ВРД 39-1.10-006-2000 (2002)

Система нормативных документов в газовой промышленности

Ведомственный руководящий документ

ПРАВИЛА ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ

МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ (ПТЭ МГ)

ВРД 39-1.10-006-2000*

УДК 622.691.4.004(083.74)

Дата введения 2002-12-01

ПРЕДИСЛОВИЕ

ВВЕДЕНИЕ

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

ПОДГОТОВЛЕНЫ К ПЕРЕИЗДАНИЮ Управлением организации и планирования проектных работ ОАО "Газпром", Управлением по транспортировке газа и газового конденсата ОАО "Газпром".

В составе авторского 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"; Дадонов Ю.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. Девичев В.В., Зотов В.С., к.т.н. Щуровский В.А., к.т.н. Карасевич А.М., 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., Муханов Н.А., к.т.н. Спиридонов В.В., Егоров И.Ф., 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., Евсегнеев В.А., Кузнецов В.В., В.Д. Шапиро, Д.В. Петров - ООО "Газнадзор"; Ушин Н.В. - ООО "Мострансгаз", Бакшин А.В. - ООО "Сургуттрансгаз".

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Общие требования

1.1.1. Настоящие Правила устанавливают технические нормы и требования к эксплуатации основных объектов, сооружений и оборудования магистральных газопроводов (МГ), к организации работы персонала и технической документации при транспортировке газа и хранении его в подземных хранилищах, единый порядок эксплуатации и ремонта оборудования и сооружений.

1.1.2.* Настоящие Правила распространяются на магистральные газопроводы, как входящие в состав ОАО "Газпром", так и газопроводы, принимаемые подразделениями ОАО "Газпром" на обслуживание, и являются обязательными для всех предприятий, организаций и должностных лиц, проектирующих, строящих, эксплуатирующих или проводящих любые другие работы на объектах МГ, независимо от их ведомственной принадлежности и форм собственности.

1.1.3.* В состав магистральных газопроводов входят следующие сооружения:

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

- компрессорные станции (КС) и узлы их 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 для обслуживания газопроводов, устройства электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установками ЭХЗ;

- линии и сооружения технологической связи, средства телемеханики, противопожарные средства, противоэрозионные и защитные сооружения, емкости для сбора, хранения и разгазирования газового конденсата;

- здания и сооружения;

- постоянные дороги и вертолетные площадки, расположенные вдоль трассы газопроводов, и подъезды к ним, опознавательные и сигнальные знаки местонахождения газопроводов.

1.1.4. Требования настоящих Правил распространяются на объекты, оборудование и сооружения магистральных газопроводов с момента подписания акта Приемочной комиссией о вводе их в эксплуатацию после строительства.

1.1.5. Правила не распространяются на газопроводы, прокладываемые по территориям городов и других населенных пунктов, в морских акваториях, на газовых промыслах, а также на газопроводы, предназначенные для транспортировки газа, оказывающего коррозионное воздействие на металл труб или охлажденного до температуры ниже -40°С. Эксплуатация указанных газопроводов должна осуществляться по специально разработанной проектным или научно-исследовательским институтом инструкции, которая согласовывается с заинтересованными организациями, в том числе с органами Госгортехнадзора России, и утверждается в установленном порядке.

1.1.6. Требования к эксплуатации объектов МГ должны регламентироваться технологическими регламентами, инструкциями и технологическими схемами, разрабатываемыми газотранспортными предприятиями с учетом местных условий и на основании государственных и отраслевых нормативно-технических документов и настоящих Правил. Номенклатуру, порядок разработки и утверждение инструкций и технологических регламентов устанавливает Предприятие.

1.1.7.* В каждом Предприятии для производственных подразделений (цехов, служб, участков), а также обособленных Предприятий (филиалов) должны быть составлены перечни инструкций, утвержденные руководителем Предприятия. Перечни должны пересматриваться не реже одного раза в три года.

На рабочих местах объектов МГ должны быть следующие инструкции:

по эксплуатации оборудования;

должностные, для обслуживающего персонала;

по охране труда, по профессиям и видам работ;

по пожарной безопасности;

по действию персонала в аварийных ситуациях;

по охране окружающей среды;

по ликвидации возможных аварий.

Эксплуатационные инструкции составляются руководителем предприятия (цехов, служб, участков), утверждаются главным инженером предприятия (филиала).

В должностных инструкциях должны быть указаны:

- квалификационные требования к данной должности, профессии: перечень инструкций, НТД, схем, знание которых обязательно для данного работника;

- права, обязанности и ответственность;

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

Инструкции по охране труда, по профессиям и видам работ разрабатываются в соответствии с требованиями Положения о порядке разработки и утверждения правил и инструкций по охране труда, утвержденного Постановлением Минтруда Российской Федерации № 129 от 01.07.93.

Инструкции по пожарной безопасности разрабатываются в соответствии с требованиями Правил пожарной безопасности в Российской Федерации.

