приложение 14 Знак "Закрепление трассы газопровода на местности" 116

Приложение 15 Технический паспорт магистрального газопровода

Приложение 16 Технический паспорт ГРС (АГРС) 119

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

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

Приложение 19 Технический акт №

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

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

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

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

ВВЕДЕНИЕ

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

Согласнораспоряжению Упртрансгаза № 04-3/305 от 18.04.97, новые ПТЭ МГ рассмотреныэтими ведущими газотранспортными предприятиями отрасли, а также в ГазнадзореОАО "Газпром". Предложения и замечания их были учтены приокончательной редакции новых ПТЭ МГ.

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

Система нормативных документов в газовой промышленности

Ведомственный руководящий документ

Правила
технической эксплуатации магистральных газопроводов (ПТЭ МГ)

Датавведения 2000-03-01

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Общие требования

1.1.1. Настоящие Правилаустанавливают технические нормы и требования к эксплуатации основных объектов,сооружений и оборудования магистральных газопроводов (МГ), к организации работыперсонала и технической документации при транспортировке газа и хранении его вподземных хранилищах, единый порядок эксплуатации и ремонта оборудования исооружений.

1.1.2. Настоящие Правилараспространяются на магистральные газопроводы, входящие в состав ОАО"Газпром", и являются обязательными для всех предприятий, организацийи должностных лиц, проектирующих, строящих, эксплуатирующих или проводящихлюбые другие работы на объектах МГ, независимо от их ведомственнойпринадлежности и форм собственности.

1.1.3. В состав магистральныхгазопроводов входят следующие сооружения:

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

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

· установки электрохимической защиты(ЭХЗ) газопроводов от коррозии; линии электропередачи, предназначенные дляобслуживания газопроводов, устройства электроснабжения и дистанционногоуправления запорной арматурой и установками ЭХЗ;

· линии и сооружения технологическойсвязи, средства телемеханики, противопожарные средства, противоэрозионные изащитные сооружения, емкости для сбора, хранения и разгазирования газовогоконденсата;

· здания и сооружения;

· постоянные дороги и вертолетныеплощадки, расположенные вдоль трассы газопроводов, и подъезды к ним, опознавательныеи сигнальные знаки местонахождения газопроводов.

1.1.4. Требования настоящихПравил распространяются на объекты, оборудование и сооружения магистральныхгазопроводов с момента подписания акта Приемочной комиссией о вводе их вэксплуатацию после строительства.

1.1.5. Правила нераспространяются на газопроводы, прокладываемые по территориям городов и другихнаселенных пунктов, в морских акваториях, на газовых промыслах, а также нагазопроводы, предназначенные для транспортировки газа, оказывающего коррозионноевоздействие на металл труб или охлажденного до температуры ниже -40°С.Эксплуатация указанных газопроводов должна осуществляться по специальноразработанной проектным или научно-исследовательским институтом инструкции,которая согласовывается с заинтересованными организациями, в том числе сорганами Госгортехнадзора России, и утверждается в установленном порядке.

1.1.6. Требованияк эксплуатации объектов МГ должны регламентироваться технологическимирегламентами, инструкциями и технологическими схемами, разрабатываемымигазотранспортными предприятиями с учетом местных условий и на основаниигосударственных и отраслевых нормативно-технических документов и настоящихПравил. Номенклатуру, порядок разработки и утверждение инструкций итехнологических регламентов устанавливает Предприятие.

1.1.7. Вкаждом Предприятии для производственных подразделений (цехов, служб, участков),а также обособленных Предприятий (филиалов) должны быть составлены перечниинструкций, утвержденные руководителем Предприятия. Перечни должныпересматриваться не реже одного раза в три года.

На рабочих местах объектов МГдолжны быть следующие инструкции:

по эксплуатации оборудования;

должностные, для обслуживающегоперсонала;

по охране труда;

по пожарной безопасности;

по действию персонала ваварийных ситуациях;

по охране окружающей среды;

по ликвидации возможных аварий.

Эксплуатационные инструкциисоставляются согласно требованиям настоящих Правил на основе заводских ипроектных данных, типовых инструкций и других нормативно-технических документов(НТД), опыта эксплуатации и результатов испытаний, а также с учетом местныхусловий, утверждаются руководителями соответствующего подразделения и главныминженером.

В должностных инструкциях должныбыть указаны:

· квалификационные требования кданной должности, профессии: перечень инструкций, НТД, схем, знание которыхобязательно для данного работника;

· права, обязанности иответственность;

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

Инструкции по охране трударазрабатываются в соответствии с требованиями Положения о порядке разработки иутверждения правил и инструкций по охране труда, утвержденного ПостановлениемМинтруда Российской Федерации № 129 от 01.07.93.

Инструкции по пожарнойбезопасности разрабатываются в соответствии с требованиями Правил пожарнойбезопасности в Российской Федерации.

Инструкции по действию персоналав аварийных ситуациях разрабатываются в соответствии с требованиямиГосгортехнадзора России и пересматриваются один раз в год.

На каждом рабочем месте усоответствующего персонала должен находиться комплект необходимых инструкций поутвержденному перечню. Полный комплект инструкций должен храниться уруководителя подразделения (цеха, службы, участка).

Инструкции пересматриваются нереже одного раза в три года. В случае изменения условий эксплуатациинеобходимые коррективы вносятся в инструкции с уведомлением работников и сзаписью в журнале.

1.1.8. Эксплуатационный персоналгазотранспортного Предприятия обязан незамедлительно уведомлять территориальныеорганы Госгортехнадзора России об аварии или аварийной утечке согласнотребованиям РД 08-204-98 "Порядок уведомления и представлениятерриториальным органам Госгортехнадзора информации об авариях, аварийныхутечках и опасных условиях эксплуатации объектов магистрального трубопроводноготранспорта газов и опасных жидкостей". См. Приложения 20, 21настоящих Правил.

1.2. Техническая подготовкаперсонала

1.2.1. Объекты магистральныхгазопроводов должны эксплуатироваться специально подготовленным персоналом.

Эксплуатационный персонал должениметь квалификацию, соответствующую утвержденным должностным инструкциям иинструкциям по профессиям.

1.2.2. На Предприятии,эксплуатирующем магистральные газопроводы, должны действовать системыаттестации по проверке и оценке уровня профессиональной и теоретическойподготовки персонала и готовности его к эксплуатации машин и оборудованияконтролю знаний в процессе обучения работников.

1.2.3. Систематическую работу пообучению и повышению квалификации подчиненного персонала должен организовыватьи контролировать главный инженер (заместитель начальника) Предприятия и егоподразделений.

1.2.4. Для эксплуатационногоперсонала устанавливаются следующие формы производственного обучения иповышения квалификации:

· курсовое обучение;

· техническая и экономическая учеба;

· вводный, первичный и периодическийинструктажи;

· противоаварийные, противопожарныетренировки;

· экологическая подготовка.

1.2.5. Повышение квалификациируководителей и специалистов предприятий должно осуществляться в учебныхзаведениях отрасли по программам в соответствии с направлением деятельности.

1.2.6.Профессионально-техническое обучение вновь принятых, не имеющих профессийрабочих, повышение разряда и обучение вторым профессиям должны осуществляться вимеющих соответствующую лицензию учебно-курсовых комбинатах, учебных центрах ипунктах, ПТУ и непосредственно на Предприятии в объеме требованийквалификационной характеристики. Конкретная специализация должна осуществлятьсяпо заявке Предприятия, по учебным планам, разрабатываемым самим Предприятиемсовместно с образовательными учреждениями. Методическая и практическая помощь вразработке планов оказывается Центральным учебно-методическим кабинетом ОАО"Газпром".

1.2.7. Программа обучения длярабочих, выполняющих работы с повышенной опасностью, должна быть согласована ссоответствующими органами Госгортехнадзора России.

1.2.8. Обучение, аттестация ипериодичность проверок знаний персонала, эксплуатирующего объекты магистральныхгазопроводов, на которые распространяются Правила Госгортехнадзора России иГосэнергонадзора России, должны проводиться в установленном порядке.

1.2.9. Перед допуском к самостоятельнойработе, после вводного инструктажа, целевого обучения по противоаварийнымситуациям, инструктажа на рабочем месте, проводится проверка знаний рабочих направо допуска к самостоятельной работе по ПТЭ и ПТБ.

1.2.10. Периодическую проверкузнаний по ПТЭ и ПТБ работники, эксплуатирующие магистральный газопровод,проходят в соответствии с календарным графиком для каждого объекта, но не реже,чем один раз в год.

1.2.11. Проверка знаний правил,нормативов, инструкций по безопасности у руководящих работников и специалистов(должностных лиц) проводится периодически в сроки, установленные Правиламибезопасности, но не реже, чем один раз в три года, а для вновь поступивших наработу - не позднее одного месяца после назначения на должность. Необходимость участияв работе комиссии представителя Госгортехнадзора России, Газнадзора ОАО"Газпром", Госэнергонадзора России и других специальных надзорныхорганов решается их региональными органами на основании требованийсоответствующих Правил.

1.2.12. Внеочередная проверказнаний персонала проводится:

· при изменении технологическогопроцесса, внедрении новых видов оборудования и механизмов, а также введении вдействие новых правил и инструкций по технике безопасности и производственнойсанитарии;

· в случае нарушения работающимидолжностных инструкций, а также правил и инструкций по охране труда;

· по распоряжению органов надзора, вслучаях обнаружения недостаточных знаний работающими инструкций по охране трудаи должностных инструкций. Объем и сроки внеочередной проверки знанийустанавливаются в каждом конкретном случае руководствомлинейно-производственного управления магистральными газопроводами (ЛПУМГ);

· при вводе новых или переработанныхПравил.

1.2.13. Для отработки навыков поорганизации и проведению аварийных работ не реже, чем два раза в год, на всехэксплуатируемых объектах магистральных газопроводов должны проводитьсяпротивоаварийные и противопожарные тренировки. Тематику и программы проведениятренировок разрабатывают главные инженеры (заместители начальника)подразделений. Ответственными за организацию и проведение тренировок являютсяначальники цехов, служб и участков по принадлежности объектов.

1.2.14. Один раз в год налинейной части газопроводов, КС, ПХГ должна проводиться комплекснаяпротивоаварийная тренировка с участием всех служб, участков и цехов подруководством начальника подразделения. Ликвидация аварии может учитываться какпроведение комплексной противоаварийной тренировки.

1.2.15. По завершениипротивоаварийных тренировок и после ликвидации аварийных ситуаций в различныхслужбах и участках руководители должны подводить итоги этих работ с оценкойдействий каждого участника.

1.2.16. Персонал, осуществляющийэксплуатацию, наладку и ремонт электротехнического оборудования, долженпроходить обучение, переподготовку в соответствии с требованиями:

"Правил техническойэксплуатации электроустановок потребителей";

"Правил техникибезопасности при эксплуатации электроустановок";

"Правил пользованияэлектрической энергией";

"Правил устройстваэлектроустановок";

должностными и производственнымиинструкциями;

инструкциями по охране труда;

других правил, нормативных иэксплуатационных документов, действующих на объектах магистральныхгазопроводов.

1.2.17. Обучение и проверказнаний специалистов осуществляются в соответствии с "Положением о порядкеобучения и проверки знаний по охране труда руководителей и специалистов",согласованным с соответствующими органами надзора и утвержденным в ОАО"Газпром".

После окончания обученияэксплуатационный персонал должен пройти проверку знаний на право допуска ксамостоятельной работе.

Допуск к самостоятельной работеоформляется специальным приказом.

Лица, не сдавшие экзамены, кработам на КС, ЛЧ, ГРС, ПХГ и на других объектах магистрального газопровода недопускаются.

1.3. Обязанности, права иответственность за нарушение Правил, надзор за выполнением Правил

1.3.1. Знание и выполнениенастоящих Правил является обязательным для всего эксплуатационного персоналамагистральных газопроводов, а также для работников других организаций,выполняющих работы на объектах магистральных газопроводов.

1.3.2. Эксплуатациямагистральных газопроводов осуществляется предприятиями, входящими в ОАО"Газпром", которое устанавливает границы между ними.

Руководство подразделенийопределяет границы обслуживания объектов, сооружений и оборудования или ихфункциональных элементов между службами, цехами, участками.

Руководители служб, цехов иучастков закрепляют ответственность за эксплуатацию оборудования, еготехническое состояние за конкретными работниками, что оформляется приказом(распоряжением) по подразделению.

1.3.3. Основными задачамиработников по эксплуатации магистральных газопроводов являются:

обеспечение транспортапланируемых объемов газа промышленным и бытовым потребителям России на договорнойоснове, странам СНГ и на экспорт по межгосударственным соглашениям;

обеспечение эффективной работыгазопроводов, оптимизации режимов работы оборудования, повышения надежности егофункционирования, рационального расходования топливно-энергетических ресурсов иматериалов, сокращения потерь газа при транспортировке, наиболее полногоиспользования вторичных энергоресурсов компрессорных станций для собственныхнужд и для сторонних организаций;

поддержание надлежащеготехнического уровня, своевременное устранение выявленных в процессеэксплуатации дефектов и отказов;

внедрение новых, болееэкономичных технологий, современного, высокоэффективного оборудования, научнойорганизации труда;

сокращение времени налокализацию и ликвидацию аварийных ситуаций путем улучшения оснащения ремонтныхподразделений и аварийных бригад специальными машинами, механизмами иоборудованием;

обеспечение нормативов выбросов,сбросов вредных веществ в окружающую среду, а также сбора производственныхотходов;

внедрение новых средств иметодов предупреждения аварий, пожаров;

обеспечение безопасностиэксплуатации.

1.3.4. Администрация Предприятияобязана правильно организовать труд рабочих и служащих, создавать условия дляроста производительности труда, обеспечивать условия безопасного выполненияработ, трудовую и производственную дисциплину, неуклонно соблюдатьЗаконодательство о труде и охране труда. Правила охраны труда и другиеобязанности согласно Типовым правилам внутреннего трудового распорядка.

1.3.5. Каждый работник должен выполнятькруг обязанностей (работ) по своей специальности, квалификации или должности,который определен Единым тарифно-квалификационным справочником работ ипрофессий рабочих. Квалификационным справочником должностей служащих, Единойсистемой управления охраны труда газотранспортных предприятий (ЕСУ ОТ ГП), ПБЭМГ и настоящими Правилами, а также правилами, должностными инструкциями иположениями, утвержденными в установленном порядке.

1.3.6. Персонал обязан недопускать на территорию объектов магистральных газопроводов посторонних лиц,транспорт, не разрешать складирование легковоспламеняющихся веществ иматериальных ценностей, не допускать производство газоопасных и огневых работна объектах без их оформления в установленном порядке.

1.3.7. Каждый работник газотранспортнойсистемы обязан немедленно принимать все возможные меры по предотвращениюотказов и других событий (происшествий) на объектах магистральных газопроводов,создающих угрозу безопасности или нормальной эксплуатации.

1.3.8. Лица, поступающие наПредприятие, эксплуатирующее магистральные газопроводы, должны пройтимедицинское освидетельствование для определения пригодности их к выполнениюсоответствующих работ.

1.3.9. Нарушение настоящихПравил влечет за собой дисциплинарную, административную ответственность,установленную должностными инструкциями для каждого работника, в зависимости отхарактера нарушений и их последствий в соответствии с действующимЗаконодательством.

1.3.10. Руководителигазотранспортных предприятий и подразделений, их заместители и руководящийсменный персонал, виновные в нарушении Правил, несут личную ответственность,независимо от того, привело или нет это нарушение к аварии или несчастномуслучаю. Они несут также ответственность за нарушения, допущенные ихподчиненными, в установленном порядке.

1.3.11. Выдача должностнымилицами указаний или распоряжений, принуждающих подчиненных нарушать Правилабезопасности, осуществлять самовольное возобновление работ, остановленныхорганами Госгортехнадзора России или Технической инспекцией трудапрофессиональных союзов, а также непринятие этими лицами мер по устранениюнарушений, которые допускаются в их присутствии подчиненными или рабочими,являются грубейшими нарушениями настоящих Правил.

1.3.12. Работники несутответственность за нарушения, допущенные при выполнении работ, требованийнастоящих Правил, Правил безопасности и инструкций в порядке, установленномПравилами внутреннего трудового распорядка и действующим Законодательством.

1.3.13. Каждый случай отказа иповреждений объектов магистральных газопроводов должен быть расследован всоответствии с требованиями Положения о расследовании отказов газовых объектовОАО "Газпром", утвержденных Госгортехнадзором России.

1.3.14. Эксплуатационныйперсонал обязан своевременно сообщать, в порядке подчиненности, о дефектах,неудовлетворительном качестве установленного оборудования или строительнойпродукции для предъявления претензий организациям и поставщикам в соответствиис действующим Законодательством.

1.3.15. Все случаи поврежденийобъектов магистральных газопроводов сторонними организациями и частными лицамидоводятся до сведения местных органов власти и правоохранительных органов дляпринятия необходимых мер и привлечения виновных к ответственности.

1.3.16. Контроль выполнениятребований Правил предприятиями, организациями и должностными лицами,эксплуатирующими магистральные газопроводы, осуществляет Газнадзор ОАО"Газпром".

1.3.17. Надзор за объектамимагистральных газопроводов осуществляют Госгортехнадзор России, ГосэнергонадзорРоссии и другие контрольные организации.

1.4. Приемка вэксплуатацию сооружений и оборудования

1.4.1. При строительствеобъектов и сооружений магистральных газопроводов, их реконструкции,техническом перевооружении или капитальном ремонте Заказчик (Предприятие, УКС)должен организовать технический надзор за производством работ организациями,имеющими лицензии Госгортехнадзора России на данный вид деятельности.

1.4.2. Законченныестроительством объекты и сооружения вводятся в эксплуатацию после их приемкиПриемочной комиссией, назначаемой ОАО "Газпром" или Предприятием взависимости от сметной стоимости и назначения объекта. Приемка осуществляется всоответствии с требованиями действующих норм и правил: СНиП 3.014-8"Приемка в эксплуатацию законченных строительством объектов. Основныеположения"; СНиП 2.05.06-85* "Магистральныетрубопроводы"; СНиП III-42-80* "Правила производства и приемки работ.Магистральные трубопроводы"; СНиП3.05.05-84 "Технологическое оборудование и технологическиетрубопроводы" и настоящих Правил.

1.4.3. Законченныестроительством магистральные газопроводы подлежат приемке в эксплуатациюприемочными комиссиями только в том случае, когда они полностью подготовлены кэксплуатации.

Категорически запрещаетсявводить в эксплуатацию объекты с незавершенными строительными и монтажнымиработами и не принятые Приемочной комиссией.

Датой ввода объекта (сооружения,оборудования) в эксплуатацию считается дата подписания Акта Государственнойкомиссией.

1.4.4. Технологические объектымагистральных газопроводов могут быть приняты и введены в эксплуатацию толькопри обеспечении на них условий труда в соответствии с требованиями техникибезопасности, производственной санитарии и выполнении мероприятий по охранеокружающей среды.

1.4.5. До приемки в эксплуатациюсооружений и оборудования газопровода, законченного строительством, необходимо:

укомплектовать и обучить (с обязательнойпроверкой знаний) эксплуатационный персонал, обеспечив его инструкциями исхемами согласно пп. 1.1.6 и 1.1.7 настоящих Правил;

получить от генерального подрядчикапроектную, исполнительную и техническую документацию на линейную частьгазопровода, КС, ГРС, ПХГ, СОГ и другие сдаваемые в эксплуатацию объекты;

проверить соответствиесооружений проекту и согласованным отступлениям от него;

произвести очистку полости,испытание газопровода и технологических коммуникаций на прочность игерметичность в соответствии с техническими условиями проекта и требованиямиСНиП III-42-80* и ВСН011-88;

получить в местном органеГазнадзора ОАО "Газпром" разрешение на подачу газа в газопроводы дляпродувки и выполнения пусконаладочных работ;

получить разрешение органовГосэнергонадзора России на подачу электроэнергии;

полностью удалить воду изтрубопроводов после гидравлических испытаний;

произвести комплексноеопробование работоспособности агрегатов и их систем, общестанционногооборудования, запорной арматуры, контрольно-измерительных приборов (КИП),систем телемеханики с номинальной и максимальной нагрузками согласнотехническим условиям завода-изготовителя, действующим нормам и правилам;

проверить и комплексноопробовать работоспособность средств диспетчерской и местной связи;

проверить и опробоватьработоспособность средств электрохимзащиты, узлов приема и пуска очистныхустройств;

проверить объектыкультурно-бытового назначения, здравоохранения, жилого комплекса в полномобъеме;

проверить и комплексноопробовать объекты природоохранного назначения;

оформить формуляры наразрешенное рабочее давление газа на объекте.

1.4.6. При приемке вэксплуатацию газопроводов, проложенных в условиях Крайнего Севера и вечноймерзлоты, необходимо дополнительно проконтролировать следующее:

соответствие выполненных работтребованиям СНиП 2.02.04-88,глава "Основания и фундаменты зданий и сооружений на вечномерзлых грунтах.Нормы проектирования";

соответствие проекту влажности игранулометрического состава грунтов;

наличие и работоспособностьустройств по охлаждению грунта, предусмотренных проектом;

соответствие проекту числатеплоизоляционных экранов и мест их размещения, противоэрозийных перемычек,стоков и т.д.;

соответствие проекту местрасположения и оснащения пунктов контроля за тепловым режимом и пучениемгрунтов, а также наличие документов, фиксирующих результаты этих измерений сначала изысканий;

соответствие проектувдольтрассовых дорог и относящихся к ним сооружений;

выполнение проектных мероприятийпо рекультивации поверхностей, нарушенных в процессе строительства, и охранеокружающей среды.

1.4.7. Приемку в эксплуатациюобъектов магистральных газопроводов проводят согласно проекту, с учетомизменений и дополнений, согласованных с Заказчиком, проектной и эксплуатирующейорганизацией.

1.4.8. До предъявления объектаПриемочной комиссии приемку проводит рабочая комиссия, назначаемая Заказчиком.

Эксплуатация магистральногогазопровода, не принятого рабочей комиссией, не допускается.

1.4.9. Линейную часть магистральногогазопровода принимают в эксплуатацию после выполнения комплекса работ поиспытанию газопровода с учетом требований СНиП III-42-80* "Магистральныетрубопроводы. Правила производства и приемки работ", ВСН011-88 "Очистка полости и испытание".

1.4.10. При сдаче в эксплуатациюзаконченных строительством магистральных трубопроводов строительно-монтажнаяорганизация должна представить Приемочной комиссии техническую документацию вобъеме, предусмотренном СНиП III-42-80* и ВСН012-88, часть II.

1.4.11. Законченныестроительством отдельные объекты (дома обходчиков и вахтенного персонала,сооружения ЭХЗ, линии связи, ЛЭП и т.д.) рабочие комиссии принимают вэксплуатацию вместе с смонтированным в них оборудованием по мере их готовностипо актам о приемке, которые должны быть утверждены организацией, назначавшейрабочую комиссию.

1.4.12. Трубопровод, принятый,но не введенный в эксплуатацию в течение шести месяцев после его испытания,подлежит повторному испытанию на прочность и герметичность.

1.4.13. Технологию и схемузаполнения газопровода газом после гидравлических испытаний должнаразрабатывать и осуществлять специальная комиссия, созданная совместнымприказом подрядной и эксплуатирующей организации и состоящая из представителейЗаказчика, подрядчика и эксплуатирующей организации. Технология и схемаутверждаются Заказчиком и подрядчиком.

1.4.14. До приемки оборудованияКС в эксплуатацию необходимо:

получить от генподрядчикаисполнительную техническую документацию и акты рабочих комиссий на принимаемоеоборудование, в том числе акты скрытых работ;

проверить соответствиевыполненных сооружений проекту;

зарегистрировать до началапусконаладочных работ в Госгортехнадзоре России подведомственные ему сосудывысокого давления и грузоподъемные краны;

произвести продувку и испытаниена прочность и герметичность обвязочных газопроводов, маслопроводов и другихтехнологических коммуникаций и очистку их полости;

перед началом пусконаладочныхработ должны быть смонтированы, испытаны и опробованы системы пожаротушения;

провести пусконаладочные работыпринимаемого оборудования;

комплексно опробовать работуосновного и вспомогательного оборудования аппаратов и КИПиА компрессорного цехасогласно техническим условиям.

Система вентиляции,кондиционирования и отопления должна иметь исполнительные характеристики иобеспечивать нормальную эксплуатацию и поддержание в состоянии готовности ГПА иих вспомогательных систем в любое время года, в том числе в периоды остановок.

1.4.15. Перед пуском ГРСнеобходимо убедиться в отсутствии посторонних предметов в помещениях станции ина маршруте обслуживания комплекса оборудования.

Особо тщательно проверитьотсутствие загазованности помещений, горючих материалов, кислородных и другихгазовых баллонов. Убедиться в готовности средств пожаротушения.

1.4.16. Предпусковой осмотр ГРСдолжен производиться согласно порядку, разработанному с учетом компоновкистанции и ее систем.

При осмотре необходимовыполнить:

контроль состояния оборудованияи возможных неполадок (пропуски в сальниковых уплотнениях, фланцевых ирезьбовых соединениях и т.п.);

контроль уровня одоранта водоризационной установке;

проверку наличия пломб напредохранительных клапанах, на арматуре байпасной линии;

проверку исправностиконтрольно-измерительных приборов;

проверку действия и включениядистанционного управления кранами от системы защитной автоматики и с узловуправления кранами, а также системы аварийно-предупредительной сигнализации;

проверку положения запорнойарматуры (вентилей, задвижек, кранов, регуляторов давления, подвергающихсяоткрытию или закрытию в процессе пуска), а также легкость и плавность ее хода,наличие гидравлической жидкости в гидросистемах кранов;

проверку наличия импульсногогаза высокого давления для переключения кранов;

контроль наличия метанола вметанольной установке;

проверку работы системыподогрева газа;

проверку исправности средствсвязи;

проверку исправностиэлектроснабжения и учета электроэнергии;

проверку исправностифункционирования САУ ГРС, в том числе телемеханики.

1.4.17. Пуск ГРС запрещается:

без соответствующего оформленияприемо-сдаточного акта;

при неисправности илинеобеспечении заданных режимов работы одной из систем ГРС (редуцирования,защиты, одоризации газа, аварийно-предупредительной сигнализации, приборовучета газа);

при несоответствии степениочистки и осушки газа для питания пневмоавтоматики систем защиты требованиямОСТ 51.40-83;

при отсутствии средств связи сдиспетчером и потребителем;

при отсутствии средствпожаротушения;

без письменного подтвержденияпотребителя о готовности низких сетей к приему газа и разрешениягазотехнической инспекции Госгортехнадзора России;

без наличия подготовленныхоператоров;

при отсутствии или неисправностисистем энергоснабжения;

без систем нейтрализации пароводоранта в выбросах природного газа.

1.4.18. Подача газа вкоммуникации топливного, пускового, импульсного газа, а также в трубопроводытехнологической обвязки КС, ГРС и ПХГ для выполнения индивидуальных испытанийоборудования допускается только при условии завершения сварочных и другихогневых работ по разрешению местных органов Газнадзора ОАО "Газпром".Обеспечение необходимых мер безопасности при этом возлагается наэксплуатационную организацию.

Необходимые меры безопасностиуказываются в специальной инструкции, разработанной подрядной организацией исогласованной с Заказчиком, эксплуатационной организацией и местными органамиГазнадзора ОАО "Газпром" и, при необходимости, с проектнойорганизацией. Инструкция утверждается подрядной организацией, на которуювозлагается обеспечение необходимых мер безопасности.

Подача газа в газопроводыпотребителя при комплексном опробовании оборудования ГРС не допускается.

1.4.19 Подача газа нагазоиспользующие установки и оборудование, газопроводы низкого давления навыходе ГРС должна осуществляться в соответствии с порядком получения разрешенияна пуск газа на газоиспользующие установки для проведения пуско-наладочныхработ и ввода этих установок в эксплуатацию.

1.5. Требования к охраннойзоне и зоне минимальных расстояний

1.5.1. Земельные участки длялинейной части магистральных газопроводов предоставляются во временное илипостоянное пользование в соответствии с основами Земельного законодательстваРоссийской Федерации.

Земельные участки,предоставляемые во временное пользование на период строительства или ремонта,должны быть рекультивированы и возвращены землепользователям в соответствии сдействующим Законодательством.

1.5.2. Размеры земельныхучастков, предоставляемых предприятиям, учреждениям и организациямтрубопроводного транспорта, определяются в соответствии с действующими нормамиили проектно-технической документацией.

1.5.3. По окончании плановых илиаварийно-восстановительных работ эксплуатирующее Предприятие возмещает убыткиземлепользователям и потери сельскохозяйственного производства в установленномпорядке и приводит земельные угодья в состояние, пригодное для дальнейшегоиспользования.

1.5.4. Для обеспечениянормальных условий эксплуатации и исключения возможности повреждениямагистральных газопроводов и их объектов устанавливается охранная зона, размерыкоторой и порядок производства в этой зоне сельскохозяйственных и других работрегламентируются Правилами охраны магистральных трубопроводов и составляют 25 мот оси крайнего газопровода в обе стороны как на землях сельскохозяйственногопользования, так и на землях гослесфонда.

1.5.5. После приемки газопроводав эксплуатацию организация, эксплуатирующая газопровод, должна в месячный срокпроконтролировать нанесение на карты землепользователя и землеустройстваграницы охранной зоны и фактического положения газопровода с обязательнымсоставлением двухстороннего акта. В процессе эксплуатации газопроводаэксплуатирующая организация, не реже одного раза в три года, проверяетправильность нанесения трасс газопроводов на районные карты землепользователейс обязательным составлением двухсторонних актов.

1.5.6. Письменное согласие напроизводство взрывных работ в охранных зонах и зонах минимально допустимыхрасстояний трубопроводов выдается только после предоставления Предприятием(организацией), производящим эти работы, соответствующих материалов,предусмотренных Едиными правилами безопасности при взрывных работах,утвержденными Госгортехнадзором России.

1.5.7. Порядок производствастроительных работ в охранных зонах магистральных трубопроводов установленИнструкцией по производству строительных работ в охранных зонах магистральныхтрубопроводов Мингазпрома (ВСН 51-1-80).

1.5.8. При совпадении(пересечении) охранной зоны газопроводов с полосой отвода железных илиавтомобильных дорог, охранными зонами ЛЭП, нефтепродуктопроводами и другимиобъектами проведение работ, связанное с их эксплуатацией на совпадающихучастках, осуществляется заинтересованными сторонами по согласованию междуними, с обязательным составлением соответствующего протокола о взаимодействии вслучаях аварийных ситуаций.

1.5.9. Трассу магистральногогазопровода в пределах 3 м от оси крайнего газопровода в каждую сторону и междунитками необходимо периодически расчищать от кустарников, древеснойрастительности и содержать в безопасном противопожарном состоянии. В случае,если газопровод проложен однониточным коридором, то ширина расчистки от осисоставляет 6 м.

1.5.10. Газотранспортныепредприятия и подразделения обязаны принимать предупредительные мерыобеспечения минимальных расстояний от газопроводов до населенных пунктов,отдельных промышленных и сельскохозяйственных предприятий, зданий и сооруженийсогласно СНиП 2.05.06-85* (табл. 4).

1.5.11. Контроль за выполнениемработ в охранных зонах и согласование на производство в зонах минимальныхрасстояний осуществляются подразделениями Предприятия, эксплуатирующегогазопровод.

1.5.12. Эксплуатирующаяорганизация должна периодически (два раза в год) оповещать предприятия,организации и население, находящиеся в районах прохождения газопроводов, онеобходимости выполнения требований Правил охраны магистральных газопроводов.

С населением района, прилегающегок газопроводу, эксплуатирующая организация должна вести разъяснительную работус использованием средств массовой информации.

2. ОБЪЕКТЫ ОБЩЕГОНАЗНАЧЕНИЯ

2.1. Территория, здания и сооружения

2.1.1. Территориипроизводственных объектов, здания и сооружения должны отвечать требованиямсоответствующих стандартов, СНиП, настоящих Правил, Правил безопасности приэксплуатации магистральных газопроводов, Правил техники безопасности,санитарных норм и других нормативных документов.

2.1.2. Для обеспечениянадлежащего технического и санитарно-гигиенического состояния территориипроизводственных объектов должны быть выполнены требования по охране труда,охране окружающей среды и содержаться в исправном состоянии:

сети водопровода, канализации,теплогазоснабжения и их сооружения;

источники питьевой воды, водоемыи санитарные зоны источников водоснабжения;

стоянки автотранспорта испециальной техники;

автомобильные дороги, пешеходныедорожки, переезды и подъезды к пожарным гидрантам, водоемам, градирням и т.п.;

системы и средства охраннойсигнализации и противопожарной безопасности;

склады метанола игорюче-смазочных материалов;

системы отвода поверхностных игрунтовых вод, ограждения, освещения, озеленения и благоустройства;

все водоотводные сети иустройства должны осматриваться и подготавливаться к пропуску паводковых вод;

сети электроснабжения всехнапряжений;

места складирования, накопленияи эвакуации металлолома и отходов.

2.1.3. На территории не должнобыть временных сооружений, оборудования и строительных материалов вне складскихплощадок и помещений.

В случае расширенияпроизводственных объектов территория, на которой размещено действующееоборудование, должна быть отделена ограждением от территории, на которойведется строительство.

Территории должны бытьспланированы. Имеющиеся шурфы, траншеи, приямки должны быть ограждены и недолжны препятствовать доступу к зданиям, сооружениям и оборудованию.

Территории КС, узлов подключенияк магистральному газопроводу, ГРС, технологических объектов ПХГ, узлы редуцирования,ГИС должны быть освещены в соответствии с проектом.

2.1.4. На территориипроизводственных объектов должны отсутствовать источники запыления воздуха.Открытые участки земли вблизи компрессорного цеха со стороны воздухозаборныхустройств газоперекачивающих агрегатов (ГПА) должны быть засеяны газоннойтравой или асфальтированы (бетонированы).

2.1.5. В случае обнаруженияпросадочных и оползневых явлений, пучения грунтов на территориипроизводственных объектов должны быть приняты меры по устранению причин,вызвавших эти нарушения, и по ликвидации их последствий.

2.1.6. Строительство новыхзданий и сооружений на территории производственных объектов должноосуществляться только при наличии проекта и акта-допуска Предприятия, согласнотребованиям СНиП III-4-80 "Техника безопасности в строительстве".

2.1.7. Знаки безопасности,установленные на территории производственных объектов, должны соответствоватьдействующим стандартам.

2.1.8. Подземные коммуникацииводопровода, канализации, теплофикации, газопроводов, кабельных линий и ихколодцы должны иметь указатели их положения и принадлежности. Планы размещениякоммуникаций должны находиться в соответствующих цехах, службах, участках по ихпринадлежности.

2.1.9. Перечень объектов,территорий и помещений, подлежащих оснащению охранной сигнализацией, длякаждого подразделения устанавливается Предприятием. Перечень объектов,оснащаемых охранной сигнализацией, подлежит пересмотру один раз в три года.

2.1.10. Поддержание охранной сигнализации в исправном состоянии, порядоки периодичность ее проверки устанавливаются производственным подразделением ивозлагаются, как правило, на службу КИПиА и службу безопасности структурногоподразделения.

2.1.11. Наличие утечек газа,конденсата, масла, воды, воздуха на территориях и в помещениях недопустимо.Порядок контроля должен устанавливаться Предприятием.

2.1.12. На каждую промплошадку,имеющую источники загрязнения окружающей среды, должен быть разработанэкологический паспорт (ГОСТ 17.00.04-90), а также нормативы предельно допустимыхвыбросов (сбросов) загрязняющих веществ и лимиты на размещение отходов,утвержденные органами Санэпидемнадзора (СЭН) и Минприроды РФ.

Все источники выбросов (сбросов)должны периодически (по согласованию с местными органами СЭН и Минприроды)подвергаться инструментальному контролю предельно допустимых выбросов (ПДВ) исбросов (ПДС).

Каждое Предприятие должнопроводить не реже одного раза в пять лет инвентаризацию источников выбросовзагрязняющих веществ (3В) в атмосферу, вести учет фактических выбросов 3В исоставлять ежегодную статистическую отчетность по форме 2ТП (воздух),осуществлять платежи за загрязнение природной среды.

2.1.13. Территория, занимаемаяобъектами и сооружениями МГ, должна быть ограждена. Ограждения должны бытьвысотой не менее 2,2 м и поддерживаться в исправном состоянии.

На ограждении при въезде должныбыть надписи о названии и принадлежности объекта к Предприятию и егоподразделению, а также другие надписи и обозначения в соответствии стребованиями Правил безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов идругими нормативными документами.

На территориях Предприятия, наберегах водных преград должны быть установлены реперы, имеющие соответствующиепаспорта.

2.1.14. Ответственность заэксплуатацию территорий, зданий, сооружений, в соответствии с требованияминастоящего подраздела, возлагается на начальников цехов, участков приказом поподразделению.

2.1.15. На территории объектовмагистральных газопроводов скорость движения транспортных средствограничивается до 20 км/ч.

2.1.16. Ко всем сооружениям изданиям производственных объектов должен быть обеспечен проезд автотранспортныхсредств и специальной техники.

Порядок проезда по территорииобъектов МГ (компрессорных станций, технологических объектов ПХГ, ГРС, узловредуцирования, ГИС, узлов переключения и т.п.) определяется руководствомподразделения, эксплуатирующего объект.

2.1.17. Производственные зданияи сооружения должны содержаться в исправном состоянии, обеспечивающемиспользование их по назначению, здоровые и безопасные условия трудаэксплуатационного персонала.

2.1.18. Здания, сооружения иопоры трубопроводов два раза в год (весной и осенью) должны подвергаться общемутехническому осмотру для выявления дефектов, а также внеочередным осмотрампосле стихийных бедствий (землетрясения, ураганные ветры, ливни, большиеснегопады или аварии). Результаты осмотров должны оформляться актами. Привесеннем техническом осмотре должны уточняться объемы работ по ремонту зданий исооружений, предусмотренных для выполнения в летний период, а также объемыработ капитального ремонта для включения в план следующего года. При осеннихтехнических осмотрах необходимо проверять подготовку зданий и сооружений кзиме.

2.1.19. При появлении встроительных конструкциях трещин, изломов и других повреждений за ними должнобыть установлено наблюдение с помощью маяков, инструментальных измерений иприняты необходимые меры для устранения причин повреждений.

Если появление трещин вфундаментах и других конструкциях вызвано вибрацией, то эти конструкции должныбыть обследованы на вибропрочность.

2.1.20. В первый годэксплуатации необходимо осуществлять наблюдения за осадкой фундаментов зданий исооружений. В дальнейшем состояние фундаментов периодически контролируетсявизуально, при необходимости - инструментальными измерениями.

2.1.21. Газопроводы и другиекоммуникации, проходящие через стены производственных зданий, должны иметьуплотнения, выполненные в соответствии с проектом.

2.1.22. Фундаменты оборудованиядолжны быть защищены от воздействия на них масла, газового конденсата и другихжидкостей.

2.1.23. Для поддержаниянормального эксплуатационного состояния зданий и сооружений необходимо:

обеспечивать своевременныйремонт;

поддерживать в исправномсостоянии основное и аварийное освещение в производственных помещениях и внеих;

следить за исправным состояниемтеплоизоляции трубопроводов;

поддерживать в исправномсостоянии инженерные коммуникации.

2.1.24. Санитарно-бытовыепомещения нужно содержать в соответствии с требованиями санитарных норм иПравил безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов.

2.1.25. В стенах зданий исооружений не допускаются:

пробивка отверстий и проемов;

установка, подвеска и креплениетехнологического оборудования, подъемно-транспортных средств, трубопроводов, непредусмотренных проектом.

Дополнительные нагрузки,устройство проемов могут быть допущены только после поверочного расчетастроительных конструкций и необходимого их усиления.

2.1.26. Металлическиеконструкции разделительных стен и перегородок, разделяющих газоопасные инегазоопасные помещения зданий и сооружений, должны быть защищены от коррозии(окрашены, изолированы), покрываться несгораемыми вспенивающимися мастиками,увеличивающими огнестойкость до нормативных пределов. Эффективность этой защитыдолжна контролироваться при осмотрах.

2.1.27.Сигнально-предупредительная окраска оборудования должна быть выполнена иподдерживаться в соответствии с ГОСТ 12.4.026-76.

Опознавательная окраскатрубопроводов должна быть выполнена и поддерживаться в соответствии с ГОСТ14202-69 и ГОСТ 12.4.026-76.

2.2. Газопроводы

2.2.1. Трубы и соединительныедетали, применяемые для магистральных газопроводов и газопроводовтехнологической обвязки КС, ПХГ, ГРС (газопроводы технологического, топливного,пускового и импульсного газа), а также для аварийного запаса, должны отвечатьтребованиям государственных стандартов, технических условий. Инструкции поприменению труб в газовой и нефтяной промышленности, СНиП2.05.06-85* "Магистральные трубопроводы" и других нормативныхдокументов, утвержденных в установленном порядке.

2.2.2. Применение труб исоединительных деталей, не имеющих заводских сертификатов и паспортов,подтверждающих их соответствие требованиям стандартов, КАТЕГОРИЧЕСКИЗАПРЕЩАЕТСЯ.

2.2.3. Техническое обслуживаниеи ремонт магистральных газопроводов и газопроводов технологической обвязки КС,ПХГ, ГРС, ГИС должны выполняться соответствующими службами по плану-графику,согласованному со сроками ремонта другого технологического оборудования иутверждаемому Предприятием или его подразделениями.

2.2.4. Периодически долженосуществляться контроль крепления газопроводов (фундаментов, опор, подвесок,хомутов и т.п.), а также вибраций и толщин стенок газопроводов неразрушающимиметодами в местах, наиболее подверженных эрозионному и коррозионному износу.

Периодичность, порядок и объемыконтроля определяются Предприятием или его подразделениями.

2.2.5. Сварочно-монтажные работына действующих или подвергающихся капитальному ремонту газопроводах должнывыполняться в соответствии с требованиями действующих нормативных документов иТиповой инструкции по безопасному ведению огневых работ на газовых объектахМингазпрома.

2.2.6. Подключения к действующимгазопроводам (монтаж отводов и перемычек) должны выполняться по техническимусловиям Предприятия и в соответствии с проектом. Конструктивные размеры узлаврезки трубы (диаметр, толщина стенки, марка стали) должны соответствоватьпроекту и действующим нормативным документам. Разработка проектов безтехнических условий на подключение запрещается.

2.2.7. Допускается подключениеотводов к действующим газопроводам безогневым способом (врезка под давлением)по технологии и технической документации, разработанной ВНИИгазом всоответствии с РД 51-00158623-09-95.

2.2.8. При выявлении в процессеэксплуатации нарушений изоляционных покрытий и недопустимых коррозионныхповреждений подземных газопроводов, линейной части, технологической обвязки КСс участками газопроводов до охранных кранов, ГРС и ПХГ, с учетом ихтехнического состояния, необходимо выполнить капитальный ремонт или провестипереиспытание по графику, составленному Предприятием, в зависимости отконкретных условий эксплуатации.

2.2.9. Работы по ликвидациикристаллогидратных пробок должны выполняться в соответствии с инструкцией,составленной Предприятием, а также Инструкцией о порядке получения отпоставщиков, перевозки, хранения, отпуска и применения метанола на объектахгазовой промышленности.

2.3. Трубопроводная арматура

2.3.1. Требования настоящегоподраздела распространяются на запорную, регулирующую, предохранительнуютрубопроводную арматуру, устанавливаемую на линейной части, газопроводахтехнологической обвязки КС, ГРС, ПХГ. Арматура перед монтажем должна бытьподвергнута ревизии.

2.3.2. Запрещается установказапорной арматуры с рабочим давлением и температурой, не соответствующимитехнологическим параметрам процесса транспорта газа.

2.3.3. Арматура должна бытькомплектной и содержаться в исправном состоянии, пронумерована в соответствии стехнологическими схемами, иметь указатели направления потока газа и указателиположения затвора. На арматуре, имеющей ручной (механический) привод, стрелкамидолжны быть обозначены направления открытия и закрытия. На арматуре должны бытьнадписи и обозначения по управлению ею. Предохранительные клапаны должны иметьбирки с указанием давления, даты настройки и даты очередной проверки. Запрещенысоединение сбросов газа с предохранительных клапанов разных потребителей наодну свечу и монтаж запорной арматуры после предохранительных клапанов.

2.3.4. Краны на линейной части(линейные краны) и на многониточных переходах должны иметь систему аварийногозакрытия крана, систему линейной телемеханики и управляться дистанционно.

2.3.5. Линейные краны должныбыть оснащены техническими манометрами для измерения давления газа до кранов ипосле них, иметь байпасную обвязку.

2.3.6. Операции по управлению,техническому обслуживанию и ремонту арматуры должны проводиться в соответствиис требованиями инструкций заводов-изготовителей или требованиями,рекомендованными специализированными предприятиями.

В гидросистемах кранов спневмогидравлическим управлением должны применяться рабочие жидкости всоответствии с инструкциями заводов-изготовителей по эксплуатации кранов илизаменители, разрешенные к использованию в установленном порядке.

2.3.7. Для смазки ивосстановления герметичности запорных кранов должны применяться консистентныесмазки и специальные пасты, рекомендованные заводами-изготовителями илиспециализированными организациями.

2.3.8. К узлам управления,указателям положения запорной арматуры и другим устройствам должен бытьобеспечен беспрепятственный доступ для обслуживающего персонала. Площадкиобслуживания и ограждения должны содержаться в чистоте и исправном состоянии.

2.3.9. Попадание воды в системыпневмогидравлического управления кранов в процессе эксплуатации не допускается.После проведения испытаний необходимо удалить воду из корпусов кранов и системыуправления.

2.3.10. Для кранов газопроводовв основном применяется дистанционное и местное пневмогидравлическое управление.Ручное управление допускается при отсутствии пневмогидравлического привода илипри недостаточном давлении управляющего (импульсного) газа.

2.3.11. Нормальное положениезатворов кранов на линейной части открытое, на свечных и обводных - закрытое.

Положение затворов кранов наперемычках между нитками многониточных систем газопроводов определяется режимомработы газопроводов и устанавливается Центральным производственно-диспетчерскимуправлением (ЦПДУ).

2.3.12. Перестановки затворовкранов на линейной части газопроводов, за исключением аварийных случаев,осуществляется только с разрешения ПДС Предприятия по согласованию с ЦПДУ илипо его распоряжению.

2.3.13. Запорные краны (кромесвечных и обводных) следует открывать после выравнивания перепада давления газадо и после крана.

Запорные краны на свечах иобводах следует открывать без остановок до полного открытия.

2.3.14. Организация техническогообслуживания и ремонта запорной арматуры осуществляется начальникомсоответствующей службы. Объемы работ по техническому обслуживанию определяютсяинструкциями заводов-изготовителей и специализированных организаций.

2.3.15. Текущий ремонт арматурывыполняется соответствующей службой по принадлежности или специализированнойремонтно-наладочной организацией.

В объемы работ по текущемуремонту входят работы, не требующие разгерметизации корпуса крана или егодемонтажа.

2.3.16. Работы по техническомуобслуживанию и текущему ремонту должны регистрироваться в техническойдокументации службы.

2.3.17. В объем капитальногоремонта арматуры входят работы по полному восстановлению ее исправности вусловиях специализированного ремонтного предприятия.

2.3.18. В каждом подразделениидолжен находиться аварийный запас запорной арматуры, соответствующийдействующим нормам. Арматура аварийного запаса должна храниться на складе взаконсервированном состоянии, при этом она должна быть заправленагидравлической жидкостью и периодически обновляться.

2.3.19. Затворы линейных кранови кранов на перемычках один раз в полугодие должны быть полностью переставленыс целью проверки их работоспособности.

Краны, оснащенные системойдистанционного управления, должны опробоваться в комплексе с этой системой.

Порядок проверки и оформлениярезультатов устанавливается Предприятием.

2.3.20. Крановые площадкилинейной части газопроводов внутри ограждений должны быть спланированы,защищены от залива поверхностными и грунтовыми водами и иметь твердое покрытие(гравий, щебень и т.п.). К крановым площадкам должна быть предусмотренавозможность подъезда автомобильного или специального транспорта. Проходы вограждении крановых узлов должны быть закрыты на замки.

Многолетние травы должнывыкашиваться вокруг крановых площадок в радиусе не менее 5 м. Территория вокругкрановых площадок должна опахиваться для предотвращения попадания открытогоогня на крановые площадки в случаях сжигания стерни в радиусе 10м.

2.3.21. Нумерациютехнологической арматуры на компрессорных станциях, ГРС следует приниматьсогласно Приложению 3, на линейнойчасти - согласно Приложению 4настоящих Правил.

2.4. Водоснабжение,канализация, теплоснабжение, вентиляция, газоснабжение

2.4.1. Теплоснабжениепроизводственных объектов должно осуществляться в основном от следующихисточников: утилизационных теплообменников газотурбинных ГПА, водогрейных илипаровых отопительных котельных, газовых воздухоподогревателей и других средствиндивидуального нагрева.

2.4.2. Тепловые сети, котельныеи установки утилизации тепла должны эксплуатироваться в соответствии спроизводственными инструкциями, составленными на основе инструкций поэксплуатации заводов - изготовителей оборудования, настоящих Правил, всоответствии с Правилами эксплуатации тепловых установок (ТУ) и тепловых сетей(ТС) потребителей, ПТБ при эксплуатации ТУ и ТС потребителей и соответствующейнормативной документации Госгортехнадзора России.

2.4.3. Теплоснабжение КС,оснащенных утилизационными теплообменниками, в процессе нормальной эксплуатациидолжно осуществляться от них. При этом котельная и средства индивидуальногонагрева должны поддерживаться в работоспособном состоянии.

2.4.4. Металлические опорныеконструкции тепловых сетей для защиты от коррозии должны быть окрашены.Периодичность их окраски устанавливается в зависимости от местных условий.

2.4.5. В низких точках тепловыхсетей должно быть предусмотрено устройство для отвода дренируемой воды. Приотсутствии самотечного стока воду необходимо периодически откачивать. В самыхвысоких точках сетей должны быть установлены вентили для выпуска воздуха изсистемы.

2.4.6. При вводе тепловой сети вэксплуатацию после ремонта ее необходимо промывать через временные грязеприемники,устанавливаемые в концах подающего и обратного трубопроводов (по течению воды).Вторую промывку тепловой сети необходимо выполнять через год, после чегогрязеприемники могут быть демонтированы.

2.4.7. Ежегодно после окончанияотопительного сезона должны проводиться гидравлические испытания тепловых сетейи вводов на прочность и герметичность для выявления дефектов, подлежащихустранению при капитальном ремонте. После ремонта тепловые сети подвергаютсягидравлической опрессовке.

2.4.8. Тепловые сети необходимоиспытывать на расчетную температуру не реже одного раза в два года. При этомпроверяется все оборудование тепловых сетей и вводов.

2.4.9. Для надзора за состояниемподземных теплотрасс в местах, наиболее опасных в отношении наружной коррозии иувлажнения теплоизоляции, не реже одного раза в два года производится шурфовкатепловой сети (вскрытие грунта, строительной конструкции и тепловой изоляции)из расчета не менее одного шурфа на 2 км трассы и не менее одного шурфа применьшей протяженности трассы. Все работы, связанные с проведением шурфовки,выполняют с третьего года эксплуатации тепловых сетей. На каждое вскрытиедолжен быть составлен акт, в котором отмечают состояние грунта, строительныхконструкций, изоляции труб и метод восстановления конструкций.

2.4.10. За внутренней коррозиейводяных тепловых сетей должен осуществляться контроль с помощью анализовсетевой воды и конденсата, а также установки индикаторов коррозии в наиболеехарактерных точках. Режимы работы ТС должны исключать появление внутреннейкоррозии. Сети должны постоянно находиться под защитным потенциалом СКЗ.

2.4.11. Среднегодовая утечкатеплоносителя в тепловых сетях не должна превышать 0,25% от объема воды вработающей сети.

2.4.12. Текущий ремонт тепловыхсетей должен проводиться не реже одного раза в год на основе результатовпериодических осмотров, испытаний и шурфований по утвержденному графику.

2.4.13. После окончания ремонтатепловые сети должны быть промыты до полного осветления воды и испытаныдавлением, равным 125% от рабочего, но не менее чем рабочее давление плюс 0,3МПа.

2.4.14. На летний периодтепловые сети должны быть заполнены водой.

2.4.15. Количество тепла,отпускаемого сторонним потребителям по договорам, должно учитываться с помощьюсоответствующих приборов.

2.4.16. Системаводоснабжения должна обеспечивать технологические, противопожарные ихозяйственно-бытовые нужды производственного предприятия, а также подпиткусистем теплоснабжения и оборотного водоснабжения.

2.4.17. Вода, подаваемая набытовые нужды, должна удовлетворять требованиям ГОСТ 2874-82 "Водапитьевая". Периодичность и методы контроля воды, подаваемые на бытовыенужды, согласовывают с местными органами санитарного надзора.

2.4.18. Эксплуатацияводозаборных сооружений на реках и озерах, а также артезианских скважин должнаудовлетворять требованиям санитарного надзора и условиям водопользования.

2.4.19. Доступ посторонних лиц кколодцам и резервуарам воды для хозяйственно-бытовых нужд должен быть исключен.

2.4.20. Арматура, трубопроводы,сосуды с водой должны быть защищены от замерзания.

2.4.21. Резервуары для храненияводы должны подвергаться очистке один раз в год с последующим хлорированием.

2.4.22 Персонал, обслуживающийобъекты водоснабжения, обязан проходить медосмотр в установленные МинздравомРоссийской Федерации сроки.

2.4.23. Вода, используемая всистеме оборотного водоснабжения, должна соответствовать техническим условиямзаводов - изготовителей оборудования.

2.4.24. Вода, используемая дляподпитки в системе теплоснабжения, должна соответствовать нормам, установленнымдля тепловых сетей и оборудования.

2.4.25. На циркуляционныхнасосах, находящихся в резерве, задвижки должны быть постоянно открыты,обратные клапаны исправны.