Инструкции по действию персонала в аварийных ситуациях разрабатываются в соответствии с требованиями Госгортехнадзора России и пересматриваются один раз в год.

На каждом рабочем месте у соответствующего персонала должен находиться комплект необходимых инструкций по утвержденному перечню. Полный комплект инструкций должен храниться у руководителя подразделения (цеха, службы, участка).

Инструкции пересматриваются не реже одного раза в три года. В случае изменения условий эксплуатации необходимые коррективы вносятся в инструкции с уведомлением работников и с записью в журнале.

1.1.8. Эксплуатационный персонал газотранспортного Предприятия обязан незамедлительно уведомлять территориальные органы Госгортехнадзора России об аварии или аварийной утечке согласно требованиям РД 08-204-98 "Порядок уведомления и представления территориальным органам Госгортехнадзора информации об авариях, аварийных утечках и опасных условиях эксплуатации объектов магистрального трубопроводного транспорта газов и опасных жидкостей". См. Приложения 20, 21 настоящих Правил.

1.2. Техническая подготовка персонала

1.2.1.* Объекты магистральных газопроводов должны эксплуатироваться специально подготовленным персоналом.

Эксплуатационный персонал должен иметь квалификацию, соответствующую тарифно-квалификационному справочнику, утвержденным должностным инструкциям и инструкциям по профессиям.

1.2.2.* На Предприятии, эксплуатирующем магистральные газопроводы, должны действовать системы аттестации по проверке и оценке уровня профессиональной и теоретической подготовки персонала в соответствии с "Положением о порядке подготовки и аттестации работников, организаций, эксплуатирующих опасные производственные объекты, подконтрольные Госгортехнадзору России", утвержденным Постановлением ГГТН России № 2 от 11.01.1999 г.

1.2.3.* Систематическую работу по обучению и повышению квалификации руководителей служб и специалистов должен организовать и контролировать главный инженер (заместитель начальника) Предприятия или его подразделения, а работу по обучению и повышению квалификации рабочих - начальники служб.

1.2.4.* Для эксплуатационного персонала устанавливаются следующие формы производственного обучения и повышения квалификации:

- курсовое обучение;

- техническая и экономическая учеба;

- вводный, первичный, повторные, внеплановые и целевые инструктажи;

- противоаварийные, противопожарные тренировки;

- экологическая подготовка.

1.2.5. Повышение квалификации руководителей и специалистов предприятий должно осуществляться в учебных заведениях отрасли по программам в соответствии с направлением деятельности.

1.2.6. Профессионально-техническое обучение вновь принятых, не имеющих профессий рабочих, повышение разряда и обучение вторым профессиям должны осуществляться в имеющих соответствующую лицензию учебно-курсовых комбинатах, учебных центрах и пунктах, ПТУ и непосредственно на Предприятии в объеме требований квалификационной характеристики. Конкретная специализация должна осуществляться по заявке Предприятия, по учебным планам, разрабатываемым самим Предприятием совместно с образовательными учреждениями. Методическая и практическая помощь в разработке планов оказывается Центральным учебно-методическим кабинетом ОАО "Газпром".

1.2.7.* Программа обучения и проверки знаний по охране труда и промышленной безопасности для работников, эксплуатирующих опасные производственные объекты, должна быть согласована с соответствующими территориальными органами Госгортехнадзора России.

1.2.8. Обучение, аттестация и периодичность проверок знаний персонала, эксплуатирующего объекты магистральных газопроводов, на которые распространяются Правила Госгортехнадзора России и Госэнергонадзора России, должны проводиться в установленном порядке.

1.2.9.* Перед допуском к самостоятельной работе, после вводного инструктажа, обучения охране труда и промышленной безопасности, первичного инструктажа на рабочем месте, проводится проверка теоретических знаний и практических навыков по обслуживанию и ремонту производственного оборудования, а также правильность действий в аварийных ситуациях.

1.2.10.* Периодическую проверку знаний по правилам технической эксплуатации, по охране труда и промышленной безопасности рабочие, 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 Правилами безопасности, но не реже, чем один раз в три года, а для вновь поступивших на работу - не позднее одного месяца после назначения на должность. Необходимость участия в работе комиссии представителя Госгортехнадзора России, Газнадзора ОАО "Газпром", Госэнергонадзора России и других специальных надзорных органов решается их региональными органами на основании требований соответствующих Правил.

1.2.12. Внеочередная проверка знаний персонала проводится:

- при изменении технологического процесса, внедрении новых видов оборудования и механизмов, а также введении в действие новых правил и инструкций по технике безопасности и производственной санитарии;

- в случае нарушения работающими должностных инструкций, а также правил и инструкций по охране труда;

- по распоряжению органов надзора, в случаях обнаружения недостаточных знаний работающими инструкций по охране труда и должностных инструкций. Объем и сроки внеочередной проверки знаний устанавливаются в каждом конкретном случае руководством линейно-производственного управления магистральными газопроводами (ЛПУМГ);

- при вводе новых или переработанных Правил.

1.2.13.* Для отработки навыков по организации и проведению аварийных работ не реже одного раза в квартал на всех эксплуатируемых объектах магистральных газопроводов должны проводиться противоаварийные и противопожарные тренировки. Тематику и программы проведения тренировок разрабатывают начальники служб, отделов, участков и утверждают главные инженеры (заместители руководителя) подразделений. Ответственными за организацию и проведение тренировок являются начальники цехов, служб и участков по принадлежности объектов.

1.2.14.* Один раз в год на линейной части газопроводов, КС, ГРС, ПХГ должна проводиться комплексная противоаварийная тренировка с участием всех служб, участков и цехов под руководством руководителей подразделений. Ликвидация аварии может учитываться как проведение комплексной противоаварийной тренировки.

1.2.15. По завершении противоаварийных тренировок и после ликвидации аварийных ситуаций в различных службах и участках руководители должны подводить итоги этих работ с оценкой действий каждого участника.

1.2.16.* Персонал, осуществляющий эксплуатацию, наладку и ремонт электротехнического оборудования, должен проходить обучение, переподготовку в соответствии с требованиями:

"Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок";

"Правил устройства электроустановок";

должностными и производственными инструкциями;

инструкциями по охране труда;

других правил, нормативных и эксплуатационных документов, действующих на объектах магистральных газопроводов.

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

После окончания обучения эксплуатационный персонал должен пройти проверку знаний на право допуска к самостоятельной работе.

Лица, не сдавшие экзамены, к работам на КС, ЛЧ, ГРС, ПХГ и на других объектах магистрального газопровода не допускаются.

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

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

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

Руководство подразделений определяет границы обслуживания объектов, сооружений и оборудования или их функциональных элементов между службами, цехами, участками.

Руководители служб, цехов и участков закрепляют ответственность за эксплуатацию оборудования, его техническое состояние за конкретными работниками, что оформляется приказом (распоряжением) по подразделению.

1.3.3. Основными задачами работников по эксплуатации магистральных газопроводов являются:

обеспечение транспорта планируемых объемов газа промышленным и бытовым потребителям России на договорной основе, странам СНГ и на экспорт по межгосударственным соглашениям;

обеспечение эффективной работы газопроводов, оптимизации режимов работы оборудования, повышения надежности его функционирования, рационального расходования топливно-энергетических ресурсов и материалов, сокращения потерь газа при транспортировке, наиболее полного использования вторичных энергоресурсов компрессорных станций для собственных нужд и для сторонних организаций;

поддержание надлежащего технического уровня, своевременное устранение выявленных в процессе эксплуатации дефектов и отказов;

внедрение новых, более экономичных технологий, современного, высокоэффективного оборудования, научной организации труда;

сокращение времени на локализацию и ликвидацию аварийных ситуаций путем улучшения оснащения ремонтных подразделений и аварийных бригад специальными машинами, механизмами и оборудованием;

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

внедрение новых средств и методов предупреждения аварий, пожаров;

обеспечение безопасности эксплуатации.

1.3.4. Администрация Предприятия обязана правильно организовать труд рабочих и служащих, создавать условия для роста производительности труда, обеспечивать условия безопасного выполнения работ, трудовую и производственную дисциплину, неуклонно соблюдать Законодательство о труде и охране труда, Правила охраны труда и другие обязанности согласно Типовым правилам внутреннего трудового распорядка.

1.3.5. Каждый работник должен выполнять круг обязанностей (работ) по своей специальности, квалификации или должности, который определен Единым тарифно-квалификационным справочником работ и профессий рабочих, Квалификационным справочником должностей служащих, Единой системой управления охраны труда газотранспортных предприятий (ЕСУ ОТ ГП), ПБЭ МГ и настоящими Правилами, а также правилами, должностными инструкциями и положениями, утвержденными в установленном порядке.

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

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

1.3.8. Лица, поступающие на Предприятие, эксплуатирующее магистральные газопроводы, должны пройти медицинское освидетельствование для определения пригодности их к выполнению соответствующих работ.

1.3.9. Нарушение настоящих Правил влечет за собой дисциплинарную, административную ответственность, установленную должностными инструкциями для каждого работника, в зависимости от характера нарушений и их последствий в соответствии с действующим Законодательством.

1.3.10. Руководители газотранспортных предприятий и подразделений, их заместители и руководящий сменный персонал, виновные в нарушении Правил, несут личную ответственность, независимо от того, привело или нет это нарушение к аварии или несчастному случаю. Они несут также ответственность за нарушения, допущенные их подчиненными, в установленном порядке.

1.3.11. Выдача должностными лицами указаний или распоряжений, принуждающих подчиненных нарушать Правила безопасности, осуществлять самовольное возобновление работ, остановленных органами Госгортехнадзора России или Технической инспекцией труда профессиональных союзов, а также непринятие этими лицами мер по устранению нарушений, которые допускаются в их присутствии подчиненными или рабочими, являются грубейшими нарушениями настоящих Правил.