2.4.26. Введенные в эксплуатациюучастки водопроводов и насосы для питьевой воды перед включением их вдействующие коммуникации должны предварительно обрабатываться хлорной известью.

2.4.27. Воздушные ресиверы ипредохранительные клапаны должны эксплуатироваться в соответствии сдействующими правилами Госгортехнадзора России.

2.4.28. Эксплуатация объектовводоснабжения должна осуществляться в соответствии с производственнымиинструкциями, разработанными подразделениями с учетом местных условий.

2.4.29. Эксплуатациягазопроводов и оборудования низкого давления должна осуществляться всоответствии с требованиями Правил безопасности в газовом хозяйствеГосгортехнадзора России.

2.4.30. Газ, подаваемый вгазопроводы низкого давления, должен быть одорирован, за исключением газа,используемого на технологические нужды на КС.

2.4.31. Эксплуатациявентиляционных систем и установок должна удовлетворять требованиям настоящихПравил, Правил безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов иместных инструкций.

2.4.32. Вентиляционные системы иустановки должны находиться в исправном состоянии и поддерживать в помещениях ирабочих зонах параметры воздушной среды (температуру, влажность, запыленность,кратность воздухообмена, скорость воздуха) в соответствии с санитарными итехнологическими требованиями.

2.4.33. Техническое обслуживание,ремонт и испытания вентиляционных установок и систем на эффективность должныосуществляться в соответствии с планами-графиками и оформляться техническимиактами или записями в паспортах. Испытания на эффективность должны проводитьсяне реже одного раза в год.

2.4.34. Система канализациипроизводственных объектов должна соответствовать требованиям СНиП 2.04.03-85"Канализация. Наружные сети и сооружения", СН 245-71"Санитарные нормы проектирования промышленных предприятий".

Оборудование и системыканализации должны быть испытаны и приняты в эксплуатацию.

2.4.35. Система канализации иочистные сооружения должны находиться в исправном состоянии и эксплуатироватьсяв соответствии с требованиями настоящих Правил, Правил техники безопасности иинструкций, разрабатываемых и утверждаемых производственными подразделениями.

2.4.36. Газовый конденсат, нефтесодержащиестоки, ядовитые вещества необходимо собирать, обезвреживать и очищать только влокальных очистных установках перед сбросом канализационных вод в системы общейканализации.

Локальные очистные установкидолжны содержаться в исправном состоянии и эксплуатироваться в соответствии сместными инструкциями.

2.4.37. Ответственность затехническое состояние систем газо-, тепло- и водоснабжения, вентиляции иканализации возлагается на руководителей соответствующих цехов, участков,служб, групп, бригад приказом по подразделению.

2.5. Обеспечение охраныобъектов и сооружений

2.5.1. Для предотвращениянесанкционированного проникновения посторонних лиц на территорию объектовгазовой промышленности, могущих нарушить технологический режим эксплуатациигазопроводных систем, объекты ОАО "Газпром" должны быть оборудованызащитными ограждениями и системами охранной сигнализации.

2.5.2. Структура системы охраны(физическая защита, контроль доступа, охранная сигнализация, телевизионноенаблюдение, методы пресечения действий злоумышленников и др.), выборконфигурации, состав средств и их технические характеристики должныопределяться, исходя из назначения объекта и режима его работы, оперативнойобстановки в районе расположения объекта и согласования со службой безопасностиОАО "Газпром".

2.5.3. Ограждения территорииобъектов и сооружений могут быть выполнены из железобетонных панелей илисекционированной сетки-рабицы.

2.5.4. Для защиты отпроникновения через ограждения территории должны применяться периметральныесистемы охранной сигнализации. Для контроля доступа в производственныепомещения используются внутриобъектные системы охранной сигнализации.

2.5.5 Приборы и устройстваохранной сигнализации, устанавливаемые на объектах ОАО "Газпром, должныиметь сертификат ГУВО МВД РФ.

2.5.6. Для защиты периметратерритории объекта или сооружения следует применять системы охранногоназначения, невосприимчивые к промышленным и природным (грозовые разряды ит.п.) электромагнитным помехам.

2.5.7. Периметральными системамиохраны должны быть оснащены:

на линейной части:

крановые площадки;

надземные переходы;

узлы пуска и приема очистныхустройств;

газоизмерительные станции;

на компрессорных станциях,станциях охлаждения газа, ГРС:

общее ограждение территории;

узлы подключения КС;

на подземных хранилищах газа:

ограждение узлов управления;

газораспределительные пункты.

2.5.8. Сигналы тревоги,вырабатываемые датчиками и устройствами охранной сигнализации, должны поступатьна пульты сбора информации, которые располагаются на объектах:

с выделенным караулом - вкараульном помещении;

с дежурным персоналом - впомещениях дежурной смены;

работающих в автоматическомрежиме - на ближайший диспетчерский пульт подразделения.

2.5.9. При получении сигналатревоги дежурная смена или диспетчер действуют согласно должностной инструкции,разрабатываемой руководителем подразделения и утверждаемой руководителемПредприятия.

2.5.10. Монтаж, пусконаладка итехническое обслуживание систем охранной сигнализации, в том числеволоконно-оптических, осуществляется специализированными организациями,имеющими соответствующие лицензии.

2.5.11. Текущую техническуюэксплуатацию средств охранной сигнализации осуществляет служба КИПиА совместносо службой безопасности структурного подразделения.

3. ЛИНЕЙНАЯ ЧАСТЬ

3.1. Общие требования

3.1.1.Требования настоящего раздела распространяются на линейную часть газопровода,состоящую из газопровода с ответвлениями и лупингами, запорной арматурой,переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами подключениякомпрессорных станций, газоизмерительными станциями, пунктами регулированиядавления газа, узлами пуска и приема очистных устройств, конденсатосборниками иустройствами для ввода метанола, емкостями для разгазирования конденсата,установками электрохимической защиты газопроводов от коррозии, линиями исооружениями оперативно-технологической и диспетчерской связи, устройствамиконтроля и автоматики, системами телемеханики, системами электроснабжениялинейных потребителей, противопожарными средствами, противоэрозионными изащитными сооружениями газопроводов, зданиями и сооружениями для обслуживаниялинейной части (дороги, вертолетные площадки, дома линейных обходчиков и т.п.),опознавательными знаками и сигнальными знаками обозначения трассы.

3.1.2.Линейная часть (ЛЧ) магистрального газопровода (МГ) должна обеспечиватьпоставку плановых и договорных объемов газа при выполнении следующихтехнологических операций:

очисткаполости МГ от твердых и жидких примесей посредством пропуска очистных устройствили продувкой;

вводметанола в полость МГ с целью предотвращения образования кристаллогидратов илиих разрушения;

вводингибиторов коррозии в полость газопровода с целью предотвращения коррозиивнутренней поверхности МГ;

перепускгаза из системы в систему с различным рабочим давлением;

перепускгаза между отдельными газопроводами на многониточных системах илипересекающимися газопроводами;

отключение иввод в работу, в случае необходимости, отдельных участков газопроводов;

измерениерасходов газа по магистральным газопроводам;

внутритрубнаядиагностика.

3.1.3.Эффективность и надежность эксплуатации ЛЧ газопроводов должны обеспечиватьсяследующими мерами:

постояннымконтролем за состоянием ЛЧ газопроводов, обходами, объездами, облетом трассы сприменением технических средств;

выполнениемработ по внутритрубной дефектоскопии;

поддержаниемв исправном состоянии ЛЧ газопроводов за счет своевременного выполненияремонтно-профилактических работ, реконструкции;

поддержаниеммаксимально возможной гидравлической эффективности;

своевременноймодернизацией и реновацией морально устаревшего и изношенного оборудования;

соблюдениемтребований к охранной зоне и зоне минимально допустимых расстояний донаселенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных предприятий, зданий исооружений согласно Правилам охраны магистральных трубопроводов и СНиП2.05.06-85 * (табл. 4);

прогнозированием,своевременным предупреждением и ликвидацией аварийных ситуаций и аварий;

регулярным(согласно пункту 1.5.12 настоящихПравил) уведомлением руководителей организаций и населения о местоположениигазопроводов и мерах безопасности.

3.1.4. Навсе газопроводы диаметром более 50 мм составляются паспорта по форме, указаннойв Приложении 15 настоящихПравил, в двух экземплярах. Один экземпляр паспорта хранится в архиве, второй -у лица, ответственного (назначенного приказом по структурному подразделению) заэксплуатацию газопровода.

Необходимыезаписи по аварийно-восстановительному или планово-профилактическим работам,реконструкции или капитальному ремонту вносятся в оба экземпляра паспортоводновременно.

3.1.5. Нагазопроводы линейной части также должен составляться Формуляр Подтверждениявеличины разрешенного рабочего давления (РРД) в соответствии с требованиямиПБ-08-183-98 "Порядок оформления и хранения документации, подтверждающейбезопасность величины максимально разрешенного давления при эксплуатации объектамагистрального трубопровода". См. Приложение5 настоящих Правил.

3.2. Оформление линейнойчасти

3.2.1.Предприятие и его подразделения обязаны принимать все необходимые меры дляобеспечения минимально допустимых расстояний от газопроводов до населенныхпунктов, промышленных и сельскохозяйственных предприятий, зданий и сооруженийсогласно СНиП 2.05.06-85* "Магистральныетрубопроводы".

3.2.2.Технические условия на производство работ в охранной зоне газопроводов,разрешение на производство работ и контроль за их выполнением осуществляютсяструктурными подразделениями Предприятия.

3.2.3.Линейная часть газопроводов должна быть обозначена столбиками высотой 1,5-2 м сопознавательными знаками на прямых участках в пределах видимости, но не реже,чем через 1000 м, а также на углах поворота газопроводов, с указанными на нихкилометражем, фактической глубиной заложения, наименованием газопровода иномера телефона эксплуатирующей организации. На землях сельскохозяйственногопользования столбики устанавливаются только на границах полей, лесопосадок.

Если вдольгазопровода проходят воздушные линии связи, то для обозначения трассыгазопровода можно использовать опоры связи с указанием на них километража,глубины заложения, расстояния от опоры до оси газопровода.

Длязакрепления трассы газопровода на местности вместо железобетонных столбиковможно использовать контрольно-измерительные колонки (КИК) катодной защиты. В этомслучае КИК окрашиваются как километровые столбики.

Километровыестолбики должны быть окрашены в ярко-оранжевый или ярко-желтый цвет.

3.2.4. Вместах пересечения газопроводов с железными и автомобильными дорогами всехкатегорий устанавливаются знаки "Осторожно газопровод" и"Остановка запрещена", запрещающие остановку транспорта нарасстояниях от оси газопровода, указанных в табл. 4 СНиП2.05.06-85* "Магистральные трубопроводы".

Намногониточных переходах должна быть обозначена каждая нитка. Знаки,установленные на пересечениях с автомобильными, железными и водными путями,должны быть согласованы с их владельцами (ведомствами), и на основании этогоподписываются двухсторонние акты.

3.2.5.Установка знаков обозначения ЛЧ МГ должна оформляться совместными актамиземлепользователей и подразделений Предприятия.

Дорожныезнаки, запрещающие остановку транспорта, устанавливает владелец дороги потребованию организации, эксплуатирующей газопровод, и по согласованию сГосавтоинспекцией РФ.

3.2.6. Местапересечения газопроводов с другими надземными и подземными коммуникациямиобозначаются знаками "Газопровод высокого давления". С владельцамикоммуникаций разрабатываются и согласовываются мероприятия по взаимодействию вслучаях аварийных ситуаций.

3.2.7.Подводные переходы газопроводов через судоходные и сплавные реки, а такжеканалы должны быть оборудованы знаками в соответствии с требованиями Устававнутреннего водного транспорта и иметь сигнальные огни, автоматическивключающиеся в темное время суток. Сигнальные знаки устанавливаютсяПредприятием (организацией), эксплуатирующей газопроводы, по согласованию сбассейновыми управлениями водного пути (управлениями каналов) и вносятсяпоследними в перечень судоходной обстановки и в лоцманские карты; трассыморских трубопроводов указываются в Извещениях мореплавателей и наносятся наморские карты.

3.2.8.Подводные переходы газопроводов через несудоходные преграды и овраги должныбыть обозначены знаками обозначения трассы.

3.2.9. Знакидолжны обеспечивать:

визуальноеобнаружение газопровода при патрулировании любым способом;

определениеместоположения газопровода при ведении работ в охранной зоне газопровода.

Каждыйстолбик оборудуется двумя плакатами:

первый - синформацией об охранной зоне, месте залегания и принадлежности газопровода -устанавливается вертикально;

второй - суказанием (в км) по трассе газопровода (для визуального поиска необходимыхучастков с воздуха) - устанавливается с небольшим наклоном к горизонтали (неболее 30°) (Приложения 12, 13).

3.2.10. Всенадземные переходы балочного типа, вне зависимости от их длины, должны бытьоборудованы ограждениями, исключающими возможность перехода посторонних лиц погазопроводу, окрашены алюминиевой краской, иметь надписи и обозначения (всоответствии с Приложением 11)и дополнительную табличку "Проход запрещен".

3.2.11. Припрокладке магистрального газопровода в тоннелях компенсаторы перед входом втоннель должны быть перекрыты железобетонными настилами для защиты газопроводаот камнепадов. Входы газопровода в тоннель должны быть закрыты ограждениями изметаллической решетки или сетки, чтобы исключить возможность проникновенияпосторонних лиц в тоннель. Перед входами в тоннель на видных местах должны бытьвывешены знаки безопасности и плакаты на русском и местном языках с надписями:

"Входпосторонним запрещен. Взрывоопасно". За 50 м от входа в тоннельустанавливается знак "Курение и разведение огня запрещено". Тоннелидолжны обязательно иметь отводы родниковых и других вод.

3.2.12. Навсех участках ЛЧ МГ, как правило, должна быть обеспечена возможность подъезда кгазопроводу для выполнения профилактических, ремонтных и аварийных работ.

3.2.13. Дляобеспечения подъезда к газопроводу на ЛЧ МГ с минимальными объездами крутыесклоны оврагов, ручьев и небольших рек должны быть спланированы таким образом,чтобы через них мог пройти автотранспорт.

В местахобъездов труднопроходимых участков должны быть установлены указателинаправления и расстояния объезда.

3.2.14.Газопроводы, пересекающие водные преграды шириной более 50 м, оборудуютсяреперами, по отношению к которым выполняется высотная привязка результатовпромеров при каждом обследовании перехода. Реперы устанавливаются в зоне,ограниченной горизонтом высоких вод (ГВВ), не ниже отметок 10%-нойобеспеченности. При ширине реки от 50 до 100 м допускается установка одногопостоянного репера. При ширине реки свыше 100 м устанавливаются два и болеерепера.

3.2.15.Трубопровод и узлы пуска и приема очистных устройств должны быть оборудованысигнальными приборами, устанавливаемыми, как правило, на линейных кранах ирегистрирующими прохождение очистных устройств.

3.2.16.Кроме постоянных знаков у каждого линейного обходчика и в машинахлинейно-эксплуатационной службы должны быть переносные предупредительные знакидля ограждения мест утечек газа, ремонтируемых участков, мест размывагазопровода и в других случаях.

3.2.17.Эксплуатирующая организация (подразделение Предприятия) совместно сзаинтересованными организациями устанавливает места организованного переездачерез газопроводы с целью исключения возможного их повреждения. Места переездовдолжны быть оформлены и оборудованы в соответствии с требованиями действующихСНиП.

3.2.18. Длязащиты грунта под газопроводом от размыва на склонах оврагов и берегах рекнеобходимо предотвращать сток поверхностных вод вдоль оси газопровода, а такжерост оврагов и промоин, расположенных в охранной зоне газопроводов.

Водопропускигазопроводов, расположенных в насыпях, дамбах, горах, должны поддерживаться врабочем состоянии.

3.2.19.Подземные газопроводы не должны иметь оголенных участков, открытых шурфов,приямков и котлованов, за исключением периодов проведения текущих ремонтов иобследований. По окончании таких работ в недельный срок оголенные участкидолжны быть засыпаны.

3.2.20.Участки наземной и надземной прокладки магистральных газопроводов не должныиметь пересечений с ЛЭП.

3.2.21.Вдоль трассы магистральных газопроводов и отводов должны быть установленыкилометровые указатели, обеспечивающие возможность проведения их контроля привоздушном патрулировании.

3.3. Организацияэксплуатации

3.3.1.Техническое и методическое руководство эксплуатацией линейной частигазопроводов в газотранспортном предприятии осуществляют заместительгенерального директора по направлению деятельности и производственный отдел поэксплуатации магистральных газопроводов (ПО ЭМГ).

Техническоеи административное руководство эксплуатацией конкретного участка газопроводаосуществляется руководителем (начальником) подразделения в соответствии сустановленным распределением обязанностей. Работами на линейной части газопроводовруководит начальник линейно-эксплуатационной службы (ЛЭС).

3.3.2.Основным производственным звеном подразделения по эксплуатации линейной частигазопровода и установленного на ней оборудования является линейнаяэксплуатационная служба. В зависимости от местных условий и техническогосостояния газопроводов Предприятием могут предусматриваться и другиеорганизационные формы обслуживания.

3.3.3. ЛЭСдолжна обеспечивать эффективную и безопасную эксплуатацию линейной части,оборудования, сооружений при своевременном выполнении технического обслуживанияи ремонта, поддержание в готовности к работе закрепленных механизмов итранспортных средств, хранение и пополнение неснижаемого и аварийного запасовтруб, оборудования и материалов, ликвидацию аварий и отказов в минимальныесроки, герметичность газопроводов и оборудования, предотвращение загрязненийокружающей среды, принимать участие в приемке законченных строительствомгазопроводов и осуществлять своевременное ведение технической документации иотчетности.

3.3.4. Всостав ЛЭС могут входить ремонтно-эксплуатационные пункты (РЭП) и промышленныеплощадки. РЭП организуются по приказу Предприятия и могут функционировать каксамостоятельно, так и под административно-техническим руководством начальниковпромплощадок. В последнем случае начальник ЛЭС осуществляет непосредственноеруководство РЭП, а общее руководство - начальник промплощадки.

3.3.5. Задачи, обязанностислужбы и ответственность начальника ЛЭС определяются Положением о ЛЭС, котороеразрабатывает Предприятие, согласовывая с соответствующими отделамиПредприятия, утверждает положение руководитель Предприятия.

3.3.6,Эксплуатация, техническое обслуживание и ремонт газораспределительных станций(ГРС), домов обходчиков, аварийно-ремонтных пунктов осуществляются, как правило,линейно-эксплуатационными службами в соответствии с распределением сооружений,объектов и границ их обслуживания в подразделении.

3.3.7. Взависимости от принятой системы технического обслуживания и ремонта в составЛЭС могут входить участки, группы или специалисты по электрохимзащите,контрольно-измерительным приборам и автоматике КИПиА) и телемеханике.

3.3.8. Дляоперативного устранения аварий, выполнения трудоемких восстановительных идругих работ на магистральных газопроводах Предприятием могут быть созданыаварийно-восстановительные поезда (АВП). Места дислокации, порядокподчиненности, взаимоотношения с другими структурными подразделениямиустанавливаются положением об АВП, которое разрабатывается Предприятием.

3.3.9. ЛЭС должна выполнятьработы по получению, хранению и заливке метанола в газопровод и на ГРС всоответствии с действующей инструкцией. Заливка метанола в газопровод должнаосуществляться по распоряжению диспетчерской службы Предприятия.

3.3.10. ЛЭСдолжна выполнять работы по получению, транспортировке, хранению и своевременнойзаливке одоранта на ГРС и газораспределительных пунктах (ГРП) в соответствии синструкцией, разработанной и утвержденной подразделением.

3.3.11.Технический надзор за качеством строительства, капитального ремонта,реконструкции и технического перевооружения объектов линейной части долженосуществляться ЛЭС и специальной службой Заказчика.

В отдельныхслучаях, определяемых Предприятием, обеспечение технического надзора можетвозлагаться на работников других специализированных предприятий и организаций,имеющих соответствующие лицензии.

3.3.12.Подключение к действующим газопроводам других газопроводов или объектов должновыполняться по распоряжению ПДС Предприятия после согласования с местнымиорганами Газнадзора силами ЛЭС или другими подразделениями Предприятия. Принеобходимости, для выполнения этих работ Предприятие привлекает сторонниеорганизации. В последнем случае ЛЭС должна обеспечивать отключение участкагазопровода, выпуск газа, другие работы, исключающие подачу газа, образованиевзрывоопасной смеси или разлив конденсата в зоне работ. Работы должнывыполняться по утвержденному плану их проведения, разработанному в соответствиис Типовой инструкцией по безопасному ведению огневых работ на газовых объектахОАО "Газпром".

3.4. Техническоеобслуживание и ремонт

3.4.1.Техническое обслуживание и текущий ремонт должны осуществлятьсялинейно-эксплуатационными службами (ЛЭС) по принадлежности объектов.

Аварийно-восстановительныепоезда (АВП) могут быть использованы для технического обслуживания и ремонта пораспоряжению Предприятия. Методическое руководство техническим обслуживанием иремонтом (в том числе капитальным) осуществляется производственным отделомПредприятия.

3.4.2. Длявыполнения специальных видов работ по техническому обслуживанию и ремонту могутпривлекаться специализированные подразделения газотранспортного предприятия идругих предприятий.

3.4.3. НаПредприятие, обслуживающее линейную часть газопроводов, возлагают следующиеобязанности:

периодическийосмотр газопроводов и их сооружений для выявления утечек, неисправностей,отказов и т.д.

диагностикатехнического состояния газопроводов;

содержаниетрассы, охранной зоны и сооружений в состоянии, отвечающем требованиямнастоящих Правил, Правил охраны магистральных трубопроводов, Правилбезопасности при эксплуатации магистральных трубопроводов;

контроль засостоянием переходов через искусственные и естественные препятствия;

подготовка кэксплуатации и заполнению газом вновь вводимых в эксплуатацию газопроводов иочистка полости действующих;

врезка вгазопроводы отводов для подключения новых объектов, реконструкция узловперемычек и т.п.;

поддержаниев исправном состоянии аварийной техники, механизмов, приспособлений,своевременное их пополнение;

текущееобслуживание, текущий ремонт газопроводов, ликвидация аварий и аварийныхситуаций;

оформление вустановленном порядке документации на ремонтные работы и ликвидацию аварий;

периодическое(один раз в квартал) проведение учебно-тренировочных занятий с отработкойтехнологии ликвидации аварий в целях готовности техники и персонала квыполнению таких работ;

проведениемероприятий по подготовке газопроводов к паводку и работе в осенне-зимнийпериод;

содержаниевертолетных площадок, взлетно-посадочных полос и пунктов заправки авиационнойтехники;

соблюдениеграниц отведенных земельных участков под объекты газопроводов;

поддержаниев исправном состоянии средств линейной телемеханики и КИП, их своевременныйремонт и модернизация.

3.4.4.Система технического обслуживания и ремонта разрабатывается Предприятием идолжна предусматривать: осмотр и обследование технического состояния;техническое обслуживание; текущий ремонт; капитальный ремонт; испытания(переиспытания), сбор, обработку и анализ информации о техническом состоянии;выполнение мероприятий по повышению эффективности, надежности и безопасности.

3.4.5. Приплановом осмотре проверяют охранную зону и зону минимальных расстояний,переходы через водные преграды, реперные знаки, овраги, железные иавтомобильные дороги, крановые площадки и площадки аварийных запасов труб, узлыприема и пуска очистных устройств, вдольтрассовые проезды, подъезды кгазопроводам, мосты, дамбы, переезды через газопроводы, водопропускные и другиесооружения, вдольтрассовые линии связи и электропередач, сохранностьтрансформаторных подстанций и КП ТМ, знаки обозначений трассы, знаки судоходнойобстановки, пересечения газопроводов с коммуникациями сторонних организаций(ЛЭП, нефтепродуктопроводами и т.п.), наличие несанкционированных работ вохранной зоне газопроводов и зоне минимально допустимых расстояний.

3.4.6. Цельюосмотра должно быть: определение технического состояния оборудования икоммуникаций, обнаружение нарушений настоящих Правил, Правил охранымагистральных трубопроводов, выявление утечек, предаварийных состояний иаварий, других неполадок и повреждений, выявление аварий на близлежащихсооружениях и объектах, реально угрожающих целостности или нормальнойэксплуатации газопровода.

3.4.7.Обнаруженные при осмотрах нарушения, повреждения и отказы должнырегистрироваться в журнале осмотра линейной части газопроводов ипредоставляться в отдел по эксплуатации ЛЧ МГ.

Приобнаружении повреждений, характер и размеры которых по оценке лица,выполняющего осмотр, могут привести к аварии, осмотр прекращают и принимаютнемедленные меры по предотвращению аварии.

3.4.8. Срокипроведения осмотров, их периодичность и объемы должны устанавливаться графиком,разработанным ЛПУМГ и утвержденным главным инженером Предприятия.

Приопределении сроков осмотра трасс газопроводов должны учитываться конкретныеусловия их эксплуатации, состояние газопровода, давление газа, состояниегрунтового основания, пучинистость и просадочность грунтов, коррозионнаяактивность грунтов, наличие блуждающих токов, характер местности, время года, атакже вид патрулирования и т.д.

Плановыеосмотры должны производиться не реже двух раз в год (весна-осень).

Сроки обходатрасс газопроводов должны ежегодно пересматриваться с учетом изменения условийэксплуатации и накопленного в процессе эксплуатации опыта.

3.4.9.Осмотры, как правило, выполняются с использованием транспортных средств:вертолетов, самолетов, автотранспорта или пешим обходом. Способы осмотровустанавливает руководство подразделения Предприятия.

Воздушноепатрулирование должно производиться в соответствии с Типовым положением овоздушном патрулировании трасс магистральных газопроводов игазопроводов-отводов (Приложение 17).

3.4.10.Обследования выполняются с применением технических средств и оборудования дляоценки технического состояния отдельных узлов, участков газопроводов или другихобъектов. В объем обследований входит осмотр ЛЧ МГ, газопроводов-отводов, местразведения открытого огня (костры, сжигание стерни и т.д.), выявление нарушенийохранной зоны и зоны минимально допустимых расстояний, наличия необорудованныхпереездов через газопроводы и т.д.

3.4.11.Целью обследования являются:

выявлениесвищей и утечек газа;

выявлениекоррозионных и эрозионных повреждений, трещин и других дефектов металла;

измерениемеханических напряжений металла, деформаций и перемещений участковгазопроводов;

оценкасостояния опор, креплений и других конструктивных элементов, воздушныхпереходов, узлов пуска и приема очистных устройств, газоизмерительных станций(расходомерных пунктов) и т.п.;

определениетехнического состояния подводных переходов;

определениеглубины заложения подземных газопроводов;

оценкагидравлической эффективности, определение местных гидравлических сопротивлений;

определениевозможностей прохождения очистных устройств (для участков, где такие устройстваранее не пропускались);

электрометрическоеобследование и шурфование с визуальной и инструментальной оценками состоянияизоляции и металла трубы.

3.4.12.Программы и методики обследований разрабатываются Предприятием илиспециализированными организациями. Результаты обследования должны оформлятьсяактами, которые должны храниться в линейно-эксплуатационной службе (ЛЭС) и впроизводственном отделе Предприятия. В случае обнаружения при обследованиинарушений ПТЭ МГ об этом должно быть сообщено в производственный отделПредприятия.

3.4.13.Участки газопроводов, расположенные на пересечениях, вблизи объектов, в зонеминимальных расстояний, указанных в СНиП 2.05.06-85 табл. 4, а также вблизиохранных зон шлейфов и технологических коммуникаций, должны обследоваться наобнаружение утечек не реже одного раза в квартал.

Периодичностьэлектрометрических исследований и шурфовок перечисленных выше участковустанавливается Предприятием с учетом их технического состояния.

3.4.14.Обследование на герметичность должно осуществляться с применением специальнойаппаратуры для обнаружения утечек газа и определения их размеров. Периодичностьобследования устанавливает Предприятие.

3.4.15.Ограждения, сооружения для сбора и хранения продуктов очистки должны иметьнеобходимый объем резервуара для приема продуктов очистки, быть исправными иисключать доступ посторонних лиц. На ограждении должны вывешиватьсяпредупредительные плакаты и надписи.

3.4.16. Овсех обнаруженных утечках газа необходимо немедленно сообщить диспетчеруподразделения.

Подразделениедолжно незамедлительно определить место и характер утечки, обеспечитьнеобходимые меры безопасности (установку знаков, ограждений, охранных постов ит.п.). Сроки ликвидации утечки устанавливаются по согласованию с Предприятием.

3.4.17.Техническое состояние опор, креплений, оснований фундаментов и другихконструктивных элементов, мест входа и выхода газопровода на надземныхпереходах, на узлах пуска и приема очистных устройств,газоизмерительных станций (расходомерных пунктах) определяют в соответствии стребованиями проекта и специальной инструкции силами ЛЭС. При этом долженпроизводиться тщательный осмотр наружной поверхности газопроводов.

На надземныхпереходах обследования выполняются трижды: весной - после паводка, летом - впериод максимальных температур воздуха и зимой - при минимальных температурахвоздуха.

3.4.18.Состояние подводных переходов обследуется специализированной организацией всоответствии с требованиями и периодичностью, установленной Регламентом пообслуживанию подводных переходов на действующих магистральных газопроводах.

Переходыглубиной до 1,5 м (в межень) обследуются силами ЛЭС, как правило, в летнийпериод и в соответствии с Регламентом.

Периодичностьобследований устанавливается Предприятием исходя из условий эксплуатации.

3.4.19.Фактическая глубина заложения газопровода должна периодически контролироваться:

на непахотныхземлях - не реже одного раза в три года;

на пахотных- один раз в год перед весенними посевными работами. Контроль проводится черезкаждые 500 м и в характерных точках. Особое внимание необходимо уделять местамвозможных изменений рельефа местности: оползням, размывам, просадкам грунта ит.п. На участках с глубиной заложения газопровода менее 0,8 м до верхнейобразующей трубы должны предусматриваться и выполняться дополнительные меры пообеспечению сохранности газопровода (обваловка и т.д.).

Оголениегазопроводов, их провисание не допускаются. В этих случаях участок газопроводадолжен быть подвергнут капитальному ремонту и заглублен.

3.4.20. Обследованиягазопроводов, проложенных в районах распространения вечномерзлых грунтов,дополнительно должны включать следующие работы:

· исследования состояния окружающихгазопровод грунтов в разное время года (влажность, льдистость, плотность ит.д.);

· контроль глубины слоя сезонногопротаивания и промерзания;

· контроль солифлюкционных итермокарстовых процессов в грунтах газопроводов и дорог;

· контроль термоэрозии иоврагообразования грунтов газопровода и дорог;

· контроль тепловоговзаимодействия газопроводов с промерзающими, оттаивающими, талыми и мерзлымигрунтами.

3.4.21. Приобследовании газопроводов, проложенных в горных местностях, детально должныобследоваться участки переходов подземного трубопровода в надземный, меставозникновения эрозионных и оползневых процессов, места поворота трубопровода вплане и по вертикали.

3.4.22.Участки газопроводов, проложенных в подвижных песках и дамбах, обследуют одинраз в год.

3.4.23. Порезультатам обследований ЛЭС составляет график выполнения ремонтных работ.Работы, требующие отключения участков газопроводов и ГРС, планируютсяПредприятием по заявкам подразделений в составе комплекса ремонтных работ.

3.4.24. Входе обследований проверяют водопропускные сооружения и устройства,периодически подтопляемые территории, прилегающие к газопроводам, состояниеоткосов, каменных набросов и облицовок в местах переходов и пересечений сводными преградами и оврагами, места возможных размывов.

3.4.25. Припроведении обследований (осмотров) газопроводов, проложенных черезавтомобильные и железные дороги в защитных футлярах (кожухах), долженпроводиться оперативный анализ воздушной среды из межтрубного пространства спомощью переносного газоанализатора на наличие углеводородов - два раза в год.

Проверкаэлектрического контакта между трубой и футляром проводится не менее одного разав год.

3.4.26.Текущим ремонтом следует считать работы по поддержанию линейной части и ееоборудования в исправном состоянии без прекращения подачи газа, работы поповышению надежности и безопасности эксплуатации силами работников ЛЭС.

3.4.27. Вобъем текущих ремонтных работ должны включаться работы, не предусматриваемые впланах капитального ремонта газопроводов, выявленные в ходе осмотров,обследований и технического обслуживания линейной части, крановых площадок,переходов и пересечений узлов приема и пуска очистных устройств, площадок изон, прилегающих к ним.

3.4.28.Подразделения должны составлять годовые планы-графики выполнения текущегоремонта, которые должны быть представлены в Предприятие для утверждения.

Впланы-графики текущего ремонта в течение календарного года могут быть внесеныдополнения по результатам выполненных осмотров, обследований, испытаний.

Сокращениеобъемов работ, предусмотренных утвержденным планом текущего ремонта,допускается только по согласованию с Предприятием.

3.4.29.Работы по текущему ремонту должны включать:

восстановлениеобозначения трассы;

ремонтизоляционных покрытий газопровода протяженностью до 500 м, в том числе ремонтизоляции в месте выхода газопровода из грунта, который должен осуществляться нереже одного раза в три года, на расстоянии до 1,5 м по обе стороны от границыземля-воздух;

замену трубна отдельных участках газопроводов;

наплавкукаверн стенок труб;

подсыпкуплощадок;

ремонтограждений крановых площадок, площадок пуска и приема очистных устройств,метанольниц, амбаров и т.п.;

восстановлениедорог для вдольтрассового проезда и переездов через газопровод, подъездов ккрановым площадкам и площадкам аварийного запаса труб;

восстановлениепроектной глубины заложения газопровода, устранения оголенных и мелкозаложенныхучастков газопроводов;

закреплениеподвижных песков;

выполнениеработ по предотвращению образований оврагов, размывов и просадок грунта,восстановлению дамб;

восстановлениепредусмотренной проектом или инструкцией обваловки, ликвидацию неорганизованныхпереездов;

вырубкудеревьев и кустарников по трассе газопроводов и отводов;

ремонтводопропускных сооружений и берегоукрепительных устройств, ремонт иливосстановление стеллажей с аварийным запасом труб, пополнение и праймированиеаварийного запаса, обновление надписей, нумерации и обозначений;

ремонтвертолетных площадок, площадок (стоянок) аварийной техники, территорий и зданийЛЭС;

устранениеутечек газа и свищей, замену запорной арматуры и соединительных деталей;

устранениевыпучиваний, всплытий, гофр, ремонт фундаментов, опор креплений и других конструктивныхэлементов воздушных переходов, надземных участков газопроводов, камер пуска иприема очистных устройств, конденсатосборников, узлов сбора и хранениязагрязнений, газоизмерительных станций (расходомерных пунктов);

ремонтподводных переходов глубиной до 1,5 м (в межень) и переходов через овраги;

ремонтскладов для хранения метанола, одоранта, неснижаемого и аварийного запасаматериалов и оборудования;

восстановлениевытяжных свечей футляров, ограждений воздушных переходов;

восстановлениесистемы охраны оборудования и сооружений.

3.4.30. Длязакрепления (стабилизации положения поверхности) движущихся песковрекомендуется применять методы:

инженерноймелиорации:

техническоймелиорации;

фитомелиорации.

3.4.31.Методы инженерной мелиорации включают в себя создание сети оросительных каналовдля принудительного увлажнения (обводнения) сухого грунта.

3.4.32.Техническая мелиорация заключается в искусственном повышении устойчивостигрунтов. Это достигается введением в грунт закрепляющих растворов и добавок,стабилизирующих поверхность грунта. Растворы и добавки должны пройтиэкологическую экспертизу и быть признанными экологически чистыми, иметьсертификаты.

3.4.33.Рекомендуется применять следующие растворы и добавки:

органические(нефть и побочные нефтепродукты, отходы нефтепроизводства);

гранулометрическиеи минеральные (глина, цемент, известь, шлаки, зола и т.д.);

химические(синтетические смолы и латексы, силикаты, нерозин, полимеры в виде пленок ижидкостей и т.д.).

3.4.34.Фитомелиорация заключается в высадке растений - грунтоукрепителей (кандым,черкез, саксаул и др.). Для достижения большого эффекта черенки растенийрекомендуется предварительно обрабатывать ростовыми стимуляторами.

3.4.35.Мощность (толщина) монолитного покрытия зависит от генезиса и плотности(фильтрационных свойств) обрабатываемого грунта.

3.4.36.Эффективность противоэрозионного закрепления движущихся песчаных грунтоврекомендуется оценивать по следующим показателям (во времени):

прочность наодноосное раздавливание:

динамическаяустойчивость под воздействием внешних механических разрушающих факторов;

ветроустойчивость;

водоустойчивость(размокаем ость).

Припрохождении трассы газопровода вблизи населенных пунктов необходимо учитывать ипоказатель запыленности воздуха.

3.4.37. Конкретныйметод закрепления песков следует принимать в зависимости от местных условий ивозможностей эксплуатационных организаций.

3.4.38.Необходимость, объемы и сроки выполнения капитального ремонта линейной частигазопровода и их участков определяет Предприятие по результатам осмотра,обследований, комплексной диагностики технического состояния, прогнозируемымрежимам транспортировки газа, установленным предельным рабочим давлениям, порезультатам анализа эксплуатационной надежности с учетом местных условий итребований безопасности.

3.4.39.Капитальный ремонт подводных переходов осуществляется в соответствии сдействующей нормативно-технической документацией силами специализированныхпредприятий (организаций) по проектам, разработанным организациями, имеющимилицензии на данный вид деятельности. Капитальный ремонт подводных переходовчерез реки и ручьи глубиной (в межень) до 1,5 м может быть выполнен силамиПредприятия.

3.4.40.Капитальный ремонт линейной части осуществляется в соответствии с действующимиПравилами капитального ремонта магистральных газопроводов и другиминормативными документами по строительству трубопроводов, безопасному ведениюогневых и газоопасных работ и т.п.

3.4.41. Длясигнализации и защиты магистральных газопроводов от превышения давления системыавтоматической защиты на КС должно устанавливать следующие значения превышениядавления: сигнализации - 0,05-0,1 МПа (0,5-1,0 ати), защиты 0,1-0,15 МПа (1,0 -1,5 ати), согласно паспортам заводов - изготовителей нагнетателей.

3.4.42. Оборудование для очисткиполости газопровода должно обеспечивать выполнение необходимых технологическихопераций по пуску и приему очистных устройств и средств внутритрубнойдефектоскопии, контролю за прохождением его по участку, сбору и хранениювыносимых из газопровода загрязнений.

3.4.43.Конструкция очистных устройств должна исключать возможность перетока через негозагрязнений при движении устройств по всей длине очищаемого участка.

3.4.44.Очистка полости газопровода должна выполняться по специальной, разрабатываемойПредприятием инструкции, которая должна предусматривать:

организациюработ по пропуску очистного устройства;

технологиюпуска и приема очистного устройства;

методы исредства контроля за прохождением очистного устройства;

требованиябезопасности и противопожарные мероприятия.

3.4.45.Сроки и периодичность пропуска очистных устройств определяют исходя изфактического гидравлического состояния участков газопровода ПДС Предприятия.

3.4.46. Приобнаружении утечки вблизи населенного пункта, железных и автомобильных дорогдополнительно должны быть приняты меры: по предупреждению жителей населенногопункта об опасности; по прекращению движения транспорта в сторону газопровода;по организации, в случае необходимости, объезда по автомобильной дороге, расположеннойвблизи места утечки; по прекращению движения поездов при наличии угрозыжелезнодорожному транспорту; по организации постоянного дежурства линейногоперсонала на опасных направлениях; по устранению утечки в кратчайший срок.

3.4.47.Магистральные газопроводы Ду 500 мм и выше перед вводом в эксплуатацию должныпроходить внутритрубную дефектоскопию (приказ ОАО "Газпром" № 121 от11.08.92.).

3.4.48.Переиспытания магистральных газопроводов следует проводить в соответствии стребованиями Типового регламента по переиспытанию действующих магистральныхгазопроводов диаметром 1420 мм, подверженных стресс-коррозии, специальнойинструкции на проведение переиспытаний, разрабатываемой газотранспортнымПредприятием, а также действующими нормативными документами, регламентирующимивопросы безопасности эксплуатации магистральных газопроводов.

3.5. Транспортныетехнические средства

3.5.1.Линейно-эксплуатационная служба (ЛЭС) должна быть оснащена необходимымитранспортными средствами, строительными и ремонтными механизмами, материалами,инструментами и инвентарем в соответствии с действующим нормативным табелемоснащения ЛЭС магистральных газопроводов.

3.5.2.Транспорт, механизмы и оборудование, предназначенные для выполненияаварийно-восстановительных работ, должны находиться в постоянной исправности иготовности к немедленному выезду и применению. Использовать данную технику нахозяйственных работах запрещается.

3.5.3.Приказом по подразделению, согласованному с Предприятием, все транс портныесредства, ремонтно-строительные механизмы и машины должны быть разделены нахозяйственные, аварийные и для ремонтно-профилактических работ; закрепленыперсонально за работниками ЛЭС, которые несут ответственность за содержание ихв исправном состоянии, укомплектованность и постоянную готовность киспользованию по назначению.

3.5.4.Аварийные автомобили оснащаются оборудованием, материалами, инструментами иинвентарем в соответствии с табелем оснащенности, утвержденным руководствомПредприятия, применительно к местным условиям.

3.5.5.Аварийные, транспортные и ремонтно-строительные машины и механизмы должны бытьзарегистрированы в установленном порядке в органах Госавтоинспекции.

3.5.6.Разрешение на выезд аварийной техники ЛЭС и аварийно-восстановительных поездов(АВП) для ликвидации аварийных ситуаций на газопроводах дается производственнымотделом Предприятия. Разрешение на выезд аварийной техники во время проведенияаварийно-тренировочных выездов дает руководитель структурного подразделения.

3.6. Аварийный запас

3.6.1.Аварийный запас труб (АЗТ), трубопроводной арматуры, оборудования,соединительных деталей, горюче-смазочных и других материалов предназначен идолжен использоваться для ликвидации аварий. Аварийный запас может пораспоряжению руководства Предприятия использоваться при переиспытанияхгазопроводов, для ликвидации отказов и для текущего ремонта.

3.6.2. Помере использования аварийный запас должен немедленно восполняться вустановленных объемах, но не ниже нормируемого неснижаемого запаса труб,арматуры, соединительных деталей, горюче-смазочных и других материалов.

Порядокпополнения, хранения, учета и отчетности подразделений по использованиюаварийного запаса труб регламентируется Инструкцией о порядке хранения,использования и пополнения неснижаемого АЗТ и Нормами аварийного запаса труб,утвержденными Мингазпромом 12.10.77 г.

3.6.3. Маркаи толщины стенок труб аварийного запаса должны соответствовать аналогичнымпараметрам эксплуатируемых труб.

3.6.4. Трубыаварийного запаса должны иметь на внутренней поверхности маркировку, содержащуюданные об их длине, диаметре, толщине стенки и марке стали, заводские номератруб и сертификаты.

3.6.5.Пункты хранения аварийного запаса труб располагаются вдоль трассы газопровода,на площадках КС, в местах расположения узловых и базовых пунктов ЛЭС, в районерасположения крановых узлов, в местах, удобных для подъезда, свободной погрузкии разгрузки. Земельный участок под АЗТ отводится в установленном порядке.

3.6.6.Периодически, но не реже, чем два раза в год, подразделения должны проводитьосмотр аварийного запаса труб. По мере необходимости должны выполняться работыпо ремонту стеллажей, праймирование, скашивание растительности и т.п.

3.6.7.Аварийный запас арматуры, соединительных деталей, пригрузов, материалов долженхраниться в подразделениях Предприятия. Номенклатура и объемы запасовустанавливаются Предприятием для каждого подразделения с учетом потребностейКС, ПХГ и ГРС.

3.6.8.Трубы, соединительные детали, электроды, изоляционные материалы аварийногозапаса должны иметь документы (сертификаты, паспорта), подтверждающиевозможность их применения на магистральных газопроводах.

3.6.9.Изоляционные покрытия, используемые при аварийно-восстановительных работах нагазопроводах, должны иметь сертификат с указанием марки покрытия, партии, срокаи порядка его нанесения (для труб, изолируемых в условиях трассы), предельнойтемпературы эксплуатации.

3.6.10.Замену неиспользованного аварийного запаса изоляционных материалов необходимопроизводить по истечении 75% времени их допустимого хранения в соответствии сдействующими нормативными материалами.

3.6.11. Приналичии на газопроводе узлов очистки независимо от числа ниток и протяженностиучастка следует предусматривать аварийный запас камер пуска и приема очистныхустройств - по одному комплекту каждого типоразмера на каждое газотранспортноеПредприятие.

3.6.12.Количество и типоразмеры неснижаемого запаса очистных устройств уточняютсяорганизацией, эксплуатирующей газопровод, в зависимости от характера иинтенсивности загрязнения полости и частоты циклов очистки.

3.6.13.Аварийный запас труб должен быть уложен на стеллажах под наклоном 1-2 градусапо вертикали для предотвращения скапливания воды внутри труб АЗТ.

3.7. Техническаядокументация

3.7.1.Линейно-эксплуатационная служба должна иметь следующую техническуюдокументацию:

· копии актов отводаземельных участков под трассу газопроводов, РЭП, дома линейных ремонтеров идругих сооружений, обслуживаемых ЛЭС, и другие юридические документы на правопользования землей;

· исполнительную техническуюдокументацию на линейную часть газопровода;

· утвержденныеруководством подразделения технические схемы обслуживания участкамагистрального газопровода с ситуационным планом местности (переходы через рекии овраги, вдольтрассовые дороги, ближайшие населенные пункты, пересечениегазопроводов с другими подземными и надземными коммуникациями, автомобильными ижелезными дорогами, места хранения аварийного запаса труб, места расположенияобъектов и средств электрохимической защиты и т.д.);

· технические паспорта намагистральный газопровод;

· паспорта на подводныепереходы;

· паспорта основногооборудования и сосудов, работающих под давлением;

· формуляр Подтвержденияразрешенного рабочего давления;

· заводские инструкции на аварийнуютехнику;

· заводские инструкции наэксплуатацию оборудования и механизмов; технические акты о нанесениифактического положения газопроводов на карты землепользователей;

· другуюнормативно-техническую документацию, установленную Предприятием (в том числекомпьютерный банк данных).

3.7.2. Служба ЛЭС должна иметьследующую оперативную документацию:

журналосмотра трассы газопровода;

журналремонтных работ;

план сборааварийной бригады;

журнал учетавыездов аварийных машин;

техническиеакты по расследованию отказов, повреждений и аварий;

документациюпо хранению одоранта;

актытехнического обследования и испытаний газопроводов и оборудования;

нормативно-техническуюбазу данных;

журналосмотра переходов под автомобильными и железными дорогами и водными преградами.

3.7.3. Висполнительную документацию и технические паспорта газопроводов должнысвоевременно вноситься изменения, связанные с реконструкцией, аварийным икапитальным ремонтом, пересечением газопровода новыми коммуникациями, а такжеизменениями в зоне минимально допустимых расстояний.

3.8. Техническаядиагностика газопроводов

3.8.1.Основной задачей технической диагностики ЛЧ МГ является своевременное выявлениеизменений ее технического состояния: условий взаимодействия с окружающейсредой, оценка остаточного ресурса газопровода, а также выбор наиболееэффективных способов ремонта и мероприятий для обеспечения безопаснойэксплуатации и надежной работоспособности ЛЧ МГ.

Планированиеи проведение работ по технической диагностике должно осуществляться всоответствии с "Положением по организации и проведению комплексногодиагностирования линейной части магистральных газопроводов ЕСГ".

3.8.2.Диагностическое обслуживание ЛЧ МГ выполняется как силами газодобывающих игазотранспортных предприятий, так и специализированными сервисными организациями.Комплекс диагностических мероприятий, проводимых на стадии эксплуатациигазопровода, включает:

обзорныенаблюдения, в том числе аэро- и фотосъемку, оптический и лазерный мониторингутечек газа и др.;

контроль иизмерение параметров в реальном масштабе времени (мониторинг) с помощьюстационарных встроенных датчиков;

периодическиеприборные обследования, в том числе интенсивные электрометрические измерения,геодезическое позиционирование газопроводов, контроль подводных переходов,определение напряженно-деформированного состояния и др.;

периодическиевнутритрубные обследования, в том числе контроль геометрии трубы, еекоррозионного состояния, выявление трещин и др.;

оценкутехнического состояния ЛЧ МГ на основе обобщения результатов наблюдений, проведенныхобследований, ретроспективного анализа возникавших отказов и аварий;

прогнозированиеостаточного ресурса работы контролируемого участка газопровода;

прогнозированиебезаварийной работы газопровода с выдачей рекомендаций по проведениювыборочного ремонта и реконструкции газопроводов;

созданиебанков данных по диагностированию объектов газотранспортных систем.

3.8.3.Работы по диагностическому обслуживанию ЛЧ МГ проводятся на основанииежегодного Плана проведения диагностики газопроводов ОАО "Газпром".Указанный план составляется и утверждается ОАО "Газпром", исходя изнеобходимой периодичности диагностики технического состояния участковгазопроводов, обеспечения их надежной и безопасной эксплуатации.

3.8.4.Объектные планы технической диагностики ЛЧ МГ должны составляться каждым ЛПУМГнепосредственно после пуска объекта в эксплуатацию и ежегодно корректироватьсяна протяжении всего периода эксплуатации объекта, исходя из его техническогосостояния. Такие планы должны включать:

патрулирование;

диагностическийконтроль качества и полноты ТО или ремонта;

комплексныедиагностические обследования (в начальный период эксплуатации, периодическиеосвидетельствования технического состояния ЛЧ, переиспытания, специальныедиагностические исследования);

постоянныедиагностические измерения технических и технологических параметровтрубопровода.

3.8.5.Планом технической диагностики должны устанавливаться:

целидиагностических работ;

методы исредства диагностики;

объемы,периодичность и порядок проведения диагностических работ, в том числе на этаперанней диагностики;

исполнители,форма отчетности;

экономическоеобоснование выбранной стратегии диагностического контроля.

3.8.6. Приразработке планов технической диагностики ЛЧ МГ и установлении ее сроков,периодичности и объемов должны учитываться следующие факторы:

особенностирайона расположения трубопровода, конструкция трубопровода, его участков иэлементов, возраст объекта;

взрыво- ипожароопасность транспортируемого по трубопроводу продукта;

техническоесостояние объекта на момент планирования;

эффективностьи стоимость средств диагностики, затраты на проведение самих диагностическихисследований.

3.8.7. Принеобходимости снижения производительности участка газопровода для егодиагностирования сроки проведения работ и порядок изменения технологическогорежима должны быть согласованы с Центральным производственно-диспетчерскимуправлением ОАО "Газпром".

3.8.8. Наоснове имеющейся диагностической информации Предприятия составляютежеквартальные и годовые отчеты о техническом состоянии ЛЧ МГ, которыенаправляют в центры диагностики и ОАО "Газпром".

3.8.9. Приоценке технического состояния действующих трубопроводов необходимо использоватькомплексную диагностику.

Комплекснаядиагностика должна проводиться в первую очередь на потенциально опасныхучастках, которые выделяются на основе анализа:

проектной,исполнительной и эксплуатационной документации;

информационныхматериалов по ранее выполненным исследованиям природно-технических условийтрассы и прилегающей местности, литературных источников;

материаловаэросъемочных работ;

отчетов подефектоскопии;

данныхпредыдущего наземного контроля.

3.8.10. Какпотенциально опасные следует выделять:

участкитрассы с наиболее сложными мерзлотными инженерно-геологическими и технологическимиусловиями, к которым следует относить:

участки,сложенные сильнольдистыми (суммарной льдистостью более 0,4), пучинистымигрунтами и подземными льдами;

участкитрассы, расположенные на границе между талыми и вечномерзлыми грунтами;

участкитрассы с наиболее высокими эксплуатационными нагрузками и воздействиями натрубопровод;

косогоры сльдонасыщенными грунтами;

оползневыеучастки;

пересечениеселевых потоков;

участки наподрабатываемых территориях;

всплывшиеучастки и арки;

воздушные иподводные переходы;

пересечениетрубопроводов;

переходы поджелезными и автомобильными дорогами;

технологическиетрубопроводы компрессорных станций;

конструктивныеузлы - перемычки, крановые узлы, компенсаторы, отводы;

участки сдефектами (по результатам дефектоскопии).

3.8.11. Напотенциально опасном участке газопровода должен проводиться комплексдиагностических работ, включающий в себя:

рекогносцировочноеобследование трассы газопровода;

определениедействительного положения трубопровода и величин перемещения труб в плане и поглубине;

определениетолщин стенок труб и напряженного состояния трубопровода в различных сечениях;

определениесостояния изоляционного покрытия и основных характеристик защищенноститрубопровода от коррозии;

определениефизико-механических характеристик грунтов, окружающих трубопровод, и величинотрицательной или положительной плавучести труб;

определениевнешних силовых воздействий на трубопровод на участках различных категорий;

определениевнутреннего давления и температуры стенок труб в контролируемых сечениях.

3.8.12. Всеконтролируемые параметры после определения их начальных значений припоследующих измерениях контролируются, как правило, в одних и тех же сечениях,за исключением случаев возникновения неожиданных проявлений аварийного состояниягазопровода между сечениями, в которых осуществлялся контроль.

3.8.13.Проведение внутритрубных обследований регламентируется в ОАО"Газпром" Инструкцией по внутритрубной инспекции трубопроводныхсистем и осуществляется в соответствии с Планом проведения внутритрубнойдефектоскопии.

Периодичностьпроведения внутритрубных обследований зависит от технического состояния ивнешних условий (грунтовых, климатических, геологических, гидрологических идр.) для каждого конкретного участка газопровода. По окончании строительствановых газопроводов, но не позднее первого года эксплуатации, необходимовыполнить работы по их внутритрубному обследованию. Средний срок повторногообследования газопроводов средствами внутритрубной диагностики - 5 лет.