1.3.12. Работники несут ответственность за нарушения, допущенные при выполнении работ, требований настоящих Правил, Правил безопасности и инструкций в порядке, установленном Правилами внутреннего трудового распорядка и действующим Законодательством.

1.3.13. Каждый случай отказа и повреждений объектов магистральных газопроводов должен быть расследован в соответствии с требованиями Положения о расследовании отказов газовых объектов ОАО "Газпром", утвержденных Госгортехнадзором России.

1.3.14. Эксплуатационный персонал обязан своевременно сообщать, в порядке подчиненности, о дефектах, неудовлетворительном качестве установленного оборудования или строительной продукции для предъявления претензий организациям и поставщикам в соответствии с действующим Законодательством.

1.3.15. Все случаи повреждений объектов магистральных газопроводов сторонними организациями и частными лицами доводятся до сведения местных органов власти и правоохранительных органов для принятия необходимых мер и привлечения виновных к ответственности.

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

1.3.17. Надзор за объектами магистральных газопроводов осуществляют Госгортехнадзор России, Госэнергонадзор России и другие контрольные организации.

1.4. Приемка в эксплуатацию сооружений и оборудования

1.4.1. При строительстве объектов 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.* Законченные строительством объекты и сооружения вводятся в эксплуатацию после их приемки Приемочной комиссией, назначаемой ОАО "Газпром" или Предприятием в зависимости от сметной стоимости и назначения объекта. Приемка осуществляется в соответствии с требованиями действующих норм и правил: СНиП 3.01.04-87 "Приемка в эксплуатацию законченных строительством объектов. Основные положения"; СНиП 2.05.06-85* "Магистральные трубопроводы"; СНиП III-42-80* "Правила производства и приемки работ. Магистральные трубопроводы"; СНиП 3.05.05-84 "Технологическое оборудование и технологические трубопроводы" и настоящих Правил.

1.4.3. Законченные строительством магистральные газопроводы подлежат приемке в эксплуатацию приемочными комиссиями только в том случае, когда они полностью подготовлены к эксплуатации.

Категорически запрещается вводить в эксплуатацию объекты с незавершенными строительными и монтажными работами и не принятые Приемочной комиссией.

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

1.4.4. Технологические объекты магистральных газопроводов могут быть приняты и введены в эксплуатацию только при обеспечении на них условий труда в соответствии с требованиями техники безопасности, производственной санитарии и выполнении мероприятий по охране окружающей среды.

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

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

получить от генерального подрядчика проектную, исполнительную и техническую документацию на линейную часть газопровода, КС, ГРС, ПХГ, СОГ и другие сдаваемые в эксплуатацию объекты;

проверить соответствие сооружений проекту и согласованным отступлениям от него;

произвести очистку полости, испытание газопровода и технологических коммуникаций на прочность и герметичность в соответствии с техническими условиями проекта и требованиями СНиП III-42-80* и ВСН 011-88;

получить в местном органе Газнадзора ОАО "Газпром" разрешение на подачу газа в газопроводы для продувки и выполнения пусконаладочных работ;

получить разрешение органов Госэнергонадзора России на подачу электроэнергии;

полностью удалить воду из трубопроводов после гидравлических испытаний;

произвести комплексное опробование работоспособности агрегатов и их систем, общестанционного оборудования, запорной арматуры, контрольно-измерительных приборов (КИП), систем телемеханики с номинальной и максимальной нагрузками согласно техническим условиям завода-изготовителя, действующим нормам и правилам;

проверить и комплексно опробовать работоспособность средств диспетчерской и местной связи;

проверить и опробовать работоспособность средств электрохимзащиты, узлов приема и пуска очистных устройств;

проверить объекты культурно-бытового назначения, здравоохранения, жилого комплекса в полном объеме;

проверить и комплексно опробовать объекты природоохранного назначения;

оформить формуляры на разрешенное рабочее давление газа на объекте.

1.4.6. При приемке в эксплуатацию газопроводов, проложенных в условиях Крайнего Севера и вечной мерзлоты, необходимо дополнительно проконтролировать следующее:

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

соответствие проекту влажности и гранулометрического состава грунтов;

наличие и работоспособность устройств по охлаждению грунта, предусмотренных проектом;

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

соответствие проекту мест расположения и оснащения пунктов контроля за тепловым режимом и пучением грунтов, а также наличие документов, фиксирующих результаты этих измерений с начала изысканий;

соответствие проекту вдольтрассовых дорог и относящихся к ним сооружений;

выполнение проектных мероприятий по рекультивации поверхностей, нарушенных в процессе строительства, и охране окружающей среды.

1.4.7. Приемку в эксплуатацию объектов магистральных газопроводов проводят согласно проекту, с учетом изменений и дополнений, согласованных с Заказчиком, проектной и эксплуатирующей организацией.

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

Эксплуатация магистрального газопровода, не принятого рабочей комиссией, не допускается.