3.8.14. Вслучае выявления средствами внутритрубной дефектоскопии недопустимых дефектовтрубопроводов (глубокие вмятины, гофры, трещины, сильная коррозия) работы поустранению дефектов выполняются незамедлительно.

3.8.15.Предприятия, осуществляющие эксплуатацию ЛЧ МГ, несут ответственность задостоверность и сохранность информации, полученной в процессе проведениятехнической диагностики.

3.8.16. На основании проведенныхдиагностических обследований проводится оценка технического состояния ЛЧ МГ ипрогнозируется ее работоспособность. По результатам проведенного анализаформируются заявки на включение рекомендуемых участков газопровода в планпроведения диагностики, капитального ремонта и реконструкции.

4. КОМПРЕССОРНЫЕСТАНЦИИ

4.1. Общие требования

4.1.1.Компрессорные станции должны обеспечивать проектную или плановуюпроизводительность газопровода повышением давления транспортируемого газа приосуществлении следующих основных технологических процессов: очистки газа отжидких и твердых примесей; компримирования газа; охлаждения газа.

4.1.2.Комплекс компрессорной станции включает, как правило, следующие объекты,системы и сооружения:

один илинесколько компрессорных цехов;

узлы пуска иприема очистных устройств;

системусбора, удаления и обезвреживания твердых и жидких примесей, извлеченных изтранспортируемого газа;

системуэлектроснабжения;

системупроизводственно-хозяйственного и пожарного водоснабжения;

системутеплоснабжения;

системуканализации и очистные сооружения;

системумолниезащиты;

систему ЭХЗобъектов КС;

систему связи;

диспетчерскийпункт (ДП) КС;

административно-хозяйственныепомещения; склады для хранения материалов, реагентов и оборудования;оборудование и средства технического обслуживания и ремонта линейной части иКС; вспомогательные объекты.

Компрессорныйцех включает в себя группу ГПА, установленных в общем или индивидуальныхзданиях (укрытиях), и следующие системы, установки и сооружения, обеспечивающиеего функционирование:

узелподключения к магистральному газопроводу;

технологическиекоммуникации с запорной арматурой;

установкуочистки газа;

установкивоздушного охлаждения газа;

станциюохлаждения газа (СОГ);

системытопливного, пускового и импульсного газа;

системуохлаждения смазочного масла;

электрическиеустройства цеха;

системуавтоматического управления и КИП;

вспомогательныесистемы и устройства (маслоснабжения, пожаротушения, отопления, контролязагазованности, вентиляции и кондиционирования воздуха, канализации, сжатоговоздуха и др.).

4.1.3.Эффективность, надежность и безопасность оборудования КС должны обеспечиватьсяс помощью технической диагностики состояния оборудования; поддержанияоборудования и коммуникаций в исправном состоянии; модернизации или реновацииморально или физически устаревшего оборудования.

4.1.4.Оборудование компрессорной станции должно иметь технологическую станционнуюнумерацию, нанесенную несмываемой краской или другим способом.

4.1.5.Контроль качества газа, масел, смазок, охлаждающих жидкостей, технической ипитьевой воды, а также загазованности рабочих зон, помещений и колодцев долженосуществлять эксплуатационный персонал в соответствии с производственнымиинструкциями; объекты и оборудование, подведомственные Госгортехнадзору России,должны иметь надписи, соответствующие его требованиям.

4.1.6.Изменения в конструкции оборудования КС, проводимые в порядке модернизации,должны проводиться на основе бюллетеней предприятий-изготовителей(разработчиков изделий), информационных и циркулярных писем, рационализаторскихрешений рассмотренных и рекомендованных к внедрению.

Рационализаторскиепредложения и другие технические решения по изменению конструкции ГПА и другогоосновного технологического оборудования КС, как правило, должны бытьсогласованы с предприятием - изготовителем данного изделия.

4.1.7. Всеизменения в оборудовании и коммуникациях КС после внедрения и опробованиядолжны быть внесены в исполнительную техническую документацию.

Всеизменения должны доводиться до сведения эксплуатационного персонала, длякоторого знание этих фактов обязательно. Оповещение об изменениях должно бытьоформлено письменно в виде внепланового инструктажа на рабочем месте илизаписью в журнале распоряжений.

4.1.8. Натрубопроводы компрессорной станции также должен составляться ФормулярПодтверждения величины разрешенного рабочего давления (РРД) в соответствии стребованиями ПБ-08-183-98 "Порядок оформления и хранения документации,подтверждающей безопасность величины максимально разрешенного давления приэксплуатации объекта магистрального трубопровода". См. Приложение 6 настоящих Правил.

4.2. Организацияэксплуатации

4.2.1.Основными задачами персонала, осуществляющего эксплуатацию, техобслуживание иремонт оборудования, систем и сооружения КС, являются:

осуществлениезаданного режима компримирования газа;

обеспечениенадежности, эффективности, экономичности и безопасности оборудования и системКС;

обеспечениеисправного состояния производственных зданий, сооружений, территории;

поддержаниетехнического состояния оборудования на основе системы ремонтно‑техническогообслуживания;

защитаокружающей среды и эксплуатационного персонала от опасных и вредныхпроизводственных факторов;

организацияи проведение работ по реконструкции, техническому перевооружению, модернизацииосновного и вспомогательного оборудования.

4.2.2.Производственные объекты, оборудование и коммуникации КС эксплуатируютсяслужбами (участками):

газокомпрессорной- основное и вспомогательное технологическое оборудование, системы и сооружениякомпрессорного цеха;

энерговодоснабжения- электротехнические устройства КС, системы тепло- и водоснабжения,промышленной канализации;

контрольно-измерительныхприборов и автоматизации - средства автоматизации основного и вспомогательногооборудования КС.

Производственныезадачи эксплуатационных служб, права и обязанности их руководителейопределяются соответствующими положениями об эксплуатационных службах,утверждаемыми газотранспортным Предприятием.

4.2.3.Эксплуатационные службы должны обеспечивать контроль минимальных расстояний отвнешних объектов, зданий и сооружений согласно СНиП 2.05.06-85* "Магистральныегазопроводы".

4.2.4. Вобязанности газотранспортного Предприятия входит обеспечение ведомственногоконтроля за организацией эксплуатации КС, в том числе:

контроль заорганизацией эксплуатации;

контроль засоблюдением ПТЭ, ПТБ, ППБ и инструкций по эксплуатации;

периодическийконтроль за состоянием и техническое освидетельствование оборудования, зданий исооружений;

контрольвыполнения мероприятий, предусмотренных системой технического обслуживания иремонта;

контрольвыполнения нормативно-технических и организационно-распорядительных документов;

контроль зарасследованием и учет нарушений ПТЭ и инструкций по эксплуатации;

оценка достаточностипредупредительных и профилактических мероприятий по повышению техническогоуровня эксплуатации и предупреждению отказов в работе и производственноготравматизма;

контроль иучет мероприятий по предупреждению аварий и готовности к их ликвидации;

ведениеработы с заводами-изготовителями по претензиям;

контроль заобеспечением государственных и региональных требований по охране окружающейсреды.

4.3. Техническое обслуживание, ремонт, модернизацияи реконструкция

4.3.1.Поддержание оборудования КС в работоспособном состоянии осуществляется спомощью системы технического обслуживания и ремонта.

4.3.2.Система технического обслуживания и ремонта должна предусматривать:

периодическоетехническое (включая диагностическое) обслуживание при работе под нагрузкой;

техническоеобслуживание и (или) текущий ремонт на остановленном оборудовании посленазначенной наработки;

техническоеобслуживание оборудования и систем, находящихся в резерве и консервации;

планово-предупредительные(средние, капитальные) ремонты;

аварийно-восстановительныеремонты.

4.3.3.Периодичность и объемы технического обслуживания и ремонта определяютсяподразделением с учетом технического состояния оборудования и требованийэксплуатационной и ремонтной документации предприятий - изготовителей оборудования.

4.3.4.Диагностическое обслуживание оборудования КС осуществляется техническимислужбами Предприятия и региональными диагностическими центрами в соответствии снормативно-технической документацией, утверждаемой ОАО "Газпром".

4.3.5.Ремонт вспомогательных механизмов, непосредственно связанных с основнымиагрегатами, должен проводиться одновременно с ремонтом последних.

4.3.6. Довывода оборудования и сооружений в капитальный или средний ремонт должны быть:

составленыведомости объема работ и смета, уточняемые после вскрытия и осмотраоборудования:

проведеныэкспресс-испытания оборудования для получения данных, необходимых для анализатехнического состояния;

составленыграфик ремонта и проект организации ремонтных работ;

подготовленанеобходимая ремонтная документация, составлена и утверждена документация наработы по модернизации и реконструкции оборудования, намеченные к выполнению впериод ремонта;

подготовленынеобходимые материалы, запасные части, узлы и подготовлена соответствующаядокументация;

укомплектованы,приведены в исправное состояние и, при необходимости, испытаны инструмент,приспособления и подъемно-транспортные механизмы;

укомплектовани проинструктирован ремонтный персонал.

4.3.7. Планыи графики ремонтов составляет Предприятие и согласовывает с ремонтнойорганизацией.

4.3.8. Компрессорный цех в плановом порядке один раз в годдолжен быть остановлен (в летнее время) на срок до 48 ч для выполненияремонтно-профилактических работ и проверки станционных защит и отключающейзапорной арматуры.

4.3.9. Передплановой остановкой компрессорного цеха необходимо составить и утвердить планработ с указанием руководителей и исполнителей; укомплектовать планируемыеработы необходимыми материалами, инструментами и механизмами.

4.3.10.Повышение надежности транспортировки газа и сокращение времени нааварийно-восстановительный ремонт оборудования КС должны обеспечиватьсясозданием и поддержанием неснижаемых запасов материалов и запасных частей и ихобменным фондом.

Запасные узлы и детали однотипногооборудования могут размещаться в централизованных складах газотранспортногоПредприятия.

Должен бытьорганизован учет всех имеющихся на КС запасных частей и оборудования; ихсостояние должно периодически проверяться.

4.3.11. Накомпрессорных станциях должны быть оборудованы мастерские и ремонтные площадкив производственных помещениях.

4.3.12.Должно быть предусмотрено оснащение и поддержание в исправном состояниистационарных и передвижных подъемно-транспортных средств, такелажныхприспособлений, инструмента и средств механизации ремонтных работ.

4.3.13. Принаработке основного оборудования, приближающейся к назначенному ресурсу, долженбыть заблаговременно проведен комплекс работ с целью получения исходных данныхдля принятия и оформления решения о продлении ресурса, модернизации илипереоснащении оборудования и систем.

4.3.14. Накомпрессорной станции должен быть организован учет статистических показателейнадежности основного и вспомогательного оборудования в соответствии сведомственными инструкциями о порядке и методике сбора и обработкипоказателей надежности оборудования.

4.3.15.Оборудование, здания и сооружения должны подвергаться периодическомутехническому освидетельствованию (контролю технического состояния) в сроки,устанавливаемые действующими инструкциями, в том числе:

наблюдениеза осадками зданий, сооружений и фундаментов под оборудованием;

испытанияобъектов, подведомственных Госгортехнадзору России;

контрольвибрационного состояния технологических трубопроводов КЦ;

контрольметалла и изоляции технологических трубопроводов физическими методами;

диагностическоеобслуживание ГПА (прежде всего, вибродиагностика);

измерениеэмиссии загрязняющих веществ с продуктами сгорания ГТУ, ГМК другоготопливоиспользующего оборудования;

контрольакустических показателей оборудования и их соответствия действующим нормам;

обследованиетехнологических трубопроводов и оборудования с целью обнаружения и устраненияутечек и перетечек природного газа.

4.4. Компрессорный цех

4.4.1.Оборудование, установки и системы компрессорного цеха (КЦ) должныэксплуатироваться в соответствии с производственными инструкциями,составленными на основе инструкций по эксплуатации заводов - изготовителейоборудования, настоящих ПТЭ. инструкций по эксплуатации электроустановок потребителей(ПТЭ, ЭП), Правил безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов (ПБЭМГ), норматива технических документов специализированных организаций ОАО"Газпром" и другихнормативных документов.

4.4.2.Каждый ГПА должен иметь порядковую станционную нумерацию, выполненную на видныхместах и обязательно на:

корпусеприводного двигателя;

корпусекомпрессора;

устройствепредставления информации САУ (пультах управления);

выхлопнойшахте и воздухозаборной камере для ГТУ и ГД;

индивидуальномукрытии (здании) ГПА.

4.4.3. Всязапорная и регулирующая арматура на технологических, топливных пусковыхтрубопроводах должна иметь технологическую нумерацию, выполненную в корпусе,приводе арматуры или на специальных карточках, прикрепленных к органамуправления (приводу).

4.4.4.Обязанности персонала компрессорного цеха при эксплуатации определяютсяутвержденными должностными инструкциями.

4.4.5. Всеоперации, связанные с пуском или остановом агрегата, должны проводитьсяоперативным персоналом. Пуск агрегата после ремонта производится в соответствиис утвержденными положениями о порядке сдачи в ремонт и приемки из ремонта ГПА.Пуск ГПА, оснащенных агрегатной системой автоматического управления (САУ), впроцессе эксплуатации должен осуществляться автоматически.

4.4.6. Корректированиеоперативным персоналом предпусковых условий или изменение величин уставоксрабатывания предупредительной и аварийной сигнализации, а также обеспечениеготовности ГПА к пуску операциями, не предусмотренными инструкциями,запрещается.

4.4.7. В процессепуска оперативный персонал должен контролировать правильное выполнение штатнойпоследовательности (алгоритма операций пуска) и эксплуатационные параметры и ихсобственные инструкции по эксплуатации ГПА. Пуск должен быть прекращенавтоматически или нажатием кнопки аварийного останова при отклонениях отштатной последовательности операций пуска или выхода за установленные пределыэксплуатационных параметров, а также при возникновении условий, создающихугрозу безопасности персоналу и оборудованию.

4.4.8. Приотказе в процессе пуска повторный пуск ГПА может быть произведен только послевыявления и устранения причин отказа.

4.4.9. Приобслуживании ГПА оперативный персонал обязан поддерживать заданныйдиспетчерской службой режим работы, осуществлять контроль и периодическуюрегистрацию параметров, анализировать причины их изменения и отклонения отнормальных величин, принимать меры к предупреждению опасных режимов, в томчисле:

не допускатьповышения давления газа после нагнетателей (компрессоров) выше разрешенногорабочего давления путем регулирования частот вращения роторов, изменения числаработающих ГПА и перестройки схемы их работы (автоматическая защита должнасрабатывать при повышении давления на 0,15 МПа выше разрешенного);

контролироватьобъемные расходы газа через центробежные нагнетатели и предупреждатьвозможность работы в зонах с пониженным объемным расходом (зона помпажа) иповышенным объемным расходом (зона опасных режимов по условиям динамическойпрочности), изменяя число и схемы работы ГПА, частоту вращения роторов, режимработы газопровода, а также перепуском газа;

поддерживатьрабочую температуру продуктов сгорания газотурбинных установок, не допуская приизменении нагрузки (или внешних условий) превышения установленных величин;

контролироватьи регулировать при работе КС равномерность распределения нагрузок по цилиндрамгазомотокомпрессоров;

не допускатьпревышения мощности на муфте ГПА выше допустимой для данного типа агрегата;

не допускатьработу ГПА при частотах вращения роторов, запрещенных инструкцией поэксплуатации заводов-изготовителей;

контролироватьметеоусловия и параметры атмосферного воздуха, предупреждать возможностьобледенения всасывающего тракта ГТУ своевременным включением, регулированием иконтролем работы противообледенительной системы;

не допускатьвозникновения местных источников запыления атмосферного воздуха, прежде всегоот транспортных средств;

контролироватьразрежение на входе компрессора и своевременно заменять сменные фильтрующиеэлементы;

производитьпромывку осевого компрессора на работающем агрегате (если это предусмотреноинструкцией по эксплуатации для данного типа ГТУ);

контролироватьпараметры технологического газа с целью анализа и предупреждения условийгидратообразования в технологических коммуникациях и установках КЦ;

контролироватьперепады давлений и их изменение во времени в установках очистки, охлаждениягаза, на защитных решетках и других элементах технологических коммуникаций,чтобы предупредить работу с гидравлическими сопротивлениями, превышающимидопустимые;

обеспечитьэффективную работу установок очистки газа с целью предотвращения эрозионногоизноса и загрязнения элементов нагнетателей включением необходимого числааппаратов, периодическим их дренажем, очисткой;

контролироватьпараметры работы топливной системы и их изменение во времени, обеспечиваянадежную и эффективную работу редуцирующих клапанов, подогревателей установокочистки топливного газа;

контролироватьработоспособность системы импульсного газа;

контролироватьуровень масла в маслобаках и производить их своевременную до заправку, какправило, в дневную смену;

контролироватьдавление, температуру в системах смазки, регулирования и уплотнения;обеспечивать температурный режим масла и подшипников в пределах, установленныхинструкцией по эксплуатации заводов - изготовителей ГПА; определять значенияизменения перепадов давления в масляных фильтрах и производить своевременнуюочистку; проверять работоспособность системы уплотнения нагнетателя;контролировать уровень вибраций и его изменение;

контролироватькомплектность и работоспособность средств пожаротушения;

контролироватьуровень загазованности в газоопасных зонах и в необходимых случаяхорганизовывать инструментальные измерения концентраций газа переноснымисредствами;

проверятьисправность резервного и аварийного оборудования ("проверкарезервирования") и производить их оперативные переключения;

проводитьотбор проб для химического анализа смазочных масел и охлаждающих жидкостей;

учитыватьбезвозвратные расходы масла из маслосистемы;

контролироватьтемпературный режим в контейнерах и блок-боксах и работу систем их отопления;

контролироватьпараметры системы утилизационного теплоснабжения, осуществлять, регулирование иоперативные переключения утилизационных теплообменников;

выявлять иустранять утечки газа, поддающиеся ликвидации оперативными методами; приналичии утечек газа, создающих угрозу эксплуатационному персоналу иоборудованию, принимать меры для отключения (остановки) объекта.

4.4.10. Приэксплуатации многоцеховых КС в производственных инструкциях должны быть указаныпорядок и объем обмена оперативной информацией между цехами о режимах иоперациях, ведущих к их изменению.

4.4.11. Впроизводственных инструкциях для оперативного персонала должен быть указанпорядок действия в условиях штатного и внештатного (аварийного) изменения(нарушения) режима работы КС, а также в периоды неблагоприятных метеоусловий(ураган, наводнение, землетрясение, грозовая активность, обледенение, пыльныебури, аномальные низкие температуры и т.д.).

Ориентировочныйперечень возможных изменений (нарушений) режима работы КС:

повышениеили понижение давления на входе КС в пределах штатного диапазона;

аварийныйостанов предыдущей или последующей КС;

аварийныйостанов параллельно работающего цеха;

вывод на"кольцо" и загрузка параллельно работающего цеха;

выводпараллельно работающих агрегатов на "кольцо";

вынужденныйостанов параллельно работающих ГПА;

разрыв нитокгазопровода;

несанкционированноезакрытие (открытие) технологических кранов КС;

повышениегидравлических сопротивлений аппаратов и технологических коммуникаций;

нарушениеэлектроснабжения переменного и постоянного тока;

нарушениесистем тепло - и водоснабжения;

нарушениетехнологического процесса очистки полости газопровода;

ошибкиперсонала и другие причины.

4.4.12.Конструкция и эксплуатационная документация должны обеспечивать возможностьнахождения остановленного ГПА в одном из следующих состояний:

горячийрезерв - на агрегате выполнены и непрерывно поддерживаются все предпусковыеусловия, которые обеспечивают его немедленный автоматический запуск от кнопки"Пуск" или по сигналу АСУ КС (ДП Предприятия). Длительностьнахождения в данном состоянии - до 30 суток, после чего производитсятехобслуживание по инструкции изготовителя;

резерв - наагрегате выполнены и непрерывно поддерживаются предпусковые условия,обеспечивающие запуск не позднее 2 ч после поступления команды (допускаетсяпроведение операций техобслуживания, обеспечивающих выполнение этого условия)Длительность нахождения в данном состоянии - до 100 суток, после чего следуетпровести комплексное опробование работоспособности ГПА;

техническоеобслуживание - агрегат находится в работоспособном состоянии, но на немпроизводятся операции техобслуживания, предусмотренные эксплуатационной документациейПериодичность и длительность нахождения в данном состоянии определяютсядокументацией изготовителя (но не менее 700 и не более 24 ч, соответственно);

ремонт - агрегат находится внеработоспособном состоянии и на нем производятся плановые или аварийныеремонтные работы в соответствии с ремонтной документацией. При этомобеспечиваются условия работы персонала, предусмотренные нормативнымдокументами;

консервация - агрегат находитсяв оперативно-неработоспособном состоянии; на нем проведены работы, обеспечивающиеего сохранность на период до двух лет и способность к восстановлению в течениене более 20 суток до работоспособного состояния и готовности к эксплуатации,проведения восстановительных работ по документации изготовителя ГПА;

нахождениеостановленного ГПА в одном из состояний определяется указании (илисогласованием) ЦДС газотранспортного Предприятия.

4.4.13.Автоматическая остановка ГПА и вынужденная остановка их оперативным персоналомдолжны осуществляться в соответствии с требованиями технической документациизаводов - изготовителей ГПА и производственных инструкций.

Недопускается в процессе эксплуатации отключать автоматические защиты илиизменять их уставки. В необходимых случаях, связанных с временным отключениемнекоторых защит (например, для обслуживания приборов), должен быть обеспеченпостоянный контроль параметра, по которому отключена защита, и агрегата вцелом.

Послеремонта агрегат, прошедший наладку и проверку всех систем, долженэксплуатироваться с закрытыми опломбированными щитами управления.

4.4.14. Всеплановые остановки и связанные с этим пуски резервных ГПА должны, как правило,производиться оперативным персоналом в дневное время. Все плановые и режимныеостановки должны производиться согласно нормам.

4.4.15.Вынужденные остановки ГПА должны производиться оперативным персоналом нормальноили аварийно в зависимости от причин, характера и предполагаемых последствийповреждений или отказа.

4.4.16.Компрессорный цех должен быть аварийно остановлен с отключением от газопроводаи выпуском газа из технологических коммуникаций в следующих случаях:

при пожаре вздании (укрытии); при разрыве газопроводов высокого давления или значительныхвыбросах газа; при пожаре на установках очистки, охлаждения газа икоммуникациях: во время стихийных бедствий, создающих угрозу оборудованию ижизни людей (наводнение, землетрясение и др.).

4.4.17. Впроцессе эксплуатации должны подвергаться испытаниям на срабатывание (включениеи (или) функционирование) следующие оборудование и системы:

резервные иаварийные источники электроснабжения не реже одного раза в месяц путем имитациии один раз в полгода (при отсутствии пусков) под нагрузку, близкую кноминальной;

резервнаякотельная, газовые воздухонагреватели и другие средства индивидуального нагрева- ежемесячно в зимний период;

системыводяного, пенного, газового и порошкового пожаротушения - в сроки, определенныеинструкциями по эксплуатации;

системааварийного отключения КС - при плановой остановке цеха по п. 4.3.8 и один раз в квартал путем имитации;

общестанционнаязапорная арматура - не реже одного раза в квартал и с наступлениемотрицательных температур; проверка производится путем частичной перестановкикранов вручную и дистанционного опробования блоков управления.

Кроме того,должна проверяться автоматическая защита цеха от повышения давления газа навыходе - один раз в месяц, от снижения давления топливного газа - один раз вмесяц, сигнализация загазованности и аварийного включения вентиляции - один рази смену при ее "передаче-приемке".

4.4.18. Все системы иоборудование КЦ в установленные сроки должны подвергаться предусмотреннымиПравилами и техническими инструкциями гидравлическим, пневматическим,электрическим и другим необходимым испытаниям, а также осмотрам и проверкам,акты о проведении которых должны прилагаться к эксплуатационному формуляру.

4.4.19.Подготовка и проведение исследовательских, диагностических, контрольных идругих испытаний и мероприятий должны выполняться по утвержденнымпрограммам-методикам и под руководством оперативного персонала.

4.5. Станции охлажденияприродного газа

4.5.1.Станции охлаждения природного газа (СОГ) на магистральных газопроводахпредназначены для охлаждения транспортируемого газа с помощью специальногокриогенного оборудования для предотвращения растепления многолетнемерзлыхгрунтов.

Возможнотакже применение СОГ на участках газопроводов, прокладываемых в обычныхгрунтах, с целью увеличения производительности газопровода.

4.5.2. Внастоящих нормах рассматриваются СОГ только парокомпрессионного типа,работающие на углеводородных холодильных агентах - пропане, пропилене, бутане,пропан-бутановых смесях.

4.5.3. СОГсостоят из следующих основных элементов:

компрессорыхолодильного агента; конденсаторы

испарители;

ресиверы;

отделителижидкости (сепараторы);

трубопроводнаяобвязка; запорная и регулирующая арматура;

контрольно-измерительныеприборы и средства автоматизации;

складхолодильного агента;

насосная.

4.5.4. Вкомплекс СОГ могут быть включены следующие объекты и сооружения:

системаэлектроснабжения;

системапроизводственно-хозяйственного и пожарного водоснабжения;

систематеплоснабжения;

системаканализации и очистные сооружения; система электрохимзащиты;

системасвязи;

административно-хозяйственныепомещения и другие вспомогательные объекты.

Некоторые изперечисленных объектов и сооружений могут быть общими с объектами компрессорнойстанции.

4.5.5.Требования к территории СОГ аналогичны требованиям, предъявляемым к территорииКС.

4.5.6.Требования, предъявляемые к зданиям, санитарно-техническим объектам, аналогичнытребованиям к КС.

4.5.7.Гидравлическое или пневматическое испытание трубопроводов проводится послемонтажа холодильной станции перед заполнением системы рабочими веществами ипериодически в процессе эксплуатации, а также после ремонта, замены каких-либоучастков трубопроводов или арматуры. До гидравлического или пневматическогоиспытания система промывается и очищается от грязи. Виды испытаний и величиныиспытательных давлений указываются в рабочих чертежах для каждого трубопровода.Трубопроводы для сброса газов непосредственно в атмосферу послепредохранительных клапанов, а также для отдувки из аппаратов (воздушки) ватмосферу испытаниям не подвергаются.

4.5.8.Испытаниям на прочность и плотность подвергаются все технологическиетрубопроводы, кроме оговоренных выше. Испытания на прочность и плотностьпроводятся одновременно и могут быть гидравлическими или пневматическими. Впервую очередь следует предусматривать гидравлическое испытание аппаратов итрубопроводов. Замена гидравлических испытаний на пневматические допускаетсятолько:

длягазопроводов условным диаметром от 250 мм и более, если строительнаяконструкция не рассчитана на заполнение его водой;

притемпературе окружающего воздуха ниже 0°С;

в специальныхслучаях, когда по каким-либо причинам проведение гидравлического испытаниянедопустимо или невозможно (попадание воды опасно для хладагента илихладоносителя).

4.5.9.Величина испытательного давления для стальных трубопроводов должна быть (длягидравлического или пневматического испытаний):

1,5 Рраб,но не менее 0,2 МПа при рабочих давлениях от 0,095 до 0,50 МПа;

1,25 Рраб,но не менее Pраб+0,3 МПа при рабочих давлениях свыше 0,5 МПа.

4.5.10.Трубопроводы, работающие в вакууме, факельные линии, "самотечные"трубопроводы для огневзрывоопасных жидкостей и для неогнеопасных,прокладываемые подземно и в каналах, испытываются на прочность и плотностьдавлением 0,2 МПа. Обвязочные трубопроводы аппаратов до ближайшей отключающейарматуры испытываются совместно с аппаратами на пробное давление аппарата.

За рабочее(расчетное) давление в трубопроводе следует принимать:

максимальноразрешенное давление для аппарата, с которым соединен трубопровод;

максимальноедавление, развиваемое компрессором, насосом;

максимальновозможное давление водяного пара, воды, азота и других продуктов, применяющихсяв холодильной станции.

Времяиспытания трубопроводов под давлением 5 мин. После проведения гидравлическогоиспытания система должна быть освобождена от воды.

4.5.11.Трубопроводы для хладагентов, опасных хладоносителей, кроме гидравлическогоиспытания, должны обязательно испытываться воздухом или инертным газом наплотность (герметичность) с определением падения давления во время испытания. Онеобходимости проведения испытаний трубопроводов на плотность указывается впроекте.

4.5.12.Трубопроводы испытываются совместно с оборудованием, к которому они относятся.Продолжительность испытания должна быть не менее 24 ч и проводиться поддавлением, равным рабочему (по расчетному давлению аппаратов). Трубопроводы,работающие в вакууме, факельные и "самотечные" для огневзрывоопасныхпродуктов испытываются под давлением (избыточным) 0,1 МПа. Допустимая скоростьпадения давления при проведении испытания на плотность для хладагентов должнабыть не более 0,05% в 1ч.

4.5.13.Заполнение системы хладагентом проводят после гидравлического илипневматического испытания трубопроводов холодильной установки и ряда другихподготовительных мероприятий.

Передзаполнением системы хладагентом необходимо проверить готовность холодильнойстанции и потребителей холода (при непосредственном испарении) к приемухладагента. С помощью вспомогательного поршневого компрессора, а затем ивакуум-насоса отсасывают из системы азот до максимально возможного вакуума; одновременнопроисходит и осушка системы.

4.5.14.Включают в работу общеобменную приточно-вытяжную вентиляцию и проверяютработоспособность аварийной вентиляции. Заполняют системы жидким хладагентом втакой последовательности:

линейныересиверы отключают от системы с помощью запорной арматуры, за исключениемарматуры на трубопроводе отсоса паров от ресивера к вспомогательному поршневомукомпрессору на уравнительной линии между ресивером и конденсатором;

открываютарматуру на линии подачи хладагента из емкости на складе (из газовой фазы);

приступают кпродувке холодильной системы парами хладагента и выводят из системы инертныегазы;

заполняютресиверы жидким хладагентом, поддерживая вспомогательным компрессором станциидавление в заполняемом ресивере ниже давления в емкости склада;

заполняютраздельно испарители холодильной станции и технологические аппараты жидкимхладагентом.

Послевыполнения перечисленных операций поочередно заполняют другие аппараты жидкимхладагентом. При заполнении системы жидким хладагентом необходимо проверятьотсутствие пропусков в системе и правильность показанийконтрольно-измерительных приборов. После окончания заполнения системы закрываютарматуру на аппаратах и трубопроводах, по которым циркулирует жидкий хладагент,в том числе на ресиверах. Проводят дозаполнение ресиверов жидким хладагентом сосклада до 70% от их объема и сообщают на склад об окончании работ по заполнениюсистемы.

4.5.15.После заполнения системы хладагентом производится пробный пуск СОГ. Пробныйпуск осуществляется с одним компрессорным агрегатом в следующем порядке:

в испарителиподается природный газ;

проверяетсязаполнение ресиверов жидким хладагентом;

всоответствии с заводской инструкцией или с регламентом по эксплуатацииосуществляются подготовка компрессора к пуску и его пуск;

постепенно,не допуская превышения давления, открывается арматура на всасывающемтрубопроводе компрессора;

одновременнос пуском компрессора открывается арматура на трубопроводах подачи хладагента виспарители;

посленастройки системы на требуемые параметры компрессор переводят на автоматическийрежим работы.

Пускостальных компрессоров осуществляется в той же последовательности.

4.5.16.Остановка одного компрессора при продолжающейся работе других компрессоровпроводится в соответствии с инструкцией завода-изготовителя. После полнойостановки компрессора закрывают арматуру, отключающую компрессор от общихколлекторов всасывания и нагнетания.

Остановкастанции в целом проводится в следующем порядке:

выключаютпоочередно все работающие компрессоры;

закрываютвсю арматуру в контуре компрессоров;

отключаютподачу хладагента в испарители;

закрываютарматуру на выходе паров хладагента из испарителей.

Приостановке СОГ на ремонт необходимо слить из всех аппаратов и трубопроводовжидкий хладагент, отсосать из них пары хладагента и продуть систему азотом, азатем сжатым воздухом.

4.6. Установка очисткигаза

4.6.1.Эксплуатация установки очистки газа должна проводиться в соответствии стехнологическим регламентом, составленным с учетом инструкций завода -изготовителя оборудования. Правил Госгортехнадзора России, проектнойдокументации и настоящих Правил.

4.6.2.Сосуды, работающие под давлением, после монтажа до пуска в работу должны бытьзарегистрированы в местных органах Госгортехнадзора России и пройти техническоеосвидетельствование на месте эксплуатации (внутренний осмотр и гидравлическоеиспытание). Порядок и периодичность технических освидетельствованийпылеуловителей и фильтров-сепараторов должны соответствовать правиламГосгортехнадзора России. Ввод сосудов в эксплуатацию оформляется специальнымразрешением.

4.6.3. Накаждом аппарате должны быть выполнены несмываемой краской надписи всоответствии с требованиями Госгортехнадзора России и порядковый станционныйномер.

4.6.4.Каждый пылеуловитель и фильтр-сепаратор, кроме регистрационных номеров, должныиметь порядковый станционный номер, выполненный на видном месте несмываемойкраской.

4.6.5.Количество включенных в работу аппаратов очистки газа должно выбиратьсярасчетом в зависимости от фактической производительности газопровода итехнических характеристик аппаратов.

4.6.6.Работа аппаратов очистки с повышенным перепадом давлений на сепарационных(циклонных) элементах или с неисправными устройствами подогрева или дренажазапрещается.

4.6.7. Оперативноеобслуживание установки очистки газа должно включать периодическое выполнениеследующих операций:

внешнийосмотр оборудования и коммуникаций;

контрольперепада давлений на входе и выходе установки;

контрольуровня жидкости в аппаратах очистки;

контрольработоспособности устройств подогрева и дренажа;

дренирование(продувка) из аппарата отсепарированных шлама и конденсата. Периодичностьвыполнения указанных операций определяется техническим состоянием оборудования,степенью автоматизации, качеством газа, местными условиями.

4.6.8.Дренирование загрязнений из аппаратов очистки в окружающую среду запрещается.

4.6.9.Периодически, но не реже одного раза в год, одновременно с плановым остановомКС или с очередным техническим освидетельствованием должен производиться осмотрна предмет работоспособности сепарационных (циклонных) элементов, трубныхдосок, других элементов аппарата и очистка его от загрязнений.

4.6.10.Периодически, но не реже одного раза в год, должен производиться неразрушающийконтроль толщин стенок входных, выходных и дренажных трубопроводов вэрозионно-опасных местах (тройники, отводы и другие соединительные детали) иконтроль состояния защемляющих устройств. Результаты контроля должныфиксироваться в протоколах измерений и актах.

4.7. Установка воздушногоохлаждения газа

4.7.1. Эксплуатация иобслуживание установки охлаждения газа (аппарат воздушного охлаждения - АВО)должны проводиться в соответствии с производственной инструкцией(технологическим регламентом), составленной на основе инструкцийзаводов-изготовителей оборудования, проектной документации и настоящих Правил.

4.7.2. Пусккомпрессорной станции в эксплуатацию без ввода в работу установки охлаждениягаза не допускается.

4.7.3.Каждый аппарат воздушного охлаждения должен иметь порядковый станционный номер,выполненный на видном месте несмываемой краской.

4.7.4. Вработу должны быть включены все исправные аппараты воздушного охлаждения. Числовключенных в работу вентиляторов охлаждения выбирается диспетчером илиавтоматически с учетом атмосферных условий и заданного режима.

Приотклонении температуры газа от установленных пределов на выходе установки иотсутствии при этом технических средств для ее изменения по согласованию с ЦДСПредприятия должен быть изменен режим работы КС.

4.7.5. Вслучае возрастания перепада давлений газа на установке выше проектного долженбыть открыт запорный кран на обводном газопроводе установки и приняты меры попоочередному останову и очистке загрязненных аппаратов.

4.7.6.Пределы изменения температуры газа на выходе АВО должны устанавливаться ЦДСПредприятия с учетом обеспечения продольной устойчивости магистральногогазопровода, оптимального режима работы; сохранности изоляции; предотвращениягидратообразования; температуры наружного воздуха.

4.7.7. Техническоеобслуживание установки охлаждения газа должно включать:

внешнийосмотр оборудования и коммуникаций, обнаружение утечек газа;

контрольвибрации и работы лопастей;

контроль ирегистрацию температуры газа на выходе установки;

контрольперепада давлений газа.

Периодичностьвыполнения указанных операций определяется техническим состоянием, степеньюавтоматизации, но не реже одного раза в сутки.

4.7.8.Периодически, но не реже одного раза в год, должны проводиться наружный осмотраппаратов воздушного охлаждения, с целью определения работоспособности итрубных пучков, вентиляторов, и очистка от загрязнений.

4.7.9. Периодически, но не режеодного раза в год, в соответствии со специальной инструкцией, должныпроводиться контроль неразрушающими методами толщин стенок выходных и входныхтрубопроводов в эрозионно-опасных местах (тройники, отводы и другиесоединительные детали) и контроль состояния заземляющих устройств. Результатыконтроля должны фиксироваться в протоколах измерений и актах.

4.8. Системы топливного,пускового и импульсного газа

4.8.1.Система топливного газа должна эксплуатироваться в режиме автоматическоговключения резервной нитки на пункте редуцирования при отказе основной.

4.8.2.Системы эксплуатируются в соответствии с производственной инструкцией,разрабатываемой подразделением, с учетом инструкции по эксплуатациизаводов-изготовителей оборудования, проектной документации и настоящих Правил.

4.8.3. Приэксплуатации систем необходимо:

контролироватьдавление в системах и, при необходимости, производить настройку регуляторов;

осуществлятьпериодические (не реже одного раза в год) проверку и регулировкупредохранительных клапанов;

периодически(не реже одного раза в месяц) производить переключение (смену) основной ирезервной ниток;

периодически(в зависимости от местных условий) удалять загрязнения из сепараторов,вымораживателей, ресиверов и коллекторов;

контролироватьперепады давлений на фильтрах и, при необходимости, заменять фильтрующиеэлементы;

регенерироватьили заменять реагенты осушителей импульсного газа;

контролироватьработу подогревателей топливного газа и температуру газа после редуцирования;

своевременновыявлять и устранять утечки газа;

измерять ирегистрировать расход газа;

всоответствии с утвержденным графиком производить осмотр, чистку, ремонт ииспытание оборудования.

На каждомсосуде (аппарате) в соответствии с требованиями Госгортехнадзора России должныбыть выполнены несмываемой краской надписи и маркировка по технологическойсхеме КС.

4.9. Маслоснабжение

4.9.1. Впроцессе эксплуатации система маслоснабжения КС должна обеспечивать масломгазоперекачивающие агрегаты, электротехнические устройства и вспомогательныемеханизмы; сбор, очистку, измерение расхода и учет движения масла.

4.9.2. Приэксплуатации КС должен быть обеспечен неснижаемый запас масла в следующемколичестве:

не менеетрехмесячного расхода смазочного масла для всех установленных ГПА и двигателейэлектростанций, а при неблагоприятной транспортной схеме (по перечню КС.утверждаемому ОАО "Газпром") - не менее шестимесячного расхода;

трансформаторногомасла - не менее 10 % от количества, залитого в трансформаторы и масляныевключатели;

других масел- не менее двухмесячного расхода.

4.9.3.Смазочные и трансформаторные масла, смазки и другие реагенты, поступающие на КС,должны иметь сертификат (паспорт) и подвергаться контролю в химическойлаборатории с целью определения соответствия их государственным стандартам итехническим условиям.

4.9.4. Впроцессе хранения и эксплуатации ГПА масло должно периодически подвергатьсявизуальному контролю и сокращенному анализу.

В объемсокращенного анализа турбинного масла входит определение температуры вспышки,кислотного числа, реакции водной вытяжки, наличия механических примесей, шламаи воды. В объем сокращенного анализа трансформаторного масла входит такжеопределение температуры вспышки, напряжения пробоя, кислотного числа, реакцииводной вытяжки и механических примесей.

4.9.5.Периодичность анализа и контроля определяется производственным Предприятием.

4.9.6.Станционные маслопроводы должны содержаться в состоянии, обеспечивающемкачество масла, подаваемого к оборудованию, не ниже эксплуатационных норм.

Обвязкаагрегатов маслопроводами не должна допускать возможность соединениятрубопроводов чистого и грязного масла.

4.9.7. В зимнеевремя должна быть обеспечена работоспособность системы обогрева маслопроводов иемкостей.

4.10. Техническаядокументация

4.10.1. Накаждой компрессорной станции должны быть:

исполнительнаятехническая документация, в том числе генеральный план территории с подземнымикоммуникациями;

структурные,функциональные, принципиальные и другие необходимые схемы станционных систем;

производственныеинструкции (технологические регламенты) по эксплуатации оборудования и систем;

должностныеинструкции;

план оповещения,сбора и выезда аварийных бригад (у сменного инженера);

инструкциипо действиям эксплуатационного персонала в аварийных ситуациях;

другаядокументация, устанавливаемая Предприятием и подразделением;

планликвидации возможных аварий.

4.10.2.Перечень, формы и сроки представления отчетной документации определяютсягазотранспортным Предприятием.

Примерный перечень оперативнойдокументации компрессорного цеха должен включать следующую документацию:журналы производства работ; учета смазочных масел; регистрации газоопасных иогневых работ; журнал учета объектов; инструктажа на рабочем месте; дефектовоборудования и систем КЦ; контроля загазованности помещений КЦ; суточныеведомости работы ГПА.

4.11. Техническаядиагностика

4.11.1.Контроль работоспособности, надежности и безопасности оборудования КС долженосуществляться с помощью технических и программных средств мониторинга идиагностики. Данные средства должны с требуемой достоверностью производитьоценку технического состояния оборудования КС и прогнозировать его изменение неменее чем на период до следующего проведения измерений.

4.11.2.Системы мониторинга и диагностики должны устанавливаться на КС по мере ихразработки и приемки в эксплуатацию ведомственной комиссией.

4.11.3.Эксплуатация систем мониторинга и диагностики и их отдельных элементовпроизводится в соответствии с государственными нормативными документами,нормативными документами ОАО "Газпром" и регламентами эксплуатациикаждой конкретной системы, согласованными с производителями диагностируемогооборудования и надзорными органами.

4.11.4.Обслуживание и ремонт аппаратных средств мониторинга и диагностики должныпроизводиться в соответствии с нормативными документами, применяемыми длясистем АСУ ТП КС и КИП и А.

4.11.5.Вводимые в эксплуатацию диагностические системы должны решать взаимосвязанныезадачи следующих трех уровней:

контролясостояния оборудования по параметрам, регламентируемым нормативными документамии методическими указаниями по их эксплуатации, и отнесения его к одному изустановленных нормативных технических состояний: "Хорошо","Допустимо", "Требует принятия мер","Недопустимо";

идентификацииконкретных дефектов элементов и узлов оборудования и оценки степени их развитияпо диагностическим параметрам, получаемым с привлечением специальных методовобработки измеряемых сигналов и результатов ранее проведенных измерений;

прогнозированиятехнического состояния элементов и узлов оборудования и процессов развитияобнаруженных дефектов по результатам статистической обработки накопленной длядиагностируемого объекта информации. (В системах прогнозирования можетиспользоваться информация, накопленная на других однотипных диагностируемыхобъектах).

4.11.6.Установка систем мониторинга и диагностики должна обеспечиваться при новомстроительстве и реновации КС, а также в процессе модернизации эксплуатируемыхКС.

Вводимые вэксплуатацию полнофункциональные системы должны обеспечивать эксплуатацию КС сучетом реального фактического состояния каждого вида, типа и конкретногоэкземпляра диагностируемого оборудования.

4.11.7.После периода опытной эксплуатации диагностических систем должен осуществлятьсяпоследовательный переход от системы планово-предупредительных ремонтовоборудования к системе его обслуживания по фактическому техническому состоянию.

Времяперехода должно быть регламентировано для каждой конкретной КС в соответствии спланами технического перевооружения отрасли и производственного предприятия, всостав которого она входит. Система и порядок перехода регламентируютсяотраслевыми документами и распоряжением по производственному Предприятию.

4.11.8.Диагностическое обслуживание КС должно обеспечиваться в соответствии сутвержденной для отрасли трехуровневой системой с регламентированнымифункциональными обязанностями на каждом из уровней: эксплуатационного персоналаКС, региональных диагностических центров, структурно входящих, либо не входящихв состав газотранспортного предприятия, и экспертных центров.

4.11.9.Диагностические системы, эксплуатируемые на КС, должны обеспечивать безаварийностьи установленную достоверность принятия решений о текущем и прогнозируемомтехническом состоянии оборудования непосредственно персоналом КС, а такжеприемлемые для эксплуатации сроки принятия решений с привлечением специалистови экспертов.

4.11.10.Нормативная документация при диагностическом обслуживании КС должна жесткорегламентировать взаимодействие всех его участников при аварийных отключенияхоборудования, а также в случаях необходимости эксплуатации оборудования придиагностируемом техническом состоянии "Недопустимо".

4.11.11.Продление регламентируемого изготовителем оборудования межремонтного периода порезультатам диагностического обслуживания должно регламентироваться отраслевойнормативной документацией, согласованной с изготовителем и надзорными органами.

5. ПОДЗЕМНЫЕ ХРАНИЛИЩАГАЗА

5.7. Общие требования

5.7.1. Подземные хранилища газапредназначены для регулирования неравномерности газопотребления, связанной ссезонными колебаниями спроса на газовое топливо, а также для образования в основныхгазопотребляющих районах оперативного и стратегического резервных запасов дляподдержания стабильности межгосударственных и экспортных поставок газа.

Взависимости от емкости и производительности, условий создания и эксплуатации, атакже долевого участия заказчиков, отдельные газовые хранилища могут выполнятьограниченные функции регулятора для крупного газоперерабатывающего комплексаили группы квалифицированных потребителей, имеющих непрерывное производство.

5.1.2.Техническое обустройство газохранилища должно обеспечивать бесперебойноефункционирование технологической системы по приемке транспортируемого газа ипредварительной его подготовке, компримированию и охлаждению, очистке,распределению по нагнетательным и эксплуатационным скважинам, хранению подизбыточным давлением, отбору, одно- или многоступенчатой сепарации,редуцированию, осушке и подаче газа в газопровод или непосредственнопотребителям.

5.1.3.Подземные хранилища газа включают: комплекс производственных зданий икрупногабаритных установок; один или несколько цехов газоперекачивающихагрегатов; газовый промысел с газосборными пунктами, установками подготовкигаза, распределительными, измерительными и регулирующими устройствами, комплексскважин с подземным и устьевым оборудованием; газотранспортный узел с участкоммагистрального и внутрипромысловыми трубопроводами; системы автоматическогоконтроля, защиты и управления; автотранспортное, отопительное, химреагентное идругие вспомогательные хозяйства.

5.1.4.Задачи служб и основных производственных бригад, сфера их деятельности

определяютсясоответствующими положениями, утвержденными руководством подземногогазохранилища.

Функции иобязанности эксплуатационного персонала регламентируются типовыми положениями,должностными инструкциями и руководством по обслуживанию и эксплуатацииоборудования и агрегатов, составленными с учетом конкретных условий выполнениятехнологических операций и на основании типовых структур, утвержденныхПредприятием.

5.1.5.Каждое подземное хранилище газа, вне зависимости от условий создания иэксплуатации, характеризуется следующими основными технологическимипараметрами:

общимобъемом, т.е. суммарным количеством хранимого газа, в том числе:

активнымобъемом - количеством закачиваемого и отбираемого газа в зависимости от режимовгазопотребления;

буфернымобъемом - количеством оставляемого в пласте газа, необходимого для поддержанияпроектных режимов закачки и отбора;

среднесуточнойи максимальной производительностью закачки и отбора газа;

эксплуатационнымфондом скважин, количеством технологически необходимых нагнетательных,наблюдательных, геофизических (без перфорации колонны), контрольных,поглотительных (для сброса промстоков) и других скважин;

максимальным(при нагнетании) и минимальным (при отборе) давлением газа, и в том числе назабое и устье скважин, на входе и выходе компрессоров, а также других узлахтехнологической цепочки по ходу закачиваемого и отбираемого газа;

установленноймощностью компрессорных агрегатов.

5.1.6.Закачка, отбор, охлаждение, сепарация и осушка газа, вспомогательные операции,связанные с обеспечением основных технологических параметров (контроль инаблюдения, специальные промысловые гидрогазодинамические и геофизическиеисследования, сброс промстоков и т.д.), должны проводиться в соответствии сдействующими Правилами создания и эксплуатации подземных хранилищ газа впористых пластах, регламентами, разработанными применительно к данномугазохранилищу. Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности.Правилами обустройства и безопасной эксплуатации хранилищ природного газа вотложениях каменной соли и настоящими Правилами.

5.1.7. Наначальной стадии создания ПХГ должна осуществляться опытно-промышленнаяэксплуатация персоналом ПХГ совместно с организациями-разработчиками технологическойсхемы.

5.1.8. Наплощадках вблизи эксплуатируемых скважин (не менее 50 м) не должно быть буровыхвышек, привышечных сооружений и бурового оборудования. Площадки обслуживанияфонтанной арматуры должны быть ограждены.

5.2. Организацияэксплуатации

5.2.1.Эксплуатацией подземного хранилища газа руководит отдел (управление) подземногохранения газа газотранспортного или газодобывающего Предприятия.

5.2.2. Организационный этапсоздания подземного хранилища газа включает стадии от начала геолого-разведочныхработ по структуре с целью определения ее пригодности для целей ПХГ, буренияэксплуатационных, наблюдательных и контрольных скважин, пусконаладочных работна промплощадке до полного вывода всего комплекса на проектный режимэксплуатации. Этот этап включает также Подготовку технической документации,оформление горного отвода, получение соответствующих лицензий, надзор застроительно-монтажными работами, приемку скважин и т.д.

5.2.3. Привыполнении подготовительных работ перед заполнением выработанных залежейистощенного месторождения или в процессе опытно-промышленной закачки газа вводоносный пласт или соляные каверны все смонтированные на территорииподземного хранилища газа технологические узлы и эксплуатационные скважиныдолжны быть испытаны на прочность и на величину испытательного (пробного)давления согласно методам соответствующих документов, на герметичность иработоспособность при максимальных и минимальных значениях параметров.

Наземноеоборудование и соединительные (обвязочные) трубопроводы на опорах необходимопроверив на вибрационную устойчивость.

Дополнительныетребования должны быть предъявлены к работоспособности и надежностифункционирования автоматизированных систем управления агрегатами примаксимально возможных изменениях термобарических условий и производительности взимние и летние периоды эксплуатации.

5.2.4. Настадии длительной циклической эксплуатации подземного хранилища газатехническое и методическое руководство работами в производственных цехах и нагазовом промысле осуществляют начальники служб и подразделений, ответственныелица административно-управленческого персонала в соответствии с установленнымраспределением обязанностей. Технической частью работ на основныхпроизводственных объектах подземного хранилища газа руководит главный инженер,геолого-промысловой частью - главный (старший) геолог, строительством -заместитель руководителя по капитальному строительству и т.д.

5.2.5.Обязанности инженерно-технических работников, рабочих и служащих, организацияих груда регламентируются действующими положениями, должностными инструкциями,а также соответствующими инструкциями и руководствами по обслуживаниюоборудования, составленными применительно к конкретным условиям эксплуатацииподземного хранилища газа.

5.2.6.Начальники основных служб и подразделений подземного хранилища газа несутответственность за соблюдение установленного режима закачки и отбора газа,своевременную подготовку скважин, измерительных и регулирующих устройств,оборудования, их обслуживание, выполнение мероприятий по охране недр иокружающей среды, охране труда и технике безопасности.

5.2.7.Проводить технические операции по установке, замене или регулировке клапановзабойного оборудования в скважинах, находящихся под избыточным давлением,разрешается только с согласия и в присутствии главного (старшего) геолога илипредставителя геологической службы и инженера оперативно-производственнойслужбы.

Категорическизапрещается проводить на территории газового промысла какие-либо работы надействующих эксплуатационных или поглотительных скважинах без соответствующеготехнического обеспечения и контроля со стороны геологической службы.

5.2.8.Разработчики технологической схемы и технического проекта обустройствасовместно с основными производственными службами подземного хранилища газадолжны систематически контролировать соответствие фактических показателейпроектным на этапе создания и периодически на этапе циклической эксплуатации.При необходимости должны проводиться дополнительные исследования на предметустановления причины возможного их расхождения и принятия мер по приведению всоответствие контролируемых показателей.

5.3. Техническоеобслуживание и ремонт

5.3.1. Всвязи с многоплановостью сооружений, спецификой работы оборудования и скважин,а также другими обстоятельствами, вытекающими из условий эксплуатациикомплекса, периодичность и последовательность технического обслуживания должныбыть установлены индивидуально для собственно емкости, каждого технологическогоузла или участка.

5.3.2. Всоответствии с Правилами создания и эксплуатации подземных хранилищ газа долженбыть разработан соответствующий регламент контроля и наблюдений за созданием иэксплуатацией подземного хранилища газа.

Регламентдолжен быть составлен геологической службой ПХГ совместно с автором-разработчикомтехнологической схемы данного подземного хранилища газа с учетом спецификигеологического строения, режима работы одного или каждого из газонасыщаемыхпластов, допустимого диапазона изменения давления нагнетания и отбора газа,техники выполнения измерений и других обстоятельств.

5.3.3. В соответствии сРегламентом контроля и наблюдений за созданием и эксплуатацией подземныххранилищ газа в пористых пластах должна тщательно проверяться герметичностьперекрывающей пласт-коллектор толщи непроницаемых пород постоянно приопытно-промышленной закачке и периодически в процессе циклической эксплуатации.

5.3.4.Работа эксплуатационных скважин контролируется путем измерения расходазакачиваемого газа, устьевого давления на буфере и затрубье, температуры газана распределительной гребенке, шлейфе и устье. Дополнительно при отбореизмеряется количество выносимой вместе с газом жидкости и проверяется наличиемеханических примесей в потоке газа с помощью пескодатчиков и породоуловителей.

Данныеизмерений должны фиксироваться на газосборном пункте, в геологическом отделе идиспетчерской службе.