1.4.9. Линейную часть магистрального газопровода принимают в эксплуатацию после выполнения комплекса работ по испытанию газопровода с учетом требований СНиП III-42-80* "Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки работ", ВСН 011-88 "Очистка полости и испытание".

1.4.10. При сдаче в эксплуатацию законченных строительством магистральных трубопроводов строительно-монтажная организация должна представить Приемочной комиссии техническую документацию в объеме, предусмотренном СНиП III-42-80* и ВСН 012-88, часть II.

1.4.11. Законченные строительством отдельные объекты (дома обходчиков и вахтенного персонала, сооружения ЭХЗ, линии связи, ЛЭП и т.д.) рабочие комиссии принимают в эксплуатацию вместе с смонтированным в них оборудованием по мере их готовности по актам о приемке, которые должны быть утверждены организацией, назначавшей рабочую 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 схему заполнения газопровода газом после гидравлических испытаний должна разрабатывать и осуществлять специальная комиссия, созданная совместным приказом подрядной и эксплуатирующей организации и состоящая из представителей Заказчика, подрядчика и эксплуатирующей организации. Технология и схема утверждаются Заказчиком и эксплуатирующей организацией.

1.4.14. До приемки оборудования КС в эксплуатацию необходимо:

получить от генподрядчика исполнительную техническую документацию и акты рабочих комиссий на принимаемое оборудование, в том числе акты скрытых работ;

проверить соответствие выполненных сооружений проекту;

зарегистрировать до начала пусконаладочных работ в Госгортехнадзоре России подведомственные ему сосуды высокого давления и грузоподъемные краны;

произвести продувку и испытание на прочность и герметичность обвязочных газопроводов, маслопроводов и других технологических коммуникаций и очистку их полости;

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

провести пусконаладочные работы принимаемого оборудования;

комплексно опробовать работу основного и вспомогательного оборудования аппаратов и КИПиА компрессорного цеха согласно техническим условиям.

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

1.4.15. Перед пуском ГРС необходимо убедиться в отсутствии посторонних предметов в помещениях станции и на маршруте обслуживания комплекса оборудования.

Особо тщательно проверить отсутствие загазованности помещений, горючих материалов, кислородных и других газовых баллонов. Убедиться в готовности средств пожаротушения.

1.4.16. Предпусковой осмотр ГРС должен производиться согласно порядку, разработанному с учетом компоновки станции и ее систем.

При осмотре необходимо выполнить:

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

контроль уровня одоранта в одоризационной установке;

проверку наличия пломб на предохранительных клапанах, на арматуре байпасной линии;

проверку исправности контрольно-измерительных приборов;

проверку действия и включения дистанционного управления кранами от системы защитной автоматики и с узлов управления кранами, а также системы аварийно-предупредительной сигнализации;

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

проверку наличия импульсного газа высокого давления для переключения кранов;

контроль наличия метанола в метанольной установке;

проверку работы системы подогрева газа;

проверку исправности средств связи;

проверку исправности электроснабжения и учета электроэнергии;

проверку исправности функционирования САУ ГРС, в том числе телемеханики.

1.4.17. Пуск ГРС запрещается:

без соответствующего оформления приемо-сдаточного акта;

при неисправности или необеспечении заданных режимов работы одной из систем ГРС (редуцирования, защиты, одоризации газа, аварийно-предупредительной сигнализации, приборов учета газа);

при несоответствии степени очистки и осушки газа для питания пневмоавтоматики систем защиты требованиям ОСТ 51.40-83;

при отсутствии средств связи с диспетчером и потребителем;

при отсутствии средств пожаротушения;

без письменного подтверждения потребителя о готовности низких сетей к приему газа и разрешения газотехнической инспекции Госгортехнадзора России;

без наличия подготовленных операторов;

при отсутствии или неисправности систем энергоснабжения;

без систем нейтрализации паров одоранта в выбросах природного газа.

1.4.18. Подача газа в коммуникации топливного, пускового, импульсного газа, а также в трубопроводы технологической обвязки КС, ГРС и ПХГ для выполнения индивидуальных испытаний оборудования допускается только при условии завершения сварочных и других огневых работ по разрешению местных органов Газнадзора ОАО "Газпром". Обеспечение необходимых мер безопасности при этом возлагается на эксплуатационную организацию.

Необходимые меры безопасности указываются в специальной инструкции, разработанной подрядной организацией и согласованной с Заказчиком, эксплуатационной организацией и местными органами Газнадзора ОАО "Газпром" и, при необходимости, с проектной организацией. Инструкция утверждается подрядной организацией, на которую возлагается обеспечение необходимых мер безопасности.

Подача газа в газопроводы потребителя при комплексном опробовании оборудования ГРС не допускается.

1.4.19. Подача газа на газоиспользующие установки и оборудование, газопроводы низкого давления на выходе ГРС должна осуществляться в соответствии с порядком получения разрешения на пуск газа на газоиспользующие установки для проведения пусконаладочных работ и ввода этих установок в эксплуатацию.