5.3.5.Скважины, которые по техническому состоянию, продуктивной характеристике,забойному и устьевому обустройству не соответствуют требованиям эксплуатацииподземного хранилища газа при проектных технологических параметрах, должны бытьотремонтированы, переоборудованы в соответствии с актом представителейгеологической службы и конторы капитального ремонта.

Аварийныескважины, не подлежащие восстановлению или капитальному ремонту, должны бытьликвидированы в обязательном порядке с соблюдением требований действующегоположения.

5.3.6.Эксплуатационный персонал конторы (службы) капитального подземного ремонтаскважин должен руководствоваться инструкциями и регламентирующими документами,техническим проектом и планом ремонтных работ при строгом соблюдении правилпротивофонтанной, газовой, противопожарной безопасности.

В отдельныхслучаях, связанных с применением новой техники и технологии ремонтных работ,планы согласовываются с разработчиками новых технических решений и, принеобходимости, с Госгортехнадзором России.

5.3.7.Техническое обслуживание устьевой арматуры и прискважинного оборудования,находящихся под давлением, должно производиться двумя операторами, один изкоторых находится за ограждением скважины.

Необходимоликвидировать обнаруженные при осмотре пропуски газа, смазать резьбовыесоединения, проверить укомплектованность арматурных задвижек штурвалами иплавность хода затвора задвижек путем разгона шпинделя на два-три оборота.

5.3.8. Длябезопасности технического обслуживания устьевой арматуры и метанольногохозяйства должна быть смонтирована рабочая площадка с металлическим ограждениеми стационарной лестницей с перилами.

Обвязочныетрубопроводы устьевой арматуры, расположенные на высоте, должны быть надежнозакреплены. Для обогрева замерзшей арматуры и трубопроводов необходимопользоваться только паром или горячей водой, не допуская резкого перепадатемпературы.

5.3.9.Оборудование по очистке и осушке газа необходимо обслуживать в соответствии синструкцией, составленной с учетом документации заводов-изготовителей.Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих поддавлением, технологическим регламентом, предоставленным институтом-проектировщиком.

5.3.10. Притехническом обслуживании оборудования по очистке газа необходимо периодическиудалять в дренажные емкости скопившиеся примеси, учитывать их количество,систематически контролировать давление газа и температуру в основных узлах иаппаратах.

5.3.11.После остановки системы очистки и осушки газа на длительный период должны бытьприняты меры по защите обвязочных трубопроводов и аппаратов от замораживания иобразования взрывоопасной смеси.

5.3.12. Впроцессе технического обслуживания всего газопромыслового хозяйства подземногохранилища газа необходимо руководствоваться соответствующими положениями Правилсоздания и эксплуатации подземных хранилищ газа в пористых пластах, Правиламибезопасности в нефтяной и газовой промышленности, Правилами обустройства ибезопасной эксплуатации хранилищ природного газа в отложениях каменной соли,Регламента контроля и наблюдений за созданием и эксплуатацией подземныххранилищ газа в пористых пластах, утвержденных Госгортехнадзором России.

5.3.13.Переключение ПХГ с закачки на отбор и наоборот выполняется по распоряжению ЦПДУОАО "Газпром".

5.4. Техническаядокументация

5.4.1. Надействующем подземном хранилище газа для его обустройства, эксплуатации итехнического обслуживания должна иметься следующая документация:

лицензия напользование недрами, горный и земельный отводы, оформленные в соответствии сдействующими законодательными актами;

ситуационныйплан подземного хранилища газа с производственными зданиями, сооружениями,скважинами, подземными и наземными коммуникациями, дорогами и подъездами;

отдельныепланы промышленных площадок и цехов с их основными коммуникациями;

технологическаясхема создания и эксплуатации подземного хранилища газа, подготовленная наоснове данных разведочной или газодобывающей организации;

ТЭО (проект)обустройства подземного хранилища газа, составленный проектным институтом вразвитие технологической схемы;

структурныекарты и геологические профили, отражающие горно-геологические условия созданияи эксплуатации подземного хранилища газа;

исполнительнаятехническая, строительно-монтажная и другая документация, необходимая дляобслуживания скважин, газопроводов и технологических объектов ПХГ.

5.4.2.Основные производственные службы и подразделения должны быть обеспеченыдополнительно:

паспортамизаводов-изготовителей на установленное оборудование и аппаратуру;

положениямио службах, технологическим регламентом установок и инструкциями по техническомуобслуживанию;

должностнымиинструкциями эксплуатационного персонала соответствующих служб и подразделений;

оперативной,нормативно-технической и другой документацией, установленной для данной службыили подразделения газотранспортным (газодобывающим) управлением:

сменными исводными журналами для регистрации различных данных и показателей, предусмотренныхнастоящими Правилами и отдельными предписаниями.

5.4.3. Приналичии на подземном хранилище газа информационно-управляющей системы основныепроизводственные службы и подразделения должны быть укомплектованыдополнительно технической и технологической документацией, рекомендованнойобслуживающей фирмой, наглядными пособиями и схемами.

6.ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ СТАНЦИИ

6.1. Общие требования

6.1.1.Газораспределительные станции (ГРС, АГРС) сооружаются на газопроводах-отводах ипредназначены для подачи промышленным предприятиям и населенным пунктамобусловленного объема газа с определенным давлением, степенью очистки,одоризации и измерения объемного расхода газа, а при необходимости, контролякачественных его показателей.

6.1.2. НаГРС должны осуществляться основные технологические процессы:

очистки газаот твердых и жидких примесей;

снижениевысокого давления (редуцирование);

одоризация(при необходимости);

измерение икоммерческий учет количества газа.

6.1.3.Поставка газа потребителям должна осуществляться в соответствии с Правиламиподачи газа газопроводам и потребителям, а объемы подачи и величина избыточногодавления поставляемого газа должны устанавливаться договором, заключенным междупоставщиком и потребителем.

6.1.4. Всостав ГРС должны входить следующие основные технологические узлы ивспомогательные устройства:

переключенияГРС, очистки газа, а также предотвращения гидратообразования (принеобходимости), редуцирования, одоризации, деодорации, измерения и учетарасхода газа;

сборапримесей газа (при необходимости), КИПиА, технологической связи, в том числе спотребителями, и телемеханики с ЛПУ МГ, электроосвещения, молниезащиты и защитыстатического электричества, электрохимзащиты, отопления, вентиляции.

6.1.5.Территория ГРС должна быть ограждена с обеспечением охранной сигнализации иразмещаться вне черты перспективной застройки города или населенного пункта сминимально допустимыми расстояниями до населенных пунктов, отдельныхпромышленных и других предприятий, а также зданий и сооружений при газопроводахI и II классов (Приложение 16).

Наограждении территории ГРС указывается название ГРС и эксплуатирующееПредприятие с указанием ответственного за эксплуатацию ГРС лица и номерателефона Предприятия, а также предусматривается знак Газ. С огнем неприближаться" (Приложение 11).

6.1.6.Надежность и безопасность эксплуатации ГРС должны обеспечиваться:

периодическимконтролем за техническим состоянием технологического оборудования, узлов иустройств, включая систему автоматической защиты;

поддержаниемих в исправном техническом состоянии за счет соблюдения нормальных режимовработы и Правил эксплуатации, а также своевременного выполнения

ремонтно-профилактическихработ;

своевременноймодернизацией и реновацией морально и физически изношенного оборудования, узлови устройств;

соблюдениемтребований к зоне минимальных расстояний до населенных пунктов по СН-275,промышленных и сельскохозяйственных предприятий, зданий и сооружений (Приложение 16);

своевременнымпредупреждением и ликвидацией отказов;

соблюдениемПравил технической и безопасной эксплуатации;

соблюдениемПравил технической эксплуатации электроустановок потребителей и Правил техникибезопасности при эксплуатации электроустановок потребителей.

6.1.7. Вводв эксплуатацию ГРС после строительства, реконструкции и модернизации безвыполнения пусконаладочных работ и пуск ГРС без соответствующего оформленияприемо-сдаточного акта и регистрации сосудов, работающих под давлением, наличиясвязи с потребителем ЗАПРЕЩАЮТСЯ.

Подача газапотребителем для выполнения пусконаладочных работ осуществляется по разрешениюместного органа Газнадзора ОАО "Газпром".

6.1.8.Другие типы подогревателей газа (неогневые) подвергаются переиспытанию согласноинструкциям заводов-изготовителей, но не реже одного раз в пять лет.

6.1.9.Каждая ГРС должна быть остановлена один раз в год для выполненияремонтно-профилактических и наладочно-поверочных работ. Змеевики огневыхподогревателей газа (тип ПГА-10, 100 и др.) не реже одного раза в два годадолжны подвергаться гидравлическому испытанию на прочность с составлением акта.

6.1.10. Длявновь разрабатываемого оборудования ГРС система автоматического управлениядолжна обеспечивать:

включение вработу резервной редуцирующей нитки при выходе из строя одной из рабочих;

отключениеисправной редуцирующей нитки при расходе газа через ГРС менее 20% отноминального (проектного);

сигнализациюо переключении редуцирующих ниток;

включение иконтроль за работой подогревателей газа.

6.1.11. Порядок допуска на ГРСпосторонних лиц и въезда транспорта определяется соответствующим подразделениемпроизводственного Предприятия.

6.1.12.Имеющаяся на ГРС охранная сигнализация должна содержаться в исправномсостоянии.

6.1.13.Температура воздуха в помещениях ГРС должна соответствовать техническимтребованиям заводов-изготовителей по эксплуатации технологическогооборудования, вспомогательных устройств, контрольно-измерительных приборов,средств и систем автоматики, сигнализации, связи и телемеханики.

6.1.14. Натрубопроводы ГРС (АГРС) также должен составляться Формуляр Подтверждениявеличины разрешенного рабочего давления (РРД) в соответствии с требованиями ПБ-08-183-98"Порядок оформления и хранения документации, подтверждающей безопасностьвеличины максимально разрешенного давления при эксплуатации объектамагистрального трубопровода". См. Приложение7 настоящих Правил.

6.2. Организацияэксплуатации

6.2.1.Служба или группа эксплуатации ГРС организуется и входит в состав ЛПУ МГ наосновании приказа по производственному Предприятию. Служба или группапроизводит централизованное техническое обслуживание ГРС и ремонтные работы, атакже выполняет мероприятия, обеспечивающие бесперебойную и безопаснуюэксплуатацию ГРС.

6.2.2.Эксплуатация ГРС должна выполняться в соответствии с действующимигосударственными и ведомственными нормативно-техническими документами (ГОСТ, Правила,инструкции и др.), а также соответствующими приказами и распоряжениями.

6.2.3.Техническое и методическое руководство эксплуатацией ГРС осуществляетпроизводственный отдел Предприятия, а административное руководство осуществляетруководитель подразделения в соответствии с установленным распределениемобязанностей.

Непосредственноеруководство эксплуатацией ГРС осуществляет начальник (инженер) ГРСлинейно-эксплуатационной службы.

6.2.4.Обязанности, права и ответственность обслуживающего персонала службыэксплуатации ГРС регламентируются действующим Положением по техническойэксплуатации газораспределительных станций магистральных газопроводов.

6.2.5.Эксплуатация, текущий и капитальный ремонт, реконструкция и модернизацияоборудования и систем ГРС должны осуществляться:

линейно-эксплуатационнойслужбой - технологического оборудования, газопроводов, зданий и сооружений,систем отопления и вентиляции, территории и подъездных автодорог;

службой(участком) КИПиА - контрольно-измерительных приборов, телемеханики, автоматикии сигнализации, расходомерных пунктов;

службой(участком) электрохимзащиты (ЭХЗ) - оборудования и устройств электрохимзащиты;

службой(участком) энерговодоснабжения (ЭВС) - оборудования и устройствэлектроснабжения, освещения, молниезащиты, заземления;

службой(участком) связи - средств связи.

Распределениеобязанностей между службами устанавливается ЛПУ МГ с согласованием сПредприятием, исходя из структуры объединения и местных особенностей.

6.2.6. Формыэксплуатации и численность персонала для каждой отдельной ГРС устанавливаютсяпроизводственным Предприятием в зависимости от степени ее автоматизации,телемеханизации, производительности, категории (квалификации) потребителей иместных условий:

ЦЕНТРАЛИЗОВАННАЯ- без обслуживающего персонала, когда плановые профилактические и ремонтныеработы осуществляются один раз в неделю персоналом службы ГРС;

ПЕРИОДИЧЕСКАЯ- с обслуживанием в одну смену одним оператором, периодически посещающимГРС для выполнения необходимых работ согласно утвержденному графику;

НАДОМНАЯ- с обслуживанием двумя операторами, работающими на ГРС согласноутвержденному графику;

ВАХТЕННАЯ- с круглосуточным дежурством обслуживающего персонала на ГРС посменно, всоответствии с утвержденным графиком.

6.2.7.Эксплуатация ГРС должна осуществляться в соответствии с инструкцией поэксплуатации для каждой ГРС, разрабатываемой подразделением на основетребований настоящих Правил, Положения по технической эксплуатации ГРС,заводских инструкций по эксплуатации оборудования, входящего в состав ГРС, идругой технической документации.

6.2.8.Оборудование, запорная, регулирующая и предохранительная арматура должны иметьтехнологическую нумерацию, нанесенную несмываемой краской на видных местах всоответствии с технологической схемой ГРС.

Нагазопроводах ГРС должно быть указано направление движения газа, на штурвалахзапорной арматуры - направление вращения их при открывании и закрывании.

6.2.9.Изменение давления на выходе ГРС и подача газа потребителю производятсяоператором только по распоряжению диспетчера Предприятия или ЛПУ МГ ссоответствующей записью в журнале оператора.

6.2.10. ГРСдолжна быть остановлена (приняты меры по закрытию входных и выходных кранов)самостоятельно оператором в случаях:

разрыватехнологических и подводящих газопроводов;

аварии наоборудовании;

пожара натерритории ГРС;

значительныхвыбросов газа;

стихийныхбедствий;

во всехслучаях, грозящих жизни людей и разрушению строений и оборудования;

потребованию потребителя.

О каждомслучае аварийной остановки ГРС оператор (или другое проверяющее лицо) долженнемедленно доложить диспетчеру ЛПУ МГ и потребителю газа с последующей записьюв журнале.

6.2.11. ГРСдолжна быть оборудована системами сигнализации и автоматической защиты отпревышения и снижения давления на выходе.

Порядок ипериодичность проверки сигнализации и защиты должны предусматриваться винструкции по эксплуатации ГРС.

ЭксплуатацияГРС без систем и средств сигнализации и автоматической защитызапрещается.

Приотсутствии на эксплуатируемой ГРС систем автоматической защиты порядокоснащения их этими системами устанавливается Предприятием по согласованию сместными органами Газнадзора ОАО "Газпром".

6.2.12. ГРСдолжны обеспечивать автоматическое регулирование выходного давления газа,подаваемого потребителю, с относительной погрешностью, не превышающей ±10% от установленного рабочего давления.

Пределысрабатывания защитной автоматики и аварийной сигнализации по давлению газа навыходе ГРС должны быть одинаковыми и составлять не более ± 12%. а срабатываниепредохранительных клапанов не свыше +12% от установленного (заданного)значения.

6.2.13.Устройство автоматики и сигнализации разрешается отключать только пораспоряжению лица, ответственного за эксплуатацию ГРС, на период выполненияремонтных и наладочных работ с регистрацией в журнале оператора.

6.2.14.Периодичность и порядок проверки предохранительных клапанов, устанавливаемых накаждом выходном газопроводе, должны предусматриваться в инструкции поэксплуатации ГРС.

Проверканастройки, а при необходимости, и регулировки предохранительных клапановпроизводится не реже двух раз в год, а полная их ревизия - не реже одного разав год в соответствии с графиком.

Отрегулированныйпредохранительный клапан должен быть опломбирован и иметь бирку с надписью датыследующей настройки давления срабатывания.

6.2.15. Впроцессе эксплуатации ГРС предохранительные клапаны должны проверяться насрабатывание один раз в месяц, а в зимний период - не реже одного раза в десятьдней с записью в журнале. Проверка предохранительных клапанов производится поинструкции.

Объединениесбросов газа предохранительных клапанов разных потребителей (особенно разных подавлению), уменьшение диаметра сбросной свечи по сравнению с диаметромвыходного фланца и монтаж арматуры за клапаном ЗАПРЕЩАЮТСЯ.

6.2.16. Приснятии предохранительного клапана для ревизии или ремонта вместо негоустанавливают исправный предохранительный клапан аналогичного типоразмера ссоответствующей настройкой срабатывания. Установка заглушки вместо снятогоклапана ЗАПРЕЩАЕТСЯ.

6.2.17.Запорная арматура на обводной линии ГРС должна быть закрыта и опломбирована.При необходимости, подача газа потребителю допускается только при выполненииремонтных работ и аварийных ситуациях с уведомлением и распоряжением диспетчераЛПУ МГ с записью в оперативном журнале.

При работеГРС по обводной линии обязательны постоянное присутствие оператора инепрерывное измерение и регистрация выходного давления газа.

6.2.18.Порядок и периодичность удаления загрязнений из устройств очистки газа посредствомпродувок и слива жидкости определяются подразделением Предприятия с соблюдениемтребований защиты окружающей среды, санитарной и пожарной безопасности, а такжес исключением попадания загрязнений в сети потребителей.

Продувочныелинии должны иметь дроссельные шайбы, а емкости сбора конденсата - дыхательныйклапан.

6.2.19.Осмотр и очистка внутренних стенок очистных аппаратов должны производиться поинструкции, предусматривающей меры, исключающие возможность возгоранияпирафорных отложений.

6.2.20.Применение метанола, при необходимости, на ГРС производится в соответствии сИнструкцией о порядке получения от поставщиков, перевозки, хранения, отпуска иприменения метанола на объектах газовой промышленности.

Вводметанола в коммуникации ГРС осуществляется оператором по распоряжениюдиспетчера ЛПУ.

6.2.21.Устройства водяного общего или местного подогрева газа, при необходимости, атакже для отопления операторной ГРС должны отвечать требованиям инструкцийзаводов-изготовителей и Правил устройства и безопасности эксплуатацииводогрейных и паровых котлов с давлением не выше 0,07 МПа.

6.2.22. Газ,подаваемый потребителям, должен быть одорирован в соответствии с требованиямиГОСТ 5542-87. В отдельных случаях, определяемых договорами на поставку газапотребителям, одоризация не проводится.

Газ,подаваемый на собственные нужды ГРС (подогрев газа, отопление, дом оператора),должен быть одорирован. Система отопления ГРС и домов оператора должна бытьавтоматизирована.

6.2.23.Порядок учета расхода одоранта на ГРС устанавливается и осуществляется по формеи в сроки, регламентируемые ЛПУ МГ и производственным Предприятием.

6.2.24. ГРСдолжны обеспечивать автоматическое регулирование давления газа, подаваемогопотребителю, с погрешностью, не превышающей 10% от устанавливаемого рабочегодавления.

6.2.25.Измерение объемного расхода и контроль за качеством показателей газа должнывыполняться в соответствии с требованиями руководящих нормативных документовГосстандарта России и договорами по поставкам газа, а порядок коммерческогоучета газа устанавливается производственным Предприятием.

6.2.26. Принеравномерном газопотреблении измерения должны выполняться при расходах газа нениже 30% (при применении диафрагменных расходомеров) и 20% (при применениитурбинных и роторных счетчиков количества, а также при расходах газа,превышающих 95%).

Рабочиепределы измеряемых расходов газа 30-95 и 20-95% должны обеспечиваться за счетподключения к диафрагме соответствующего прибора и переключения измерительныхтрубопроводов (ниток) замерного узла вручную оператором или автоматически.

6.2.27.Ремонт, связанный с необходимостью отключения ГРС. должен планирования напериод наименее интенсивного отбора газа по согласованию с потребителями.

6.2.28. ГРСдолжны иметь пункт аварийного отключения, расположенный вне помещения натерритории станции.

6.3. Техническоеобслуживание и ремонт

6.3.1. Срокии периодичность технического обслуживания и ремонта технологическогооборудования, систем и устройств ГРС устанавливаются производственнымПредприятием в зависимости от технического состояния и в соответствии стехническими требованиями заводских инструкций по эксплуатации, а такжеПоложения по эксплуатации газораспределительных станций, Положения опланово-предупредительном ремонте средств измерений и автоматики.

Проведениетекущего ремонта технологического оборудования, систем и устройств ГРСопределяется руководством ЛПУ МГ на основании графиков проведенияпланово-предупредительного ремонта и результатов плановых осмотров в процессеэксплуатации ГРС.

6.3.2.Ответственность за качество технического обслуживания и ремонта несутосуществляющий его персонал, руководители соответствующих подразделений ислужб.

6.3.3.Техническое обслуживание и ремонт на ГРС выполняются оператором и службой ГРС.У оператора ГРС должны быть фонарь во взрывозащищенном исполнении игазоанализатор.

6.3.4.Контроль за техническим состоянием ГРС должен включать:

визуальныйосмотр основных технологических узлов и вспомогательных устройств

с выявлениемвнешних признаков их неисправностей и утечек газа из оборудования, запорнойарматуры, газопроводов и коммуникаций;

осмотрсальниковых уплотнителей и фланцевых соединений, а также проверку герметичностисоединительных линий, в том числе импульсных труб пневматических приборов;

проверкуфункционирования технологических узлов и вспомогательных устройств с учетомрежимов их работы;

осмотр ипроверку систем подогрева газа (при наличии), отопления, вентиляции,электроосвещения;

проверку иосмотр средств и систем КИПиА, сигнализации и связи;

осмотр иопределение работоспособности одоризационной установки;

сохранностьи работоспособность станции катодной защиты, включая проверку исправноститехнологической и охранной сигнализации.

6.3.5. Всенеисправности, обнаруженные при техническом обслуживании, необходиморегистрировать в журнале оператора. В случае обнаружения неисправностей,которые могут привести к нарушению технологических процессов, следует принятьмеры, предусмотренные инструкцией по эксплуатации ГРС.

6.3.6. Техническое обслуживаниеи ремонты (текущий и капитальный) технологического оборудования,электрооборудования, оборудования и систем КИПиА, телемеханики и автоматики,сигнализации, отопления, вентиляции, станции катодной защиты и ее коммуникаций,должны осуществляться по графикам ППР, утвержденным руководителем подразделенияПредприятия.

6.3.7. Напредстоящий осенне-зимний период для каждой ГРС разрабатывается планмероприятий по обеспечению безаварийной работы ГРС, в котором должны бытьпредусмотрены:

осмотр иремонт сальниковых уплотнителей и фланцевых соединений;

осмотр иремонт запорной арматуры;

замена взапорных кранах летней смазки на зимнюю;

смена смазкив редукторах;

наличиеаварийного запаса крановой смазки, гидрожидкости и одоранта;

проверка иревизия котлоагрегатов, системы подогрева газа, отопления и вентиляции;

проверкасвязи ГРС - потребитель.

6.3.8. Видыремонтных работ, проводимые на ГРС, должны осуществляться персоналом службы ГРСв соответствии с Положением по технической эксплуатации газораспределительныхстанций.

6.3.9. Проведенныеремонтные работы на ГРС должны приниматься начальником (или инженером) ГРС поакту с прилагаемой используемой технической документацией.

6.3.10. Дляоценки технического состояния ГРС следует производить периодическую (не режеодного раза в пять лет) диагностическую проверку состояния металла труб иоборудования, работающих в условиях переменных давлений и температур газовыхпотоков, вибрации, воздействий коррозии и эрозии.

Работы подиагностике технических трубопроводов и оборудования ГРС проводятсяорганизацией, имеющей лицензию на право производства этих работ, с указаниемсоответствующей методики (инструкции).

6.4. Техническаядокументация

6.4.1. Накаждую ГРС подразделения должна быть следующая техническая документация:

акт отводаземельного участка;

акт приемкигазопровода-отвода и ГРС и исполнительная техническая документация;

схематехнического обслуживания газопровода-отвода и ситуационный план местности;

принципиальныесхемы (технологическая, автоматики, управления и сигнализации, отопления ивентиляции, молниезащиты и заземления, электроосвещения и т.п.);

техническийпаспорт ГРС (АГРС) - Приложение 16;

паспорта наоборудование, приборы и заводские инструкции;

инструкциипо эксплуатации ГРС;

Положение потехнической эксплуатации ГРС;

схемывнутреннего электроснабжения и питающих ЛЭП;

НТДГосстандарта по измерению и расчету расхода газа;

инструкцияпо коммерческому учету газа, утвержденная Предприятием и согласованная с ЦПДУ;

другаянормативно-техническая документация, установленная Предприятием.

6.4.2.Непосредственно на ГРС должна быть следующая документация:

должностныеинструкции обслуживающего персонала ГРС;

принципиальнаятехнологическая схема с КИПиА;

инструкцияпо эксплуатации ГРС;

Правила (илиГОСТ) по измерению и расчету расхода газа;

журналоператора;

план-графикпроизводства планово-предупредительных ремонтов;

журналпроверки рабочих зон и помещений ГРС и газопроводов, арматуры и газовогооборудования собственных нужд на загазованность;

другаядокументация по усмотрению подразделения.

Оборудование,сооружения и системы, эксплуатационную документацию по ГРС должен проверятьответственный за эксплуатацию ГРС и принимать необходимые меры по обеспечениюнадлежащего уровня эксплуатации ГРС.

6.4.3.Изменения в принципиальных технологических схемах с КИПиА, сигнализации иэлектроосвещения, а также в оборудовании ГРС должны утверждаться Предприятием ивноситься в соответствующую техническую документацию.

7. ЭЛЕКТРОУСТАНОВКИ

7.1. Общие требования

7.1.1Персонал, обслуживающий электроустановки магистральных газопроводов, долженруководствоваться следующими нормативными документами:

Правиламиустройства электроустановок;

Правиламиэксплуатации электроустановок потребителей;

Правиламитехнической эксплуатации электрических станций и сетей (РД34.20.501-95);

Правилами техники безопасностипри эксплуатации электроустановок потребителей;

Правилами пользованияэлектроэнергией;

Правиламиприменения и испытания средств защиты;

Руководствомпо эксплуатации электростанций собственных нужд;

Руководящимнормативным документом "Применение аварийных источников электроэнергии наКС МГ, УКПГ и других объектах газовой промышленности". РД51-0158623-06-95;

Руководящимнормативным документом "Категорийность электроприемников промышленныхобъектов газовой промышленности". РД 51-00158623-08-95;

строительныминормами и правилами; рабочими инструкциями по эксплуатации электрозащиты ипротивоаварийной автоматике;

заводскимиинструкциями по монтажу и эксплуатации электрооборудования;

руководящимии инструктивными материалами Минтопэнерго и Главэнергонадзора России;

РД"Система технического обслуживания и ремонта электроустановок МГ";

Руководящимнормативным документом "Расчет количества агрегатов электростанций,локальных систем электроснабжения в районах Крайнего Севера". РД51-0158623-3-91, а также другими материалами согласно Приложению 1.

7.1.2. Приналичии особых условий производства или электроустановок, эксплуатация которыхне обусловлена настоящими или указанными выше Правилами, должны быть составленыдополнительные местные инструкции, утвержденные Предприятием. В разработанныхместных инструкциях не допускаются ослабление действующих Правил, а такжеповторение действующих Правил или отдельных положений.

7.1.3.Электрооборудование магистральных газопроводов принимают в эксплуатацию всоответствии с классификацией взрыво- и пожароопасных зон внутри и внепомещений, а также по категории и группе взрывоопасной смеси газов. При приемкеруководствуются перечисленными выше и в Приложении1 нормативными документами.

7.1.4.Электроснабжение КС магистральных газопроводов должно предусматриваться:

от сетей иподстанций энергосистем;

отэлектростанций собственных нужд (ЭСН) с газотурбинным и поршневым приводом,смонтированных из унифицированных блок-модулей;

отэнергосистем и ЭСН.

Системыэлектроснабжения КС должны удовлетворять следующим требованиям:

электроснабжениеэлектроприемников особой группы (системы жизнеобеспечения, КИП и А, освещения ит.п.) должно быть не чувствительным к колебаниям напряжения и частоты за счет примененияагрегатов бесперебойного питания (АБП) и аварийных источников питания (АИП);

технологическое оборудование КСдолжно быть устойчивым к колебаниям напряжения и частоты в системеэлектроснабжении обеспечивать нормальное восстановление технологическогопроцесса при бестоковой паузе до ~ 10 мин (время на пуск и прием нагрузкирезервного источника электроснабжения).

Блочно-модульнаяконструкция ЭСН должна позволять нормально эксплуатировать, обслуживать иремонтировать размещенное оборудование.

Блочно-модульнаяконструкция ЭСН должна обеспечивать длительное хранение оборудования в самыхсложных природно-климатических условиях.

В качестверезервных источников электроснабжения КС предусматриваются газотурбинные ЭСНмощностью до 4 МВт со временем пуска до 5 мин.

В качествеаварийных источников электроснабжения КС предусматриваются электростанцииограниченной мощности, позволяющие обеспечивать пуск и набор нагрузки от 5 до30 с.

Мощностьаварийных электростанций выбирается из расчета обеспечения нагрузок ГПА (кромеэлектроприводных), систем КИП и А, освещения, узлов связи, котельных, пожарныхнасосов и других электроприемников особой группы и первой категории.

7.1.5.Электроснабжение линейных потребителей должно предусматриваться отвдольтрассовых линий электропередачи. В отдельных случаях, при наличиитехнико-экономического обоснования отказа от вдольтрассовой ЛЭП, допускаетсяпитание линейных потребителей отпайками или отдельными ЛЭП от источниковэнергосистем.

Приотсутствии внешних источников используются электростанции малой мощностипреимущественно с газовыми двигателями или нетрадиционными источникамиэлектроэнергии (ветроагрегаты, топливные элементы и т.п.).

При наличиивнешних источников электроснабжение линейных потребителей необходимо выполнятьна напряжение 10,5 кВ в зависимости от источников питания. Выбор ЛЭП нанапряжение 35 кВ должен выполняться также с учетом технико-экономическогообоснования.

7.2. Организацияэксплуатации электроустановок

7.2.1. Накаждом Предприятии приказом должно быть назначено ответственное лицо заэлектрохозяйство, а также лицо, его замещающее, и утвержденный штат дляобслуживания электрохозяйства.

7.2.2.Персонал, обслуживающий электроустановки магистральных газопроводов, долженбыть дополнительно обучен технике безопасности и работе в газоопасных условиях,а также мерам пожарной безопасности. Он может быть допущен к работе толькопосле проверки знаний специальной комиссией.

7.2.3.Дежурный персонал, выполняющий оперативное управление электрохозяйством,находится в оперативном подчинении диспетчера (сменного инженера).

7.2.4.Диспетчер (сменный инженер) должен иметь четвертую квалификационную группу поэлектробезопасности в газотурбинных и электроприводных цехах, так как даетраспоряжения оперативному персоналу и участвует в переключениях.

Начальникэлектроприводного цеха должен иметь квалификационную группу поэлектробезопасности не ниже пятой. Начальник газотурбинного цеха, инженеры поремонту и эксплуатации должны иметь группу по электробезопасности не нижечетвертой.

7.2.5.Эксплуатация электроустановок на КС, ГРС, линейной части, связи, КИП,телемеханики осуществляется службами энергоснабжения структурных подразделений,укомплектованных персоналом по утвержденным нормативам, обеспечивающимвыполнение видов и объемов работ и безусловное выполнение правил ТБ приэксплуатации электроустановок потребителей.

Работа идеятельность энергослужб подразделений определяются Положением о службе, вкотором конкретно закреплены и перечислены все электроустановки, линии,помещения и механизмы, находящиеся в эксплуатации и ведении службы, с указаниемграниц ответственности.

7.2.6. Вовсех производственных подразделениях руководитель цеха, службы, группы илиучастка несет ответственность за правильную и безопасную эксплуатациюэлектрооборудования своего участка и должен быть назначен лицом, ответственнымза электрохозяйство цеха, службы, участка или группы в границах егообслуживания электроустановок, приказом по Предприятию после проверки знаний иприсвоения соответствующей квалификации по ПТБ ЭЭП.

7.2.7. Режимработы электроустановок должен обеспечивать бесперебойную, безопасную иэкономичную эксплуатацию основного технологического оборудования и безаварийнуюостановку ГПА.

Ответственнымза электрохозяйство должны быть проработаны схемы нормальных, ремонтных иаварийных режимов электроснабжения.

7.2.8. Режимработы основных электростанций собственных нужд (ЭСН) должен обеспечиватьбесперебойную работу КС с использованием, как правило, не менее четырехагрегатов (два в работе с загрузкой 50-70%, один в резерве, один в ремонте). Нарезервных ЭСН количество агрегатов уменьшено. Общее количество и мощностьагрегатов, устанавливаемых на ЭСН, определяются согласно отраслевомуруководящему документу РД 51-0158623-3-91 и принимаются на основании технико-экономическогообоснования и расчетов надежности электроснабжения объектов МГ.

7.2.9. Приоценке надежности ЭСН, работающих в системе электроснабжения объектов,рекомендуется учитывать только те отказы, последствия от которых приводят костановке ГПА и КС. и те отказы, которые могут привести к остановке ГПА.

7.2.10.Выбор электроагрегатов по уровню автоматизации для основных и резервныхэлектростанций должен производиться с учетом допустимой длительности перерывовэлектроснабжения для технологического процесса компримирования природного газа,а также с учетом применения резервных и аварийных источников энергии.

7.2.11.Блок-модули ЭСН должны иметь полную заводскую готовность и должны позволятьсобирать на месте ЭСН из укрупненных блоков. Расположение и компоновкаоборудования в модулях не должны затруднять монтаж, демонтаж, а также выемкуотдельных устройств, узлов и сборочных единиц для их технического обслуживанияи ремонта.

7.2.12.Блок-модули по своим габаритам и массе должны позволять транспортировкуавтомобильным, железнодорожным и водным транспортом. Конструкция блоков должнаобеспечивать выполнение требований основных нормативных документов,перечисленных в п. 7.1.

7.2.13. Помещения электростанциидолжны иметь устройства автоматической пожарной сигнализации с выдачей сигналана центральный щит управления и в пожарное депо, а наиболее опасные в пожарномотношении помещения - установки автоматического пожаротушения.

7.2.14. Наэлектростанции должны быть предусмотрены системы питьевого водоснабжения,вентиляции, отопления и канализации с учетом комфортных условий дляобслуживающего персонала и требований существующих нормативных документов.

7.2.15.Системы отопления должны быть разработаны в соответствии с нормативнымидокументами и предусматривать: утилизацию тепла уходящих газов газовых турбиндля использования в качестве основного источника теплоснабжения, отоплениезданий и сооружений ЭСН - водяное с установкой местных нагревательных приборови электрическое (резервное). В помещениях, где имеется возможность скоплениявредных газов или паров, необходимо предусмотреть механическуюприточно-вытяжную вентиляцию, в остальных помещениях вентиляция естественная. Взимнее время должен осуществляться подогрев приточного воздуха, подаваемого врабочую и верхнюю зоны помещений. Необходимо также предусмотреть контрользагазованности ЭСН с выдачей предупредительного сигнала на щит при концентрацииметана ³0,5% и аварийного автоматического отключения подачи газа к двигателю приконцентрации метана ³1,0%.

7.2.16. ЭСНдолжна соответствовать установкам основного (базового) назначения.

7.2.17.Программа технического обслуживания, эксплуатации и ремонта агрегатов ЭСН,разрабатываемая заводом - изготовителем, должна включать в себя документациюсогласно общепринятым требованиям.

7.2.18.Агрегаты ЭСН должны быть оснащены системой предупредительной сигнализации,аварийной защитой и комплексной системой диагностического обеспечения,включающей в себя: теплотехническую диагностику, виброакустическую диагностику,устройства для осмотра элементов агрегата без вскрытия, контроль состоянияизоляции генератора.

7.2.19.Уровень шума, создаваемый ЭСН в зоне обслуживания, не должен превышать 80 дБ.Система шумоглушения должна обеспечивать снижение уровня шума в районевоздухозабора и выхлопа до санитарных норм.

7.2.20.Октавные уровни вибрации, измеренные на рабочем месте в отсеке управления ЭСН,не должны превышать норм, установленных ГОСТ 12.1.012-78, категория 3а.

7.2.21.Октавные уровни звукового давления в отсеке управления не должны превышатьнорм, установленных ГОСТ 12.1.003-83.

7.2.22.Выбросы вредных веществ ЭСН с отработанными газами не должны превышать норм,установленных ГОСТ 29328-92 и ГОСТ 24585-81.

7.2.23.Предельно допустимые концентрации вредных веществ на рабочем месте в отсекеуправления ЭСН не должны превышать норм, установленных ГОСТ 13822-82.

7.2.24.Конструкция агрегата ЭСН и уровень его автоматизации должны обеспечивать егоработу без присутствия персонала или при наличии периодического обслуживания засчет высокой автоматизации.

7.2.25.Системы аварийно-предупредительной сигнализации и защиты при отклоненииконтролируемых параметров от нормы должны обеспечивать световую и звуковуюсигнализацию, а при дальнейшем отклонении - автоматическую остановку. Системазащиты должна быть сблокирована с электрической системой управления генератороми общестанционными системами электростанции.

7.2.26. Всистеме управления пуском агрегата ЭСН должен быть предусмотрен периодавтоматического вентилирования с длительностью, достаточной для удаленияутроенною объема воздуха, заключенного во всем газовоздушном тракте ГТУ.включая выхлопную трубу, после чего может быть произведено зажигание.

7.2.27. ЭСНдолжна быть оборудована системой, исключающей возможность загазованностипомещения и включающей в себя вентиляцию, датчики загазованности и вторичныеисполнительные приборы. Должны также предусматриваться средства отключения вентиляциив период пожарной ситуации.

7.2.28.Агрегаты ЭСН должны иметь конструкцию, компоновку оборудования и трубопроводов,которые обеспечивают условия работы обслуживающего персонала в соответствии сдействующими нормами техники безопасности и эргономики (размеры площадокобслуживания, доступность мест обслуживания, освещенность, отопление и др.).

7.2.29.Горячие поверхности турбогенератора ЭСН в местах возможного контактаобслуживающего персонала должны быть закрыты теплоизолирующими кожухами(изоляцией).

7.2.30.Общая освещенность оборудования, размещаемого в блоках (в здании), должнасоответствовать действующим нормам с учетом возможности проведения ремонтныхработ. Должно быть также предусмотрено аварийное освещение.

7.2.31.Агрегат ЭСН должен поставляться комплектно, обеспечивая монтаж блоков и пуск ихв эксплуатацию без разборки и ревизии. Наружные трубопроводы и электрическиекоммуникации, соединяющие блоки, должны быть сведены к минимуму и иметь простыесоединения.

7.2.32.Аппараты, трубопроводы и детали, работающие под давлением, должны подвергатьсягидравлическим испытаниям в соответствии с требованиями рабочих чертежей иПравилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих поддавлением.

7.2.33.Основные и резервные электроагрегаты работают на природном газе. Для аварийныхэлектростанций необходимо предусматривать пополняемый двухсуточный запастоплива в зонах с умеренным климатом и десятисуточный - в зонах холодногоклимата. На топливных и масляных баках необходимо предусматривать возможностьизмерения уровня и систему автоматического контроля уровня топлива.

7.2.34.Оборудование аварийного электроагрегата должно поддерживаться в состоянии,обеспечивающем его автоматический запуск при исчезновении основного питания.Количество установленных аварийных электроагрегатов и их мощность должныобеспечивать покрытие нагрузок особо ответственных электроприемников ирассчитываться по методике, изложенной в отраслевом документе РД51-0158623-3-91.

7.2.35.Электрооборудование, находящееся в резерве (трансформатор собственных нужд,если на него не подано напряжение, устройства автоматического включениярезерва), должно периодически опробоваться по графику, утвержденномуответственным за электрохозяйство, но не реже двух раз в год. Работоспособностьмеханической части аварийных дизель-генераторов проверяется не реже одного разав месяц. Работоспособность аварийных электростанций проверяется еженедельноимитацией пуска и два раза в год под нагрузкой.

7.2.36. Накаждой КС должны быть карты уставок релейной защиты (РЗ) и противоаварийнойавтоматики (ПА), подтвержденные соответствующими расчетами. Периодически, помере изменения условий внешнего и внутреннего электроснабжения, должнывыполняться повторно расчеты токов короткого замыкания, РЗ и ПА. Уставки защити автоматики на вводах от энергосистемы должны быть согласованы со службойрелейной защиты автоматики (РЗА) энергосистемы.

7.2.37. Для производстваремонтов и осмотров электроустановок ответственный за электрохозяйство ежегодносоставляет график, который утверждается главным инженером (заместителемначальника Предприятия). Продолжительность и сроки ремонта и осмотровэлектрооборудования устанавливаются на основании Положения о техническомобслуживании и ремонте электроустановок, утв. МГП от 17.05.89. Осмотры каксамостоятельные операции планируются лишь для установок, где нет постоянногодежурного персонала. В установках с постоянным дежурством осмотры включаются вфункции оперативного персонала и входят в состав технического обслуживания.

7.2.38. Приобнаружении дефекта в процессе эксплуатации или при профилактических испытанияхнеобходимость внеочередных капитальных или текущих ремонтов электрооборудованияопределяет ответственный за электрохозяйство.

7.2.39. Вовзрывоопасных зонах эксплуатация и ремонт электроустановок ведутся всоответствии с требованиями ПТЭ электроустановок потребителей.

7.2.40.Порядок вывода электрооборудования в ремонт и испытания, а также порядокоформления сложных переключений в электроустановках устанавливает Предприятие наосновании действующих нормативных документов. Все сложные переключения вэлектроустановках выполняются на бланках переключений, простые переключениявыполняются согласно инструкции по оперативным переключениям по наряду.Переключения при ликвидации аварии выполняет оперативный персонал без наряда споследующей записью в оперативном журнале.

7.2.41.Изменения в электрические схемы могут быть внесены только с разрешения лица,ответственного за электрохозяйство, и по согласованию с главным энергетикомПредприятия.

7.2.42.Временные изменения в электрических схемах должны быть отражены в оперативнойдокументации.

7.2.43.Кабельные каналы и приямки в КЦ с газотурбинным приводом должны быть засыпаныпеском.

7.2.44. Припитании нескольких агрегатных сборок по кольцевой схеме от двух секций КТП-0,4кВ (когда сборки питаются одна через другую) питающее кольцо должно бытьразомкнуто на одном из вводных выключателей агрегатного щита станций управления(АЩСУ) для обеспечения селективного действия защит.

7.2.45. Прирадиальной схеме питания агрегатных сборок АСЩСУ от двух секций ГТП-0,4 кВсекционные выключатели АЩСУ в нормальном режиме должны быть отключены.

7.2.46. Всеэлектрооборудование в электроустановках и электродвигатели технологическихагрегатов должны быть пронумерованы в соответствии с маркировкой приводимогооборудования.

7.2.47.Аккумуляторные батареи должны эксплуатироваться в режиме постоянного поднаряда.Подзарядная установка, как правило, должна быть оборудована устройствомстабилизации напряжения на щитах батареи с точностью ± 2%.

В местенахождения дежурного персонала должен быть постоянный контроль за исправностьюсистемы постоянного оперативного тока с помощью соответствующей сигнализации.

7.2.48. НаКС один раз в два-три года должен выполняться контрольный разряд батареи дляопределения ее фактической емкости. Заряжать и разряжать батарею допускаетсятоком не выше его максимального значения, установленного для данного типабатареи.

7.2.49. НаЭСН предусматриваются две аккумуляторные батареи со щитами постоянного тока.Схема питания постоянным током аварийных цепей управления и сигнализациивторичных устройств ЗРУ, КТП и др. организуется по кольцевому принципу.

7.2.50.Системы релейных защит и противоаварийной автоматики ЭСН должны выполняться намикропроцессорной элементной базе.

7.2.51.Система управления, контроля и защиты электроагрегатов ЭСН должна быть удобнойв эксплуатации, выполняться на базе микропроцессорной техники и обеспечивать:высокую надежность при минимальном количестве эксплуатационного и ремонтногоперсонала, возможность оперативного управления электроагрегатами ЭСН, главнойэлектрической схемой, схемой собственных нужд, а также ответственнымимеханизмами и устройствами, быструю ориентировку персонала при аварийныхрежимах и ликвидацию последствий аварий.

7.2.52. Дляповышения надежности АСУ ЭСН должны применяться:

цифровыеинтегральные схемы;

дублированиеэлементной базы и каналов передачи информации ответственных функциональныхкомплексов;

самодиагностикасредств вычислительной техники;

непрерывныйконтроль измерительных каналов, цепей датчиков и исполнительных механизмов;

волоконно-оптическиелинии связи.

7.2.53.Эксплуатационные показатели надежности ЭСН необходимо находить статистическимметодом с использованием аппарата математической статистики или малых выборок.

7.2.54.Электростанции малой мощности с ветроэлектрическими установками (ВЭУ) являютсяэкологически чистыми источниками электроэнергии, которые необходимо применять снаибольшей эффективностью в регионах, где среднегодовая скорость ветрапревышает 4-6 м/с.

МаломощныеВЭУ (до 60 кВт) рациональнее использовать как дополнительные источники в целяхэкономии топлива.

7.2.55. ВЭУмогут применяться для электроснабжения установок катодной защиты, радиорелейныхстанций, жилпоселков, домов линейных обходчиков и как дополнительный источникэлектроэнергии для электроснабжения собственных нужд КС.

7.2.56. Приразработке ТЭО электроснабжения УКЗ и т.п. целесообразно проводить работы сцелью оценки возможности применения нетрадиционных источников на базе топливныхэлементов.

7.2.57.Монтажные работы по установке ВЭУ должны производиться специальноподготовленным персоналом, знающим устройство и условия работы ВЭУ, а такжеправила монтажа и техники безопасности.

7.2.58. Придлительных провалах скоростей ветра потребитель должен получать питание отрезервного источника. Наиболее эффективна работа ветроэлектростанции содиночными дизельными электростанциями, а также с энергетической системой.

7.2.59. Вкачестве основного источника электроэнергии рекомендуется использование ВЭУ вкомплекте с термоэлектрическими установками, резервным является двигательвнутреннего сгорания, а аварийным - аккумуляторные батареи.

7.3. Техническаядокументация

7.3.1. Наэлектроустановках (генерирующих, потребительских ипреобразовательно-распределительных) должна быть следующая техническаядокументация:

генеральныйплан участка с нанесением всех сооружений и основных подземных коммуникаций;

техническийпаспорт электростанции, технические паспорта и исполнительные чертежи каждогоагрегата, отчеты и акты по испытаниям и ремонтам;

исполнительныечертежи зданий и сооружений;

чертеживсего подземного хозяйства;

альбомычертежей запасных частей;

исполнительныесхемы первичных и вторичных соединений;

инструкциидолжностные и производственные по обслуживанию оборудования;

одноименныесхемы электрических сетей ЛЭП и подстанций;

паспорта навзрывозащищенное оборудование и установки.

7.3.2. Насосуды, расположенные на электростанции, работающие под давлением, подъемные игрузоподъемные машины должны быть паспорта, и они также должны бытьзарегистрированы в Госгортехнадзоре России, если это предусмотреносоответствующими правилами.

7.3.3. Наосновных агрегатах электростанций (двигателях, генераторах, трансформаторах), атакже на электродвигателях и другом вспомогательном оборудовании должны бытьзаводские таблички с номинальными данными согласно ГОСТ на это оборудование.

7.3.4. Всеосновные и вспомогательные агрегаты на электростанциях, системы и секциисборных шин, арматура, заслонки газо- и воздухопроводов и др. должны бытьпронумерованы. Основные агрегаты на электростанциях собственных нужд должныиметь порядковые номера, а вспомогательные - тот же номер, что и основнойагрегат, с добавлением букв А, Б, В и т.д.

7.3.5.Дежурный персонал, обслуживающий электроустановки, должен иметь следующуюоперативную документацию по установленной форме:

оперативныйжурнал для записи в хронологическом порядке всех изменений в схемах, состояния,режима работы и дефектов оборудования, а также полученных оперативных указанийи распоряжений вышестоящего технического персонала;

книгураспоряжений - для записи распоряжений вышестоящего технического персонала,имеющих постоянный характер или срок действия более суток;

книгу заявокдиспетчеру на ремонт и остановку основного оборудования электростанции;

книгу выводав ремонт оборудования, на которое не требуется разрешения диспетчера;

акты приемкискрытых работ, испытаний и наладки электрооборудования;

акты приемкиэлектроустановок в эксплуатацию.

Ответственныеза электрохозяйство должны иметь:

оперативныйжурнал для записи в хронологическом порядке производимых за смену операций,переключений и других работ, а также автоматических отключений, работы защиты иавтоматики, установки и снятия переносных заземлений, повреждений или нарушенийнормальной работы оборудования и полученных оперативных указаний и распоряженийвышестоящего технического персонала;

книгу учетараспоряжений или записи распоряжений вышестоящего технического персонала,имеющих постоянный характер или срок действия более суток;

журналдефектов и неполадок с оборудованием для записи замеченных во время сменыдефектов и неполадок, устранение которых не может быть произведено силамисмены;

суточнуюоперативную или мнемоническую схему электрических соединений;

картуустановок релейной защиты и автоматики;

журналгрозовых отключений, замыканий на землю и работы защит от перенапряжений;

комплектсхем электроснабжения.

7.3.6. Нащитах управления электростанции и диспетчерских пунктах должны вестись суточныеведомости по установленным формам.

7.3.7.Оперативную документацию ежедневно должен просматривать вышестоящий техническийперсонал и принимать надлежащие меры по устранению замеченных дефектов иненормальностей в работе оборудования и персонала.

7.3.8. АСУ электростанции должнаобеспечивать регистрацию и архивное хранение информации и иметь программноеобеспечение, позволяющее решать информационные, аналитические, диагностическиеи диалоговые задачи по обеспечению работы электростанции и всех подсистемжизнеобеспечения, вести учет выработки и расхода электроэнергии и тепла.Применяемая компьютерная техника и интерфейс должны соответствоватьсовременному техническому уровню и дизайну.

8. ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ

8.1. Общие требования

8.1.1.Требования настоящего раздела распространяются на магистральные трубопроводы иотводы от них, трубопроводы технологической обвязки КС, ГРС, трубопроводы искважины ПХГ, силовые кабели и кабели технологической связи.

8.1.2.Названные сооружения подлежат комплексной защите от коррозии защитнымипокрытиями и средствами электрохимической защиты (ЭХЗ) в соответствии стребованиями ГОСТ Р 51164-98 и ГОСТ9.602-89.

При защитеот коррозии кабелей связи и силовых кабелей следует руководствоваться такженормативной технической документацией Минсвязи и Минэнерго РФ.

8.1.3.Система ЭХЗ сооружений от коррозии всего объекта в целом должна быть построенаи включена в работу до сдачи сооружений в эксплуатацию.

На участкахвысокой и повышенной коррозионной опасности (ВКО и ПКО), а также в зонахдействия блуждающих токов необходимо в период их строительства обеспечиватьвременную защиту. Временная система ЭХЗ должна быть построена и включена вработу не позднее первого месяца после укладки трубопровода в грунт и засыпки.

Зоны высокойи повышенной коррозионной опасности определяются (на новых газопроводах) наэтапе проектирования проектирующей организацией и уточняются в процессеэксплуатации службой защиты от коррозии эксплуатирующего Предприятия.

8.1.4.Газопроводы при надземной прокладке, включая зону их выхода из грунта наповерхность, подлежат защите от атмосферной коррозии металлическими и/илинеметаллическими защитными покрытиями в соответствии с проектом или действующейНТД

8.1.5.Защитное покрытие законченных строительством (или отремонтированных) участковмагистральных газопроводов должно контролироваться прибором - искателемповреждений, не ранее двух недель после укладки и засыпки газопровода, а такжеопределением переходного сопротивления газопровода на постоянном (методкатодной поляризации) и/или переменном токе в соответствии с НТД. Недопускается выполнять контроль защитных покрытий в мерзлых грунтах.

8.1.6. Новыетрубопроводы должны иметь сертификат соответствия противокоррозионной защитытребованиям стандартов и НТД. Для эксплуатируемых трубопроводов сертификатсоответствия выдается только после комплексного обследования. Регламент ипроцедура сертификации газопровода с различными видами коррозионных повреждений(язвенная коррозия, КРН, коррозия под отслоившемся покрытием) определяются НТД.

Разрешаетсяввод газопровода во временную эксплуатацию по решению рабочей комиссии споследующей проверкой защитного покрытия после оттаивания и увлажнения грунтови окончательной приемкой в эксплуатацию контролируемого участка газопровода.

8.2. Организацияэксплуатации

8.2.1.Техническое и методическое решение вопросов защиты от коррозии напроизводственном Предприятии осуществляет производственный отдел защиты откоррозии Предприятия в соответствии с указаниями Отдела противокоррозионнойзащиты и диагностики коррозии сооружений ОАО "Газпром","Руководством по эксплуатации средств противокоррозионной защиты подземныхгазопроводов", ГОСТ Р 51164-98, ОСТ и другой действующейнормативно-технической документацией.

Техническоеи административное руководство эксплуатацией средств защиты от коррозии вподразделении осуществляет руководитель подразделения в соответствии сустановленным распределением обязанностей.

Непосредственноеруководство работами осуществляет руководитель службы (группы, участка) защитыот коррозии с прямым подчинением главному инженеру Предприятия.

Начальникотдела защиты от коррозии Предприятия и руководитель службы защиты от коррозииподразделения несут ответственность за защиту от коррозии сооружений и запредставление данных по коррозии и защите соответствующего предприятия(подразделения).

8.2.2.Основной задачей службы защиты от коррозии является обеспечение эффективнойзащиты сооружений от коррозии с целью надежной и безаварийной их работы, приэтом служба защиты от коррозии подразделения должна.

обеспечиватьбесперебойную работу установок дренажной, катодной и протекторной защиты путемсвоевременного проведения профилактических и ремонтных работ;

обеспечиватьподдержание защитных потенциалов по протяженности и во времени, контролироватьих величину;

обеспечиватьбесперебойное функционирование средств контроля за коррозионным состоянием вобъемах, определяемых действующей НТД;

своевременновнедрять новые средства защиты от коррозии, отечественные и зарубежныетехнологии и средства измерений, направленные на повышение точности определенияпараметров защиты;

повышатьнадежность электроснабжения установок катодной защиты, предусматривать длявдольтрассовых линий электропередачи использование автоматов включения резерва,аварийной сигнализации на пульт диспетчера, введение резервного питания ЛЭПсогласно ГОСТ Р 51164-98;

контролироватьсостояние защитного покрытия и коррозионное состояние сооружений;

определятьучастки сооружений повышенной и высокой коррозионной опасности, обеспечивать(совместно со службой КИПиА) дистанционный контроль опасности коррозии поиндикаторам коррозии и параметров ЭХЗ на этих участках согласно ГОСТ Р51164-98;

составлятьоценку и долговременный прогноз коррозионного состояния сооружений на период неменее 5 лет;

осуществлятьтехнический надзор за качеством нанесения защитных покрытий и строительствомсредств защиты от коррозии и контроля за коррозией;

обеспечиватьсвоевременное и качественное ведение техдокументации и представление отчетностив вышестоящие организации и органы надзора.

8.3. Техническоеобслуживание и ремонт

8.3.1.Технический осмотр и контроль работы средств ЭХЗ следует проводить спериодичностью не реже четырех раз в месяц на установках дренажной и катоднойзащиты, не оборудованных средствами дистанционного контроля, в зонах блуждающихтоков и коммуникаций промплощадок КС и двух раз в месяц, на установках катоднойзащиты вне юны блуждающих токов; не реже одного раза в квартал - на установкахкатодной защиты, оборудованных средствами дистанционного контроля, установкахпротекторной защиты, защитных футлярах (кожухах) и изолирующих соединениях(изолирующих фланцах и муфтах).

Притехническом осмотре и проверке необходимо выполнять:

· контроль режимов работыУДЗ, УКЗ, УПЗ;

· измерение защитныхпотенциалов в точках дренажа УКЗ, УПЗ и УДЗ;

· профилактическоеобслуживание контактных соединений, анодных заземлений, узлов и блоковпреобразователей катодной и дренажной защиты: оценку непрерывности работы УКЗпо счетчику времени или счетчику электрической энергии;

· оценку состоянияизолирующих соединений (фланцев), оценку защищенности футляров и наличиягальванического футляра с трубопроводом;

· оценку скоростикоррозии и интенсивности проникновения водорода в стенку трубы в соответствии сдействующей НТД.

Результатыконтроля заносятся в полевой журнал УДЗ, УКЗ.

Данные о количестве и причинахотказов, а также времени простоев всех средств ЭХЗ - УДЗ, УКЗ и УПЗ заносят вжурнал контроля эксплуатационной надежности средств ЭХЗ, в котором фиксируетсячисло отказов и время простоя средств ЭХЗ по основным элементам: в цепяхэлектроснабжения, преобразования тока и нагрузки. Сведения по эксплуатационнойнадежности системы ЭХЗ сооружения должны ежеквартально передаваться ввышестоящее производственное Предприятие.

8.3.2.Допускается отключение каждой установки ЭХЗ при необходимости проведениярегламентных и ремонтных работ, но не более 80 ч в квартал для УКЗ и УПЗ и неболее 24 ч - для УДЗ. При проведении опытных или исследовательских работдопускается отключение средств ЭХЗ на суммарный срок не более 10 суток в годдля УКЗ и УПЗ и на 3 суток для УДЗ.

8.3.3.Контроль защитных покрытий при эксплуатации сооружений должен выполнятьсяметодами интегральной и локальной оценки. Интегральная оценка состояниязащитных покрытий должна выполняться ежегодно: на основании данных о силе токаУКЗ (УПЗ) и распределении потенциалов вдоль сооружения. Допускается оценкакачества защитного покрытия по величине переходного сопротивления трубопровода,определенного с использованием методов постоянного и/или переменного тока всоответствии с действующей НТД.

Детальнаяоценка состояния защитных покрытий по протяженности газопроводов должнапроводиться после первого года эксплуатации методами электрометрии с выборочнымшурфованием на наиболее опасных участках трубопровода, выявленных порезультатам измерений.

Обнаруженныеповреждения защитного покрытия должны быть "привязаны" к трассе сточностью до ±1 м, занесены в ведомость дефектов в защитном покрытии сооруженияи, при необходимости, устранены согласно НТД.

8.3.4.Контроль защитных потенциалов на всех контрольно-измерительных пунктах следуетпроводить согласно ГОСТ Р 51164-98.

8.3.5.Потенциалы на всем протяжении защищаемых сооружений следует первоначальноизмерять выносным электродом сравнения непрерывно или с шагом измерения неболее 10 м в период между первым и вторым годами эксплуатации. В дальнейшем нереже одного раза в год выполняется контроль потенциалов без омическойсоставляющей не менее чем в двух точках на участках минимальных потенциалов впромежутке между соседними УКЗ.

Измерениепотенциала следует производить также после реконструкции систем ЭХЗ, сетиподземных коммуникаций, изменений интенсивности блуждающих токов и послекапитального ремонта сооружения.

8.3.6.Потенциал без омической составляющей рекомендуется измерять по зонд-модульнойтехнологии в соответствии с отраслевыми рекомендациями в стационарных ивременно оборудованных пунктах измерений.

8.3.7. Научастках высокой коррозионной опасности необходимо осуществлять контрольпотенциала без омической составляющей в специальных контрольно-измерительных(СКИП) или контрольно-диагностических пунктах (КПД). Рекомендуется установкаСКИП или КДП на участках повышенной коррозионной опасности, в зонах пересеченийс другими сооружениями, электрифицированными железными дорогами, автострадами ит.п. Места установки и регламент измерений определяются НТД.

8.3.8.Дополнительные измерения защитных потенциалов без омической составляющейследует проводить с шагом не более 10м в зонах минимальных потенциалов научастках повышенной и высокой коррозионной опасности не менее одного раза впять лет.

8.3.9.Защищенность сооружений следует оценивать по протяженности и во времени.Следует ежегодно составлять ведомость участков трубопроводов, имеющихпотенциалы ниже минимальных и выше максимальных значений по абсолютной величинес указанием границ участков и продолжительности отклонений параметров ЭХЗ от заданныхвеличин.

8.3.10Коррозионное состояние сооружения определяют методом внутритрубнойдефектоскопии и/или комплексным электрометрическим обследованием с контрольнымшурфованием не реже одного раза в 5 лет - для участков высокой коррозионнойопасности (ВКО), 10 лет - для участков повышенной коррозионной опасности (ПКО)и 20 лет - для участков умеренной коррозионной опасности (УКО).

Опасностькоррозионного растрескивания под напряжением определяется пропуском специальныхснарядов-дефектоскопов и/или другими специальными методами диагностики.

Шурфование,при оценке коррозионного состояния, должно проводиться до нижней образующей сполным вскрытием сооружения, рекомендуемый объем ежегодного шурфования - неменее одного шурфа на 25 км линейной части магистрального газопровода по каждойнитке при многониточной системе, одного шурфа на 10 км коллекторов и шлейфовПХГ, одного шурфа - на 1,0 км подземных технологических коммуникаций КС и ПХГ.

Шурфование впервую очередь следует проводить на участках, определенных по результатамобследований, а также на участках сооружений с температурой эксплуатации выше+30°С. в анодных и знакопеременных зонах, на участках с неудовлетворительнымсостоянием защитного покрытия, не обеспеченных непрерывной катоднойполяризацией по протяженности и во времени, а также на участках ВКО и ПКО.

8.3.11.К зонам повышенной коррозионной опасности относятся участки:

· в засоленных грунтах(солончаковых, солонцах, солодях, сорах, полях с минеральными удобрениями идр.);

· зоны блуждающих токовисточников постоянного тока;

· участки сооружений стемпературой транспортируемого продукта 303 К (30°С) и выше;

· в болотистых,заболоченных, черноземных и поливных грунтах, на участках перспективногообводнения или орошения;

· на подводных переходахи в поймах рек, а также на переходах через железные и автомобильные дороги и нарасстоянии в обе стороны от переходов, согласно НТД;

· участки промышленных ибытовых стоков, свалок мусора и шлаков;

· на территорияхкомпрессорных, газораспределительных и насосных станций, а также установоккомплексной подготовки газа на расстояние в обе стороны от них, согласно НТД;

· вертикальные участкисооружений в зонах их выхода из грунта на поверхность;

· на пересечениях сразличными трубопроводами, включая по 350 м в обе стороны от места пересечения.

К зонам высокойкоррозионной опасности, выявляемым в процессе эксплуатации, относятся: участкисооружений между установками ЭХЗ, на которых произошли отказы по коррозионнымпричинам (разрывы, свищи) или обнаружены коррозионные язвы и трещины, скоростькоррозии которых превышает 0,30 мм в год.

Участкигазопроводов, не входящие в группы ВКО и ПКО, относятся к участкам умереннойкоррозионной опасности (УКО).

8.3.12.Выборочный контроль коррозионного состояния на участках ВКО и ПКО приобследованиях сооружений в шурфах должен выполняться в соответствии с НТДсовместно с определением состояния защитного покрытия и параметров ЭХЗ вследующем объеме:

· измерение естественногопотенциала и потенциалов без омической составляющей;

· определение и описаниехарактера, размеров и расположения повреждений защитного покрытия, включаясквозные дефекты, складки, гофры, зоны отслаивания;

· определение рНпочвенного электролита в прилегающем к трубопроводу грунте;

· определение количества,глубины, площади, расположения по окружности трубы коррозионных поврежденийметалла с оформлением акта;

· отбор проб грунта ипередача на химический анализ в специализированную организацию при наличиикоррозионных каверн (трещин) глубиной более 3 мм при периоде эксплуатации до 10лет и глубиной более 2 мм при периоде эксплуатации до 5 лет.

8.3.13.Контроль за изменением скорости коррозии во времени выполняется вконтрольно-диагностических пунктах (КДП), которые устанавливаются в отдельныхкоррозионно-опасных точках газопроводов, выявленных по результатамвнутритрубной дефектоскопии и/или по результатам обследований, согласно НТД.

8.3.14.Контрольно-измерительные пункты (КИП) для контроля параметров ЭХЗ по ГОСТ Р51164-98 должны устанавливаться над осью сооружения, окрашиваться в яркий цвет,иметь маркировку и привязку к трассе сооружения. Во всех точках измеренияпотенциалов должна быть обеспечена возможность контакта неполяризующегосяэлектрода сравнения с грунтом в постоянно зафиксированной на поверхности землиточке измерений.

8.3.15.Коррозионное обследование сооружений на участках различной коррозионнойопасности должно выполняться согласно НТД.

8.3.16. Научастках высокой коррозионной опасности, по рекомендациям ГОСТ Р 51164-98,поэтапно внедряется 100%-ное резервирование в цепях электроснабжения,преобразования и нагрузки, а также коррозионный мониторинг (включающий КДП исредства дистанционного контроля параметров коррозии и защиты). Отказы в работесредств ЭХЗ на участках ВКО и ПКО, оснащенные средствами дистанционногоконтроля, приравниваются к аварийным и должны быть устранены в течение 24 ч.

8.3.17. Всеустановки катодной защиты на новых газопроводах, построенных (илиреконструируемых) после 2000 г., а также на действующих трубопроводах в зонахповышенной и высокой коррозионной опасности оборудуются средствамидистанционного контроля и управления режимами работы УКЗ согласно НТД.

8.3.18.Ремонт повреждений в покрытиях трубопровода должен проводиться в соответствии стребованиями действующей нормативной документации. Защитное покрытие наотремонтированном участке должно удовлетворять требованиям, предъявляемым косновному покрытию сооружения.

8.3.19.Трубопроводы, проходящие в одном технологическом коридоре, должны быть включеныв систему совместной электрохимической защиты. При невозможности созданиясистемы совместной защиты допускается применение раздельной схемы защиты сосуществлением мероприятий по исключению вредного влияния на соседниесооружения.

8.3.20.Схемы защиты трубопроводов от коррозии (совместная или раздельная) должнывыбираться, исходя из конкретных условий эксплуатации и экономическойцелесообразности.

Приосуществлении совместной защиты все электрические перемычки должны бытьразъемными с выводом соединительных кабелей на контрольно-измерительный пункт.Щиток коммутации КИП должен иметь легкодоступные и надежные разъемныесоединения. В схемах ЭХЗ недопустимо применение "глухих" перемычек.

8.3.21. В"анодных" и "знакопеременных" зонах влияния блуждающихтоков УКЗ должны быть оснащены автоматическими преобразователями и работать врежиме автоматического поддержания заданного потенциала.

8.4. Техническаядокументация

8.4.1.Служба защиты от коррозии должна иметь следующую техническую документацию:

планы играфики ППР средств ЭХЗ;

паспорта иполевые журналы установок катодной, дренажной, протекторной защиты и средствдистанционного контроля;

актыиспытаний защитных покрытий методом катодной поляризации;

масштабныесхемы газопроводов с указанием видов и типов защитных покрытий, УКЗ; участковПКО, ВКО, электроснабжения;

ведомостьдефектов в защитном покрытии;

актыобследования газопровода в шурфах;

актыремонтов защитного покрытия газопроводов;

принципиальныеэлектрические схемы расстановки средств ЭХЗ и питающих ЛЭП;

ежегодныедиаграммы распределения по КИП суммарных потенциалов без омической составляющейвдоль сооружения;

материалыобследований, включая диаграммы распределения защитных потенциалов методомвыносного электрода, диаграммы распределения градиентов вдоль сооружения и др.;

ведомостьучастков газопроводов, имеющих потенциалы ниже минимальных и выше максимальныхзначений;

журналконтроля эксплуатационной надежности средств ЭХЗ;

ведомостиизмерений скорости коррозии и параметров защиты в КДП;

диаграммыраспределения коррозионных дефектов вдоль сооружения;

коррозионныекарты (паспорт) участков газопровода с выделением зон умеренной,повышенной и высокой коррозионной опасности;

формыстатистической отчетности N 25-ГАЗ и N 25р-ГАЗ;

долгосрочный(на 5 лет) план капремонта средств ЭХЗ;

исполнительнуюдокументацию по ЭХЗ;

отчеты повсем проведенным обследованиям на газопроводах и объектах Предприятия(подразделения);

долговременныйпрогноз коррозионного состояния;

другуюдокументацию, установленную Предприятием.

Диаграммы,ведомости и другую документацию рекомендуется хранить в форме компьютерной базыданных с использованием ПЭВМ.

8.4.2.Техническая документация по защите от коррозии, а также материалы о контролесостояния защитного покрытия, ЭХЗ и коррозии подлежат хранению в течение всегосрока эксплуатации сооружения.

9. СИСТЕМЫ И СРЕДСТВАИНФОРМАТИЗАЦИИ, АВТОМАТИЗАЦИИ, УПРАВЛЕНИЯ, ТЕЛЕМЕХАНИЗАЦИИ И СВЯЗИ

9.1. Общие требования

9.1.1.Организация систем управления и связи, функции и объем информатизации,автоматизации и телемеханизации объектов магистральных газопроводов должнысоответствовать директивным документам, утвержденным ОАО "Газпром".

Дляобъектов, на которые не распространяется действие директивных документов,функции и объемы информатизации, автоматизации и телемеханизации определяютсягазотранспортным Предприятием.

9.1.2.Средства автоматизации должны, как правило, поставляться комплектно стехнологическим оборудованием. При реконструкции и модернизации допускаетсяпоставка отдельно средств автоматизации.

9.1.3Системы управления должны приниматься в эксплуатацию со средствами защиты отнесанкционированного доступа в рамках требований нормативных документовГостехкомиссии при Президенте России или других государственных органов всоответствии с классификацией объектов.

9.1.4. Системы управления, включающиепрограммно-технические средства АСУ ТП, АСУ производственно-хозяйственнойдеятельностью, средства автоматизации и телемеханизации технологическогооборудования, средства и системы связи и передачи данных, рассматриваются какединый комплекс, все элементы которого должны функционировать взаимосвязанно,образуя, при должном развитии, интегрированную систему управления Предприятием.Создание и эксплуатация интегрированных систем управления Предприятия должныосуществляться в рамках требований Отраслевой интегрированнойинформационно-управляющей системы (ОИИУС) и ее подсистем, в том числеОтраслевой системы оперативно-диспетчерского управления (ОСОДУ), Отраслевойсистемы учета расхода газа (ОСУРГ) и т.д.

9.1.5. Таккак все перечисленные системы в той или иной степени должны в перспективевзаимодействовать в едином контуре ОИИУС и входящих в нее подсистем, привнедрении, техперевооружении, модернизации систем, указанных в п. 9.1.4, должны учитываться техническиетребования на ОИИУС и ее подсистем.

9.1.6.Системы автоматизации технологического оборудования и линейной телемеханикидолжны обеспечивать необходимый комплекс операций по управлению, контролю изащите оборудования независимо от состояния системы и средств управлениявышестоящего уровня.

9.1.7. В АСУпроизводственно-хозяйственной деятельностью (АСУ ПХД) управление осуществляетсяна следующих уровнях:

уровеньПредприятия;

уровеньподразделения, подведомственных организаций;

уровеньлокальных объектов (склады, базы материально-технического обеспечения, участкии т.п.).

9.1.8.Программно-технической базой АСУ ПХД являются локальные вычислительные сети,удаленные ПЭВМ и терминалы, средства передачи данных, единые распределительныеи локальные базы данных.

9.1.9. В АСУТП управление технологическим оборудованием и процессами осуществляетсяна следующих уровнях:

центральныйдиспетчерский пункт Предприятия (уровень АСУ ТП магистральных газопроводовПредприятия);

диспетчерскийпункт КС и ЛПУ МГ (уровень АСУ ТП КС, для ЛПУ МГ с числом КС более одной - АСУТП ЛПУ МГ);

оперативно-техническийпост управления КЦ при близком расположении нескольких компрессорных цеховможет обслуживать более одного КЦ (цеховой уровень АСУ ТП КС);

локальныесистемы средств автоматизации и телемеханизации (системы автоматическогоконтроля, управления и защиты ГПА, вспомогательного оборудования, установокэлектроснабжения, узла подключения КЦ, крановых площадок, СКЗ,компьютеризованные средства измерения расхода газа и др.).

АСУ ТПсоздается на базе программно-технических средств компьютерной автоматизации ителемеханизации. Допускается управление группой идентичных технологическихсредств с помощью локальной системы АСУ ТП, например АСУ ТП электроснабжения.

9.1.10.Программно-технические средства АСУ ТП должны обеспечивать интеграциюинформации по всем подведомственным объектам на единых автоматизированныхрабочих местах диспетчеров и технологов Предприятия, ЛПУ МГ, КС и КЦ.

9.1.11.Бесперебойная работа систем управления, информатизации, автоматизации,телемеханизации и связи обеспечивается производственными отделами, службами,участками и группами АСУ (возможно наименование отдела ИУС), КИПиА, связи,телемеханики, метрологического обеспечения.

Функцииподразделений АСУ распространяются на средства и системы управления (заисключением средств связи и метрологических функций) на уровнегазотранспортного Предприятия и подразделения (УМГ, ЛПУ МГ, СПХГ), включаяпрограммно-технические комплексы ДП КС, а также функции системного интеграторамногоуровневой системы управления газотранспортного Предприятия в целом. Болееподробно объемы обслуживаемого оборудования и функции подразделений АСУизложены в пп. 9.1.12 и 9.1.13.

Функцииподразделений КИПиА охватывают средства системы автоматизации технологическихобъектов и оборудования: компрессорного цеха (включая пост управления КС),вспомогательного технологического оборудования, средств автоматизации ГРС, ГИС ит.п. Более подробно объемы обслуживаемого оборудования и функции подразделенийКИПиА изложены в пп. 9.1.15 и 9.1.16.

Подразделениясвязи охватывают функции эксплуатации всех видов связи, за исключениемлокальных вычислительных сетей и промышленных коммуникационных линий,связывающих средства автоматизации на промплощадках. Эти функции определенысодержанием п. 9.5.

Функцииподразделения телемеханики охватывают вопросы эксплуатации средств и системлинейной телемеханики, которые подробнее изложены в п. 9.7.

Функцииподразделения метрологического обеспечения определены пп. 9.1.18, 9.4 и 9.6.

Перечень исостав функциональных отделов, участков и групп, а также разделениеобязанностей и объемов обслуживаемого оборудования определяются администрациейгазотранспортного Предприятия, в зависимости от динамики и объемов внедрениясредств и систем автоматизации (в том числе программно-технических продуктов)на технологических, административных, хозяйственных и ремонтных подразделениях.

9.1.12. Эксплуатационный персонал АСУ обслуживает:

аппаратно-программныесредства вычислительной техники;

периферийныесредства ПЭВМ и ЭВМ;

локальныевычислительные сети;

единые,распределенные базы данных;

средстваоперативного системного администрирования систем передачи данных уровнягазотранспортного Предприятия и его подразделений (УМГ, ЛПУ МГ, СПХГ);

коммуникационныесерверы, модемы.

9.1.13. В функции персонала АСУ входят:

эксплуатациясистем SCADA уровня Предприятия, ЛПУ МГ, КС, включая интерфейс отаппаратно-программного комплекса ДП КС (ЛПУ) к ПУ систем телемеханики ипромышленным каналам систем автоматизации;

сопровождениебазового и прикладного программного обеспечения уровня газотранспортногоПредприятия и подразделения;

техническоеобслуживание средств информационной безопасности, встроенных в системы АСУ,включая средства допуска к работе с техническими и программными средствами ибазами данных.

9.1.14. Контрольза соблюдением норм информационной безопасности и эксплуатации средств общейохранной сигнализации, защиты от внешнего и несанкционированного доступа наобъекты подразделения газотранспортного Предприятия осуществляется службойбезопасности.

9.1.15. Эксплуатационный персонал КИПиА обслуживает:

средства исистемы автоматизации, в том числе средства компьютерной автоматизации на базепрограммируемых логических контроллеров;

системы иоборудование агрегатной и цеховой автоматики, включая системы регулирования,локальные системы автоматизации вспомогательных технологических объектов;

средстваавтоматизации и КИП, обеспечивающие функционирование систем теплоснабжения,водоснабжения, вспомогательных механизмов;

системыобеспечения технологической безопасности (контроль загазованности помещений,вибрации оборудования, систем и средств автоматики по обнаружению и ликвидациипожара);

системы исредства управления кранами на промплощадке КС, а также локальные средствауправления линейными телеуправляемыми кранами;

промышленныекоммуникационные сети систем автоматизации на промплощадке КЦ;

базовое иприкладное программное обеспечение программируемых логических контроллеров иАРМ сменного инженера;

средстваизмерения, сигнализации и защиты ГПА, вспомогательного оборудования;

автоматикукотельных промплощадок и жилпоселков;

автоматику исредства замерных узлов измерения расхода газа на собственные нужды;

системыавтоматики защиты технологического оборудования, КИП и А, средств сигнализациина ГРС, охранной сигнализации специализированных средств автоматики;

коммуникационныеинтерфейсы промышленных каналов автоматизации.

9.1.16. В функции подразделений КИПиА входят:

обслуживаниесредств и систем автоматизации, в том числе при комплексной поставкетехнологического оборудования со средствами автоматизации;

обслуживаниесредств формирования, обработки, передачи, архивирования и представленияинформации для управления основными и вспомогательными технологическимиобъектами с объемом оборудования по пункту 9.1.15.

обслуживаниесредств информационной безопасности, встроенных в подведомственные средства исистемы автоматизации, включая средства допуска;

администрированиепромышленных коммуникационных сетей систем автоматизации.

9.1.17.Эксплуатационный персонал связи обслуживает:

средства исистемы связи;

линии связи;

средства исистемы передачи данных (маршрутизаторы, тональные модемы на выделенных иликоммутируемых линиях связи и модемы для ВОЛС, оборудование цифровых ианалоговых каналов связи, коммуникационные компьютеры и др.).

9.1.18. Метрологическая служба газотранспортногоПредприятия должна:

поддерживатьпрограммные и технические средства и документацию (в том числе стандарты,директивные документы, базы данных и т.п.) для метрологического обеспечениявсей производственно-хозяйственной деятельности;

осуществлятьвсе технические и административные мероприятия по подготовке и проведениюопераций государственной поверки средств измерения;

осуществлятькалибровку средств измерения и сигнализации;

решатьоперативные вопросы с потребителем природного газа, касающиеся метрологическойчасти;

обеспечиватьподготовку и своевременную аттестацию персонала;

осуществлятьорганизационно-техническое сопровождение работ по метрологическому обеспечению,выполняемых подрядными организациями.

9.1.19.Средства и системы управления принимаются в эксплуатацию ведомственной илимежведомственной комиссией в составе принимаемого объекта управления.

9.1.20. Привводе в эксплуатацию на действующем объекте интегрированных АСУ, АСУ ТП.отдельных подсистем или локальных систем и средств автоматического управления ителемеханики для их приемки в опытную и промышленную эксплуатацию назначаютсяотдельные приемочные комиссии, работающие по программам, утвержденнымруководством ОАО "Газпром" или Предприятия.

9.1.21.Заключительным этапом приемки программно-технических средств АСУ, автоматизациии телемеханизации является комплексное опробование в рабочих режимах, сроккоторого должен составлять для устройств, работающих:

внепрерывном режиме - 72 ч;

в режимеожидания - до 1 мес.

В опытнуюэксплуатацию оборудование включается приказом по Предприятию. В период опытнойэксплуатации проводится проверка изделий и систем по программам,предусматривающим создание или имитацию различных режимов.

9.1.22.Фактические технические данные и характеристики, полученные в процессеприемочных испытаний, заносятся в формуляр системы.

9.1.23. Впериод опытной эксплуатации программно-технические средства обслуживаетэксплуатационный персонал производственного подразделения, при авторскомнадзоре - организации - разработчика АСУ и АСУ ТП, с привлечением, в случаенеобходимости, монтажно-наладочных организаций.

С началомопытной эксплуатации должно быть начато ведение всей оперативной документации иосуществляться техническое обслуживание.

9.1.24.Ответственность за сохранность программно-технических средств АСУ, измерений,автоматизации и связи, а также сопроводительной документации несетэксплуатационный персонал соответствующих цехов и служб, в которых установленыэти средства.

9.1.25.Рабочие параметры и климатические условия (температура окружающей среды,влажность, наличие запыленности воздуха, агрессивных сред), механическиевоздействия в местах установки систем и средств не должны выходить за пределытребований инструкций заводов-изготовителей.

9.1.26. Напряжениедля средств автоматизации и управления должно быть стабилизированным. Цепипитания этих устройств должны быть защищены от воздействия индустриальныхпомех.

9.1.27. Дляобеспечения надежности работы систем и средств управления должно бытьпредусмотрено автоматическое резервирование питания средств вычислительнойтехники, компьютерной автоматизации, связи и передачи данных (с периодическойего проверкой). Резервирование питания должно гарантировать сохранностьтекущего содержания базы данных.

9.1.28 Щиты,переходные коробки и сборные кабельные щиты должны быть пронумерованы, всезажимы и подходящие к ним провода, а также импульсные линииконтрольно-измерительных приборов и автоматических регуляторов должны иметьмаркировку, органы управления и сигнализации, измерительные устройства -надписи об их назначении в соответствии с документацией.

9.1.29.Приборы должны иметь исправные запирающие устройства, уплотнения, чистыесмотровые стекла, четкую запись регистрации, клеммные соединения должны бытьплотными и иметь надежные контакты.

На шкалахстационарных измерительных приборов должна быть нанесена красная черта,соответствующая предельному значению измеряемой величины.

9.1.30.Контрольные кабели должны иметь обозначения на концах, в местах разветвления ипересечения, при переходах, а также по трассе через каждые 50-70 м. Концысвободных жил кабелей должны быть изолированы.

При устранении поврежденийкабелей с металлической оболочкой или при их наращивании, соединяя жилы, нужноустанавливать герметичные муфты, каждая из которых подлежит регистрации суказанием ответственного, производившего разделку. Места соединений кабелей срезиновой оболочкой и изоляцией должны быть герметизированы методомвулканизации. Кабели с полихлорвиниловой оболочкой при наращивании должнысоединяться пайкой с механическим креплением, при необходимости закрыватьсякожухом.

9.1.31.Соединительные трубные прокладки (импульсные линии) к средствам измерений иавтоматизации должны быть проложены с соблюдением необходимых уклонов и во времяэксплуатации систематически продуваться. В местах, где возможны обмерзание иличрезмерный нагрев, должны применяться соответствующие защитные меры(теплоизоляция, подогрев термокабелем и т.п.).

9.1.32.Предусмотренные средства автоматической блокировки, исключающие возможностьодновременного ручного и дистанционного управления, а такжепрограммно-технические средства задания режимов из пунктов дистанционногоуправления (ЦДП Предприятия, ДП КС, пост управления КЦ), исключающиевозможность дистанционного управления из двух и более пунктов, должныпериодически проверяться и находиться в исправном состоянии.

9.1.33.Периодические операции по контролю исправности и опробованию систем и средствуправления должны проводиться эксплуатационным персоналом, а в случае, когдаэто потребуется по условиям эксплуатации, дежурным оперативным персоналом потехнологической инструкции с записью результатов в оперативном журнале.

9.1.34.Устройства защиты должны периодически проверяться в сроки, установленныеграфиком планово-предупредительных ремонтов и технологическими инструкциями.Отключение защиты для проверки должно сопровождаться записью в оперативномжурнале. Запрещается производить ремонтные и наладочные работы на работающемтехнологическом оборудовании в целях защит, находящихся в действии. Отключениесредств защиты допускается только в случае выявления неисправностей на время,необходимое для их устранения. В этом случае должно быть установленонепрерывное наблюдение за контролируемым параметром по измерительным приборам.Если прямой контроль параметра невозможен, то агрегат необходимо остановить.

Неисправныеприборы защиты на работающем оборудовании можно заменять только при отключенииих питания.

На вновьустанавливаемые приборы питание подают при кратковременной деблокировке схемызащиты.

9.1.35.Проверка устройств защиты осуществляется:

в САУагрегатами, электроустановками и т.д., выполненных на базе микропроцессорнойтехники, не реже одного раза в квартал и после проведения ремонтных работ,связанных с отключением питания САУ;

послекапитального ремонта оборудования, оснащенного САУ;

на ГРС нереже одного раза в месяц (при исполнении САУ на базе микропроцессорной техникине реже одного раза в квартал).

На каждомПредприятии разрабатываются инструкции по проверке защит на работающем ирезервном ГПА для каждого типа системы агрегатной автоматики, в том числеавтоматики с микропроцессорами САУ.

Проверказащит на работающих ГПА и электростанциях выполняется только при наличииутвержденной проверки защит на работающем оборудовании.

9.1.36.Автоматизированная диагностика программно-технических средств АСУ,автоматизации и телемеханизации должна выполняться путем пуска соответствующихтестов по регламенту, указанному в сопроводительной документации.

9.1.37.Метрологические и точностные характеристики приборов, устройств автоматизациине должны выходить за пределы, указанные в их технической документации. Порядокметрологической поверки и калибровки средств измерений изложен в п. 9.4 настоящих Правил.

9.1.38.Комплексная проверка системы управления с многоуровневымипрограммно-техническими средствами АСУ (Предприятие - ЛПУ МГ, КС - цех -системы локальной автоматизации и телемеханизации) выполняется по регламенту,указанному в проекте, а при отсутствии проекта многоуровневой системыуправления - по регламенту, установленному Предприятием.

9.1.39.Регламент информационного взаимодействия АСУ Предприятия с отраслевой системойуправления ОАО "Газпром" устанавливается руководством ОАО"Газпром", а по оперативно-диспетчерской информации - ЦПДУ ОАО"Газпром".

9.1.40.Регламент информационного взаимодействия АСУ Предприятия и АСУ смежныхпредприятий, а также с АСУ территориальных органов управления, финансовых ипрочих организаций устанавливается руководством Предприятия по согласованию сзаинтересованными предприятиями и организациями.

9.1.41.Запрещается допуск к средствам управления, приборам и системам автоматизации исвязи, устройствам защит лиц, не имеющих прямого отношения к обслуживанию и контролюаппаратуры и соответствующего уровня квалификации.

9.2. Организацияэксплуатации

9.2.1. Дляобеспечения бесперебойной работы элементов систем управления, включая средствавычислительной техники, программируемые логические контроллеры (ПЛК), локальныесистемы автоматической защиты и управления, средства телемеханизации, связи ипередачи данных на Предприятии, создаются производственные отделы, а вподведомственных организациях - соответствующие службы, участки и группы,руководство которыми осуществляется производственными отделами Предприятия.

9.2.2.Организация деятельности служб, участков и т.п. должна обеспечиватькруглосуточную работу систем управления: информации, автоматизации,телемеханизации и связи.

9.2.3.Организация работы эксплуатационного персонала по обслуживанию средств и системуправления определяется подразделением. Техническое обслуживание и текущийремонт осуществляются эксплуатационным персоналом служб или участковподразделений Предприятия. Для выполнения специальных видов работ потехническому обслуживанию и ремонту могут привлекаться специализированныеподразделения газотранспортного Предприятия или других организаций.

9.2.4.Служба (группа) КИПиА обеспечивает:

бесперебойнуюи надежную эксплуатацию устройств контроля, защиты, автоматического управленияна всех объектах КС, ПХГ, ГРС, а также промышленных коммуникационных каналов;

техническоеобслуживание;

текущийремонт для восстановления исправности и работоспособности;

разработкуграфиков вывода устройств и систем на плановое техническое обслуживание иплановый ремонт;

контроль задеятельностью подрядных организаций, выполняющих ремонт и обслуживаниетехнических средств;

контроль завыполнением монтажных и наладочных работ, проведение испытаний, приемку вэксплуатацию средств автоматизации, контроля, защиты, автоматическогоуправления;

участие врасследовании отказов, разработку мероприятий по их предупреждению;

участие вгосударственной, ведомственной поверке и калибровке средств измерений и систембезопасности (загазованности, противопожарной).

9.2.5.Служба связи обеспечивает:

бесперебойнуюработу технологической связи, средств передачи данных в пределах закрепленныхграниц;

содержание висправном состоянии эксплуатируемых сооружений связи, средств и сетей всоответствии с техническими нормами и правилами;

оперативноеустранение повреждений устройств и сооружений технологической связи, средств исистем передачи данных;

проведениемероприятий по предотвращению аварий, несчастных случаев и нарушений правилтехники безопасности;

исправноесостояние и правильное применение измерительных приборов в соответствии стребованиями НТД по метрологическому обеспечению систем связи и передачиданных;

организациювременной связи на трассе газопроводов при производстве аварийных и плановыхработ на обслуживаемых объектах;

организациюи содержание средств связи, средств передачи данных с учетом требованийгражданской обороны;

эксплуатациюканалов телемеханики, линейных и станционных устройств телемеханики;

техническоеобслуживание и текущий ремонт для восстановления неисправности иработоспособности средств связи, средств и сетей передачи данных.

9.2.6.Служба телемеханики обеспечивает:

бесперебойнуюработу систем телемеханики в пределах своего ЛПУ МГ. Состав системы,подконтрольный службе телемеханики, определен п. 9.7. 2;

содержание висправном состоянии средств телемеханики и сооружений, относящихся к ним;

оперативноеопределение и устранение определенных регламентом неисправностей;

своевременноесообщение на предприятие о неисправностях, устраняемых специализированнойбригадой, и контроль за их выполнением;

разработку ипроведение мероприятий по предотвращению аварий, несчастных случаев и нарушенийтехники безопасности при эксплуатации средств телемеханики;

исправноесостояние датчиков технологических параметров и их своевременнуюметрологическую поверку и аттестацию;

надлежащеехранение, учет и содержание в исправном состоянии сервисных приборов изапчастей;

контроль задеятельностью подрядных организаций и специализированных бригад, выполняющихремонт и обслуживание средств телемеханики и приемку выполненных работ;

разработкуграфиков, профилактических работ и работ по техническому обслуживанию согласноНТД.

9.2.7.Средства АСУ ТП обеспечивают дистанционный контроль, дистанционное управление ирегулирование технологического процесса и оборудования со следующих уровней:

ЦПДСПредприятия;

ДП КС (ЛПУМГ);

оперативно-технологическийпост управления КЦ;

локальныепульты управления основным технологическим и вспомогательным технологическимоборудованием.

В каждыймомент времени дистанционное управление и регулирование допускается поконкретным параметрам и объектам только с одного из указанных уровней, напрочих уровнях эти функции подлежат автоматической блокировке. Задание уровняуправления определяется настройкой программно-технических средств АСУ ТП приэксплуатации по распоряжению руководства вышестоящего уровня управления ипротоколируется соответствующими средствами систем управления.

9.2.8.Эксплуатационному персоналу запрещается отключение средств вычислительнойтехники, задействованной в режиме промышленной эксплуатации, средств и системавтоматизации, телемеханизации, сигнализации и защиты без разрешения диспетчера(оператора, сменного инженера), ответственного за эксплуатацию объекта.

Отключениесредств автоматизации и переключения в указанных системах, в том числе переводс автоматического управления на ручное, должны выполняться по разрешениюдиспетчера (сменного инженера) подразделения с записью в оперативном журналеПереключения на длительный срок должны выполняться с разрешения руководителявышестоящего уровня управления, подтвержденного письменно.

9.2.9.Порядок отключения средств и систем автоматизации, контроля и сигнализации наГРС, котельных и других объектах, в том числе перевод управления савтоматического на ручное и изменение уровня дистанционного управления,определяется руководством подразделения Предприятия.

Повторноевключение средств автоматизации осуществляется по окончании восстановительныхработ с обязательным оповещением диспетчера и записью в журнале.

9.2.10.Устройства и средства автоматизации эксплуатационный персонал проверяет спериодичностью, установленной графиками технического обслуживания.

9.2.11. Всесредства и системы управления, находящиеся в работе, должны быть опломбированы,за исключением устройств, уставки которых подлежат изменению оперативнымперсоналом в зависимости от заданного режима работы оборудования. Дверцы шкафови защитные кожухи щитов должны быть закрыты и заперты.

Вскрытиеустройств, находящихся в работе, разрешается эксплуатационному персоналу приремонтно-техническом обслуживании в соответствии с заданием на выполняемуюработу с записью в оперативном журнале производства работ.

Принеобходимости производства каких-либо работ на панелях, в щитах, цепях защиты иконтроля при работающем основном оборудовании должны быть приняты мерыпредосторожности против ложных переключений устройств управления и ошибочныхдействий персонала.

9.2.12. Напанелях или вблизи места размещения релейных устройств запрещается проводитьработы, вызывающие их сильное сотрясение, которое может привести к ложнымсрабатываниям реле и других устройств.

9.2.13.Замена или ремонт контрольно-измерительных приборов на работающем оборудовании,если подобные работы допускаются инструкциями по технике безопасности иусловиям технологического процесса, должны производиться только с разрешениядиспетчера (сменного инженера) с записью в оперативный журнал производстваработ. На период замены (ремонта) контроль за работой оборудованияосуществляется по другим взаимосвязанным параметрам.

9.2.14.Эксплуатация АСУ осуществляется производственным отделом АСУ Предприятия, атакже производственным отделом АСУ ТП, в случае его создания, исоответствующими службами подведомственных подразделений.

9.2.15.Включение в работу средств вычислительной техники и программируемыхконтроллеров, в том числе после проведения профилактических работ, производитсяпосле восстановления всех коммуникационных цепей, проверки функционированияпрограммных средств и воздействия на управляемое оборудование в соответствии сэксплуатационной инструкцией.

9.2.16.Сопровождение и развитие программного обеспечения в процессе эксплуатациицентрализованно осуществляется отделом АСУ (отделом АСУ ТП) Предприятия.

В составеотделов АСУ (АСУ ТП) должны быть предусмотрены группы или отдельные специалистыпо следующим направлениям:

сопровождениюи развитию информационного обеспечения, администрированию баз данных;

сопровождениюбазового программного обеспечения;

разработке иразвитию прикладного программного обеспечения и пользовательских АРМ;

сопровождениюприкладного программного обеспечения;

сопровождениеи развитие ЛВС;

эксплуатациитехнических средств;

администрированиесети передачи данных и ее служб.

9.2.17.Обслуживание программных средств должно включать:

техническоеобслуживание носителей программного обеспечения, а также баз данных;

оперативныйконтроль за надежным функционированием программного обеспечения и баз данных;

внесениеизменений и дублирование программного обеспечения.

9.2.18.Техническое обслуживание носителей программного обеспечения и баз данных должногарантировать их сохранность и выполняется обслуживающим персоналом АСУ всоответствии с эксплуатационной документацией на конкретные типы ЭВМ.

9.2.19.Оперативный контроль за надежным функционированием программного обеспечениядолжен осуществляться в соответствии с "Руководством по техническомуобслуживанию" отделом АСУ объединения с учетом требований проектной исопроводительной эксплуатационной документации.

9.2.20."Руководство по техническому обслуживанию" должно включатьоперативный контроль в нерабочем режиме при проведении техническогообслуживания ЭВМ, в рабочем режиме с помощью тестовых программ и контрольныхпримеров или автоматически с помощью диагностических программ.

Оперативныйконтроль программного обеспечения в нерабочем режиме проводится персоналом,выполняющим техническое обслуживание, с использованием средств и процедур,указанных в эксплуатационной документации.

Оперативныйконтроль программного обеспечения в рабочем режиме проводится операторомпериодически в соответствии с технологическими инструкциями: при возникновенииподозрений в неправильности ведения процесса, по просьбе пользователейинформации АСУ или по индикации системы диагностирования.

Автоматическийоперативный контроль программного обеспечения в рабочем режиме осуществляетсянепрерывно по каждой выполняемой функции методами и средствами,предусмотренными в программном обеспечении.

Дефекты, выявленныепри всех видах оперативного контроля, устраняют специалисты при техническомобслуживании или ремонте в соответствии с исполнительной документацией или спривлечением разработчика на основе соответствующих рекламаций илиспециализированных сервисных организаций.

9.2.21.Дублирование, учет и хранение программной документации должны выполняться всоответствии с ГОСТ 24.607-86. Если эксплуатирующей организации не переданыподлинники дистрибутивных носителей программного обеспечения, то она должнаиметь их дубликаты. Подлинники или дубликаты дистрибутивных носителейпрограммного обеспечения должны храниться в отделе АСУ (АСУ ТП) Предприятия,которое осуществляет учет всех программных документов, используемых вПредприятии и его подразделениях, а также передачу необходимых дистрибутивныхносителей в службу и группы АСУ (АСУ ТП) подведомственных подразделений.

9.2.22.Внесение изменений в программное обеспечение должно выполняться в соответствиис ГОСТ 19.603-78. Отдел АСУ (АСУ ТП) имеет право оформлять извещения наизменения программного обеспечения только в том случае, когда он являетсядержателем подлинников. При необходимости внесения изменений в дубликаты отделАСУ должен оформить и направить держателю подлинника предложение об изменении.

Службыподразделений могут направлять предложения об изменении программногообеспечения только в отдел АСУ газотранспортного Предприятия.

9.2.23.Запрещается внесение изменений в программное обеспечение без оформленияизвещения.

Развитие исовершенствование программного обеспечения, независимо от того, кем оноразрабатывается, осуществляется путем оформления извещения об изменении вустановленном порядке.

9.2.24.Разработка новых прикладных программ и пользовательских АРМ выполняется отделомАСУ (АСУ ТП) по техническому заданию конечных пользователей, утвержденномуруководством Предприятия.

9.2.25.Централизованные и распределенные базы данных обслуживаются службамиадминистрации баз данных АСУ (АСУ ТП).

Локальныебазы данных отдельных прикладных задач и АРМ могут обслуживаться конечнымипользователями в той части показателей, которая не связана с централизованнойили распределенной базой данных.

9.2.26. Приналичии на Предприятии распределенной базы данных АСУ ПХД и (или) АСУ ТП, ееведение и поддержка осуществляются централизованно на уровне Предприятия.

При этом науровне подведомственных подразделений и объектов запрещается выполнение функцийкорректировки структуры, показателей и других компонентов распределенной базыданных, которые являются общими для уровня Предприятия и подразделения.

Указанныекорректировки производятся централизованно, новые версии базы данных ипрограммного обеспечения передаются в подведомственные подразделения средствамисистемы передачи данных или на машинных носителях.

9.2.27.Санкционированный доступ к единой или распределенной базе данных всех уровнейустанавливается регламентом, утвержденным руководством Предприятия.

9.2.28.Отдел АСУ (АСУ ТП) Предприятия должен обеспечить учет и хранение версий базданных.

9.3 Техническоеобслуживание и ремонт

9.3.1.Техническое обслуживание и ремонт должны осуществляться службами, участками илигруппами производственных подразделений газотранспортного Предприятия впределах границ обслуживания с привлечением, при необходимости,специализированных организаций.

9.3.2.Система технического обслуживания и ремонта разрабатывается газотранспортнымПредприятием и должна предусматривать:

техническоеобслуживание с периодическим контролем;

регламентированноетехническое обслуживание;

текущийремонт;

средний икапитальный ремонт; калибровку средств и каналов измерения параметров;

обеспечениеЗИП;

обеспечениеэксплуатационной надежности.

Срокитехнического обслуживания должны быть согласованы с графиками техническогообслуживания основного технологического оборудования.

9.3.3.Техническое обслуживание с периодическим контролем выполняется, как правило,без остановки технологического процесса в объеме и с периодичностью, указаннымив эксплуатационной документации (ЭД) на технические средства.

Данный видтехнического обслуживания является основным для программно-техническихкомплексов ЦПДС Предприятия, ДП КС (ЛПУ МГ), поста управления КЦ.

9.3.4.Регламентированное техническое обслуживание выполняется, как правило, сотключением технологического оборудования в объеме и с периодичностью,указанными в ЭД на технические средства, и состоит из расширенных техническихпроверок и работ по поддержанию работоспособности изделий.

Проведениерегламентированного технического обслуживания средствами, не прошедшимиповерку, запрещается.

Номенклатураи объем работ, выполняемых на остановленном и работающем оборудовании,устанавливаются руководством подразделения по согласованию с Предприятием.

9.3.5. Объемтекущего ремонта определяется в каждом конкретном случае результатами осмотраили характером отказа.

Текущийремонт проводится эксплуатационным персоналом Предприятия путем замены илиремонта отказавших элементов и узлов. Поиск и устранение неисправностей, объемконтрольных проверок после восстановления должны осуществляться в соответствиис ЭД. В сложных случаях для поиска и устранения неисправностей привлекаютремонтный персонал газотранспортных предприятий, монтажно-наладочныхорганизаций и заводов - изготовителей технических средств, а такжеразработчиков программных средств.

9.3.6. Среднийремонт технических средств выполняется эксплуатационным персоналомгазотранспортных предприятий, ремонтным персоналом специализированныхорганизаций или заводов-изготовителей.

Припроведении среднего ремонта восстанавливают ресурс или заменяют узлы, срокслужбы которых меньше периода между двумя последовательно проводимымикапитальными ремонтами изделия, заменяют или ремонтируют быстроизнашивающиесяузлы и детали, проверяют техническое состояние всех составных частейтехнических средств с устранением обнаруженных неисправностей путем замены иливосстановления отказавших узлов и деталей, их регулировку и отладку,дорабатывают по информационным письмам и бюллетеням, а также модернизируютоборудование.

9.3.7. Капитальный ремонттехнических средств выполняется на специализированных предприятиях или заводах- изготовителях, а также их персоналом на местах установки технических средств.

Капитальныйремонт предусматривает восстановление ресурса технических средств и обеспечениенадежности их работы в межремонтный период за счет разборки, подробногоосмотра, проверки параметров, поверки и калибровки средств измерений,испытаний, регулировки, устранения обнаруженных дефектов. При проведениикапитальных ремонтов должны выполняться требования директивных указаний имероприятия, направленные на увеличение длительности непрерывной работыоборудования, улучшение его технико-экономических показателей. Принеобходимости, в процессе капитального ремонта должны выполняться работы помодернизации отдельных узлов и устройств с учетом опыта эксплуатации.

9.3.8.Выполнение ремонтных работ должно сопровождаться оформлением документов всоответствии с ГОСТ 28.201-74.

9.3.9.Первичными документами, подтверждающими непригодность технических средств кдальнейшей эксплуатации, являются формуляр и журнал учета работы техническихсредств.

Подготовкойдокументов, необходимых для списания технических средств, занимается комиссия,назначенная распоряжением главного инженера. Окончательное утверждение акта насписание технических средств осуществляется в порядке, установленном ОАО"Газпром".

9.3.10.Техническое обслуживание средств измерения (СИ) выполняется службой КИПиА всоответствии с требованиями эксплуатационной документации.

СИ должныподвергаться ремонту в соответствии с положением о планово-предупредительномремонте, а при необходимости, перед представлением СИ на поверку, а также приотрицательных результатах поверки или калибровки. СИ ремонтируются силамиметрологической службы, при имеющихся у нее необходимых условиях ремонта, илиремонтных предприятий Госстандарта России, или других ведомств по графикам,которые составляются отдельно для каждого ремонтного предприятия,согласовываются с ними и утверждаются главным инженером газотранспортногоПредприятия. График ремонтов составляется отдельно для каждого ремонтногопредприятия, согласуется с ними и утверждается главным инженеромгазотранспортного Предприятия.

9.3.11.Обеспечение эксплуатационной надежности и эффективности использования средств исистем достигается путем своевременного и качественного выполненияремонтно-технического обслуживания.

9.3.12. Дляустранения отказов, связанных с программным обеспечением, следует организовать,при необходимости, техническую поддержку фирм-производителей, в том числе"горячую линию" поддержки средствами телефонной связи, факсом исети INTERNET.

9.3.13. Дляобеспечения технического обслуживания и текущего ремонта по сложнымпрограммно-техническим средствам АСУ ТП, используемым в подведомственныхподразделениях, следует создать на уровне Предприятия передвижные лабораторииАСУ ТП.

9.3.14.Работы по обеспечению надежности включают:

учетотказов, неисправностей, выявленных при эксплуатации, хранении иремонтно-техническом обслуживании, и заполнение первичных и сводных форм учетаинформации;

расчетфактических показателей надежности, сравнение их с установленными значениями изанесение результатов в паспорта на технические средства;

анализфактических показателей надежности, определение влияния условий и режимовэксплуатации, выявление наиболее надежных узлов и элементов;

разработкумероприятий по совершенствованию системы эксплуатации, ремонтно-техническогообслуживания, материально-технического обеспечения;

разработкупредложений по доработке изделий, совершенствованию ЭД и сервисногооборудования.

9.3.15.Работы по сбору, обработке, анализу информации об эксплуатационной надежности иразработке мероприятий по ее повышению установлены ОСТ 51.136-85. Порядоквыполнения работ в подразделениях определяется Предприятием. По истечениикалендарного года службы подразделений, ответственные за эксплуатацию, должныанализировать информацию об эксплуатационной надежности, разрабатыватьмероприятия по повышению надежности оборудования. Предложения посовершенствованию системы ремонтно-технического обслуживания конструкций и ЭДизделий, составу ЗИП и сервисного оборудования эксплуатирующие подразделениянаправляют в газотранспортное Предприятие.

9.3.16. Еслифактические показатели надежности изделия ниже указанных в ЭД, оно несоответствует НТД и считается некондиционным. В этом случае эксплуатирующееПредприятие предъявляет поставщику претензии в соответствии с Положением опоставке продукции производственно-технического назначения.

9.3.17.Поддержание надежности эксплуатации технических средств и сокращение времени ихтекущего ремонта обеспечиваются наличием неснижаемых запасов материалов икомплекта запасных частей, инструмента и принадлежностей (ЗИП).

Номенклатура,нормативы, места и условия хранения, порядок использования и возобновлениянеснижаемого запаса материалов и ЗИП определяются ЭД и утвержденныминормативными документами.

9.3.18.Порядок использования ЗИП и обращения с ним определяется ЭД. Списание ЗИПосуществляется по актам, утвержденным главным инженером Предприятия.

9. 4. Метрологическое обеспечение

9.4.1.Метрологическое обеспечение заключается в применении научных и организационныхоснов, технических средств, правил и норм, необходимых для достижения единстваизмерений, обработки и передачи информации с требуемыми метрологическимипоказателями (точность, стабильность, достоверность, линейность и т.д.).

9.4.2. Ксредствам измерения относятся эталоны, меры, измерительные преобразователи,приборы, установки, комплексы для измерения группы параметров,информационно-измерительные системы, а также каналы измерения, состоящие изфункционально и аппаратно объединенной совокупности технических средств,входящих в системы автоматизации, телемеханизации или информационно управляющиесистемы, а также применяемые автономно, которые предназначены для преобразования,передачи и обработки информационных сигналов.

9.4.3.Метрологическое обеспечение газотранспортных предприятий, организаций ипредприятий, эксплуатирующих магистральные газопроводы, должно выполняться всоответствии с требованиями действующих законодательств инормативно-технической документации.

9.4.4.Основополагающими нормативно-техническими документами по метрологическомуобеспечению являются:

Государственныестандарты:

ГОСТ8.002-8Б ГСИ "Государственный надзор и ведомственный контроль засредствами измерения. Основные положения".

ГОСТ8.010-90 ГСИ "Методики выполнения измерений".

ГОСТ8.326-89 ГСИ "Метрологическая аттестация средств измерений".

ГОСТ8.437-81 ГСИ "Системы информационно-измерительные. Метрологическоеобеспечение. Основные положения".

ГОСТ8.438-81 ГСИ "Системы информационно-измерительные. Поверка. Общие положения".

ГОСТ8.508-84 ГСИ "Метрологические характеристики средств измерений иточностные характеристики средств автоматизации." ГСП. "Общие методыоценки и контроля".

Отраслевыестандарты.

ОСТ3-8.084-88 "Отраслевая система единства измерений. Средства измеренияимпортные. Порядок подготовки заявок и организация метрологическогообеспечения".

ОСТ51.117-84 "Автоматизированные системы управления технологическимипроцессами в газовой промышленности, метрологическая аттестация измерительныхканалов".