1.5. Требования к охранной зоне и зоне минимальных расстояний

1.5.1. Земельные участки для линейной части магистральных газопроводов предоставляются во временное или постоянное пользование в соответствии с основами Земельного законодательства Российской Федерации.

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

1.5.2. Размеры земельных участков, предоставляемых предприятиям, учреждениям и организациям трубопроводного транспорта, определяются в соответствии с действующими нормами или проектно-технической документацией.

1.5.3. По окончании плановых или аварийно-восстановительных работ эксплуатирующее Предприятие возмещает убытки землепользователям и потери сельскохозяйственного производства в установленном порядке и приводит земельные угодья в состояние, пригодное для дальнейшего использования.

1.5.4. Для обеспечения нормальных условий эксплуатации и исключения возможности повреждения магистральных газопроводов и их объектов устанавливается охранная зона, размеры которой и порядок производства в этой зоне сельскохозяйственных и других работ регламентируются Правилами охраны магистральных трубопроводов и составляют 25 м от оси крайнего газопровода в обе стороны как на землях сельскохозяйственного пользования, так и на землях гослесфонда.

1.5.5. После приемки газопровода в эксплуатацию организация, эксплуатирующая газопровод, должна в месячный срок проконтролировать нанесение на карты землепользователя и землеустройства границы охранной зоны и фактического положения газопровода с обязательным составлением двухстороннего акта. В процессе эксплуатации газопровода эксплуатирующая организация, не реже одного раза в три года, проверяет правильность нанесения трасс газопроводов на районные карты землепользователей с обязательным составлением двухсторонних актов.

1.5.6. Письменное согласие на производство взрывных работ в охранных зонах и зонах минимально допустимых расстояний 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 производства строительных работ в охранных зонах магистральных газопроводов определяют "Правила охраны магистральных газопроводов", утв. 02.04.92 г. и ВСН 51-1-80 "Инструкция по производству строительных работ в охранных зонах магистральных трубопроводов газовой промышленности.

1.5.8. При совпадении (пересечении) охранной зоны газопроводов с полосой отвода железных или автомобильных дорог, охранными зонами ЛЭП, нефтепродуктопроводами и другими объектами проведение работ, связанное с их эксплуатацией на совпадающих участках, осуществляется заинтересованными сторонами по согласованию между ними, с обязательным составлением соответствующего протокола о взаимодействии в случаях аварийных ситуаций.

1.5.9. Трассу магистрального газопровода в пределах 3 м от оси крайнего газопровода в каждую сторону и между нитками, необходимо периодически расчищать от кустарников, древесной растительности и содержать в безопасном противопожарном состоянии. В случае, если газопровод проложен однониточным коридором, то ширина расчистки от оси составляет 6м.

1.5.10. Газотранспортные предприятия и подразделения обязаны принимать предупредительные меры обеспечения минимальных расстояний от газопроводов до населенных пунктов, отдельных промышленных и сельскохозяйственных предприятий, зданий и сооружений согласно СНиП 2.05.06-85* (табл. 4).

1.5.11. Контроль за выполнением работ в охранных зонах и согласование на производство в зонах минимальных расстояний осуществляются подразделениями Предприятия, эксплуатирующего газопровод.

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

С населением района, прилегающего к газопроводу, эксплуатирующая организация должна вести разъяснительную работу с использованием средств массовой информации.

2. ОБЪЕКТЫ ОБЩЕГО НАЗНАЧЕНИЯ

2.1. Территория, здания и сооружения

2.1.1. Территории производственных объектов, здания и сооружения должны отвечать требованиям соответствующих стандартов, СНиП, настоящих Правил, Правил безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов, Правил техники безопасности, санитарных норм и других нормативных документов.

2.1.2. Для обеспечения надлежащего технического и санитарно-гигиенического состояния территории производственных 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, водоемы и санитарные зоны источников водоснабжения;

стоянки автотранспорта и специальной техники;

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

системы и средства охранной сигнализации и противопожарной безопасности;

склады метанола и горюче-смазочных материалов;

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

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

сети электроснабжения всех напряжений;

места складирования, накопления и эвакуации металлолома и отходов.

2.1.3. На территории не должно быть временных сооружений, оборудования и строительных материалов вне складских площадок и помещений.

В случае расширения производственных объектов территория, на которой размещено действующее оборудование, должна быть отделена ограждением от территории, на которой ведется строительство.

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

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

2.1.4. На территории производственных объектов должны отсутствовать источники запыления воздуха. Открытые участки земли вблизи компрессорного цеха со стороны воздухозаборных устройств газоперекачивающих агрегатов (ГПА) должны быть засеяны газонной травой или асфальтированы (бетонированы).

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

2.1.6. Строительство новых зданий и сооружений на территории производственных объектов должно осуществляться только при наличии проекта и акта-допуска Предприятия, согласно требованиям СНиП III-4-80 "Техника безопасности в строительстве".

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

2.1.8. Подземные коммуникации водопровода, канализации, теплофикации, газопроводов, кабельных линий и их колодцы должны иметь указатели их положения и принадлежности. Планы размещения коммуникаций должны находиться в соответствующих цехах, службах, участках по их принадлежности.

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

2.1.10.* Поддержание охранной сигнализации в исправном состоянии, порядок и периодичность ее проверки устанавливаются производственным подразделением и возлагаются, как правило, на службу безопасности структурного подразделения.

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 разработан экологический паспорт (ГОСТ 17.00.04-90), а также нормативы предельно допустимых выбросов (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) и сбросов (ПДС).

Каждое Предприятие должно проводить не реже одного раза в пять лет инвентаризацию источников выбросов загрязняющих веществ (ЗВ) в атмосферу, вести учет фактических выбросов ЗВ и составлять ежегодную статистическую отчетность по форме 2ТП (воздух), осуществлять платежи за загрязнение природной среды.

2.1.13.* Территория, занимаемая объектами и сооружениями МГ, должна быть ограждена. Ограждения должны быть высотой не менее 2,2 м и поддерживаться в исправном состоянии.

На ограждении при въезде должны быть надписи о названии и принадлежности объекта к Предприятию и его подразделению, а также другие надписи и обозначения в соответствии с требованиями Правил безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов и другими нормативными документами.

На территориях Предприятия, на берегах водных преград должны быть установлены реперы, имеющие соответствующие паспорта.

2.1.14. Ответственность за эксплуатацию территорий, зданий, сооружений, в соответствии с требованиями настоящего подраздела, возлагается на начальников цехов, участков приказом по подразделению.

2.1.15.* На территории объектов магистральных газопроводов скорость движения транспортных средств ограничивается 20 км/ч.

2.1.16. Ко всем сооружениям и зданиям производственных объектов должен быть обеспечен проезд автотранспортных средств и специальной техники.

Порядок проезда по территории объектов МГ (компрессорных станций, технологических объектов ПХГ, ГРС, узлов редуцирования, ГИС, узлов переключения и т.п.) определяется руководством подразделения, эксплуатирующего объект.

2.1.17. Производственные здания и сооружения должны содержаться в исправном состоянии, обеспечивающем использование их по назначению, здоровые и безопасные условия труда эксплуатационного персонала.

2.1.18. Здания, сооружения и опоры трубопроводов два раза в год (весной и осенью) должны подвергаться общему техническому осмотру для выявления дефектов, а также внеочередным осмотрам после стихийных бедствий (землетрясения, ураганные ветры, ливни, большие снегопады или аварии). Результаты осмотров должны оформляться актами. При весеннем техническом осмотре должны уточняться объемы работ по ремонту зданий и сооружений, предусмотренных для выполнения в летний период, а также объемы работ капитального ремонта для включения в план следующего года. При осенних технических осмотрах необходимо проверять подготовку зданий и сооружений к зиме.

2.1.19. При появлении в строительных конструкциях трещин, изломов и других повреждений за ними должно быть установлено наблюдение с помощью маяков, инструментальных измерений и приняты необходимые меры для устранения причин повреждений. Если появление трещин в фундаментах и других конструкциях вызвано вибрацией, то эти конструкции должны быть обследованы на вибропрочность.

2.1.20. В первый год эксплуатации необходимо осуществлять наблюдения за осадкой фундаментов зданий и сооружений. В дальнейшем состояние фундаментов периодически контролируется визуально, при необходимости - инструментальными измерениями.

2.1.21. Газопроводы и другие коммуникации, проходящие через стены производственных зданий, должны иметь уплотнения, выполненные в соответствии с проектом.

2.1.22. Фундаменты оборудования должны быть защищены от воздействия на них масла, газового конденсата и других жидкостей.

2.1.23. Для поддержания нормального эксплуатационного состояния зданий и сооружений необходимо:

обеспечивать своевременный ремонт;

поддерживать в исправном состоянии основное и аварийное освещение в производственных помещениях и вне их;

следить за исправным состоянием теплоизоляции трубопроводов;

поддерживать в исправном состоянии инженерные коммуникации.

2.1.24. Санитарно-бытовые помещения нужно содержать в соответствии с требованиями санитарных норм и Правил безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов.

2.1.25. В стенах зданий и сооружений не допускаются:

пробивка отверстий и проемов;

установка, подвеска и крепление технологического оборудования, подъемно-транспортных средств, трубопроводов, не предусмотренных проектом.

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

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

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

Опознавательная окраска трубопроводов должна быть выполнена и поддерживаться в соответствии с ГОСТ 14202-69 и ГОСТ 12.4.026-76.

2.2. Газопроводы

2.2.1. Трубы и соединительные детали, применяемые для магистральных газопроводов и газопроводов технологической обвязки КС, ПХГ, ГРС (газопроводы технологического, топливного, пускового и импульсного газа), а также для аварийного запаса, должны отвечать требованиям государственных стандартов, технических условий. Инструкции по применению труб в газовой и нефтяной промышленности, СНиП 2.05.06-85* "Магистральные трубопроводы" и других нормативных документов, утвержденных в установленном порядке.