Нормативно- техническая документация по метрологии.

ПР50.2.002-94 ГСИ. "Порядок осуществления государственного метрологическогонадзора за выпуском, состоянием и применением средств измерений аттестованнымиметодиками выполнения".

ПР50.2.006-94 ГСИ. "Порядок проведения поверки средств измерений".

ПР50.2.015-94. ГСИ. "Порядок определения стоимости (цены) метрологическихработ".

ПР50.2.017-94 ГСИ. "Положение о российской системе калибровки".

9.4.5.Метрологическое обеспечение средств измерений в системах автоматизации,телемеханизации и связи предусматривает следующие мероприятия:

организациюметрологических служб предприятий и организаций, эксплуатирующих средстваизмерений (СИ);

организациюинформационного обеспечения метрологической службы отрасли;

организациюгосударственной поверки СИ;

проведениеметрологической аттестации нестандартных средств и методик выполненияизмерений;

проведениеведомственной поверки и калибровки средств измерения;

ведомственныйконтроль и обеспечение государственного надзора за производством, состоянием,применением и ремонтом СИ.

9.4.6. Наобъектах газовой промышленности к эксплуатации допускаются СИ, прошедшиегосударственные испытания или метрологическую аттестацию в соответствии с ГОСТ8.001-80 и ГОСТ 8.326-78 (имеющие сертификат утвержденного типа СИ), допущенныев установленном порядке органами Госгортехнадзора России, ГосэнергонадзораРоссии

Предпочтениев применении СИ должно отдаваться средствам, рекомендованным к применению вотрасли испытательным метрологическим центром ОАО "Газавтоматика" ОАОГазпром".

Аттестациянестандартизованных СИ производится Госстандартом, если эти средстваразработаны в его подразделениях или применяются в его системе, а также дляцелей, предусмотренных ГОСТ 8.002-71.

Метрологическуюаттестацию всех остальных нестандартизированных СИ должны выполнять организациии метрологические службы ОАО "Газпром", имеющие соответствующуюлицензию.

Длявзрывоопасных помещений должны применяться СИ, имеющие свидетельство овзрывозащищенности электрооборудования.

9 4.7. Метрологическиехарактеристики каналов передачи данных информационно-измерительных иуправляющих систем должны определяться стандартами, нормирующими характеристикиприменяемых систем обработки и передачи информации, например:

при использовании сети INTERNET- стандарт IEEE802.3;

приэксплуатации выделенных аналоговых сигналов тональной частоты - РекомендацииМККТТМ.1020 и Указ № 43 Минсвязи России.

9.4.8.Государственный метрологический надзор за производством, состоянием,применением и ремонтом СИ на предприятиях отрасли осуществляетсяГосударственной метрологической службой России.

9.4.9.Ведомственный контроль проводят метрологические службы отрасли, подотчетныеметрологической службе ОАО "Газпром" в лице Отдела АСУ, средствавтоматизации и метрологии и организаций с делегированным от ОАО"Газпром" правом ведомственной поверки и калибровки.

9.4.10.Ведомственный контроль должен выполняться в соответствии с требованиями ОСТ51-69-81 "Порядок проведения ведомственного контроля в газовойпромышленности".

9.4.11.Средства измерения должны подвергаться первичной, периодической, внеочередной иинспекционной поверкам или калибровкам.

Состав СИ,подлежащих государственной или ведомственной поверке и калибровке, определенГОСТ 8.002-71.

9.4.12.Первичная поверка осуществляется при выпуске СИ из производства или ремонта,периодическая - при эксплуатации через определенные межповерочные интервалы.

Внеочереднаяповерка осуществляется при вводе в эксплуатацию, когда необходимоудостовериться в соответствии метрологических характеристик средств измеренияпаспортным данным, в том числе СИ, поступающих по импорту, - при поврежденииповерительного клейма или пломбы, при утрате документов предыдущей поверки илипо сигналам тестового автоматического контроля измерительных систем онеисправности средства измерения.

Инспекционнойповерке подвергаются СИ при проведении метрологических ревизий или при решенииспорных вопросов между поставщиками и потребителями природного газа,конденсата, нефти и другой продукции газовой промышленности.

9.4.13.Предельные сроки поверки для образцовых средств, а также рабочих СИ, служащихдля учета материальных ценностей, взаимных расчетов между поставщиками ипотребителями продукции, выпуска продукции и обеспечения безопасностипроизводства и безвредных условий труда, устанавливает ГОСТ 8.002-71.

Межповерочныеинтервалы на СИ, подлежащие ведомственной поверке или калибровке,устанавливаются метрологической службой Предприятия, исходя из их значимости,влияния внешней среды, условий и опыта эксплуатации.

Измерительные каналыинформационно-управляющих систем должны подвергаться ведомственной поверке иликалибровке не реже одного раза в год, а также при возникновении у оперативногоперсонала сомнений в достоверности информации по какому-либо каналу или посоответствующим сигналам автоматического контроля.

Плановыеповерки и калибровки должны осуществляться в соответствии с годовымикалендарными графиками, разрабатываемыми и утверждаемыми в газотранспортномПредприятии.

Календарныеграфики СИ, поверяемые местными органами государственной метрологическойслужбы, должны быть согласованы с руководством этих органов.

9.4.14.Поверку и калибровку средств измерения должны осуществлять только лица,прошедшие специальное обучение и получившие подтверждение соответствующимдокументом.

9.4.15.Калибровка должна осуществляться представителями, аккредитованнымиметрологическими службами в соответствии с ПР 50.2.018-94 ГСТ "Порядокаккредитации метрологических служб юридических лиц на право проведениякалибровочных работ".

9.4.16. Приположительных результатах поверки на средства измерения должны накладыватьсяповерительные клейма установленного образца, выдаваться свидетельства о поверкеи делаться соответствующие записи в паспорте на прибор.

Средстваизмерений, признанные непригодными по результатам поверки или калибровки, недолжны допускаться к дальнейшей эксплуатации.

9.4.17.Приборы с ненормированной погрешностью, применяемые для контролянеответственных параметров - без требования к точности показаний, не должныподвергаться поверке и иметь на корпусе или лицевой панели отчетливо видимоеобозначение "И" (индикатор).

Переченьприборов, относящийся к данной группе, должен утверждаться главным инженеромобъекта и быть согласованным с местным органом метрологической службыКалибровка этих приборов должна осуществляться соответствующимиаккредитованными организациями или службами ОАО "Газпром".

9.4.18. Нашкалы наиболее ответственных стационарных измерительных приборов, не имеющихсоответствующих ограничительных индикаторов, следует наносить красные рискипредельных значений контролируемого параметра. Перечень таких приборовутверждается главным инженером объекта.

9.4.19.Руководители объектов и организаций, в ведении которых находятся средстваизмерений, обязаны обеспечивать:

надлежащиеусловия применения и хранения СИ;

современноепредставление СИ для поверки и калибровки в соответствии с графиком;

ремонт изамену неисправных СИ;

немедленноеизъятие из обращения СИ, признанных неисправными;

оказаниепомощи представителям поверяющих служб.

9.5. Технологическая связь

9.5.1.Технологическая связь ОАО "Газпром" - это комплекс технологическисопряженных первичных и вторичных сетей электросвязи, созданных для управленияпроизводственно-хозяйственной деятельностью в отрасли для оперативно-диспетчерскогоуправления технологическими процессами.

9.5.2. Общее управление сетьютехнологической связи осуществляется Управлением технологической связи АппаратаПравления ОАО "Газпром", оперативно-диспетчерское управление сетьюосуществляет головная организация по вопросам технической эксплуатации - ООО"Газсвязь", эксплуатационно-техническое обслуживание и управление наместах осуществляют Управления и отделы технологической связи ООО.

9.5.3. Всостав сети технологической связи входят первичные и вторичные сети, которыеобеспечивают передачу:

телефоннойсвязи;

данных;

подвижнойрадиосвязи;

связилинейной телемеханики;

связиселекторных совещаний.

9.5.4.Основными задачами первичной сети являются:

обеспечениеустойчивого функционирования первичной сети при заданном качестве иэксплуатационной надежности трактов и каналов передачи;

эффективноеиспользование ресурсов первичной сети в интересах вторичных сетей и другихпользователей при любых изменениях состояния сети;

дальнейшееразвитие первичных сетей, включая реконструкцию узлов, станций и линийпередачи, для удовлетворения потребностей хозяйственных структур и населения;

совершенствованиепервичных сетей, методов технической эксплуатации, улучшение эксплуатационныххарактеристик аппаратуры, трактов и каналов передачи.

9.5.5.Эксплуатационно-техническое обслуживание первичной сети технологической связиОАО "Газпром" осуществляется в строгом соответствии с "Правиламитехнической эксплуатации первичных сетей взаимоувязанной сети связи РоссийскойФедерации" (в шести книгах), введенных в действие приказом №187Госкомсвязи России от 19.10.98г.

9.5.6. Всостав первичной сети технологической связи входят:

кабельные (втом числе и ВОЛС) линии связи;

радиорелейныелинии связи;

воздушныелинии связи;

спутниковыесистемы связи;

типовыесетевые тракты;

типовыеканалы;

типовыефизические цепи на базе сетевых узлов, сетевых станций, оконечных устройствсети и соединяющих их линий передачи.

9.5.7.Радиорелейные линии связи используются в качестве основных линий связи втруднодоступных районах или резервных линий для повышения надежности связи.

9.5.8. Линииспутниковой связи предназначены для организации пионерной связи пристроительстве газопроводов, резервирования отдельных участков линий связи,аварийной связи и связи в чрезвычайных ситуациях.

9.5.9.Сетевой узел первичной сети МГ представляет собой комплекс технических средств,обеспечивающих образование и перераспределение типовых сетевых трактов, типовыхканалов передачи и типовых физических цепей.

9.5.10.Сетевая станция представляет собой комплекс технических средств, обеспечивающихобразование и предоставление вторичным сетям типовых цепей, каналов передачи итрактов, а также транзит их между различными участками первичной сети.

9.5.11. Всостав вторичной сети входят учрежденческие автоматические телефонные станции,сети подвижной радиосвязи, сети линейной телемеханики, сети селекторныхсовещаний.

9.5.12.Эксплуатационно-техническое обслуживание вторичной сети технологической связиОАО "Газпром" осуществляется в соответствии с заводскими инструкциямипо эксплуатации и другими нормативно-техническими документами, разработаннымидля конкретных методов и алгоритмов технического обслуживания.

9.5.13.Подвижная радиосвязь предназначена для организации оперативно-технологическойсвязи при обслуживании линейной части газопроводов.

9.5.14. Взависимости от конкретных условий эксплуатации и масштабов обслуживаемогоучастка сети связи МГ в системе технической эксплуатации могут функционировать:

системаоперативно-технического обслуживания;

центрытехнической эксплуатации первичных сетей;

сервисныецентры.

9.5.15. Основными задачамисистемы оперативно-технического обслуживания первичных сетей являются:

сбор,обработка и хранение информации по технической эксплуатации;

учет ианализ качества работы сети;

разработка предложений иорганизация выполнения планов формирования подведомственных участков первичнойсети;

разработкапланов по строительству, реконструкции, капитальному ремонту сооружений связи ивнедрению новой техники;

защитаинформации от несанкционированного доступа.

9.5.16.Ремонт сооружений и станционного оборудования связи включает в себя комплексорганизационно-технических мероприятий, направленных на восстановлениевышедшего из строя оборудования, восстановление его ресурса или ресурса егосоставных частей.

9.5.17. Взадачи ремонта входят:

организация,планирование, обеспечение и проведение текущего и капитального ремонтаоборудования и сооружений связи;

разработка ивнедрение мероприятий по повышению надежности аппаратуры, оборудования исооружений связи.

9.5.18.Ремонт оборудования и сооружений на сети связи осуществляется на основанииинструкций завода-изготовителя, действующих в отрасли и разрабатываемых в ОАО"Газпром" нормативных документов.

9.5.19. Всепредприятия и структурные подразделения сети связи МГ должны иметьпроизводственную документацию в полном объеме и вести ее установленнымпорядком, в том числе с использованием программно-технических средств.

9.5.20.Обозначения и терминология технической документации должны соответствоватьдействующим ГОСТ.

9.5.21.Метрологическое обеспечение первичной сети МГ должно осуществляться наосновании действующих нормативных документов РФ в отрасли "Связь".

9.5.22.Работа по ТБ, ОТ и производственной санитарии на предприятиях связиосуществляется в соответствии с требованиями соответствующих законодательныхактов РФ.

9.6. Газоизмерительные станции

9.6.1.Газоизмерительные станции магистральных газопроводов предназначены дляизмерения количественных и качественных показателей газа на объектахтранспортировки и распределения газа.

Переченьколичественных и качественных показателей газа определяется действующими ивнедряемыми документами, а именно государственными и отраслевыми стандартами,техническими требованиями на ОИИУС, ОСОДУ и ОСУРГ, а также договорными иликонтрактными условиями поставки газа отечественным и зарубежным потребителям.

9.6.2.Комплекс технических средств (КТС) ГИС должен обеспечивать функционирование какв составе информационно-измерительной системы верхнего уровня(газотранспортного Предприятия), так и в автономном режиме.

9.6.3. Хозрасчетныерасходомерные пункты подразделяются на газоизмерительные станции (ГИС) и блокиили узлы измерения расхода газа, входящие в состав технологическогооборудования газораспределительных станций, компрессорных станций в местахотбора газа на собственные нужды или для потребителей с малым расходом.

9.6.4.Газоизмерительные станции по своему назначению и уровню оснащенностиподразделяются на следующие категории:

I - ГИС награницах России;

II - ГИС всоставе ГРС, поставляющих газ в больших количествах потребителю;

III - ГИС награницах предприятий ОАО "Газпром".

9.6.5. Приработе КТС в составе АСУ ТП должны обеспечиваться следующие функции для I и IIкатегорий ГИС:

автоматическийсбор и обработка информации о работе основного и вспомогательного оборудования(к основному оборудованию относятся - измерительные газопроводы с запорнойарматурой, средства измерения, системы контроля и управления, системыпожаротушения и контроля загазованности, к вспомогательному оборудованию -системы отопления, вентиляции);

автоматическийсбор, обработка, регистрация и хранение количественных и качественныхпоказателей газа, формируемых основным и дублирующим комплектом приборов;

автоматическоевычисление расхода газа и регистрация показаний;

визуальноеотображение информации о состоянии технологических объектов на оперативнойпанели и терминале оператора;

дистанционноеуправление запорной арматурой, другими технологическими объектами с оперативнойпанели и терминала оператора;

автоматическоедистанционное и ручное переключение измерительных ниток, подключение резервнойнитки при выходе значений расхода газа за пределы соответствующих уставок приработах по ремонту и техобслуживанию;

автоматическаясамодиагностика КТС;

формированиемассивов информации при передаче на верхний уровень управления и. принеобходимости, потребителям (покупателям) газа;

прием команди уставок с верхнего уровня управления;

переключениеисточника питания с основного на резервный;

автоматическоевключение аварийной вентиляции;

автоматическоепереключение запорной арматуры при аварии;

ручной вводс клавиатуры входных коэффициентов и других величин, необходимых длявычислений;

автоматическийконтроль довзрывоопасных концентраций горючих газов в воздухе в помещенияхкласса В-Iа;

стабилизациятемпературного режима в помещениях с помощью локальных систем;

сигнализацияо проникновении в охраняемые помещения;

местныйконтроль за технологическими параметрами газового потока (Р, Т) и окружающейсреды (барометрическое давление и температура);

обнаружениепожара во всех помещениях;

автоматическоедистанционное и ручное включение системы пожаротушения;

автоматическоедистанционное и ручное включение системы вентиляции.

9.6.6. НаГИС III категории в зависимости от условий поставки возможны определениекачественных показателей газа лабораторным путем и введение данных ввычислители с клавиатуры или по коммуникационным каналам с уровня ДП КС (ЛПУ),а объем функций управления определяется заданием на проектирование.

9.6.7.Расходомерные пункты небольшой пропускной способности могут выполняться поупрощенной технологической схеме, в том числе в виде бесколлекторнойизмерительной линии, оснащенной минимально необходимым количествомизмерительных и вычислительных средств.

Качественныепоказатели природного газа и необходимые для расчета константы могут вводитьсявручную или с помощью программирующего устройства.

9.6.8.Расходомерные пункты должны быть обеспечены телефонной или другими видами связис подразделением верхнего уровня.

9.6.9.Здания и технологическое оборудование должны быть защищены от прямых ударовмолнией, вторичных ее проявлений и статического электричества.

Молниеотводы,контуры заземления выполняются раздельными и должны соответствовать требованиямруководящих и директивных документов и периодически проверяться.

9.6.10.Эксплуатация и техническое обслуживание расходомерных пунктов осуществляютсяслужбой КИПиА или службой главного метролога газотранспортного Предприятия.

9.6.11. Измерениеи определение количественных и качественных характеристик должно выполняться всоответствии с "Правилами измерения расхода газа и жидкостей стандартнымиустройствами" РД 50-213-80, Правилами по метрологии ПР 50.2.019-96"Методика выполнения измерений при помощи турбинных и ротационныхсчетчиков", а также другими методическими и нормативно-техническимидокументами, введенными в действие Госстандартом России и ОАО"Газпром".

9.6.12.Аппаратура хозрасчетных расходомерных пунктов подвергается внеочереднымповеркам в случаях:

обоснованныхтребований покупателя газа;

при вводе вэксплуатацию после ремонта и хранения;

приповреждении клейма, пломбы или утрате документов, подтверждающих положительныерезультаты периодических поверок и калибровок;

при сигналахаппаратуры о несоответствии замеренных показателей, полученных приавтоматических тестовых проверках или разбалансе показателей аналогичныхпараметров, измеряемых на параллельных линиях измерений или дублирующейаппаратурой.

9.6.13.Порядок подготовки повышения квалификации и аттестации ведомственныхповерителей установлен РД 50-599-86.

9.6.14. Прирешении спорных вопросов между покупателем и продавцом, относящихся к измерениюрасхода и количества поставленного и купленного газа, используются результатывнеочередных поверок в соответствии с ГОСТ 8.513-84.

9.7. Телемеханика

9.7.1.Средствами системы телемеханики осуществляются текущий контроль состояния иуправление оборудованием объектов магистрального газопровода, при работе всоставе АСУ ТП КС - это решение задач по оптимизации режима работы МГ,сокращению затрат на транспорт газа, повышению надежности и эффективностиработы технологического оборудования.

Системателемеханики может функционировать и как самостоятельная система.

9.7.2. Датчики, приборы и устройства телемеханики должныбыть сертифицированы и соответствовать требованиям проекта по взрывозащите иклиматическим условиям. Заземление средств телемеханики должно постояннопроверяться и соответствовать требованиям проектной и конструкторской документации.

Заземленныедатчики и узлы управления должны быть гальванически отделены от газопровода.

9.7.3.Средства телемеханики на линейных кранах с телеуправлением должны иметь защиту(аппаратную и программную), исключающую возможность несанкционированного телеуправления,включая блокировку от несанкционированной подачи команд на телеуправление свыносных пультов и защиту на подводящих клеммниках.

Перевод наместное управление и обратно может осуществляться только с разрешениядиспетчера или другого ответственного лица с записью в оперативный журналпроизводства работ. Длительное отключение осуществляется только с письменногоразрешения руководителя ЛПУ МГ.

9.7.4.Методическое и техническое руководство эксплуатацией и ремонтом средствтелемеханики осуществляет отдел ОА и СУ газотранспортного Предприятия.

Техническийконтроль и поддержание в работоспособном состоянии средств телемеханики в ЛПУМГ осуществляют службы АСУ ТП и телемеханики или службы телемеханики и КИП и Ав соответствии с распределением обязанностей (в зависимости от объемов). Всостав средств телемеханики, подконтрольных службам, входят:

аппаратурапункта управления (ПУ) с программными средствами и контролируемого пункта (КП)с программными средствами;

датчикитехнологических параметров с соединительными кабелями;

устройстварезервного электропитания;

средстваразмещения КП (блок-контейнеры, термокамеры НУП, наружные шкафы и др.).

9.7.5.Основными задачами эксплуатационных служб являются:

контроль иподдержание в работоспособном состоянии средств телемеханики и программногообеспечения;

своевременноевыявление и устранение неисправностей (методом замены плат, блоков);

разработкарегламента технического обслуживания, непосредственное участие и контроль заего выполнением специализированной группой.

В составеспециализированной группы должны быть специалисты по микропроцессорной технике,программному обеспечению и КИП. При выезде на трассу в нее включают специалистапо связи. Группа должна быть оснащена специализированной лабораторией снеобходимым составом поверочных и тарировочных приборов.

9.7.6.Персонал, отвечающий за работу средств телемеханики (инженер по телемеханике),обязан:

ежесменноконтролировать состояние и работу средств телемеханики и программногообеспечения, включая канал передачи информации в АСУ ТП КС и на верхний уровеньуправления;

приниматьмеры по восстановлению нормальной работы технических средств и программногообеспечения;

обеспечиватьвыполнение регламентных работ специализированными группами;

следить зарегистрацией событий, связанных с техническим состоянием средств телемеханики ипрограммного обеспечения;

обеспечитьналичие и надлежащее состояние проектной и технической документации на средствателемеханики и программное обеспечение;

готовитьпредложения по своевременной замене технических средств, принимать участие вразработке проектов, монтаже, наладке и вводе в эксплуатацию средствтелемеханики.

9.7.7. Оперативный персонал(сменный диспетчер), эксплуатирующий средства телемеханики, должен спериодичностью, указанной в инструкции по эксплуатации, но не реже одного разав смену проверять правильность ее функционирования путем просмотра протоколателемеханики и системного протокола, сообщающего об ошибках программногообеспечения и вмешательстве оперативного персонала, в том числе должно бытьопробовано телеуправление кранами с уровня ДП КС. При опробовании на линейномкране должна находиться комплексная бригада.

Все нарушения должнырегистрироваться в оперативном журнале сменного инженера.

9.7.8.Техническое обслуживание и устранение неисправностей (за исключением простыхопераций - замена предохранителей, плат) выполняются комплекснымиспециализированными группами в соответствии с регламентом, действующими НТД инастоящими правилами.

Средствателемеханики, установленные на объектах линейной части и ГРС, должны быть нереже одного раза в квартал опробованы в действии с сопрягаемым оборудованием, втом числе должно быть опробовано телеуправление кранами с уровня ДП КС.

Приопробовании на линейном кране должна присутствовать комплексная бригада.

Кроме того,должны быть проверены:

источникирезервного питания на соответствие их нормам;

исправностьсигнализации от проникновения посторонних лиц к средствам телемеханики;

состояниеустройств (блок-боксов, контейнеров, шкафов и др.) для размещения средствтелемеханики и средств защиты от вскрытия (замки, запоры) и исправностьустройств грозозащиты.

9.7.9. Вотдельных случаях, когда отсутствует возможность проверки цепей управления исигнализации с непосредственным изменением состояния оборудования, допускаетсяосуществлять проверку путем имитации работы оборудования, максимальноприближенным к реальным условиям.

Порядок ипериодичность проверки должны соответствовать инструкции по эксплуатации накаждое устройство. Все проверки должны оформляться документально исогласовываться с диспетчером ЛПУ МГ.

9.7.10.Служба телемеханики КИПиА (АСУ ТП и телемеханики) должна быть оснащенаспециализированной лабораторией на базе шасси высокопроходимого автомобиля,оснащенной сервисным оборудованием, приборами, инструментом, документацией исредствами связи.

9.8. Техническая документация

9.8.1. Всепредприятия и структурные подразделения, эксплуатирующие средства связи, должнывести производственную документацию, которая подразделяется на оперативно-техническую,технологическую и техническую.

9.8.2. Коперативно-технической документации относятся документы по учету, анализу иотчетности о работе сетевых узлов, сетевых станций линий передачи, сооружений,оборудования, аппаратуры, линейных трактов, каналов передачи и др.

9.8.3.Технологическая документация содержит документы, определяющие организациюпроизводственных процессов. К ней относятся:

нормативно-справочныедокументы (стандарты, правила, инструкции, положения, нормы и т.д.);

методологическиедокументы (технологические карты и схемы производственных процессов, алгоритмыдействий техперсонала, графики обходов и замен и т.д.);

планы играфики контрольных измерений и ремонтно-настроечных работ на аппаратуре,трактах и каналах передачи.

9.8.4.Техническая документация включает в себя документы, содержащие основные,постоянные или не изменяющиеся в течение длительного времени сведения оборганизации, устройстве, принципах действия и характеристиках сетевых узлов,линий передачи, сооружений, аппаратуры, трактов и каналов передачи.

Ктехнической документации относятся: организационные документы (правилатехнической эксплуатации, приказы, директивные указания вышестоящихорганизаций, операторов первичных сетей по вопросам технической эксплуатации идр.:

приемо-сдаточнаядокументация;

проектно-сметнаядокументация;

учебныепособия, техническая литература, технические описания аппаратуры иоборудования, кабельные планы, схемы организации связи, схемы дистанционногопитания, телемеханики, служебной связи и т.п.;

электрическиепаспорта на сетевые узлы, станции, тракты и каналы.

9.8.5.Обозначения и терминология технической документации должны соответствоватьдействующим ГОСТ и правилам.

9.8.6.Техническая документация, включая схемы, разрабатываемая и составляемая непосредственнов структурных подразделениях Предприятия, должна утверждаться техническимруководителем Предприятия.

9.8.7.Производственная документация ведется на различных видах носителей, включаяпрограммно-технические комплексы.

9.8.8. Всядокументация должна быть на русском языке. Исключение может составлятьдокументация по импортным программным средствам (системное, базовое программноеобеспечение, инструментальные средства и промышленные пакеты), а такжетехническим средствам (вычислительная техника, программируемые логическиеконтроллеры, средства передачи данных), которая в таком случае может быть наанглийском языке.

10.ОПЕРАТИВНО-ДИСПЕТЧЕРСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ

10.1. Диспетчерская служба

10.1.1.Оперативно-диспетчерское управление Единой системой газоснабжения РоссийскойФедерации (ЕСГ РФ) осуществляется Центральным производственно-диспетчерскимуправлением ОАО "Газпром" (ЦПДУ) через производственно-диспетчерскиеслужбы газотранспортных предприятий (ПДС ГП).

10.1.2. ЦПДУОАО "Газпром" должно выполнять следующие функции:

обеспечиватьбесперебойное снабжение потребителей газом в объемах, предусмотренныхдоговорами, контрактами, соглашениями и др., при условии выполненияпотребителями требований Правил поставки газа потребителям РоссийскойФедерации, утвержденных Постановлением Правительства РФ № 1445 от 30.12.94г.,договорных, контрактных и других обязательств в установленные этими документамисроки;

контролироватьобъемы и качество газа, поступающего от промысла, газоперерабатывающих заводов,транзитом и по импорту, подаваемого потребителям РФ и на экспорт, а такжепринимать меры по их соответствию требованиям Правил, РД-50-213-80, ГОСТ5542-87, контрактам, техническим соглашениям и другим документам при приеме егопо импорту и подаче на экспорт;

осуществлятьперспективное планирование потоков газа, разработку оптимальных схем транзитнойтранспортировки газа, максимальных объемов закачки и отбора газа из ПХГ с цельюбезусловного выполнения установленных объемов добычи, переработки и транспортагаза при минимальных затратах ТЭР;

анализироватьпричины отклонения фактических режимов от заданных, разрабатывать предложенияпо оптимизации межсистемных перетоков с учетом режима работы газопроводов вцелом;

контролироватьплановые поставки газа на ПЗРГ, ГРС и передачи другим газотранспортнымпредприятиям (трансгазам) и потребителям;

ежесуточноконтролировать балансы поступления газа от поставщиков и распределения егопотребителям с учетом расхода газа на собственные нужды предприятий;

рассчитыватьзапасы газа в газопроводах по фактическим параметрам транспортируемого газа,контролировать качество газа;

выявлять ианализировать "узкие места" в системах газоснабжения как в зимний,так и в летний периоды, участвовать в разработке предложений по их устранению,в обосновании необходимости реконструкции и сроков ее проведения;

приниматьоперативные решения по изменению потоков газа, объемам отбора или закачки газав подземные хранилища;

оперативноуправлять режимом работы магистральных газопроводов и их участков;

своевременнопередавать в фирму "Информгаз", осуществляющую ведениеТехнологической базы данных ЕСГ, оперативную информацию о режимных параметрах;

выполнятьанализ гидравлической эффективности и отдавать распоряжения по пропускуочистных устройств или заливке метанола;

разрабатыватьсовмещенные графики планово-профилактических ремонтных работ на объектах ЕСГ позаявкам предприятий;

рассматриватьзаявки предприятий и принимать решения о выводе оборудования и сооружений изработы для ревизии, ремонта реконструкции и испытаний в случаях, когда этоприводит к изменению потоков газа и поставок его потребителям или к сокращениюдобычи, закачки газа в ПХГ;

приниматьучастие в разработке и осуществлении проектов и мероприятий по развитию ЕСГ, втом числе направленных на повышение надежности ее работы;

осуществлятьоперативный контроль за ходом реконструкции и капитального ремонта линейнойчасти газопроводов и компрессорного оборудования;

способствоватьвнедрению и освоению в отрасли диспетчерского комплекса реального времени и компьютернойавтоматизации КС магистральных газопроводов, предназначенных для повышенияэкономичности и надежности управления процессом транспорта газа.

10.1.3.ПДСГП должна:

обеспечиватьбесперебойное снабжение потребителей газом в объемах, предусмотренных договорами,контрактами, соглашениями и др. при условии выполнения потребителями требованийПравил поставки газа потребителям Российской Федерации, утвержденныхПостановлением Правительства РФ № 1445 от 30.12.94 г., и договорных,контрактных и других обязательств в установленные этими документами сроки;

контролироватьобъемы и качество газа, поступающего от промысла, газоперерабатывающих заводовРФ, транзитом и по импорту подаваемого потребителям РФ и на экспорт, а такжепринимать меры по их соответствию требованиям Правил, РД-50-213-80, ГОСТ5542-87, контрактам, техническим соглашениям и другим документам при приёме егопо импорту и подаче на экспорт;

оперативноуправлять режимом работы магистральных газопроводов и их участков в границахПредприятия;

своевременнопередавать в ЦПДУ ОАО "Газпром" информацию обо всех измененияхконфигурации газопроводов (ввод новых мощностей, реконструкция, вывод в ремонтучастков и компрессорных агрегатов и т.д.) и ограничительных параметрах длясвоевременной корректировки технологической базы данных ЕСГ;

осуществлятьперспективное планирование региональных потоков газа, исходя из перспективнойСхемы потоков газа по ЕСГ, разработку оптимальных схем транзитнойтранспортировки газа, максимальных объемов закачки и отбора газа из ПХГ с цельюбезусловного выполнения установленных объемов добычи, переработки и транспортагаза при минимальных затратах ТЭР;

контролироватьсоблюдение правильности заключения технических соглашений по исполнениюдоговоров на поставку газа с учетом изменяющихся условий (давление напромыслах, на границе между смежными предприятиями, на газопроводе, измененияпо сырьевой базе и т.п.);

разрабатыватькомплексы планово-профилактических работ на объектах Предприятия исогласовывать их с ЦПДУ ОАО "Газпром";

рассматриватьзаявки, планы-графики работ и осуществлять выдачу разрешений с уведомлениемЦПДУ ОАО "Газпром", если это приводит к нарушению режима транспортагаза, на вывод оборудования и сооружений из работы для ревизии, ремонта,реконструкции и испытаний;

осуществлятьруководство оперативным персоналом (диспетчером или сменным инженером)подразделения - ЛПУ МГ;

отдаватьраспоряжения на переключение запорной арматуры линейной части магистральныхгазопроводов при возникновении аварий;

осуществлятьоперативное управление процессом ликвидации аварий;

контролироватьпроведение капитального ремонта и реконструкции линейной части и компрессорногооборудования газопроводов;

контролироватьгидравлическую эффективность газопроводов и отводов;

отслеживатьданные по неравномерности газопотребления по сезонам, кварталам, месяцам;

постоянноуточнять конфигурации газопроводов;

способствоватьвнедрению и освоению автоматизированных систем управления газотранспортногоПредприятия (АСУ ТП), являющихся составной частью многоуровневогодиспетчерского комплекса реального времени.

К основнымфункциям АСУ ТП относятся следующие:

диспетчерскийконтроль, анализ, управление и регулирование фактических режимов транспорта,хранения и распределения газа;

предупреждениеи локализация аварийных и нештатных ситуаций;

моделированиеи оптимизация технологических режимов транспорта газа;

минимизацияэнергозатрат на транспорт и хранение газа;

планированиепланово-предупредительных ремонтов, профилактических и ремонтных работ;

планированиеразличных организационно-технических мероприятий в целях повышенияэффективности работы системы газоснабжения в целом и отдельных ее объектов;

комплексныйучет газа, ведение договорной деятельности.

10.1.4.Непосредственное управление и контроль за режимом работы оборудования КС, ПХГ,ГРС и линейной части в границах ЛПУ МГ должен выполнять, как правило, диспетчер(сменный инженер) ЛПУ МГ. Управление должно осуществляться с единогодиспетчерского пункта, оснащенного необходимыми средствами связи,телесигнализации, телеуправления, электронно-вычислительной и информационнойтехники и оперативной технической документации.

10.1.5. Воперативном подчинении диспетчера (сменного инженера) ЛПУ МГ должен находитьсяперсонал, осуществляющий непосредственное управление режимом работыоборудования, в том числе включение и отключение оборудования, участковгазопроводов, шлейфов, скважин ПХГ и переключение запорной арматуры.

10.1.6.Диспетчер (сменный инженер) ЛПУ МГ обязан:

предотвращатьработу оборудования и линейной части газопроводов с параметрами, превышающимидопустимые;

анализироватьсостояние оборудования КС и линейной части;

приниматьнеобходимые меры по соблюдению установленного режима работы (пропуск очистныхустройств, заливка метанола и т.д.);

немедленносообщать диспетчеру ПДС ГП об изменениях режима работы газопроводов, КС и ГРС.

регулярно вустановленное время обеспечивать передачу информации о технологическом режиме вПДС имеющимися средствами.

10.1.7.Сменный персонал ГП и его подразделений (ЛПУ МГ) должен работать по графикам,утвержденным руководством ГП и ЛПУ МГ.

10.1.8.Ведение диспетчерского режима во всех газотранспортных предприятияхосуществляется по московскому поясному времени в 24-часовом исчислении. Снятиекартограмм на всех КРП, ГРС, ГКС должно производиться в 10.00 по московскомупоясному времени.

10.1.9.Прием-передача смены сменным персоналом должны оформляться в диспетчерскомжурнале.

10.1.10.Прием-передача смены во время переключений, пуска и остановки оборудования,аварийных ситуаций, как правило, запрещается. Прибывшая смена должна приниматьучастие в ликвидации аварии по усмотрению руководства ЛПУ МГ или ГП.

Функции иобязанности по контролю и оперативному управлению режимами работы магистральныхгазопроводов для ПДС ГП устанавливаются ЦПДУ ОАО "Газпром" идополняются руководителями ГП; для диспетчера (сменного инженера) ЛПУ МГ - ПДСГП и дополнительно руководителями ЛПУ МГ.

10.1.11.Производственно-диспетчерские службы газотранспортных предприятий должнырегулярно получать от органов гидрометеорологической службы следующие данные:

метеорологическиесведения (температура и влажность воздуха, количество осадков, сила инаправление ветра, образование гололеда, штормовые и грозовые предупреждения);

гидрологическиеи метеорологические прогнозы, необходимые для эксплуатации КС и прилегающихучастков газопроводов.

Натерритории КС обеспечиваются периодические (четыре раза в сутки) измерения ирегистрация температуры наружного воздуха и барометрического давления.

10.2. Режим работымагистральных газопроводов

10.2.1.Режим работы магистрального газопровода определяется условиями транспортировкии распределения газа, работой промыслов, ГПЗ, ПХГ, техническим состояниемдействующих и вновь сооружаемых газотранспортных систем, а также с учетомдополнительных распоряжений ЦПДУ ОАО "Газпром".

10.2.2.Режимная служба ПДС ГП ежегодно разрабатывает перспективную детализированнуюпотоковую схему по системе газопроводов в границах своего Предприятия (плановыепотоки по каждому газопроводу), исходя из Схемы потоков газа по ЕСГ, котораявыполняется по заданию Управления перспективного развития ОАО"Газпром" и передается каждому газотранспортному Предприятию.

10.2.3.Режимная служба ПДС ГП на предстоящий годовой период разрабатывает плановыережимы по каждому газопроводу в границах ГП с разбивкой по месяцам и кварталам.

Плановыережимы формируются на основе гидравлических и оптимизационных расчетов с цельюобеспечения заданных потоков при минимальных топливно-энергетических илистоимостных затратах на транспорт газа.

При разработкережимов необходимо учитывать реальные технические и технологические ограниченияна рабочие параметры оборудования КС и линейной части, развитие и реконструкциюгазопроводов в планируемый период.

10.2.4.Режимная служба ПДС ГП должна постоянно контролировать режим транспорта газа,выявлять причины отклонения фактического режима от планового и принимать меры(если это возможно) для восстановления расчетного режима.

10.2.5. Линейная частьгазопровода должна эксплуатироваться при нормативных коэффициентах гидравлическойэффективности или, в крайнем случае, несколько уменьшенных с учетомфактического технического состояния и условий эксплуатации, но при согласованиис ПДС ГП и ЦПДУ ОАО "Газпром".

10.2.6.Разрешенное рабочее давление должно устанавливаться ежегодно по всемгазопроводам газотранспортным Предприятием. Разрешенное рабочее давление можетбыть равным или ниже проектного с учетом следующих факторов:

коррозионногосостояния газопроводов;

техническогосостояния переходов через автомобильные и железные дороги, водные преграды;состояния пересечения с газо-, нефте-, продуктопроводами;

анализааварий за предшествующий период;

рабочихпараметров предшествующего периода эксплуатации;

продолженияэксплуатации участка (суммарный срок службы);

выполненияработ в охранных зонах и зонах минимально допустимых расстояний до зданий,сооружений и объектов в период значительного скопления людей (при капитальномремонте соседних ниток, сельскохозяйственных работах и т.д.).

Установлениеразрешенных давлений ниже проектного уровня осуществляется на основании акта,утвержденного руководителем Предприятия (не ниже главного инженера), суказанием причин, при необходимости, виновных лиц, мер дисциплинарного илиадминистративного воздействия к ним, мероприятий по снятию ограничения давленияс фиксированием сроков и ответственных лиц.

Обо всехизменениях разрешенного рабочего давления газа ПДС ГП должна оперативноуведомлять ЦПДУ ОАО "Газпром".

Частичное иполное снятие ограничений разрешенных рабочих давлений должно осуществлятьсяпосле выполнения мероприятий, обеспечивающих надежную эксплуатацию участковгазопроводов.

10.3. Организация работ поликвидации аварий

10.3.1. Приаварии на компрессорной станции диспетчер (сменный инженер) должен обеспечитьлокализацию места аварии, поставить в известность руководство ЛПУ МГ идиспетчера ЦПДС ГП, а также принять меры по обеспечению нормальной работыисправного оборудования.

10.3.2. Привозникновении аварии на линейной части газопровода диспетчер подразделенияобязан доложить об этом руководству ЛПУ МГ, диспетчеру ЦПДС и привести вдействие план оповещения, сбора и выезда аварийной бригады.

10.3.3. Определение аварийногоучастка газопровода и его локализация (отключение от действующих газопроводов,сброс газа) производятся, как правило, диспетчерской службой с применениемсредств телемеханики, а при их отсутствии - направлением бригад к отключающейзапорной арматуре предполагаемого аварийного участка.

10.3.4.Руководство работами по ликвидации аварии должен возглавить на месте -начальник или заместитель начальника ЛПУ МГ; в диспетчерской ГП - начальник ПДСили его заместители.

До прибытияруководителей ГП, ЛПУ МГ на объект его обязанности по локализации и ликвидацииаварии исполняет старший по должности специалист ЛПУ МГ, службы, цеха - попринадлежности аварийного объекта.

Если дляликвидации аварии необходимо выполнить большой объем работ с привлечениемперсонала, ресурсов и технических средств нескольких ЛПУ МГ или намечаемыеработы технически сложны, то организацию работ на месте должен возглавитьответственный представитель ГП, назначенный приказом руководителя ГП.

10.3.5. Привозникновении аварии на ГРС диспетчер ЛПУ МГ немедленно предупреждаетпотребителей газа о необходимости перехода на резервное топливо, докладываетруководству ЛПУ МГ и диспетчеру ГП, вызывает аварийную бригаду и осуществляетнеобходимые мероприятия по максимально возможной в аварийной ситуации подачегаза потребителям.

10.3.6. Овсех авариях на КС, ГРС и магистральных газопроводах диспетчеры ГП извещаютЦПДУ ОАО "Газпром", местные органы Газнадзора ОАО "Газпром"и Госгортехнадзора России, а также Министерство по чрезвычайным ситуациям(МЧС).

10.3.7.Причины аварий, разрушений и повреждений расследуют в соответствии с Положениемо расследовании отказов газовых объектов, подконтрольных органам Газнадзора ОАО"Газпром" и Госгортехнадзора России.

10.3.8.Задачами персонала газотранспортных предприятий и его подразделений ЛПУ МГ привозникновении аварийных ситуаций являются:

локализацияаварий отключением аварийного участка газопровода, КС, ГРС, ПХГ и стравливаниегаза;

оповещение,сбор и выезд аварийной бригады;

принятиенеобходимых мер по безопасности населения, близлежащих транспортныхкоммуникаций и мест их пересечений с газопроводами, а также гражданских ипромышленных объектов;

предупреждениепотребителей о прекращении поставок газа или о сокращении их объемов;

принятиенеобходимых мер по максимальному использованию оставшихся в работегазотранспортного оборудования, линейной части и ПХГ;

ограничениеили прекращение поставок газа неквалифицированным потребителям илипотребителям, имеющим резервное топливо;

уведомлениеместных органов власти об аварии;

организацияработы по привлечению и использованию технических, материальных и людскихресурсов близлежащих местных организаций;

выдачааварийных заявок на использование авиационной техники близлежащихавиапредприятий;

организациясопровождения сотрудниками ГАИ аварийной техники, направляемой к местуликвидации аварии;

ликвидацияаварий в возможно короткие сроки.

10.3.9. Работникиэксплуатационных организаций при возникновении аварий или обнаружении ихпризнаков обязаны принимать все меры к ликвидации аварии с целью предотвращенияразрушений оборудования, сооружений и исключения опасности, угрожающейобслуживающему персоналу и населению.

10.3.10. Привозникновении пожара или внезапном выбросе газа в машинном зале, галереенагнетателей, укрытиях ГПА, на технологических коммуникациях, площадкахпылеуловителей, СОГ, АВО газа, узлах подключения КС оперативный персонал долженаварийно остановить компрессорную станцию.

Ваналогичных случаях порядок остановки ГРС и ПХГ определяется инструкциямигазотранспортных предприятий.

10.3.11. Наслучай возникновения аварийных ситуаций и отказов на линейной части, КС, ГРС,СПХГ эксплуатационные службы ЛПУ МГ должны иметь разработанный и утвержденныйплан оповещения, сбора и выезда на трассу газопровода аварийных бригад итехники.

10.3.12.Прибывший первым к месту аварии на линейной части газопровода персонал обязан:

предотвратитьпоявление в зоне аварии посторонних лиц и техники; при возникновении авариивблизи железных и автомобильных дорог принять меры, исключающие движениетранспорта;

уточнитьместо и размеры аварии;

выйти насвязь с диспетчером или руководителем ЛПУ МГ, сообщить о месте и ориентировочныхразмерах аварии, возможности подъездов и проездов и другие сведения;

привозникновении аварии вблизи ЛЭП, нефтепродуктопроводов, железных иавтомобильных дорог сообщить их владельцам об аварии.

10.3.13.Запрещается приближение к зоне аварии людей и техники до организации связи иполучения сообщений о полной локализации аварии, об организации непрерывногодежурства на отключающейся от действующего газопровода запорной арматуре, овыполнении дополнительных мер по предотвращению случайной или самопроизвольнойперестановки запорной арматуры на границах отключенного участка.

10.3.14. На участке газопроводамежду КС, не оборудованного линейной телемеханикой, для определения местааварии и ее локализации одновременно с двух КС навстречу друг другу должнывыезжать аварийные бригады. Маршрут движения бригад координируетсядиспетчерской службой до прибытия руководителя ЛПУ МГ.

Планоповещения, сбора и выезда на трассу в этих случаях приводится в действие всоответствующих подразделениях.

10.3.15.Независимо от функционирования системы телемеханики при ликвидации аварииперсонал обязан прибыть на отключаемые участки газопровода и проконтролироватьзакрытие запорной арматуры, организовать связь, постоянное дежурство на кранахи крановых узлах, принять меры, исключающие самопроизвольную или ошибочнуюперестановку кранов. Средства телеуправления на кранах аварийного участканеобходимо отключить после прибытия постов.

10.4. Подготовкамагистрального газопровода к эксплуатации в осенне-зимних условиях и к весеннемупаводку

10.4.1. Дляобеспечения эффективной и надежной эксплуатации газопроводов в осенне-зимнийпериод службами ЛПУ МГ должен быть выполнен соответствующий комплексмероприятий, оформляемый паспортом готовности.

Паспортаготовности выдаются ЛПУ МГ газотранспортными предприятиями в сроки,устанавливаемые ОАО "Газпром", и на основании актов проверок.

10.4.2.Состав комиссии по проверке готовности определяется руководством ГП изработников предприятий с участием представителей местных органов Газнадзора ОАО"Газпром", которые могут быть председателями комиссий, и, принеобходимости, с привлечением работников проектных, ремонтных и наладочныхорганизаций ОАО "Газпром".

10.4.3.Паспорт подписывают председатель, члены комиссии на основании акта проверки иутверждает директор ГП. Лица, подписывающие паспорт готовности, несутответственность за полное и качественное выполнение всех условий его выдачи.

10.4.4.Паспорт готовности к работе в осенне-зимних условиях должен выдаваться толькопосле выполнения всех установленных ГП требований к техническому состояниюоборудования и коммуникаций территорий, зданий, сооружений и объектовмагистрального газопровода.

Особоевнимание должно быть уделено работоспособности систем пожаротушения, водо- итеплоснабжения, электроснабжения, аварийного освещения, наличию запасов ГСМ, втом числе зимних сортов, отсутствию утечек газа, воды, масла и других рабочихжидкостей.

10.4.5. Вслучае неполного выполнения ЛПУ МГ требований о выдаче паспортов по независящим от них причинам вопрос о возможности выдачи паспорта решаетсяПредприятием совместно с Газнадзором ОАО "Газпром". О выдаче паспортаготовности Предприятие должно уведомить ОАО "Газпром" в установленномпорядке.

10.4.6.Подготовка объектов и сооружений магистральных газопроводов к весенним паводкамдолжна проводиться по разработанному подразделением ЛПУ МГ плану, в которомдолжны быть предусмотрены:

подготовкааварийной техники, проверка запорной арматуры и автоматов аварийного закрытиякранов;

созданиевременных опорных пунктов в труднодоступных местах трассы газопровода,оснащенных необходимой техникой и материалами;

созданиенеобходимых запасов горюче-смазочных материалов и метанола;

проверка и,при необходимости, устройство водоотводов и водопропусков;

очисткаводопропускных, водоотводящих и других сооружений от наносов, снега и льда;

ремонтледорезов в местах возможных заторов льда;

ремонтмостов через реки и ручьи;

ремонтлежневых дорог;

подготовкасредств передвижения по воде;

размещениедежурных постов на особо ответственных участках для своевременного обнаруженияугрозы повреждения газопровода и его сооружений, организация связи и другиемероприятия, направленные на обеспечение бесперебойной работы газопровода вовремя паводка.

10.5. Оперативнаядокументация

10.5.1.Центральная производственно-диспетчерская служба газотранспортного Предприятиядолжна иметь следующую документацию:

должностныеинструкции;

принципиальную(технологическую) схему линейной части газопроводов;

принципиальнуюсхему, технологические обвязки КС, ПХГ, ГРС;

принципиальныесхемы системы электроснабжения;

оперативный суточный журналработы газопроводов;

журналыработы ПХГ, оперативного суточного учета газа, контроля качества газа вустановленных пунктах газопроводов, входящих и исходящих телефонограмм, факсов,приема-передачи смены;

утвержденныйперечень разрешенных давлений по всем газопроводам;

дополнительнуюоперативную и техническую документацию, установленную по решению руководстваПредприятия.

10.5.2. Диспетчерская служба(сменный инженер) ЛПУ МГ должна иметь следующую техническую документацию:

должностныеи производственные инструкции;

технологическуюсхему участка газопровода в границах ЛПУ МГ;

утвержденныйперечень разрешенных давлений по газопроводам управления;

утвержденнуюсхему оповещения об авариях или аварийных ситуациях;

номерателефонов местной связи всех ГРС, домов операторов и газовых службпотребителей;

технологическиесхемы КС, ПХГ, ГРС;

схемы водо-и электроснабжения КС, ПХГ;

оперативныйсуточный журнал учета работы и дефектов оборудования КС, ПХГ, ГРС ираспоряжений руководства ЛПУ МГ и ЦПДС ГП;

журналыраспоряжений, дефектов оборудования;

план сбора ивыезда аварийной бригады;

дополнительнуюоперативную и техническую документацию по решению руководства.

11. ЗАЩИТА ОКРУЖАЮЩЕЙСРЕДЫ

11.1. Общие требования

11.1.1.Раздел "Защита окружающей среды" настоящих Правил разработан всоответствии с требованиями действующего в Российской ФедерацииЗаконодательства и нормативных документов в сфере природопользования и охраныокружающей природной среды, а также с экологическими требованиями, нормативнойдокументацией ОАО "Газпром" и его предприятий.

11.1.2. Этитребования распространяются на все производственные объекты и сооружениягазотранспортных предприятий.

11.1.3.Газотранспортное предприятие, являясь субъектом-природопользователем, т.е.Предприятием, которое при осуществлении производственно-хозяйственнойдеятельности оказывает или может оказывать негативное воздействие (загрязнение)на качество окружающей природной среды и ее составляющие (атмосферный воздух,воды, почвы, недра), обязано:

осуществлятьвсе виды деятельности с обязательным учетом возможных последствий воздействияна окружающую природную среду;

неукоснительновыполнять комплекс всех необходимых природоохранных мероприятий при эксплуатацииобъектов;

оснащатьтехнологические процессы и оборудование аппаратурой для контроля уровня ихвоздействия на окружающую природную среду;

соблюдатьустановленные и согласованные технологические режимы, обеспечивающие наименьшеевоздействие на окружающую природную среду;

обеспечиватьнадежную и эффективную работу всех очистных сооружений, установок и средствконтроля и утилизации отходов;

своевременно представлятьнеобходимую и достоверную информацию об аварийных случаях, предаварийныхситуациях и стихийных бедствиях и принимаемых мерах по ликвидации ихпоследствий.

11.1.4.Газотранспортному предприятию запрещается:

любой виддеятельности, экологические последствия которой предварительно не определеныили не предусмотрены;

передавать впользование (постоянное или временное) земельные участки санитарно-защитнойзоны или допускать на них неустановленную хозяйственную деятельность;

использоватьземельные участки природоохранного, рекреационного, оздоровительного иисторико-культурного назначения;

пользование недрамина территории населенных пунктов, пригородных зон, объектов промышленности,транспорта и связи, если это пользование создает угрозу жизни, состояниюздоровья людей или может нанести ущерб окружающей среде;

применениепри рекультивации или иных видах работ биологических видов растений, несвойственных природе региона, а также полученных искусственным путем, без мерпредотвращения их неконтролируемого размножения;

превышениесогласованных и установленных нормативов предельно допустимых уровней воздействияна состояние здоровья населения и окружающую природную среду.

11.1.5.Каждое газотранспортное Предприятие должно иметь природохранную службу,обеспечивающую рациональное природопользование и минимизацию вреда окружающейсреде под влиянием производственно-хозяйственной деятельности Предприятия.

Всоответствии с Положением о системе управления природопользованием в ОАО"Газпром" структура природоохранной службы Предприятия включает:

ответственногоруководителя работ в лице руководителя Предприятия или его первого заместителя;

специалистовпо промышленной экологии, владеющих знаниями и практическим опытом решениязадач экологической безопасности, способных провести внутренний экологическийаудит и дать рекомендации по экологическому оздоровлению Предприятия,сформировать необходимые программы и планы действий. Персонал должен знать опоследствиях нарушений и отступлений от требований инструкций, правил,руководств, технологических регламентов.

Природоохраннаяслужба должна иметь:

нормативно-методическоеобеспечение, а именно:

руководствопо управлению природопользованием (охраной окружающей среды) на Предприятии;

законодательныеи нормативные акты, регламентирующие природопользовательскую деятельность;

стандарты идругие нормативные документы природоохранного характера, включая нормативыпредельно допустимых концентраций, предельно допустимых выбросов (сбросов)вредных веществ и т.п.;

стандарты иметодики, обеспечивающие единство средств измерений;

методическуюдокументацию по отдельным экологическим аспектам деятельности;

информационноеобеспечение, включающее:

базы данныхс нормативно-правовой информацией;

базы данныхс информацией о технологических процессах, оборудовании, используемом сырье,материалах, поставщиках, потребителях;

базы данныхс информацией, полученной в процессе мониторинга производственных процессов,окружающей природной среды;

статистическиеданные об аварийных выбросах, катастрофах, о соответствующих количественныхоценках ущерба, превышениях допустимых выбросов, сливов и т.п.;

техническоеобеспечение, включающее:

контрольно-измерительноеоборудование, калиброванное для целей мониторинга;

ЭВМ ипериферийное оборудование;

средствасвязи, передачи данных, телекоммуникационное оборудование;

программно-техническиекомплексы моделирования и др.

11.1.6.Природоохранная служба организует производственный экологический контроль -комплексный мониторинг эксплуатации и состояния сооружений, условий и состоянияокружающей среды, который включает:

технологическийконтроль за безопасностью эксплуатации объектов (регистрация режимаэксплуатации объектов);

контрольсостояния технологического оборудования и технологических процессов;

контрользагрязнений, состоящий из наблюдений за технологическими выбросами, сбросами,отходами и наблюдений за вредными физическими воздействиями.

Наблюденияосуществляются силами экологической лаборатории, оснащенной необходимойтехникой и аппаратурой, в тесном взаимодействии с эксплуатационными службамиМГ. При отсутствии специализированной лаборатории природоохранная служба можетпривлекать компетентные подрядные организации, имеющие право организации иведения экологического контроля.

11.1.7. Нарушение установленныхнормативов выбросов (сбросов) вредных веществ, способов складирования отходов идругих условий и требований природопользования, а также возникновение угрозыздоровью населения под воздействием хозяйственной деятельности Предприятиявлечет за собой ограничение деятельности, приостановление (вплоть до полногозакрытия) Предприятия, цехов или отдельных установок и агрегатов по предписаниюспециально уполномоченных представителей государственных органов надзора засостоянием окружающей природной среды или санитарно-эпидемиологическогонадзора.

11.2. Охрана атмосферноговоздуха

11.2.1. Приэксплуатации газотранспортного Предприятия происходит загрязнение атмосферноговоздуха выбросами различных источников:

отходящимипродуктами сгорания газоперекачивающих агрегатов (ГПА), котельных, огневых,нагревательных установок;

природнымгазом при продувках и стравливании газа из аппаратов, коммуникаций итехнологического оборудования.

Переченьзагрязняющих веществ, подлежащих контролю на газотранспортном Предприятии,приведен в Приложении 23.

11.2.2.Природоохранная служба Предприятия с привлечением научно-исследовательскихорганизаций разрабатывает проекты предельно допустимых выбросов (ПДВ) иливременно согласованных выбросов (ВСВ) вредных веществ, т.е. таких значений, прикоторых их концентрация в приземном слое атмосферы на границесанитарно-защитной зоны (СЗЗ) не превышает максимально разовых ПДК этих веществдля населенного пункта. Проекты ПДВ (ВСВ) утверждаются территориальнымиорганами Госкомэкологии России.

11.2.3. ДляКС и ПХГ, не вошедших в санитарную классификацию, размеры СЗЗ определяютсярасчетным путем согласно требованиям РД 51-131-87, с использованием действующихметодик расчета рассеивания выбросов в атмосфере и соответствующих имкомпьютерных программ (УПРЗА "ЭКОЛОГ", "ЭКОЛОГ-ГАЗ" и пр.),разработанных или согласованных Роскомгидрометом или Госкомэкологии России, иустанавливаются в каждом конкретном случае решением Главного государственногосанитарного врача Российской Федерации или его заместителя.

Минимальныерасстояния от КС и наземных магистральных газопроводов, установленные СанПиН2.2.1/2.1.1.567-96, и минимальные расстояния от ПХГ, установленные СН433-79, приведены в Приложении 22.

11.2.4. НаКС контроль за выбросами основных компонентов отходящих продуктов сгорания,оксидов азота и оксида углерода проводится непосредственно в источникахвыбросов и в специально выбранных контрольных точках (постах) на границе СЗЗили в селитебной зоне района жилой зоны, в которой расположена КС, т.е. пофактическому загрязнению атмосферы.

Системаконтроля выбросов в источнике (на выхлопе ГТУ) организуется таким образом,чтобы экологические характеристики (показатели токсичности отходящих газов)соответствовали требованиям технических условий при поставке новых ГПА, а такжедвигателей авиационного и судового типов, ремонтируемых в заводских условиях.

Экологическиехарактеристики контролируются в процессе испытаний приемки-сдачи агрегата всоответствии с Типовой методикой проверки экологических характеристик опытныхобразцов ГТУ.

Контрольэкологических характеристик ГТУ в процессе эксплуатации осуществляетсяпериодически, раз в полгода-год, в соответствии с РД 51-164-92.

Фактическиеваловые выбросы оксидов азота и углерода с продуктами сгорания ГТУ определяютсяежеквартально на базе статистической обработки фактических данных о времени ирежимах работы в соответствии с РД 51-165-92 и РД 51-166-92.

Контрольвредных выбросов с отходящими газами котлоагрегатов проводится в соответствии сРД 51-167-92.

Контрользагрязнения атмосферы осуществляется в соответствии с общегосударственнымнормативным документом ОВД-90.

Для районоврасположения КС необходим постоянный контроль атмосферного воздуха в пределахжилой зоны на содержание оксидов азота и эпизодический (не менее одного раза вгод) - на содержание оксида углерода и метана.

11.2.5. НаПХГ контроль за выбросами вредных веществ проводится в соответствии с"Правилами создания и эксплуатации подземных хранилищ газа в пористыхпластах" и включает наблюдения за:

загазованностьюпомещений;

надземнымоборудованием - контроль за выбросами газа при продувках скважин иоборудования, за концентрацией и объемом выбросов вредных веществкомпрессорными станциями;

подземнойчастью - контроль за внутрипластовыми и межпластовыми перетоками газа.

11.2.6.Воздухоохранные мероприятия должны проводиться в объеме, позволяющеммаксимально снизить выброс каждого загрязняющего вещества.

11.2.7. Общиетехнологические мероприятия по ограничению выбросов вредных веществпредусматривают:

модернизациюпроизводственного оборудования в целях повышения экологической безопасности свыводом из эксплуатации устаревших, экологически опасных видов оборудования ипроизводств;

повышениеобщей надежности оборудования, что позволяет сократить количество операцийпусков-остановок;

применениегазогорелочных устройств, обеспечивающих достижение оптимальных показателейпроцесса горения топлива, в части снижения содержания оксидов азота, оксидауглерода и углеводородов в отходящих газах;

проведениеоптимизационных расчетов, обеспечивающих распределение нагрузки междуагрегатами и компрессорными цехами с минимумом энергозатрат и загрязненияатмосферного воздуха продуктами сгорания топлива и т.п.;

применениевоздушных и электрических систем запуска ГПА;

нормированиевыбросов вредных веществ с продуктами сгорания энерготехнологическогооборудования;

применениеустановок по нейтрализации выбросов загрязняющих веществ;

объединениевыбросов цеховых ГПА в одну трубу;

применениеперекачки природного газа из участков трубопроводов в действующие трубопроводыс целью сокращения выбросов природного газа в атмосферу;

применениебезрасходных систем продувки технологических аппаратов;

ограничениепродувок оборудования с выпуском газа в атмосферу;

ограничениепроведения исследований скважин с выпуском газа в атмосферу;

обеспечениетехнологических режимов эксплуатации скважин, позволяющих устойчиво выноситьпластовую жидкость с забоя скважин (для уменьшения продувок скважин ватмосферу).

11.2.8.Специальные мероприятия, направленные на улучшение условий рассеиваниявыбросов, заключаются в изменении геометрических характеристик дымовой(выхлопной) трубы, главным образом в увеличении ее высоты.

11.2.9.Планировочные мероприятия, влияющие на уменьшение воздействия вредных выбросовПредприятия на жилую зону, предусматривают выбор площадок для строительствановых производственных цехов и размещение на них сооружений и установок такимобразом, чтобы:

попаданиевыхлопных (дымовых) шлейфов на селитебную зону имело минимальную повторяемость;

ПДК вредныхвеществ в воздухе рабочих зон и населенных мест удовлетворялись с учетомвзаиморасположения новых цехов с действующими, а также с населенными пунктами игосподствующими направлениями ветра.

11.2.10.Мероприятия по регулированию газовых выбросов в периоды неблагоприятныхметеорологических условий (НМУ) предусматривают комплекс технических решений,направленных на кратковременное сокращение выбросов вредных веществ в атмосферус целью предотвращения экстремально высокого уровня загрязнения. Экологическаяслужба Предприятия разрабатывает перечень комплекса мероприятий порегулированию выбросов, эффективность каждого из которых оценивается заранее.Объем сокращения выбросов при НМУ для Предприятия в каждом конкретном районеустанавливают и корректируют местные органы охраны природы в зависимости отспецифики выбросов, особенностей рельефа, застройки жилых зон в соответствии сРД 52.04.52-85.

Мероприятиядолжны быть практически выполнимыми. Необходимое снижение концентрацийзагрязняющих веществ достигается осуществлением выбранного комплексамероприятий для одного из трех условных режимов НМУ: по первому режиму должнобыть обеспечено снижение выбросов на 15-20 %, по второму режиму - на 20-40 % ипо третьему режиму - на 40-60 %.

Осуществлениеразработанных мероприятий, по возможности, не должно сопровождаться сокращениемпроизводства. Такое сокращение допускается только в крайних случаях, когдаугроза интенсивного скопления загрязнителей в приземном слое атмосферы особенновелика.

11.2.11. Кработам по регулированию выбросов при первом режиме НМУ относятся такиеорганизационно-технические мероприятия, как:

запрещениепусков и остановок оборудования;

запрещениепроведения работ, связанных с залповыми выбросами вредных веществ (вскрытие ипродувки технологических аппаратов и емкостей, продувки скважин в атмосферу),за исключением тех случаев, когда их немедленное выполнение необходимо дляпредотвращения аварии;

исключениеработы оборудования в форсированном режиме;

прекращениеиспытания оборудования при изменении технологического режима, приводящего кувеличению выбросов вредных веществ в атмосферу;

рассредоточениево времени работы технологических агрегатов, не участвующих в единомнепрерывном технологическом процессе, при работе которых выбросы вредныхвеществ в атмосферу достигают максимальных значений;

сокращениеколичества работающего автотранспорта.

В течениевсего периода НМУ необходимо осуществлять усиленный контроль за выбросами, аименно:

визуальный иприборный контроль за герметичностью оборудования и работой факельных системпутем объезда установок выездной бригадой;

контроль застрогим соблюдением технологических регламентов, для чего удвоить частотупроверки соответствия основных параметров процессов нормам технологическогорежима;

инструментальныйконтроль выбросов вредных веществ в атмосферу непосредственно в источниках и награницах санитарно-защитной зоны.

11.2.12. Привтором режиме НМУ допускается некоторое снижение производительностиПредприятия. К работам по регулированию выбросов при этом относятся всемероприятия, разработанные для первого режима НМУ, а также дополнительныемероприятия, влияющие на технологические процессы, такие как:

снижениепроизводительности отдельных аппаратов и технологических линий, работа которыхсвязана со значительным выделением в атмосферу вредных веществ;

снижениедавления нагнетания или его полное прекращение;

остановкаоборудования в случае, если сроки начала планово-предупредительных работ поремонту технологического оборудования и наступления НМУ достаточно близки;

запрещениеработ на установках, связанных с утечкой загрязняющих веществ;

запрещениесжигания отходов производства без использования специальных установок пообезвреживанию и их утилизации.

11.2.13. Вусловиях работы Предприятия при третьем режиме НМУ, представляющем наибольшуюопасность, мероприятия по регулированию газовых выбросов должны обеспечитьзначительное снижение концентраций загрязняющих веществ в приземном слоеатмосферы, при этом допускается временное сокращение производительностиПредприятия, а при особо опасных метеорологических условиях - полная остановканекоторых производств.

К работам порегулированию выбросов при этом относятся все мероприятия, разработанные дляпервого и второго режимов НМУ, а также дополнительные мероприятия:

проведениепоэтапного снижения нагрузки параллельно работающих однотипных технологическихагрегатов и установок (вплоть до отключения одного, двух, трех и т.д. агрегатов,например, частичное отключение газоперекачивающих агрегатов по два ГПА накаждой КС);

прекращениепродувки трубопроводов и технологического оборудования со сжиганием газа ватмосфере;

прекращениелюбых видов работ, связанных с газовыми выбросами в атмосферу.

Приразработке мероприятий по регулированию выбросов следует предусмотретьвозможность дискретного проведения работ, связанных с залповыми выбросами, аименно, возможность прекращения этих работ при смене одного режима НМУ надругой, более опасный.

11.3. Охрана поверхностныхи подземных вод

11.3.1.Газотранспортные предприятия осуществляют сбросы сточных вод непосредственно вводные объекты или на местность.

Кзагрязнителям водной среды относятся вещества, попадание которых в сточныеводы, обусловлено технологией основного и вспомогательного производств, а такжевещества, присутствующие в хозбытовых сточных водах. Это нефтепродукты,метанол, ДЭГ, фенолы, ингибиторы коррозии, СПАВ, а также производные илисоставляющие этих веществ и продукты их трансформации.

Наибольшеезагрязнение имеют сточные воды при совместном канализовании стоков КС состоками жилпоселков.

11.3.2.Природоохранная служба Предприятия с привлечением научно-исследовательскихорганизаций разрабатывает проекты предельно допустимых сбросов (ПДС) веществ,поступающих в водные объекты со сточными водами. ПДС устанавливаются с учетомпредельно допустимых концентраций вредных веществ в воде в местахводопользования и ассимилирующей способности водного объекта.

Проекты ПДСутверждаются территориальными органами Госкомэкологии России.

11.3.3.Канализационные очистные сооружения входят в санитарную классификацию,установленную СанПиН2.2.1/2.1.1-96 СЗЗ сооружений по очистке сточных вод.

11.3.4. Всоответствии с "Правилами охраны поверхностных вод (типовыеположения)" водопользователи должны осуществлять контроль:

составасточных вод в отдельных звеньях технологической схемы очистки сточных вод и ихсоответствие технологическим регламентам;

состава исвойств возвратных вод и их соответствие установленным нормам;

состава исвойств воды водотоков и водоемов в местах собственных водозаборов, в фоновых иконтрольных створах водного объекта, принимающего возвратные или сточные водыводопользователя, и соблюдения норм качества воды в контрольных створах.

11.3.5.Контроль загрязнений пресноводного комплекса в результате сброса вредныхвеществ начинается с предварительного гидрогеологического исследованияводопунктов и рекогносцировочного осмотра площадей в контурегазоконденсатоносности.

На основеанализа материалов предварительного обследования и контроля за прошлые годы,проводимого Предприятием, создается и уточняется сеть контрольных пунктовнаблюдения за загрязнением пресных вод. Сеть контрольных пунктов должна бытьдинамичной и корректироваться по мере необходимости с учетом данных анализов ижалоб местных жителей.

11.3.6. Всистемах технологического контроля работы очистных сооружений необходимопредусматривать средства и приборы постоянного и периодического контролякачества сточных вод и работы очистных сооружений.

Контрольныепункты параметров сточных вод (КП ПСВ) комплектуются устройствами контроля иобработки информации, обеспечивающими проведение измерений в автоматическомрежиме следующих параметров: биологическое потребление кислорода, токсичность,цветность, мутность, аммоний солевой, нитраты, нитриты, рН, хлориды,растворенный кислород, железо, остаточный хлор, сульфаты, аммиак инефтепродукты.

1.1.3.7. Длясвоевременного обнаружения утечек минерализованных вод из водоводов, скважин,установок предварительного сброса воды и других объектов осуществляетсяконтроль за их состоянием по изменениям расхода воды с помощью приборов покаждому объекту с фиксацией данных в специальном журнале.

Количествовредных веществ, сбрасываемых из очистных сооружений, определяется посреднегодовым данным анализов и количеству сточных вод, сбрасываемых в водоемы.Количество сточных вод следует принимать по фактической мощности очистныхсооружений.

11.3.8.Перечень контролируемых компонентов в составе сточных вод, а также регламент накачество вод, сбрасываемых из очистного сооружения, устанавливаются для каждогообъекта контролирующими органами санитарного надзора. Ими же осуществляетсяконтроль за качеством сбрасываемых вод на основе анализов, проводимых самимПредприятием, и анализов контрольных проб, отбираемых при инспекторскихпроверках.

11.3.9.Ведомственный контроль за планированием и проведением мероприятий по охранеокружающей среды при очистке полости и испытаниях трубопроводов проводятотделы, службы или должностные лица вышестоящих организаций, ответственных заохрану природы и рациональное природопользование.

11.3.10.Сброс сточных вод на станциях подземного хранения газа осуществляется впоглощающие горизонты через специальные скважины для закачки промстоков.Наблюдения проводятся за режимом закачки промстоков и изолированностьюпоглощающего горизонта от других. Сброс вредных веществ в окружающую среду внепоглощающих горизонтов запрещен.

Объемы ирежимы наблюдений определяются Регламентом контроля и наблюдений за созданием иэксплуатацией подземных хранилищ газа в пористых пластах.

Конструкцияи количество контрольных и пьезометрических скважин, местоположение иколичество профилей для геохимической съемки, объемы и режимы наблюденийопределяются проектом подземного хранилища.

11.3.11.Нормы потребления и отведения воды, используемой для охлаждения ГПА,приготовления раствора антифриза, на промывку оборудования, а также объемыпотребления воды для подпитки тепловых сетей, котельных, собственных нуждводоподготовительных установок и для хозяйственно-питьевых нужд должнысоответствовать рассчитанным по Отраслевой методике по разработке норм инормативов водопотребления и водоотведения в газовой промышленности.

Расчеттекущих индивидуальных балансовых норм осуществляется непосредственно наПредприятии по направлениям использования воды (технологические,вспомогательные и хозяйственно-питьевые нужды) и утверждается его руководством.

11.3.12.Чистота поверхностных и подземных вод обеспечивается водоохраннымимероприятиями. При их разработке необходимо учитывать все аспекты проблемыохраны качества вод и, в первую очередь, вопросы нормирования качества вод,сброса нормируемых веществ, регламентации различных видов хозяйственнойдеятельности, в том числе сбросов подогретых вод.

11.3.13.Водоохранные мероприятия включают:

разработкусистемы очистки сточных вод и строительство очистных сооружений (очисткеподвергаются хозбытовые, производственные и промливневые сточные воды);

выпусксточных вод в водные объекты (выбор места выпуска регламентируется Правиламиохраны поверхностных вод);

обвалованиеи другие виды изоляции загрязняемых производственных территорий (буровыеплощадки, места заправки горюче-смазочными материалами и др.), особеннорасположенных вблизи водных объектов. На обвалованных территориях сооружаютсяотводные каналы для сброса ливневых вод с целью их очистки. Во избежаниепротечек при избытке воды обваловываются шламоотвалы, биологические пруды иполя орошения. При угрозе попадания загрязняющих веществ в водные объекты черезгрунтовые воды (при отсутствии водоупорного слоя) для шламоотвалов ибиологических прудов строятся бетонированные емкости.

11.3.14.Уменьшение сбросов загрязняющих веществ со сточными водами осуществляетсярациональным природопользованием и улучшением качественных показателейсбрасываемых вод путем повышения степени их очистки. К таким мероприятиямотносятся:

снижение водоемкостипроизводств: внедрение безводных и маловодных технологий, использованиеочищенных хозбытовых сточных вод для подпитки систем водоснабжения предприятийи цехов, повторное использование производственных сточных вод (оборотноеводоснабжение), внедрение замкнутого водоснабжения;

внедрениемалоотходных, ресурсосберегающих и безотходных технологий, сводящих к минимумусброс загрязняющих веществ в водные объекты;

обустройствопроизводственных площадок ливневой канализации с очисткой ливнево-талых вод;

устройствосистем локальных очисток сточных вод;

установкарезервных воздуходувок на установках биологической очистки сточных вод (приэтом обеспечивается надежность работы установок очистки сточных вод);

оснащениекомпрессорных станций современными установками по очистке сточных вод сиспользованием усовершенствованной биотехнологии;

недопущениеизливов из сборных емкостей и протечек токсичных компонентов;

разработканадежных схем по закачке промстоков в поглощающие скважины;

внедрениеустановок обезжелезивания подземных вод с использованием внутрипластовойобработки вод (обеспечивают сокращение сбросов железа при использовании вкачестве источника водоснабжения подземных вод с повышенным содержаниемжелеза).

11.3.15.Экологические наблюдения на участках действующих подводных переходовосуществляются согласно РД 51-2-95.

11.3.16.Защита территорий и сооружений Предприятия от затопления и подтопления включаеткомплекс инженерных мероприятий, разработанных с соблюдением требований СНиП2.06.15-85, таких как:

прогнозныеоценки возможности подтоплений при эксплуатации объекта;

разработка иосуществление оптимальной системы наблюдений за режимом подземных иповерхностных вод (мониторинг подземных вод);

контроль засостоянием систем водоснабжения и водоотведения, а также за состоянием другихинженерных сооружений, оказывающих влияние на положение уровня подземных вод;своевременный их ремонт с целью недопущения утечек;

контроль за техническимсостоянием скважин (нагнетательных, наблюдательных и др.) и недопущениезатрубных перетоков напорных вод в верхние горизонты, своевременную ликвидацию(тампонаж) самоизливающихся скважин;

разработка иреализация защитных мероприятий для предупреждения подтоплений (сооружениезащитных дамб вдоль береговой полосы водоемов и водотоков;противофильтрационных экранов в водохранилищах, накопителях и резервуарахпопутных и сточных вод; создание гидравлических завес и дренажей на участкахактивных водопритоков к промышленным площадкам и хозяйственным объектам;обвалование территорий; подсыпка низких участков с неглубоким залеганием уровнягрунтовых вод и пр.);

разработкапрограммы мероприятий на случай аварийных ситуаций;

контроль засохранением естественных геокриологических условий.

11.4. Охрана почв, недр

11.4.1. Приэксплуатации магистральных газопроводов газотранспортным Предприятиемпроисходят следующие воздействия на почву:

загрязнениепочв нефтепродуктами, минерализованными пластовыми водами на ПХГ прикапитальном ремонте скважин, их продувке, при аварийных разливах промстоков вовремя закачки в поглощающие скважины; на территории склада ГСМ; вокругпродувочных свечей пылеуловителей; вблизи фильтров - сепараторов;

загрязнение почв метанолом наПХГ при попадании в почву конденсатно-пластовой смеси при продувке скважин, приаварийных разливах метанола во время введения его в устье скважины; натерритории склада метанола;

перемешиваниеплодородных горизонтов почвы с подстилающими породами и буровым шламом припрокладке газопроводов и коммуникаций, при засыпке траншей и котлованов, прибурении скважин с последующим захоронением отходов под плодородный слой почвы.

Критериемстепени загрязнения почв является превышение содержания в них ПДК вредныхвеществ.

11.4.2.Природоохранная служба Предприятия проводит постоянный контроль экологическогосостояния почв на землях, отведенных во временное и постоянное пользование.

Основныезадачи контроля:

выявлениезагрязненных почв и определение степени их загрязнения химическими веществами;

выявлениедеградированных почв с потерей плодородия (при передаче в сельскохозяйственноеиспользование земель, временно изъятых для проведения строительных и буровыхработ) и определение показателей деградации почвенных свойств и показателейсостояния почвенной биоты и растений;

разработкарекомендаций по рекультивации нарушенных земель.

11.4.3.Почвенно-экологический контроль проводится в соответствии с Инструкцией поконтролю экологического состояния почв на подземных хранилищах газа (ПХГ).

Контрользагрязнения почв химическими веществами осуществляется путем сопоставленияуровня содержания этих веществ с ПДК, а контроль деградации собственнопочвенных свойств осуществляется сравнением с показателями в фоновых(неизмененных) почвах.

11.4.4.Режим наблюдений определяется инженером-экологом Предприятия в соответствии счастотой проведения технологических операций, воздействующих на почву.

11.4.5.Мероприятия по охране почв включают:

сокращениеплощади земель, отводимых под трубопроводы, - ширина полосы для одногоподземного трубопровода не более 20-45 м, для 2-3 трубопроводов - 60-130 м (СН 452-73).Нормы отвода земель для магистральных трубопроводов);

строительствопротивоэрозионных сооружений вдоль трасс газопроводов, озеленениерекультивируемых земель, проведение мероприятий по улучшению почвенных условийфито-, агро- и культуротехнической мелиорацией;

припроведении связанных с нарушением земель работ снятие и транспортировкуплодородного слоя почвы в места временного складирования в соответствии стребованиями ГОСТ17.5.3.06-85, ГОСТ 17.5.3.05-84, ГОСТ 17.4.2.02-83 и пр.;

планировку иочистку поверхности почвы, загрязненной углеводородной жидкостью, путемприменения эффективных химических средств их деградации в соответствии с РД39-0147103-365-86, РД 39-0147098-015-90 и пр.;

контроль зафизико-химическими и биологическими свойствами почв в соответствии стребованиями ГОСТ 17.4.1.03-84, ГОСТ 17.4.4.02-84, ГОСТ17.4.1.02-83, ГОСТ 17.4.3.01-83,РД 39-0147103-365-86, Инструкцией по контролю экологического состояния почв наподземных хранилищах газа (ПХГ) и пр.;

рекультивацию нарушенных земель(техническую и биологическую) в соответствии с требованиями ВСН 179-85, ГОСТ17.5.1.03-86, РД 39-0147103-365-86 и пр. Рекультивация земель временногоотвода должна производиться до истечения срока их возвращения владельцу,постоянного отвода - по окончании функционирования Предприятия;

созданиеинженерной системы организации сбора и хранения производственных сточных вод,загрязненных углеводородами, а также гидроизоляция технологических площадок дляисключения попадания отходов бурения на территорию буровой площадки всоответствии со СНиП II-106-79 и Инструкцией по охране окружающей среды пристроительстве скважин на нефть и газ на суше.

11.4.6.Возникновение и активизация физико-геологических процессов в недрах обусловленынарушениями ландшафтов, уровня режима подземных вод, прочностных свойствгрунтов и несущей способности грунтовых массивов, в районах Севера -нарушениями геокриологических условий.

Мероприятияпротив развития физико-геологических процессов включают защиту территорий отпроседаний земной поверхности, а также от активизированных просадками другихопасных физико-геологических процессов. В районах развития многолетнемерзлыхпород должны осуществляться мероприятия по защите территорий от процессов,связанных с нарушением геокриологических условий и деградацией мерзлоты.

11.4.7.Охрана недр включает мероприятия против загрязнения, агрессивности икоррозионной активности геологической среды, а также мероприятия, направленныена устранение последствий загрязнения компонентов геологической среды:

профилактические,направленные на сохранение естественного качества подземных вод и грунтов;

локализационные,препятствующие развитию сформировавшегося очага загрязнения и повышеннойкоррозионной активности;

восстановительные,проводимые для ликвидации загрязнения и восстановления природного качествакомпонентов геологической среды.

11.4.8. Вслучае аварии с утечкой химреагентов, вод высокой минерализации или содержащихтоксичные компоненты, приведшей к загрязнению почв, грунтов и подземных вод,необходимо принять меры к локализации и последующей ликвидации очагазагрязнения и поставить в известность о случившемся и принимаемых мерахгосударственные органы по охране природы.

11.4.9.Сброс в поверхностные водоемы откачиваемых соленых вод и промышленных рассолов,а также вод, содержащих токсичные вещества в концентрациях, превышающихпредельно допустимые, запрещен. Такой сброс может быть произведен висключительных случаях по согласованию с органами Госсаннадзора игосударственными органами по охране природы, при условии достаточногоразбавления сбросных вод в водном источнике в контрольном створе.

Откачиваемые воды, не пригодныедля сброса в водные объекты, должны складироваться в специально оборудованныххранилищах и накопителях. Для этих целей используются местные понижения врельефе: бессточные впадины, перегороженные плотинами долины ручьев и оврагов,- с соответствующей изоляцией их дна и бортов.

11.4.10.Конструкция скважин на ПХГ (нагнетательных, наблюдательных, водозаборных)должна обеспечивать надежную изоляцию водоносных горизонтов, содержащихподземные воды различного состава и, прежде всего, изоляцию глубокихгоризонтов, содержащих напорные соленые воды, от горизонтов пресных подземныхвод и верховодки в течение всего периода существования скважины.

Всескважины, бурение которых прекращено по геологическим или техническим причинами которые выполнили свое назначение, подлежат обязательной ликвидации.

Дляпредотвращения теплового загрязнения подземных вод и вызываемого этим ухудшенияих состава следует предусматривать конструкции скважин, исключающие циркуляциюводы по затрубному пространству и ее инфильтрацию с поверхности земли вгрунтовый водоносный горизонт.

11.5. Охрана окружающейприродной среды от отходов производства и потребления

11.5.1. Впроцессе эксплуатации магистральных газопроводов газотранспортнымипредприятиями образуются промышленные и бытовые отходы.

К отходампроизводства (промышленным) относятся:

остаткисырья, материалов, полуфабрикатов, образовавшиеся в производственном процессе иутратившие полностью или частично исходные потребительские свойства;

отработанныемоторные масла, загрязненные водой, механическими примесями и органическимикомпонентами;

буровойшлам, образующийся в процессе бурения водозаборных, нагнетательных и другихскважин;

пластовая ирефлюксная вода, газо- и водоконденсат;

шламы оточистки резервуаров хранения моторных масел и бензиновых фракций;

избыточныйактивный ил, отводимый с биологических очистных сооружений (суспензия,содержащая аморфные хлопья с аэробными бактериями и простейшимимикроорганизмами);

осадоксточных вод с канализационных очистных сооружений;

строительныеотходы и металлолом.

К отходампотребления (бытовым, коммунальным) относятся:

твердыеотбросы и другие вещества, не утилизируемые в быту, образующиеся в результатеамортизации предметов и самой жизни эксплуатационного персонала вахтовыхпоселков, а также жителей малонаселенных мест;

изделия имашины, утратившие потребительские свойства в результате физического илиморального износа.

11.5.2. Постепени опасности для здоровья человека и окружающей среды промышленные отходыПредприятия относятся к I, II, III и IV классам опасности, бытовые - к IV и 0 классам опасности.

НаПредприятии проводится учет наличия, образования, использования и размещениявсех отходов собственного производства и отходов, завозимых со стороны, еслитаковые имеются.

11.5.3. Природоохраннаяслужба Предприятия должна принимать непосредственное участие в проведениимероприятий, направленных на снижение образования отходов. внедрение мало- ибезотходных технологий, как-то: использование жидких отходов из пылеуловителейв качестве моторного топлива, сбор и хранение отходов с целью ихповторного использования или реализации и пр.

11.5.4.Промышленные и бытовые отходы Предприятия подлежат удалению, т. е.: утилизации,обезвреживанию, складированию или захоронению.

Обращение сотходами и их удаление производятся в соответствии с требованиями нормативныхдокументов, современными методами и технологиями утилизации и обезвреживанияпроизводственных и бытовых отходов, исключающими их накапливание напромплощадках, а также загрязнение атмосферного воздуха, подземных вод и недр.

11.5.5. Взависимости от вида отходов и их объемов природоохранная служба Предприятияопределяет оптимальный вариант удаления отходов:

рациональноеиспользование образующихся и накопленных отходов, годных для дальнейшей транспортировкии переработки на других предприятиях;

выборустановки для сжигания отходов с дальнейшей утилизацией продуктов термическойобработки;

созданиеусловий хранения отходов в амбарах, шламонакопителях, исключающих возможностьпопадания загрязняющих веществ в гидро- и литосферу даже в экстремальныхусловиях;

складирование,обезвреживание и захоронение на соответствующих типу отходов полигонах.

11.5.6. Дляобезвреживания и утилизации отходов рекомендуется использовать блочныеустановки по термической переработке отходов малой производительности. Блочныеустановки, состоящие из отдельных блоков заводской готовности, предназначеныдля сжигания твердых бытовых и промышленных отходов, включая осадки сточныхвод; их производительность - от 0,1 до 1,5 т/ч по сжигаемым отходам; установкиоснащены системой нейтрализации и очистки продуктов сгорания.

11.6. Защита от шума

11.6.1.Высокомощные газоперекачивающие агрегаты, насосы, компрессоры, дизельныеустановки, двигатели внутреннего сгорания, электродвигатели, сепараторы идругое технологическое оборудование при работе создают шум, значительнопревышающий предельно допустимые величины уровня шума, регламентированные ГОСТ 12.1.003-83, ГН 2.2.4/2.1.8.562-96,ГН2.2.4/2.1.8.566-96 и ГН 2.2.4/2.1.8.583-96.

11.6.2.Высокие уровни шума в сочетании с другими вредными факторами производства,такими как повышенная температура воздуха, вибрация, инфразвук, приводят кповреждению слуха у работников газотранспортных предприятий, к нарушениюрегулирующей функции нервной и сердечно-сосудистой систем и пр. Расстройстванервной системы и другие нарушения, связанные с воздействием шума, наблюдаютсяу населения близлежащих населенных пунктов; животные и птицы вынуждены покидатьпривычные места обитания.

11.6.3. Внастоящее время на газотранспортных предприятиях не ведется постоянныйпроизводственный контроль за шумом, вибрацией и другими негативными физическимиявлениями. Определение размера санитарно-защитной зоны по шуму, акустическиеобследования и разработка мероприятий по снижению шума проводятся специалистаминаучно-исследовательских организаций.

11.6.4.Природоохранная служба обязана принимать непосредственное участие в проведениимероприятий, снижающих шумовое воздействие предприятия, таких как:

внедрениемалошумных технологий;

звукоизоляцияоборудования;

установкаглушителей, противошумных экранов и кабин;

ограничениескорости движения технологических сред по трубопроводам;

обработкатрубопроводов противошумными мастиками;

организацияконтроля уровня шума за санитарно-защитной зоной в близлежащих населенныхпунктах;

архитектурно-планировочныемероприятия для вновь строящихся установок и сооружений - ориентация шумныхагрегатов боковой стороной в направлении жилого поселка;

мероприятияпо снижению шума на путях его распространения - земляные насыпи высотой 3-12 мс защитным акустическим экраном и с кустарником, высаженным на поверхностинасыпи, обращенной к источнику шума; лесозащитные полосы на возвышенныхучастках рельефа.

11.7. Мероприятия посохранению растительности и животного мира

11.7.1.Воздействие объектов газотранспортного Предприятия на растительный мирпроявляется в деградации леса, травянистой и кустарниковой растительности врезультате вырубок, пожаров, химического воздействия; в появлении вторичныхрастительных сообществ; в загрязнении растительности токсичными элементами исоединениями вследствие загрязнения атмосферного воздуха и поверхностных вод.

11.7.2.Сохранение растительности обеспечивается:

снятием исохранением дернины на участках, отчуждаемых под сооружения, насыпи, карьеры,отвалы и т.д., в целях дальнейшего использования при рекультивации;

мероприятиямипо противопожарной охране лесов (выявлением наиболее пожароопасных участков,установлением особого режима деятельности в пределах пожароопасных участков,расчисткой пожароопасных лесов от сухостоя и валежника, устройствомпротивопожарных рвов и полос);

мероприятиямипо охране атмосферного воздуха и поверхностных вод.

11.7.3. Приэксплуатации Предприятия возможны ухудшение условий существования животных,накопление в их организме токсичных элементов и соединений вследствиезагрязнения атмосферного воздуха и поверхностных вод.

11.7.4.Сохранение животного мира обеспечивается:

мероприятиямипо локализации строительных работ, а также работ по обслуживанию объектов впределах отведенных земель;

максимальнымсохранением естественной структурированности ландшафта, сохранением уникальныхдля зоны воздействия трудновосстановимых компонентов мест обитаний (элементоврельефа, носителей уникальных зооценозов, групп деревьев, отдельных деревьев ит.д.) в пределах отведенных под строительство земель;

мероприятиямипо охране атмосферного воздуха, поверхностных вод, по рекультивации нарушенныхземель;

мероприятиямипо защите от шумового воздействия (использование менее шумных агрегатов, болееэффективной звукоизоляции и пр.);

освещениемплощадок и сооружений объектов;

ограничениемдоступа людей и машин в места обитания животных.

11.7.5. Врезультате деятельности Предприятия возможно изменение гидрологического режимаводоемов, переформирование их берегов и пойм, что может привести к резкому ухудшениюусловий обитания и воспроизводства животных, в том числе рыб и другихгидробионтов. В конечном итоге это ведет к сокращению рыбного промысла, чтоимеет негативные социальные последствия.

11.7.6.Охрана и воспроизводство водных животных обеспечиваются:

мероприятиямипо устранению, смягчению и компенсации воздействия объекта;

организациейсанитарно-защитных зон и зон наблюдения;

мероприятиямипо минимизации ущерба, наносимого гидрофауне при эксплуатации Предприятия, впериоды строительных работ, в аварийных ситуациях;

компенсационнымимероприятиями по ущербу, наносимому рыбному хозяйству;

организациейрыбного хозяйства в районе размещения объекта.

11.7.7.Необходим постоянный контроль за эффективностью мероприятий по охране наземныхи водных животных.

11.8. Техническаядокументация

11.8.1.Документация, регламентирующая экологическую деятельность Предприятия,включает:

экологическийпаспорт Предприятия;

проектнормативов предельно допустимых выбросов в атмосферу (ПДВ) для Предприятия;

проектпредельно допустимых сбросов (ПДС) веществ, поступающих в водные объекты состочными водами;

Томинвентаризации отходов;

разрешенияна выбросы, сбросы загрязняющих веществ, на размещение отходов, выданныетерриториальными органами Госкомэкологии России;

журналы учетастационарных источников и их характеристик (форма № ПОД-1), выполнениямероприятий по охране атмосферного воздуха (форма № ПОД-2), работы газоочистныхи пылеулавливающих установок (форма № ПОД-3); журналы по учету вредныхвыбросов, забираемой воды, сбросной воды и ее качества, образования иразмещения отходов, мест хранения отходов, использования земель, заполняемыесогласно утвержденным органами Госкомэкологии России формам;

планмероприятий по охране окружающей среды по разделам - воздух, вода, почва и недра,отходы, шум, растительный и животный мир;

формыфедеральной государственной статистической отчетности, заполняемые вусыновленном порядке и подаваемые в органы государственной статистики и охраныприроды:

№ 2-тп (воздух)                         Отчетоб охране атмосферного воздуха;

№ 2-тп (водхоз)                         Отчетоб использовании воды;

№ 2-тп (токсичные отходы)     Сведенияоб образовании, поступлении, использовании и размещении токсичных отходовпроизводства и потребления;

№ 2-тп (рекультивация)           Отчето рекультивации земель, снятии и использовании плодородного слоя почвы;

№ 3-ос                                        Отчето ходе строительства водоохранных объектов и прекращении сброса загрязненныхсточных вод;

№ 4-ос                                        Сведенияо текущих затратах на охрану природы, экологических и природоресурсныхплатежах.

Приложение 1

Перечень действующих нормативных документов

1. Правилатехнической эксплуатации магистральных газопроводов, утв. МГП, 1988.

2. Правилапоставки газа потребителям Российской Федерации, 1994.

3. Правилаохраны поверхностных вод (типовые положения). Госкомприрода СССР, 1991.

4. Правилабезопасности в нефтяной и газовой промышленности. Госгортехнадзор, 1993.

5. Правиласоздания и эксплуатации подземных хранилищ газа в пористых пластах. ВНИИгаз,ВНИПИГаздобыча, 1993.

6. Правилапроизводства работ при капитальном ремонте магистральных газопроводов, 1997.

7. Правилаохраны магистральных трубопроводов.

8. Правилабезопасности при эксплуатации магистральных газопроводов, утв. МГП СССР, 1985.

9. Правилабезопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов, утв. МГП СССР,1985.

10. Правилатехнической эксплуатации конденсатопродуктопроводов, утв. РАО"Газпром", 1992.

11. Правилаустройства электроустановок. - М., Энергия, 1985.

12. Правилатехнической эксплуатации электроустановок потребителей. Госэнергонадзор,Минтопэнерго РФ. - М., Энергоатомиздат, 1992.

13. Правилатехники безопасности при эксплуатации электроустановок.

14. Правилапользования электрической энергией.

15. Правилатехнической эксплуатации электрических станций и сетей.

16. Правилаэксплуатации и безопасного обслуживания средств автоматизации, телемеханизациии вычислительной техники в газовой промышленности. - М., Недра,1987.

17. Правилатехнической и безопасной эксплуатации газораспределительных станций. - М.,Недра, 1987.

18. Правилаподачи газа газопроводам и потребителям.

19. Правилаприемки в эксплуатацию объектов нефтяных и газовых месторождений.

20. Правилабезопасности в газовом хозяйстве.

21. Правилапожарной безопасности в газовой промышленности.

22. Правилаустройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением.

23. Правилаустройства и безопасность эксплуатации водогрейных и паровых котлов с давлениемне выше 0,07 МПА.

24.Временные правила охраны окружающей среды от отходов производства и потребленияв Российской Федерации. Введены Минприроды России в 1994 г.

25. ЗаконРСФСР "Об охране окружающей природной среды" от 19.12.91 г.

26. ЗаконРСФСР "О санитарно-эпидемиологическом благополучии населения" от18.04.91 г.

27. ЗаконРоссийской Федерации "Об экологической экспертизе" от 23.11.95 г.

28. ЗаконРоссийской Федерации "О промышленной безопасности опасных производственныхобъектов" от 21.07.97 г.

29. ЗаконРСФСР "Об охране атмосферного воздуха" от 14.07.82 г.

30. Закон РФ"Водный кодекс Российской Федерации" от 16.11.95 г.

31. ЗаконРСФСР "Земельный кодекс РСФСР" от 25.04.91 г.

32. ЗаконРСФСР "О недрах" от 21.02.92 г.

33. ЗаконРоссийской Федерации "О внесении изменений и дополнений в Закон РоссийскойФедерации "О недрах" от 08.02.95 г.

34. ЗаконРоссийской Федерации "О животном мире" от 24.04.95 г.

35. ЗаконРоссийской Федерации "Лесной кодекс Российской Федерации" от 29.01.97г.

36.Положение о порядке осуществления государственного контроля за использованием иохраной земель, утв. Постановлением Правительства РФ № 594 от 17.08.92 г.

37.Положение о порядке консервации деградированных сельскохозяйственных угодий иземель, загрязненных токсичными промышленными отходами и радиоактивнымивеществами. Постановление Правительства РФ № 555 от 05.08.92 г.

38. Орекультивации земель, снятии, сохранении и рациональном использованииплодородного слоя почвы, утв. Постановлением Правительства РФ № 140 от 23.02.94г.

39. Порядокразработки и утверждения экологических нормативов выбросов и сбросовзагрязняющих веществ в окружающую природную среду, лимитов использованияприродных ресурсов, размещения отходов, утв. Постановлением Правительства РФ №545 от 03.08.92г.

40.Положение о системе управления природопользованием в РАО "Газпром",1996.

41.Положение по технической эксплуатации газораспределительных станциймагистральных газопроводов, 1987.

42.Положение о порядке расследования и учета несчастных случаев на производстве,утв. Постановлением Правительства РФ № 558, 1995.

43.Положение о техническом надзоре заказчика за качеством строительства (реконструкции)и капитального ремонта объектов газовой промышленности, утв. РАО"Газпром", 1994.

44.Положение по организации и проведению комплексного диагностирования линейнойчасти магистральных газопроводов ЕСГ, РАО "Газпром", 1998.

45.Положение о планово-предупредительном ремонте средств измерений и автоматики.

46.Положение о принципах организации охраны объектов единой системы газоснабжения.

47.Инструкция по нормированию выбросов (сбросов) загрязняющих веществ в атмосферуи в водные объекты, утв. Госкомприроды СССР 11.09.89 г.

48. СНиП2.01.07-85. Нагрузки и воздействия.

49. СНиП2.02.01-83. Основания зданий и сооружений.

50. СНиП2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования.

51. СНиП 2.02.04-88.Основания и фундаменты на вечномерзлых грунтах.

52. СНиП3.01.04-87. Приемка в эксплуатацию законченных строительством объектов.Основные положения.

53. СНиПIII-42-80*. Правила производства и приемки работ. Магистральные трубопроводы.

54. СНиПII-106-79. Склады нефти и нефтепродуктов.

55. СНиП3.05.05-84. Технологическое оборудование и технологические трубопроводы.

56. СНиП 2.02.04-88.Основание и фундаменты зданий и сооружений на вечномерзлых грунтах. Нормыпроектирования.

57. СНиПIII-4-86. Техника безопасности в строительстве.

58. СНиП 2.04.03-85.Коммуникации. Наружные сети и сооружения.

59. СНиП2.06.15-85. Инженерная защита территории от затопления и подтопления.

60. СанПиН4946-89. Санитарные правила по охране атмосферного воздуха населенных мест.Минздрав СССР.

61. СанПиН2.2.1/2.1.1.567-96. Санитарно-защитные зоны и санитарная классификацияпредприятий, сооружений и иных объектов, утв. и веденные в действие ПостановлениемГоскомсанэпиднадзора России № 41 от 31.10.96 г.

62. СанПиН3183-84. Порядок накопления, транспортировки, обезвреживания и захоронениятоксичных промышленных отходов. Минздрав СССР.

63. СП452-73. Нормы отвода земель для магистральных газопроводов.

64.Инструкция по охране окружающей среды при строительстве скважин на нефть и газна суше. ВНИИБТ, 1994.

65.Инструкция по применению прибора точечной приварки катодно-дренажных выводов нагазопроводах, утв. РАО "Газпром", 1995.

66.Инструкция по внутритрубной инспекции трубопроводных систем, 1997.

67.Временная инструкция по проведению ремонтных работ на магистральныхгазопроводах под давлением газа, утв. РАО "Газпром", 1996.

68.Инструкция по освидетельствованию, отбраковке и ремонту труб в процессеэксплуатации и капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов,1991.

69. Оположении в области производственной связи. - М., Средства связи. Вып. 3, 1990.

70.Инструкция по определению условий использования на подземных хранилищах скважин,имеющих межколонные давления. Сев.-Кав. НИИ природных газов, 1989.

71.Инструкция по производству строительных работ в охранных зонах магистральныхтрубопроводов Мингазпрома.

72.Инструкция по контролю экологического состояния почв на подземных хранилищахгаза (ПХГ). ВНИИгаз, 1997.

73. Единыеправила безопасности при взрывных работах.

74.Инструкция по применению труб в газовой и нефтяной промышленности, 1996.

75. Типоваяинструкция по безопасному ведению огневых работ на газовых объектахМингазпрома, МГП от 03.08.1998 г.

76. Уставвнутреннего водного транспорта.

77.Регламент по обслуживанию подводных переходов на действующих магистральныхгазопроводах.

78.Регламент контроля и наблюдений за созданием и эксплуатацией подземных хранилищгаза в пористых средах. ВНИИгаз, УкрНИИгаз, ВНИПИгаздобыча, 1992.

79.Инструкция о порядке возмещения землепользователям убытков, причиненныхизъятием или временным изъятием земельных участков, а также потерьсельскохозяйственного производства, связанных с изъятием земель длянесельскохозяйственных нужд, 1975.

80.Инструкция о порядке хранения, использования и пополнения аварийного запасатруб.

81.Инструкция о порядке получения от поставщиков, перевозки, хранения, отпуска иприменения метанола на объектах газовой промышленности.

82.Положение о поставке продукции производственно-технического назначения.

83Инструкция по режиму работы сосуда и его безопасному обслуживанию.

84.Инструкция о порядке составления статистического отчета об использовании водыпо форме № 2-тп (водхоз). ЦСУ СССР, 1985.

85.Инструкция по заполнению формы № 2-тп (рекультивация) "Отчет орекультивации земель, снятии и использовании плодородного слоя почвы",утв. ЦСУ СССР 31.07.86.

86.Инструкция о порядке составления отчета об охране атмосферного воздуха по форме№ 2-тп (воздух). № 17-24/9-42. Госкомстат СССР, ЦСУ СССР, 1990 (внесеныизменения от 08.07.92 г.).

87.Инструкция о составлении статистической отчетности об образовании и удалениитоксичных отходов (форма № 2-тп токсичные отходы), утв. ПостановлениемГоскомстата России № 180 от 14.09.93 г.

88.Инструкция по заполнению формы № 4-ос федерального государственногостатистического наблюдения "Сведения о текущих затратах на охрану природы,экологических и природоресурсных платежах", утв. ПостановлениемГоскомстата России № 156 от 21 09 95 г.

89. Типоваяинструкция по организации безопасного ведения газоопасных работ.

90. ВСН001-88. Сборник планово-экономических нормативов затрат ресурсов и объемовработ на строительство линейной части трубопроводов.

91. ВСН002-88. Технология и организация объектов в комплектно-блочном исполнении.

92. ВСН003-88. Строительство и проектирование трубопроводов и пластмассовых труб.

93. ВСН004-88. Строительство магистральных трубопроводов. Технология иорганизация.

94. ВСН005-88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Технологияи организация.

95. ВСН006-89. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Сварка.

96. ВСН007-88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов.Конструкция и балластировка.

97. ВСН008-88. Противокоррозионная и тепловая защита.

98. ВСН009-88. Средства и установки химзащиты.

99. ВСН0010-88. Подводные переходы.

100. ВСН0011-88. Очистка полости и испытание.

101. ВСН0012-88. Контроль качества и приемка работ.

102. ВСН0013-88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов в условияхвечной мерзлоты.

103. ВСН0014-89. Охрана окружающей среды.

104. ВСН0015-89. Линии связи и электропередачи.

105. ВСН179-85. Инструкция по рекультивации земель при строительстве трубопроводов.ВНИИСТ, Миннефтегазстрой СССР.

106. РД08-183-98. Порядок оформления и хранения документации, подтверждающейбезопасность величины максимального разрешенного рабочего давления приэксплуатации объекта магистрального трубопровода.

107. РД08-204-98. Порядок уведомления и представления территориальным органамГосгортехнадзора информации об авариях, аварийных утечках и опасных условияхэксплуатации объектов магистрального трубопроводного транспорта газов и опасныхжидкостей.

108. РД51-98-85. Строительство скважин на подземных хранилищах газа. Техническиетребования.

109. РД34.20.501-95. Правила технической эксплуатации электрической станции исетей Российской Федерации.

110.Руководство по эксплуатации электростанций собственных нужд, ВНИИгаз, 1989.

111. РД51-0158623-06-95. Применение аварийных источников электроэнергии на КС МГ, УКПГи других объектах газовой промышленности.

112. РД51-00158623-08-95. Категорийность электроприемников промышленных объектовгазовой промышленности.

113. РД51-0158623-3-91. Расчет количества агрегатов электростанций, локальных системэлектроснабжения в районах Крайнего Севера.

114. РД102-011-89. Охрана труда. Организационно-методическая документация.

115. РД51-108-86.Инструкция по технологии сварки и резки труб при производстверемонтно-восстановительных работ на магистральных газопроводах.

116. РД51-2-95. Регламент выполнения экологических требований при размещении,проектировании, строительстве и эксплуатации подводных переходов магистральныхгазопроводов. Эколого-аналитический центр газовой промышленности.

117. РД50-213-80. Правила измерения расхода газов стандартными устройствами.

118. РД 51-00158623-09-95.Технология производства работ на газопроводах врезкой под давлением, включаяогневые работы.

119. РД51-00158623-20-94. Требования к шумовым характеристикам газотранспортногооборудования, ВНИИгаз.

120. РД52.04.52-85. Методические указания. Регулирование выбросов при неблагоприятныхметеорологических условиях.

121. РД51-131-87. Руководство по установлению нормативов санитарно-защитных зон дляобъектов транспорта и хранения газа.

122. РД39-0147103-365-86. Инструкция по рекультивации земель, загрязненных нефтью.

123. РД39-0147098-015-90. Инструкция по контролю за состоянием почв на объектахпредприятий Миннефтегазпрома СССР. ВостНИИТБ, Уфа.

124. РД39-0147103-365-86. Временные методические рекомендации по контролю загрязненияпочв.

125. РД51-162-92. Каталог удельных выбросов загрязняющих веществ газотурбинныхустановок газоперекачивающих агрегатов. ВНИИгаз.

126. РД51-164-92. Временная инструкция по проведению контрольных измерений вредныхвыбросов газотурбинных установок на компрессорных станциях. ВНИИгаз.

127. РД51-165-92. Временная инструкция по учету валовых выбросов оксидов азота иуглерода на газотурбинных компрессорных станциях по измеренным параметрамработы ГПА. ВНИИгаз.

128. РД51-166-92. Временная инструкция по учету валовых выбросов оксидов азота иуглерода на газотурбинных компрессорных станциях по измеренному количествутопливного газа. ВНИИгаз.

129. РД51-167-92. Временная инструкция по контролю вредных выбросов с уходящими газамикотлоагрегатов малой и средней мощности, работающих на природном газе, ВНИИгаз.

130. РД51-131-87. Руководство по установлению нормативов санитарно-защитных зон дляобъектов транспорта и хранения газа. ВНИИгаз.

131. РД52.04.52-85. Методические указания. Регулирование выбросов при неблагоприятныхметеорологических условиях. ГГО им. А.И. Войкова, ЗапСибНИИ

132. РД51-2-95. Регламент выполнения экологических требований при размещении,проектировании, строительстве и эксплуатации подводных переходов магистральныхгазопроводов. Эколого-аналитический центр газовой промышленности.

133.Руководство по эксплуатации средств противокоррозионной защиты подземныхгазопроводов. М., ВНИИгаз, 1986.

134.Руководство по техническому обслуживанию отделом АСУ объединения.

135. ПР50.2.002-94 ГСИ. Порядок осуществления государственного метрологическогонадзора за выпуском, составлением и применением средств измерений.

136. ПР50.2.006-94 ГСИ Порядок проведения поверки средств измерений.

137. ПР50.2.015-94 ГСИ. Порядок определения стоимости (цены) метрологических работ.

138. ПР50.2.017-94 ГСИ. Положение о Российской системе калибровки.

139. ПР50.2.019-96 ГСИ. Методика выполнения измерений при помощи турбинных счетчиков.

140.Регламент контроля и наблюдений за созданием и эксплуатацией подземногохранилища газа.

141 ОНД1-84. Инструкция о порядке рассмотрения, согласования и экспертизывоздухо-охранных мероприятий и выдачи разрешений на выброс загрязняющих веществв атмосферу по проектным решениям. Госкомгидромет СССР.

142. ОНД-86.Методика расчета концентраций в атмосферном воздухе вредных веществ,содержащихся в выбросах предприятий. Госкомгидромет СССР.

143Отраслевая методика расчета приземной концентрации загрязняющих веществ,содержащихся в выбросах компрессорных станций магистральных газопроводов(Дополнение 1 к ОНД-86).ВНИИгаз, ГГО им. А.И. Войкова, 1996.

144.Методика расчета параметров выбросов и валовых выбросов вредных веществ отфакельных установок сжигания углеводородных смесей ВНИИгаз, 1996.

145. ОНД-90.Руководство по контролю источников загрязнения атмосферы. Части 1 и 2. ВНИИохраны природы, Санкт-Петербург.

146.Основные направления развития и модернизации КСЭ РАО "Газпром", АООТ"Гипрогазцентр", 1994.

147. Схемаразвития и размещения сооружений связи РАО "Газпром" на перспективудо 2010 года. АООТ "Гипрогазцентр", 1996.

148.Создание комплексной электросвязи РАО "Газпром" на базе современныхтехнических средств. М., Газовая промышленность. Серия: "Автоматизация,телемеханизация и связь в газовой промышленности", 1994.

149.Разработка требований и условий практической реализации различных видов современнойсвязи газопровода Ямал-Европа. АООТ "Гипроспецгаз", 1995.

150.Основные положения по автоматизации, телемеханизации и автоматизированнымсистемам управления технологическими процессами транспортировки газа. РАО"Газпром", М.,1995.

151.Комплекс стандартов и руководящих документов на автоматизированные системы.

152.Технические требования на создание многоуровневой интегрированной системыуправления газопроводом Ямал-Европа. Ред. 2. РАО "Газпром", М.,1994.

153.Справочник по автоматизации в газовой промышленности, 1990.

154. ГОСТ9.602-89. Единая система защиты от коррозии и старения. Сооруженияподземные. Общие требования к защите от коррозии.

155. ГОСТ25812-83. Трубы стальные. Защита металлов от коррозии.

156. ГОСТ поизмерению расхода газов и жидкостей стандартными устройствами (взамен РД50-213-80). Изд-во Госстандарта, 1996.

157. ГОСТ30319.1-96. Газ природный. Методы расчета физических свойств. Изд-воГосстандарта, 1996.

158. ГОСТ 28168-89.Почвы. Отбор проб.

159. ГОСТ17.5.3.06-85.Охрана природы. Земли. Требования к определению норм снятияплодородного слоя почвы при производстве земляных работ.

160. ГОСТ17.5.3.05-84. Охрана природы. Почвы. Номенклатура показателей пригодностинарушенного плодородного слоя почв для землевания.

161.Технические условия на рекультивацию земель, нарушенных горными работами.

162. ИВН33-5.1.02-83. Инструкция о порядке согласования и выдачи разрешений наспециальное водопользование. М., 1984.

163. ИВН33-5.3.03-85. Инструкция. Классификация источников загрязнения водных объектов.М., 1985.

164.Укрупненные нормы водопотребления и водоотведения для различных отраслейпромышленности. М., 1985.

165.Методика расчета предельно допустимых сбросов (ПДС) в водные объекты состочными водами. Утв. Госкомприроды СССР, 1990.

166.Отраслевая методика по разработке норм и нормативов водопотребления иводоотведения в газовой промышленности. ДАО "ВНИПИгаздобыча", 1995.

167.Рекомендации по снятию плодородного слоя почвы при производстве горных,строительных и других работ. М., 1983.

168.Методические рекомендации по выявлению деградированных и загрязненных земель.Охрана почв. М., РЭФИА, 1996.

169.Методические рекомендации по оценке производственных шламов. Мингазпром СССР,1982.

170.Методические рекомендации по заполнению и ведению экологического паспорта дляобъектов газотранспортных предприятий ГГК "Газпром", ПО"Союзэнергогаз", 1991.

171. ГН2.2.4/2.1.8.566-96. Допустимые уровни вибрации на рабочих местах, впомещениях жилых и общественных зданий.

172. ГН2.2.4/2.1.8.583-96. Гигиенические нормативы инфразвука на рабочих местах, вжилых и общественных помещениях и на территории жилой застройки.

173.Р51-00158623-19-92. Технологический регламент по расчету акустическиххарактеристик при проектировании мероприятий по защите от шума в ТЭО системыдобычи и магистрального транспорта газа с полуострова Ямал. ВНИИгаз.

174.Р51-00158623-22-94. Методика расчета уровней шума от КС на местности ВНИИгаз.

175.Р51-00158623-24-95. Каталог шумовых характеристик газотранспортногооборудования. ВНИИгаз.

176.Р51-00158623-26-96. Методика измерения шумовых характеристик газоперекачивающихагрегатов (ГПА) с газотурбинным приводом. ВНИИгаз.

177. СН-275.Санитарные нормы проектирования.

178. ОНТП51-1-85 (раздел 5). Газораспределительные и газоизмерительные станции.

179. Типовойрегламент по переиспытанию действующих магистральных газопроводов диаметром1420 мм, подверженных стресс-коррозии, 1997.

180.Временный руководящий документ по проведению ремонтных работ с применением клея"монолит" на объектах газовой промышленности, 1996.

181.Критерий вывода магистральных газопроводов в капитальный ремонт, 1997.

182.Методические рекомендации по заполнению и ведению экологического паспорта дляобъектов газотранспортных предприятий ГГК "Газпром", ПО"Союзэнегрогаз", 1991.

183.Нормативные требования и рекомендации по построению систем охраны объектов ЕСГ.

184.Перечень объектов РАО "Газпром", подлежащих оборудованию техническимисредствами охраны.

185.ПБ-08-183-98. Порядок оформления и хранения документации, подтверждающейбезопасность величины максимально разрешенного давления при эксплуатацииобъекта магистрального трубопровода.

186.РД-08-204-98. Порядок уведомления и представления территориальным органамГосгортехнадзора информации об авариях, аварийных утечках и опасных условияхэксплуатации объектов магистрального трубопроводного транспорта газов и опасныхжидкостей.

Приложение 2

Принятыесокращения

ПТЭ МГ                - Правила технической эксплуатации магистральныхгазопроводов

МГ                         - магистральные газопроводы

ЕСГ РФ                 - Единая система газоснабжения РоссийскойФедерации

ОАО                      - Открытое акционерное общество

КС                         - компрессорная станция

ЛЧ                         - линейная часть

ГРС                       - газораспределительная станция

ГРП                       - газораспределительный пункт

ПХГ                       - подземное хранилище газа

УРГ                       - узлы редуцирования газа

ГИС                       - газоизмерительные станции

ЭХЗ                       - электрохимзащита

НТД                       - нормативно-техническая документация

АОС                      - автоматизированная обучающая система

ПК                         - персональный компьютер

ЭВМ                      - электронно-вычислительная машина

ПТУ                       - профессионально-техническая учеба

ПТЭ                       - Правила технической эксплуатации

ПТБ                       - Правила техники безопасности

ЛПУ                      - линейно-производственное управление

ЛЧ                         - линейная часть

СНГ                       - Содружество независимых государств

ЕСУОТ ГП            - единая система управления охраной труда вгазовой промышленности

ПБЭ МГ                - Правила безопасности эксплуатации магистральныхгазопроводов

УКС                      - управление капитального строительства

КИП                      - контрольно-измерительный прибор

КИП и А               - контрольно-измерительные приборы и автоматика

ЛЭП                      - линия электропередачи

ГОСТ                    - Государственный общероссийский стандарт

ОСТ                       - Общероссийский стандарт

СЭН                      - санитарно-эпидемиологический надзор

ПДС                      - предельно допустимый сброс

ПДВ                       - предельно допустимый выброс

                          -  загрязняющие вещества

ЦПДУ                    - Центральное производственно-диспетчерскоеуправление

ПДС                      - производственно-диспетчерская служба

ГАИ                       - Государственная автоинспекция

ГУВО МВД РФ    - Главное управление военизированной охраныМинистерства внутренних дел Российской Федерации

УКПГ                    - установка комплексной подготовки газа

КИК                      - контрольно-измерительные колонки

ПО ЭМГ               - производственный отдел по эксплуатациимагистральных газопроводов

ЛЭС                      - линейно-эксплуатационная служба

РЭП                       - ремонтно-эксплуатационный пункт

АВП                       - аварийно-восстановительный поезд

УМГ                      - управление магистральных газопроводов

АЗТ                        - аварийный запас труб

ОУ                         -  очистное устройство

ГПА                       - газоперекачивающий агрегат

ЭП                         - электроустановки потребителей

АСУ ТП                - автоматизированные системы управлениятехнологическим процессом

ДП                         - диспетчерский пункт

РЗ                          -  релейная защита

ПА                         - противоаварийная автоматика

РЗА                        - релейная защита, автоматика

ГСМ                      - горюче-смазочные материалы

НМУ                      - неблагоприятные метеорологические условия

АГК                       - автоматы газового контроля

ЭСН                      - электростанция собственных нужд

ППР                       - производство плановых работ

АЩСУ                   - агрегатный щит станций управления

ППБ                       - правила противопожарной безопасности

КЦ                         - компрессорный цех

ГТУ                       - газотурбинная установка

ГМК                      - газомотокомпрессор

САУ                      - система автоматического управления

УКЗ                       - установка катодной защиты

УДЗ                       - установка дренажной защиты

УПЗ                       - установка протекторной защиты

ОЗК                       - отдел защиты от коррозии

ВКО                      - высокая коррозионная опасность

ПКО                      - повышенная коррозионная опасность

УКО                      - умеренная коррозионная опасность

КДП                      - контрольно-диагностические пункты

СКИП                    - специальные контрольно-измерительные пункты

ЭЖД                      - электрифицированные железные дороги

АСУ ГП                - автоматическая система управлениягазотранспортного предприятия

СОГ                       - станция охлаждения газа

ВЭУ                       - ветроэлектрическая установка

ПЭВМ                   - персональная электронно-вычислительная машина

АСУ                      - автоматизированная система управления

ЭД                         - эксплуатационная документация

ПСВ                       - параметры сточных вод

КП ПСВ                - контрольные пункты параметров сточных вод

СЗЗ                        - санитарно-защитная зона

ГВВ                       - горизонт высоких вод

Приложение 3

Нумерация технологической арматуры на компрессорныхстанциях

Номер

Наименование крана

Место установки

Трубопроводы технологического газа

1

Входной

Входной газопровод ГПА

2

Нагнетательный

Выходной газопровод ГПА

3,35

Обводной

Трубопровод между входным и выходным газопроводами ГПА

4

Наполнительный

Обводной газопровод крана I

5

Выпускной

Выпускной газопровод (свеча) ГПА

6,6р

Рециркуляционный

Обводная линия группы или агрегата

Трубопроводы пускового газа

11

Отсечной

Входной газопровод пускового газа ГПА

9

Выпускной (свеча)

Выпускной газопровод (свеча) пускового газа ГПА

13

Регулирующий

Входной газопровод непосредственно перед пусковым устройством

Трубопроводы топливного газа

12

Отсечной

Входной топливный газопровод ГПА

10

Выпускной (свеча)

Выпускной топливный газопровод (свеча)

14

Дежурный

Входной газопровод дежурной горелки камеры сгорания ГПУ

Трубопроводы узла подключения КС к магистральному газопроводу

7,7а

Входной

Входной газопровод КС

8,8а

Выходной

Выходной газопровод КС

17,17а

Выпускной (свеча) на входе

Выпускной газопровод на входе в КС

18,18а

Выпускной (свеча) на выходе

Выпускной газопровод на выходе из КС

19

Входной охранный

Линейная часть МГ до узла подключения

20

Секущий

Обводной газопровод КС

21

Выходной охранный

Линейная часть МГ после узла подключения

Приложение 4

Нумерация технологической арматуры на линейной части

Номер

Наименование крана

Порядок нумерации и место установки

Однониточный газопровод

1234

Линейный (охранный)

Цифры соответствуют числу километров расположения его на газопроводе

1234.1

Обводной

Первый по ходу газа в трехкрановой обвязке линейного крана

1234.2

Обводной

Второй по ходу газа в трехкрановой обвязке

1234.3

Свечной

Общая свеча в трехкрановой обвязке

1234.4

Обводной

Линейный кран

1234.5

Свечной

Газопровод на линейном кране

1234.6

Свечной

Газопровод после линейного крана

1234.7

Отводной

Отвод от газопровода

Многониточный газопровод

1234-2

Линейный (охранный)

Кран второй нитки

1234.12.0

На перемычке

Индекс 12 указывает на перемычку между нитками 1 и 2. Индекс 0 указывает на положение перемычки до линейного крана

1234.21.0

На перемычке

При наличии на перемычке двух кранов, индекс 21 обозначает кран на перемычке со стороны второй нитки.

1234.21.9

 

Индекс 9 обозначает расположение перемычки после линейных кранов

1234-2.1

Обводной

Первый по ходу газа в трехкрановой обвязке линейного крана второй нитки

1234-2.2

Обводной

То же, но второй по ходу газа

1234-2.3

Свечной

Общая свеча в трехкрановой обвязке

1234-2.4

Обводной

Линейный кран второй нитки

1234-2.5

Свечной

Газопровод до линейного крана второй Нитки

1234-26

Свечной

Газопровод после линейного крана второй нитки

1234-12.1

Обводной

Установленный на перемычке кран со стороны первой нитки

1234-21.1

Обводной

То же, на кране со стороны второй нитки

Приложение 5

Формуляр Подтверждения величины разрешенного рабочегодавления

Линейная часть магистрального трубопровода

Эксплуатирующее предприятие..............................….. Название трубопровода

                                                                                                                 ......................................

Дата оформления................ Страница №............... № формуляра............... № отмененного

Линейную часть магистрального трубопровода разрешается эксплуатировать при следующих величинах рабочего давления

Участок линейной части магистрального трубопровода

Величина разрешенного рабочего давления (МПа)

Необходимость обеспечения предохранительными устройствами для ограничения величины рабочего давления (МПа)

от км/ПК

до км/ПК

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

-

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Подтверждено:

Службой эксплуатации

(должность, Ф.И.О.).........................................                               Дата...........................

Диспетчерской службой

(должность, Ф.И.О.).........................................                                   Дата...........................

Должностное лицо, ответственное

за эксплуатацию объекта

(должность, Ф.И.О.).........................................                                   Дата...........................

Приложение 6

Формуляр Подтверждения величины разрешенного рабочегодавления

Компрессорная (Насосная) станция

Эксплуатирующее предприятие.................................... Название трубопровода

                                                                                                                  .....................................

Компрессорная (Насосная) станция (№ или название)...........................................................

Дата оформления .................. № формуляра................. № отмененного формуляра.............

Участки трубопроводов станции, указанные в чертеже №..... редакция..... разрешается эксплуатировать при следующих величинах рабочего давления:

Участок трубопровода

Величина разрешенного рабочего давления (МПа)

Необходимость обеспечения предохранительными устройствами для ограничения величины рабочего давления (МПа)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Подтверждено:

Службой эксплуатации

(должность, Ф.И.О.)............................………                                        Дата...........................

Диспетчерской службой

(должность, Ф.И.О.).........................…………                                       Дата...........................

Должностное лицо, ответственное за эксплуатацию объекта

(должность, Ф.И.О.).........................................                                       Дата...........................

Примечание:

1. Настоящий Формуляр Подтверждения неприменим к трубопроводам, расположенным до охранных кранов или до входной и после выходной задвижки насосной станции.

2. При отсутствии предохранительных устройств на смежных участках трубопроводов, имеющих различные величины РРД, на оба участка распространяется меньшая величина РРД.

Приложение7

Формуляр Подтверждения величины разрешенного рабочегодавления

Газораспределительная (автомобильная газонаполнительная компрессорная) станция

Станция................................... Эксплуатирующее предприятие....................................

Дата оформления .................. № формуляра................. № отмененного формуляра..........

Участки трубопроводов станции, указанные в чертеже №..... редакция..... разрешается эксплуатировать при следующих величинах рабочего давления:

Участок трубопровода №

Величина разрешенного рабочего давления (МПа)

Необходимость обеспечения предохранительными устройствами для ограничения величины рабочего давления (МПа)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Подтверждено:

Службой эксплуатации

(должность, Ф.И.О.).........................................                                    Дата...........................

Диспетчерской службой

(должность, Ф.И.О.).........................................                                    Дата...........................

Должностное лицо, ответственное за эксплуатацию объекта

(должность, Ф.И.О.)..................................…....                                   Дата...........................

Примечание:

1. Настоящий Формуляр Подтверждения неприменим к трубопроводу, расположенному за охранным краном ГРС (АГНКС).

2. При отсутствии предохранительных устройств на смежных участках трубопроводов, имеющих различные величины РРД, на оба участка распространяется меньшая величина РРД.

Приложение 8

Знак "Осторожно газопровод"

Устанавливаетсяв местах пересечения газопровода с автомобильными, железными дорогами, воднымипутями, в местах воздушных переходов газопроводов через естественные иискусственные препятствия (по обе стороны).

Приложение 9

Знак "Остановка запрещена"

Устанавливаетсяв местах пересечения газопроводов с автомобильными дорогами владельцами дорогпо требованию организации, эксплуатирующей газопроводы.

Приложение 10

Знак "Газопровод. Переезд запрещен"

Устанавливаетсяв местах недостаточной глубины заложения газопровода, неорганизованныхпереездов через газопроводы.

Приложение11

Знак"Газ. С огнем не приближаться"

Устанавливаетсяна местах утечки газа и в зонах загазованности атмосферы.

Приложение12

Знак"Вход воспрещен"

Устанавливаетсяна ограждениях крановых узлов, узлов приема - пуск очистных устройств,конденсатосборников, узлов сбора и утилизации конденсата, амбаров, аварийногосбора конденсата

Приложение13

Знак "Газопровод высокого давления"

Устанавливаетсядля обозначения на трассе газопровода.

Приложение 14

Знак "Закрепление трассы газопровода наместности"

Устанавливаетсядля привязки газопровода к местности, обозначения охранной зоны, указанияглубины заложения газопровода и местоположения его оси. Сообщаетместонахождение эксплуатирующей организации.

Приложение15

ОАО "ГАЗПРОМ"

НАИМЕНОВАНИЕ ПРЕДПРИЯТИЯ

ТЕХНИЧЕСКИЙ ПАСПОРТ

МАГИСТРАЛЬНОГОГАЗОПРОВОДА

(ГАЗОПРОВОДА-ОТВОДА)

-------------------------------------

на участке _____км - _____км

1.ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА

ГАЗОПРОВОДА "_________________________"

(______км - _____км)

2. НАИМЕНОВАНИЕ ГАЗОПРОВОДА: ________________________________________

___________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________

3. ГРАНИЦЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ: _____________________________________________

___________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________

4. ПРОТЯЖЕННОСТЬ: ______________________________________________________

___________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________

5. ДИАМЕТР: ______________________________________________________________

___________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________

6. ТОЛЩИНА СТЕНКИ: _____________________________________________________

мин: ______________________________________________________

макс:______________________________________________________

7. МАРКА СТАЛИ, ЗАВОД-ИЗГОТОВИТЕЛЬ: __________________________________

___________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________

8. УСТАНОВЛЕННОЕ РАБОЧЕЕ ДАВЛЕНИЕ: __________________________________

___________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________

9. ИСПЫТАТЕЛЬНОЕ ДАВЛЕНИЕ: ___________________________________________

___________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________

10. ДАТА ПОДПИСАНИЯ АКТА ГОС. КОМИССИИ: ____________________________

___________________________________________________________________________

__________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________

11. ТИП ИЗОЛЯЦИИ: ________________________________________________________

___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________

12. СОСТОЯНИЕ ГАЗОПРОВОДА:

УЧАСТОК

СОСТОЯНИЕ ТРУБЫ

СОСТОЯНИЕ ИЗОЛЯЦИИ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

13. ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ ПРОЕКТНАЯ: ___________________________________

___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________

14. ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ ФАКТИЧЕСКАЯ: ________________________________

___________________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________________

15. ВОДНЫЕ ПЕРЕХОДЫ, В Т.Ч. СУДОХОДНЫЕ:

КОЛ-ВО ПЕРЕХОДОВ (ОБЩЕЕ): _____________________________________________

КОЛ-ВО ПЕРЕХОДОВ ЧЕРЕЗ СУДОХОДНЫЕ РЕКИ: ___________________________

наименование реки

километр пересечения

диаметр толщина

марка стали

протяженность

количество ниток

состояние перехода (дата последнего обследования)

наличие знаков

перехода

дюкера

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

16. ПЕРЕСЕЧЕНИЕ С АВТОМОБИЛЬНЫМИ ДОРОГАМИ ВСЕХ КАТЕГОРИЙ:

наименование дороги

наименование газопровода

километр пересечения

диаметр /толщина

наличие защитного кожуха

потенциал (результат последних замеров)

состояние перехода

наличие знаков

патрон-земля

труба-земля

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

17. ПЕРЕСЕЧЕНИЕ С ЖЕЛЕЗНЫМИ ДОРОГАМИ:

наименование железной дороги

наименование газопровода

километр пересечения

диаметр/ толщина

категория перехода

наличие защитного кожуха

потенциал (результат последних замеров)

состояние перехода

наличие знаков

патрон-труба

труба-земля

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

18. КОЛИЧЕСТВО УСТАНОВЛЕННОЙ ЗАПОРНОЙ АРМАТУРЫ ПО ДИАМЕТРАМ, ММ:

1400 -

шт.

1200 -

шт.

1020 -

шт.

и т.д.

19. КОЛИЧЕСТВО МЕТАНОЛЬНИЦ, КИЛОМЕТР УСТАНОВКИ: _________________

___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________

20. ПЕРЕЧЕНЬ ЗАПОРНОЙ АРМАТУРЫ:

наименование газопровода

километр установки крана

наименование крана (линейный байпас, свечной)

диаметр крана

тип крана

тип привода

№ по схеме

завод-изготовитель

техническое состояние

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Приложение16

Технический паспорт ГРС (АГРС)

Наименование ГРС

(АГРС)_____________________________________________________________________

ЛПУ_______________________________________________________________________

Предприятие________________________________________________________________

1. Основные данные

1.1 Дата в эксплуатации______________________________________________________

1.2. Проектно-конструкторская организация_____________________________________

1.3. Форма обслуживания_____________________________________________________

1.4. Газопровод-отвод к ГРС (АГРС): место подключения к МГ____________________;

длина (км)___________; диаметр (мм)____________; тип кранов и АЗК______________

1.5. Расстояние от ГРС (АГРС) до ЛПУ (км)_____________________________________

1.6. Пропускная способность (тыс.м3/ч)_________________________________________

1.7. Число потребителей газа__________________________________________________

1.8. Наименование потребителей_______________________________________________

1.9. Ведомство потребителей__________________________________________________

1.10. Давление газа на входе и выходе ГРС (АГРС), МПа (кгс/см2)__________ ________

1.11. Диаметр выходных газопроводов (мм)______________________________________

1.12. Расстояния потребителей от ГРС (АГРС): по длине выходных газопроводов (км)_________________ по месторасположению (км)_____________________________

2. Основное технологическое оборудование

2.1. Трубопроводы: диаметр (мм)___________; толщина стенки (мм) _______________

материал (марка стали)______________________________________________________

2.2. Узел очистки газа: тип пылеуловителей ____________________________________;

диаметр (мм)_________________; число __________________; объем_______________

2.3. Узел предотвращения гидратообразований: тип теплообменников ______________;

тип водогрейных котлов ___________; тип огневых подогревателей _________________

2.4. Узел редуцирования: диаметр (мм) ______; число трубопроводов _______________;

тип регуляторов давления газа________________________________________________

2.5. Узел измерения и учета газа: тип диафрагм________________ или счетчиков количества газа _____________; типоразмеры местных сопротивлений _____________;

размеры (D20 и L) измерительных трубопроводов до и после диафрагм или счетчиков________

2.6. Узел одоризации газа: тип одоризатора ___________; норма ввода одоранта в
поставляемый газ_____________________

2.7. Обводная линия ГРС (АГРС): диаметр (мм); длина (м) ________; тип запорной арматуры______________________

2.8. Запорная арматура (тип, диаметр, число):

краны______________________________________________________________________

задвижки___________________________________________________________________

вентили____________________________________________________________________

трехходовые краны__________________________________________________________

2.9. Предохранительные клапаны: типоразмеры__________; число_______ место
установки __________________________________________________________________

2.10. Сбросные свечи: диаметр (мм) _______ высота (м)____________

3. Основные средства КИП и А

3.1. Средства измерения (СИ), их данные и характеристики.

Наименование СН

Тип

Номер

Шкала\ измерения

Класс точности (погрешность)

Кол-во, (номинал)

Примечание

Термометры:

 

 

 

 

 

 

преобразователи (бесшкальные);

 

 

 

 

 

 

показывающие; регистрирующие

 

 

 

 

 

 

Манометры:

 

 

 

 

 

 

преобразователи; показывающие; регистрирующие

 

 

 

 

 

 

Перепадометры:

 

 

 

 

 

 

преобразователи; показывающие; регистрирующие

 

 

 

 

 

 

Автоматика:

 

 

 

 

 

 

котлов; огневых подогревателей; защиты узлов редуцирования

 

 

 

 

 

 

Сигнализаторы:

 

 

 

 

 

 

на ГРС;

 

 

 

 

 

 

в доме операторов; охранная

 

 

 

 

 

 

Телемеханика

 

 

 

 

 

 

Газоанализаторы

 

 

 

 

 

 

4. Основные системы и устройства

4.1. Система технологической связи с домом операторов, ЛПУ, предприятием и потребителем газа___________________________________________________________

4.2. Система электрооборудования_____________________________________________

4.3. Средства молниезащиты__________________________________________________

4.4. Устройства отопления____________________________________________________

4.5. Устройства вентиляции___________________________________________________

4.6. Средства электрохимзащиты______________________________________________

4.7. Система сбора конденсата________________________________________________

4.8. Система утилизации метанола_____________________________________________

4.9. Переносной фонарь (тип, электропитание)__________________________________

4.12. Тип ограждения ГРС (АГРС)_____________________________________________

Начальник (инженер) ГРС (АГРС)                                    ____________________________

(подпись)

Старший оператор                                                              ____________________________

(подпись)

Приложение 17

Согласовано:

Председатель профсоюзного

комитета Предприятия

________________________

Утверждено:

Генеральный директор

____________________________

ТИПОВОЕ ПОЛОЖЕНИЕ
О ВОЗДУШНОМ ПАТРУЛИРОВАНИИ ТРАСС МАГИСТРАЛЬНЫХ
ГАЗОПРОВОДОВ И ГАЗОПРОВОДОВ-ОТВОДОВ

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ (ТРЕБОВАНИЯ)

1.1.Настоящее "Положение" определяет вопросы планирования, организации иведения работ по воздушному патрулированию действующих магистральныхгазопроводов и газопроводов-отводов (в дальнейшем по тексту:"газопроводов") на всех типах вертолетов.

1.2.Воздушное патрулирование является одним из способов предупреждения аварий нагазопроводах, выявления нарушений охранных зон и зон минимально допустимыхрасстояний и входит в систему технического обслуживания и ремонта объектовтранспорта газа.

1.3. Работыпо воздушному патрулированию проводятся в соответствии с требованиямируководящих и нормативных документов ДВТ по организации авиационных работ и эксплуатацииавиационной техники, а также руководящих документов, действующих в ОАО"Газпром" и определяющих содержание работ по контролю за состояниемгазопроводов.

2. ЦЕЛЬ, ЗАДАЧИ ИСОДЕРЖАНИЕ ВОЗДУШНОГО ПАТРУЛИРОВАНИЯ

2.1.Воздушное патрулирование заключается в периодическом наблюдении (визуальном и сприменением спецаппаратуры) за состоянием охранных зон, зон минимальнодопустимых расстояний (раздел II табл. 4,5 СНиП 2.05.06-85*) и объектовгазопроводов. Периодичность выполнения облетов по маршрутам планируется сучетом технических характеристик газопроводов, условий их эксплуатации и другихфакторов.

2.2. Цельвоздушного патрулирования состоит в поддержании надежности работы газопроводов,в сокращении потерь транспортируемого газа, в контроле за состоянием охраннойзоны, качества выполнения ремонтных работ на газопроводах и за состояниемокружающей среды.

2.3.Задачами воздушного патрулирования являются:

контроль засоблюдением Правил охраны магистральных трубопроводов; Правил техническойэксплуатации магистральных газопроводов (ПТЭ МГ); строительных норм и правил(СНиП); ведомственных строительных норм (ВСН) на линейной части магистральныхгазопроводов (ЛЧ МГ);

поиск иобнаружение дефектов и повреждений на газопроводах;

обеспечениеоперативной локализации аварий на газопроводах, эвакуация пострадавших с местааварии;

визуальныйпоиск отклонений от правил охраны магистральных трубопроводов и аварий,возникших на сооружениях других министерств и ведомств в зоне маршрутовпатрулирования и реально угрожающих целостности "патрулируемыхгазопроводов;

сбор исистематизация сведений о состоянии охранных зон, объектов газопроводов ипредставление их в производственный отдел по эксплуатации магистральныхгазопроводов и газораспределительных станций (ПО по ЭМГ и ГРС) для разработкиконкретных предложений для повышения надежности газопроводов.

2.4. Составработ при воздушном патрулировании регламентируется "Правилами техническойэксплуатации магистральных газопроводов", настоящим Положением,технологическими картами ТО и текущего ремонта.

2.5. Привоздушном патрулировании газопроводов производятся:

осмотрохранной зоны газопроводов, воздушных переходов, переходов через водныепреграды и овраги, крановых узлов, узлов запуска и приема очистных устройств,установок электрохимической защиты, линий связи и электропередачи, площадокхранения аварийного запаса труб, вдольтрассовых проездов к газопроводам,мостов, дамб через ручьи и овраги, переездов через газопроводы, водопропускныхи других сооружений, находящихся в охранной зоне;

осмотрпараллельно проложенных нефтепродуктов, водоводов, линий ЛЭП, авто- и железныхдорог, линий связи и других сооружений, неподведомственных предприятию"Мострансгаз", мест пересечения указанных сооружений с патрулируемымиобъектами в пределах минимальных расстояний по СНиП;

контроль икоординация проведения ремонтных работ на газопроводах;

регистрациявсех нарушений и повреждений на газопроводах в Журнале воздушного наблюдения затрассой магистрального газопровода;

обеспечениеоперативной локализации аварийных ситуаций на газопроводах;

транспортныеперевозки специалистов и технических средств для выполнения аварийных работ наобъектах.

2.6. Приосмотре охранной зоны магистральных газопроводов производятся:

выявление ипредотвращение разработки садов, дачных участков, расположение полевых станов,стогов сена, устройств загонов для скота, возведение зданий и сооружений,производство всякого рода строительных, монтажных и взрывных работ, планировкигрунта, работ, связанных с бурением скважин и шурфов, сооружение переездов ипроездов через газопроводы, стоянки автотракторной техники без соответствующихсогласований с управлениями магистральных газопроводов (УМГ), на участке газопроводовкоторых ведутся работы;

визуальноеобнаружение мест утечек газа по следам выхода газа на поверхность земли иливоды;

выявлениеповреждений земляного покрова, размывов и оголений газопроводов;

определениесостояния изоляционного покрытия открытых участков газопроводов;

выявлениероста оврагов и степени угрозы для газопроводов;

определениесостояния километровых знаков, указателей;

обнаружениевозгораний лесных массивов, торфяников, сельскохозяйственных угодий в районахпрохождения газопроводов.

2.7. Привыборочном осмотре линейной запорной арматуры производятся;

контрольвнешнего состояния запорной арматуры;

контрольсостояния узлов управления кранов;

выявлениеутечек газа;

2.8. Приосмотре переходов через водные преграды, овраги определяются:

состояниебереговых и пойменных участков, переходов газопроводов через реки;

состояниеводной поверхности (на отсутствие выхода газа);

2.9. Приосмотре воздушных переходов через реки, овраги, ручьи определяются:

общее состояние перехода;

состояние береговых ипромежуточных опор, мачт, тросов, вантов;

состояниемест выхода газопроводов из земли.

3. ПОРЯДОК ОРГАНИЗАЦИИРАБОТ ПО ВОЗДУШНОМУ ПАТРУЛИРОВАНИЮ

3.1.Воздушное патрулирование осуществляется работниками ЛЭС УМГ в полномсоответствии со схемами и графиками воздушного патрулирования и"Инструкцией по безопасной организации работ при воздушномпатрулировании", разрабатываемой авиакомпанией Предприятия совместно спредставителями ПО ЭМГ и УМГ, экипажи вертолета должны быть ознакомлены сданной инструкцией.

3.2. Схемавоздушного патрулирования представляет собой план-схему трассы газопровода снанесением на него маршрутов полетов, мест дозаправки вертолета, посадочныхплощадок. По каждому маршруту представители авиакомпании Предприятия определяютгруппу сложности полета.

3.3. График воздушногопатрулирования устанавливает периодичность и время облета маршрутов. Графикоблета составляется авиакомпанией совместно с УМГ по зонам.

3.4. Вкаждом УМГ Предприятия, использующем вертолеты, приказом назначаются лица, имеющиеправо совершать облеты трассы. Лица, указанные в приказе, должны знать схемутрассы, маршрут полета. Лица, допущенные к полетам, должны проходитьежеквартальный инструктаж согласно "Инструкции по безопасной организацииработ при воздушном патрулировании".

3.5. Прибазировании вертолета на удаленных площадках УМГ обязано обеспечить экипажвертолета нормальными жилищно-бытовыми условиями.

3.6. УМГобеспечивает охрану вертолета и имущества авиакомпании на посадочных площадках.

3.7.Воздушное патрулирование выполняется работником авиакомпании не реже одногораза в неделю.

3.8.Работники авиакомпании должны пройти обучение и проверку знаний прохождениятрассы в УМГ, на участках которых они будут проводить воздушное патрулирование,знать нормативные документы, указанные в пп. 2.1и 2.3 настоящего Положения.

3.9.Контроль за осуществлением патрулирования ведет диспетчерская служба УМГ посогласованию с ПДС Предприятия.

3.10. Один разв месяц трассу газопроводов должны облететь главные инженеры УМГ, начальникЛЭС, начальники связи, специалисты ЭХЗ.

3.11.Воздушное патрулирование при нештатных ситуациях (разрыв, паводок, стихийныебедствия, производство огневых работ) оговаривается дополнительно.

4. ТЕХНИЧЕСКОЕОБЕСПЕЧЕНИЕ РАБОТ ПО ВОЗДУШНОМУ ПАТРУЛИРОВАНИЮ

4.1.Наиболее рациональными параметрами полета при патрулировании газопроводовявляются:

скорость    100 - 120 км/ч;

высота       100 - 120 м.

Принеобходимости проведения более тщательного контроля патрулируемого объектаполет, по просьбе представителя УМГ, можно выполнять с меньшими значениямискорости и высоты.

4.2. Принеобходимости возможна посадка вертолета на трассе газопроводов внеоборудованных площадок путем подбора посадочной площадки с воздуха.

4.3. Передвылетом представитель УМГ, совершающий облет, уточняет с командиром вертолетамаршрут полета, места посадок и заправки вертолета.

4.4. Вполете представитель УМГ обязан заполнять "Журнал воздушного наблюдения затрассой магистральных газопроводов и газопроводов-отводов". Результатыоблета вносятся в журнал в день проведения.

4.5. Приобнаружении работ, ведущихся в охранной зоне газопроводов или в направленииохранной зоны, представитель УМГ обязан:

проинформироватьдиспетчерскую службу УМГ и руководство УМГ о ведущихся на трассе работах;

приочевидной опасности повреждения газопроводов в процессе проведения обнаруженныхработ необходимо принять меры по их немедленной остановке.

4.6. Приобнаружении аварии или выявлении ситуационных изменений на трассе газопровода,грозящих аварией или срывом бесперебойного транспорта газа, представитель УМГдолжен передать данные об аварии через пилота диспетчеру ближайшего аэропорта,а тот по имеющимся средствам связи в соответствующее УМГ.

4.7. Послеоповещения УМГ об аварии дальнейшее патрулирование прекращается и выполняютсяраспоряжения диспетчерской УМГ.

4.8. Приобнаружении аварий на сооружениях других ведомств представитель УМГ сообщает оних в диспетчерскую УМГ.

5. ОХРАНА ТРУДА ИПРАВИЛА ТЕХНИКИ БЕЗОПАСНОСТИ

5.1.Персонал УМГ, допущенный приказом к выполнению работ по облету трассы, обязанзнать требования техники безопасности, включенные в "Инструкцию по техникебезопасности для работников предприятий, использующих для перевозки служебныхпассажиров, при транспортировке грузов на внешней подвеске истроительно-монтажных работ".

5.2. Всеработники Предприятия, УМГ, пользующиеся при выполнении своих служебныхобязанностей авиатранспортом, должны быть застрахованы в страховых органах насумму не менее 7 млн. руб.

5.3. Отмомента запуска двигателя в пункт вылета до полной остановки несущего винта впункте посадки участвующие в полете лица должны подчиняться командиру вертолетаи беспрекословно выполнять его указания.

5.4. Передзапуском двигателя по команде вертолета или другого члена экипажа все лица,находящиеся вблизи вертолета, должны отойти от него на расстояние не менее 50м.

5.5. Экипажуи пассажирам на стоянках вертолетов, на борту вертолета курить и распиватьспиртные напитки категорически ЗАПРЕЩАЕТСЯ!

5.6. Куритьразрешается на расстоянии не менее 50 м от вертолета.

5.7. Призаправке ГСМ и производстве других работ на вертолете нахождение пассажиров наборту или их посадка категорически ЗАПРЕЩАЕТСЯ!

Нахождениепосторонних лиц на посадочной площадке при обслуживании или заправке вертолетаНЕ ДОПУСКАЕТСЯ!

Проведениеинструктажа по технике безопасности, правилам посадки (высадки) в вертолет иповедению в полете регламентируется Инструкцией по ОТ при перевозке служебныхпассажиров на вертолетах и самолетах авиакомпании Предприятия.


ЖУРНАЛ

воздушного наблюдения за трассой магистральных
газопроводов и газопроводов-отводов на участке__________УМГ

№№ п/п

Наименование маршрута

Ф.И.О., должность лица, проводившего патрулирование

Время, ч\мин

Место, время, причины посадки вертолета на трассе МГ

Описание наблюдений

Примечание

Роспись

вылета, наимен. пункта

прилета, наимен. пункта

1

2

3

4

5

6

7

8

9


Приложение 18

УТВЕРЖДАЮ

_____________________________

_____________________________

_______________________2000 г.

ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ ПО ПРОПУСКУ ОЧИСТНЫХ УСТРОЙСТВ,СРЕДСТВ ВНУТРИТРУБНОЙ ДЕФЕКТОСКОПИИ КОД-М, LANALOG НА УЧАСТКЕ ТРУБОПРОВОДА

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1.Настоящая инструкция определяет порядок выполнения работ по пропуску очистныхустройств, средств внутритрубной дефектоскопии КОД-М, LANALOG на участкетрубопровода.

1.2.Руководителями работ по пропуску снарядов являются главные инженеры ЛПУ (УМГ) впределах своих зон обслуживания или должностные лица, заменяющие их по приказу.

1.3.Руководители работ несут ответственность за организацию и безопасное проведениеопераций по запуску и приему снарядов, а также за обеспечение контроля заперемещением снаряда по трубопроводу.

1.4.Ответственные по постам и состав постов назначаются приказами по ЛПУ.

1.5.Переключение технологических линий при запуске, перемещении, приеме снарядавыполняются эксплуатационным персоналом соответствующего ЛПУ по указаниюруководителя работ.

1.6.Руководители работ обязаны совместно с представителями подрядчика провестиинструктаж на рабочих местах с разъяснением обязанностей и состава проводимыхопераций каждому специалисту ЛПУ МГ, задействованному в работах по пропускуснарядов.

1.7. Общуюкоординацию работ по пропуску снарядов осуществляет диспетчер Предприятия.

1.8. Запускснарядов разрешается при наличии:

а)разрешения ПДС Предприятия;

б) устойчивойсвязи между узлами запуска и приема, очистных устройств, постов по трассе,диспетчерских служб ДПУ МГ.

1.9. Припроведении работ по дефектоскопии необходимо руководствоваться ПТО МГ,настоящей инструкцией и технической документацией на систему внутритрубнойдефектоскопии.

2. РАССТАНОВКА ПОСТОВ ИОБЕСПЕЧЕНИЕ СВЯЗИ

2.1. Постыдля контроля за перемещением снарядов, средств дефектоскопии размещаются наследующих местах:

Пост № 1

Пост № 2

Пост № 3

Пост № 4

Пост № 5

Пост № 6

Пост № 7

Пост № 8

Пост № 9

Пост№ 10

Пост № 11

Пост№ 12

Пост№ 13

Пост№ 14

Пост № 15

2.2. Каждыйпост состоит из линейного трубопроводчика, водителя транспортного средства исвязиста.

2.3.Ответственному по посту необходимо:

привестикраны в соответствие с разделом 3 настоящей инструкции;

установитьобразцовые манометры перед и после линейных кранов по ходу газа, на камерахприема и запуска, подготовить к работе сигнализаторы прохождения снарядов имаркерные устройства (совместно с представителями Подрядчика);

установить(проверить) радиосвязь с камерами запуска, приема постами на трассе,диспетчерскими службами.

3.ПОЛОЖЕНИЕ ЗАПОРНОЙ АРМАТУРЫ НА ОБСЛЕДУЕМОМ УЧАСТКЕ ТРУБОПРОВОДА.

3.1.. Наузле подключения КС:

затворкамеры закрыт;

кранызакрыты N;

краныоткрыты N.

3.2.Линейная часть трубопровода:

кранылинейной части открыты N       , км;

перемычки напараллельные нитки закрыты.

3.3. На узлеподключения КС:

затворкамеры приема закрыт;

кранызакрыты N;

краныоткрыты N

4. ТЕХНОЛОГИЯ ПРОПУСКАСНАРЯДА

4.1.Подготовка камеры запуска:

открытьзатвор камеры запуска, убедившись перед этим в отсутствии избыточного давленияв камере;

уложить налоток снаряд и ввести в камеру таким образом, чтобы передняя манжета снарядапрошла трубу обследуемого газопровода;

продутькамеру газом, открыв краны;

закрыть кранN и заполнить камеру газом;

при продувкеи заполнении камеры не допускать резкого открытия кранов во избежание движенияснаряда в обратном направлении;

послевыравнивания давления до и после крана N   кран N           открыть, кран N       закрыть.

4.2.Подготовка камеры приема:

продутькамеру приема газом открытием крана N      ;

заполнитькамеру приема газом, закрыв кран N         ;

послевыравнивания давления до и после секущего крана N           кран N             открыть, кран N       закрыть.

4.3.Операция запуска снаряда:

по командеответственного лица произвести запуск снаряда, для чего:

медленноприкрывая кран N     , создать перепаддавления на снаряде 0,5-1,5 кгс/см2;

проконтролироватьпрохождение снарядов всех сигнализаторов на узле запуска;

полностьюоткрыть кран N         и закрыть кран N      манипулируя кранами N    обеспечить скорость движения снаряда впределах 8-12 км/ч;

о времени прохождения снарядовохранного крана N          сообщитьдиспетчеру и на следующий пост.

4.4.Операция приема снаряда:

дляуспешного приема снаряда в камеру приема необходимо:

при подходеснаряда за 2 км до камеры "обеспечить скорость его движения до 5 км/ч;

при подходеснаряда к камере за 50 м обеспечить скорость его движения не более 2 км/ч;

послепрохождения снарядов секущего крана N         обеспечить наличие снаряда в камере приема, снизить давление газа в узле приемадо атмосферного и произвести извлечение снаряда.

4.5.Положение запорной арматуры привести в исходное положение.

4.6. Постына линейных кранах участка трубопровода должны постоянно следить за давлением втрубопроводе. О времени прохождения снарядом поста и об изменениидавления в трубопроводе докладывать соответственно руководителю работнемедленно и ЦДС Предприятия.

4.7.Регулирование скорости прохождения снаряда осуществляется диспетчером ГП.

5. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ

5.1. Вовремя пропуска снаряда запрещены:

переездтранспорта через трубопровод;

присутствие на площадкахзапуска, приема, линейных кранов и местах установки маркеров лиц, неучаствующих в работах по обеспечению пропусков снарядов;

пользоватьсяоткрытым огнем, курить, выезжать в охранную зону трубопровода на транспортныхсредствах с двигателями внутреннего сгорания;

выполнение вохранной зоне работ, не связанных с пропуском.

ПОДПИСИ:

НачальникЛЭС УМГ:                                  Ответственныйруководитель Подрядчика

_________/___________/

М.П.                                                              __________/__________/

м.п.

Приложение 19

Мингазпром
Объединение, управление________________________________________

ЛПУ, ГПУ, СПХГ, кустовая база и др.__________________________________________

ТЕХНИЧЕСКИЙ АКТ №

на ликвидацию дефекта, повреждения на_______________

(наименование магистрального газопровода, конденсатопровода, промысла, КС, ГРС, кустовой базы и др.)_______________

1. Дата обнаружения дефекта " "____________200__г.

2. Место дефекта (ПК, сооружение, агрегат, прибор и т.д.)

З. Краткое описание дефекта и его размерность (трещина, свищ, пробоины в теле или сварных швах труб, сосудов, оборудования, поперечном стыке и др.)________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________

4. Характеристика рельефа местности и грунтов (равнина, овраг, перевал, болото, пойма: глина, песок, скала, щебень и др.)

___________________________________________________________________________

5. Давление в Па (кгс/см2), температура и другие параметры газа и конденсата и момент обнаружения дефекта _________________________________________________

6. Данные о дефектном месте (о трубах - данные сертификатов или замеров; стык ручной, полуавтоматический, поворотный, неповоротный, дата сварки, результаты контроля; качество изоляции; паспортные данные оборудования; год ввода в эксплуатацию, разрешенные рабочие параметры) ___________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________

__________________________________________________________________________

7. Организации, проводившие строительство данного участка трубопровода, объекта (сварочно-монтажные, изоляционно-укладочные, землеройные и другие работы)____________________________________________________________________

Приложение 20

Информация по аварии на объекте магистральногогазопровода (форма БМТ-01)

Информация по аварии на объекте магистрального газопровода

1. Наименование эксплуатационного предприятия.....................................................................

2. Наименование структурного подразделения эксплуатационного предприятия        ...........................................

3. Наименование владельца объекта................................................................................................

4. Дата и время обнаружения аварии..............................................................................................

5. Местонахождение аварии (название субъекта Российской Федерации)............................

6. Наименование объекта, км по трассе..........................................................................................

7. Информация по трубопроводу:

7.1. Диаметр (мм)..................................................................................................................................

7.2. Толщина стенки (мм)....................................................................................................................

7.З. Марка стали....................................................................................................................................

7.4. Год ввода в эксплуатацию...........................................................................................................

7.5. Максимально разрешенное рабочее давление (МПа).........................................................

7.6. Давление в момент аварии (МПа).............................................................................................

8. Характер аварии...............................................................................................................................

9. Перерыв в работе (дата, время).....................................................................................................

10. Воздействие на потребителей......................................................................................................

11. Описание последствий, возможная причина...........................................................................

12. Вид ремонта......................Начало...............Окончание...................

13. Номер служебного телефона лица, сообщившего об аварии.............................................

Примечание: Принеобходимости приложить к форме дополнительные листы.

Приложение 21

Информация по аварии на объекте магистральногогазопровода (форма БМТ-03)

Информация по аварии на объекте магистрального газопровода (Форма БМТ-03)

1. Владелец объекта                                                                                                                                                      

2. Название эксплуатационного предприятия.........................................................................................................

3. Лицо, направляющее информацию

· ФИО...............................................................................................................................................................................

· Должность...................................................................................................................................................................

· Служебный телефон..................................................................................................................................................

· Дата обнаружения опасных условий....................................................................................................................

4. Лицо, определившее наличие опасных................................................................................................................

· ФИО...............................................................................................................................................................................

· Должность...................................................................................................................................................................

· Служебный телефон..................................................................................................................................................

· Дата обнаружения опасных условий....................................................................................................................

5. Местонахождение опасных условий.....................................................................................................................

5.1 Название объекта.....................................................................................................................................................

5.2. Название республики, области............................................................................................................................

5.3. Название населенного пункта, автомобильной или железной дороги......................................................

6. Характеристика трубопровода...............................................................................................................................

6.1. Диаметр (мм)...........................................................................................................................................................

6.2. Толщина стенки (мм).............................................................................................................................................

6.3. Марка стали..............................................................................................................................................................

6.4. Вид транспортируемого продукта......................................................................................................................

6.5. Разрешенное рабочее давление (МПа)..............................................................................................................

7. Описание опасных условий эксплуатации..........................................................................................................

Примечание: Принеобходимости приложить к форме дополнительные листы.

Приложение 22

РАЗМЕРЫ СЗЗ И МИНИМАЛЬНЫЕ РАССТОЯНИЯ ДЛЯ ГАЗОТРАНСПОРТНЫХОБЪЕКТОВ

Таблица 1

Минимальные расстояния от наземныхмагистральных газопроводов, не содержащих сероводород (СанПиН2.2.1/2.1.1.567-96)

Элементы застройки, водоемы

Расстояния, в м, для трубопроводов I и II классов с диаметром труб, в мм:

I класс

II класс

до 300

300-600

600-800

800-1000

1000-1200

более 1200

до 300

свыше 300

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Города и другие населенные пункты; коллективные сады и дачные поселки; тепличные комбинаты; отдельные общественные здания с массовым скоплением людей

100

150

200

250

300

450

75

125

Отдельные малоэтажные здания; сельскохозяйственные поля и пастбища, полевые станы

75

125

150

200

250

300

75

100

Магистральные оросительные каналы, реки и водоемы; водозаборные сооружения

25

25

25

25

25

25

25

25

Таблица 2

Минимальные расстояния от компрессорныхстанций
(СанПиН2.2.1/2.1.1.567-96)

Элементы застройки, водоемы

Расстояния, в м, для трубопроводов I и II классов с диаметром труб, в мм:

I класс

II класс

до 300

300-600

600-800

800-1000

1000-1200

более 1200

до 300

свыше 300

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Города и поселки

500

500

700

700

700

700

500

500

Водопроводные сооружения

250

300

350

400

450

500

250

300

Малоэтажные жилые здания

100

150

200

250

300

350

75

150

Примечание Разрывы устанавливаются от зданиякомпрессорного цеха.

Таблица 3

Минимальные расстояния от объектов ПХГ дозданий и сооружений
(СН 433-79)

Здания и сооружения

Расстояние, м

от производственных зданий и сооружений ПХГ категорий А, Б, Е

от устья одной скважины или куста скважин

До зданий и сооружений промысла

-

60

До жилых зданий

200

300

До общественных зданий

200

500

До границ смежных предприятий

100

-

До зданий и сооружений промышленных и сельскохозяйственных предприятий

 

1000

До здания пожарного депо

80

-

Таблица 4

Санитарно-защитные зоны дляканализационных очистных сооружений
(СанПиН2.2.1/2.1.1.567-96)

Сооружения для очистки сточных вод

Расстояния, в м, при расчетной производительности очистных сооружений, в тыс.м3/сут

до 0,2

более 0,2 до 5,0

более 5,0 до 50,0

более 50,0 до 100,0

более 100,0 до 200,0

1

2

3

4

5

6

Сооружения для механической и биологической очистки силовыми площадками для сброшенных осадков, а также иловые площадки

300

400

800

1000

2000

Сооружения для механической и биологической очистки с термомеханической обработкой осадка в закрытых помещениях

100

200

300

400

-

Поля: а) фильтрации

200

300

500

1000

 

б) орошения

150

300

400

1000

-

Биологические пруды

200

300

-

-

-

Примечания:

1. СЗЗ для канализационных очистныхсооружений производительностью более 200 тыс.м3/сут.,а также при отступлении от принятых технологий очистки сточных вод и обработкиосадка следует устанавливать по решению Главного государственного санитарноговрача Российской Федерации или его заместителя.

2. Для полей фильтрации площадью до 0,5га, для полей орошения коммунального типа площадью до 1,0 га, для сооружениймеханической и биологической очистки сточных вод производительностью до 50 тыс.м3/сут. СЗЗ следует приниматьразмером 200 м.

3. Для полей подземной фильтрациипропускной способностью до 15 тыс.м3/сут.СЗЗ следует принимать размером 50 м.

4. СЗЗ допускается увеличивать в случаерасположения жилой застройки с подветренной стороны по отношению к очистным сооружениямс учетом реальной аэроклиматической ситуации по согласованию с органами иучреждениями Государственной санитарно-эпидемиологической службы.

Приложение 23

Характеристика основных загрязняющих веществ,выбрасываемых в атмосферу в процессе эксплуатации мг

Загрязняющее вещество

ПДК и ОБУВ, мг/м3

Класс опасности загрязняющего вещества

Оксиды азота (в том числе диоксид азота)

ПДКм.р = 0,085

2

 

ПДКс.с = 0,04

 

 

ПДКр.з = 5,0 (NOx)

 

 

ПДКр.з = 2,0 (NO2)

 

Оксид азота

ПДКм.р = 0,4

3

 

ПДКс.с = 0,06

 

Оксид углерода

ПДКм.р = 5,0

 

 

ПДКс.с =3,0

 

 

ПДКр.з = 20,0

 

Метан

ОБУВ =50,0

4

Диоксид серы

ПДКм.р = 0,5

3

 

ПДКс.с = 0,05

 

 

ПДКр.з =10,0

 

Альдегиды (принято по формальдегиду)

ПДКм.р = 0,035

2

 

ПДКс.с = 0,003

 

 

ПДКр.з =0,5

 

Бенз(а)пирен

ПДКс.с =0,1 мкг/100м

1

 

ПДКр.з =0,00015

 

Сажа

ПДКм.р =0,15

3

 

ПДКс.с = 0,05

 

 

ПДКр.з = 4,0

 

Метилмеркаптан

ПДКм.р.= 0,000009

2

 

ПДКр.з.= 0,8

 

Этилмеркаптан

ПДКр.з.= 1

2

Бутилмеркаптан

ОБУВ =0,0003

-

Одорант СПМ (смесь природных меркаптанов)

ОБУВ = 0,00005

-

 

15 458
Мне нравится
Комментировать Добавить в закладки

Комментарии могут оставлять только зарегистрированные пользователи.

Пожалуйста зарегистрируйтесь или авторизуйтесь на сайте.