2.2.2. Применение труб и соединительных деталей, не имеющих заводских сертификатов и паспортов, подтверждающих их соответствие требованиям стандартов, КАТЕГОРИЧЕСКИ ЗАПРЕЩАЕТСЯ.

2.2.3. Техническое обслуживание и 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 и утверждаемому Предприятием или его подразделениями.

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

Периодичность, порядок, методы и объемы контроля определяются Предприятием или его подразделениями.

2.2.5. Сварочно-монтажные работы на действующих или подвергающихся капитальному ремонту газопроводах должны выполняться в соответствии с требованиями действующих нормативных документов и Типовой инструкции по безопасному ведению огневых работ на газовых объектах Мингазпрома.

2.2.6. Подключения к действующим газопроводам (монтаж отводов и перемычек) должны выполняться по техническим условиям Предприятия и в соответствии с проектом. Конструктивные размеры узла врезки трубы (диаметр, толщина стенки, марка стали) должны соответствовать проекту и действующим нормативным документам. Разработка проектов без технических условий на подключение запрещается.

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

2.2.8. При выявлении в процессе эксплуатации нарушений изоляционных покрытий и недопустимых коррозионных повреждений подземных газопроводов, линейной части, технологической обвязки КС с участками газопроводов до охранных кранов, ГРС и ПХГ, с учетом их технического состояния, необходимо выполнить капитальный ремонт или провести переиспытание по графику, составленному Предприятием, в зависимости от конкретных условий эксплуатации.

2.2.9. Работы по ликвидации кристаллогидратных пробок должны выполняться в соответствии с инструкцией, составленной Предприятием, а также Инструкцией о порядке получения от поставщиков, перевозки, хранения, отпуска и применения метанола на объектах газовой промышленности.

2.3. Трубопроводная арматура

2.3.1.* Требования настоящего подраздела распространяются на запорную, регулирующую, предохранительную трубопроводную арматуру, устанавливаемую на линейной части, газопроводах технологической обвязки КС, ГРС, ПХГ. Арматура перед монтажем должна быть подвергнута испытанию и ревизии.

2.3.2. Запрещается установка запорной арматуры с рабочим давлением и температурой, не соответствующими технологическим параметрам процесса транспорта газа.

2.3.3.* Арматура должна быть комплектной и содержаться в исправном состоянии, пронумерована в соответствии с технологическими схемами, иметь указатели направления потока газа и указатели положения затвора. На арматуре, имеющей ручной (механический) привод, стрелками должны быть обозначены направления открытия и закрытия. На арматуре должны быть надписи и обозначения по управлению ею. Предохранительные клапаны должны иметь бирки с указанием давления и даты очередной проверки. Запрещены соединение сбросов газа с предохранительных клапанов разных потребителей на одну свечу и монтаж запорной арматуры после предохранительных клапанов.

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

2.3.5. Линейные краны должны быть оснащены техническими манометрами для измерения давления газа до кранов и после них, иметь байпасную обвязку.

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

В гидросистемах кранов с пневмогидравлическим управлением должны применяться рабочие жидкости в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей по эксплуатации кранов или заменители, разрешенные к использованию в установленном порядке.

2.3.7. Для смазки и восстановления герметичности запорных кранов должны применяться консистентные смазки и специальные пасты, рекомендованные заводами-изготовителями или специализированными организациями.

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

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

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

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

Положение затворов кранов на перемычках между нитками многониточных систем газопроводов определяется режимом работы газопроводов и устанавливается Центральным производственно-диспетчерским управлением (ЦПДУ).

2.3.12. Перестановки затворов кранов на линейной части газопроводов, за исключением аварийных случаев, осуществляется только с разрешения ПДС предприятия по согласованию с ЦПДУ или по его распоряжению.

2.3.13. Запорные краны (кроме свечных и обводных) следует открывать после выравнивания перепада давления газа до и после крана.

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

2.3.14. Организация технического обслуживания и ремонта запорной арматуры осуществляется начальником соответствующей службы. Объемы работ по техническому обслуживанию определяются инструкциями заводов-изготовителей и специализированных организаций.

2.3.15. Текущий ремонт арматуры выполняется соответствующей службой по принадлежности или специализированной ремонтно-наладочной организацией.

В объемы работ по текущему ремонту входят работы, не требующие разгерметизации корпуса крана или его демонтажа.

2.3.16. Работы по техническому обслуживанию и текущему ремонту должны регистрироваться в технической документации службы.

2.3.17. В объем капитального ремонта арматуры входят работы по полному восстановлению ее исправности в условиях специализированного ремонтного предприятия.

2.3.18. В каждом подразделении должен находиться аварийный запас запорной арматуры, соответствующий действующим нормам. Арматура аварийного запаса должна храниться на складе в законсервированном состоянии, при этом она должна быть заправлена гидравлической жидкостью и периодически обновляться.

2.3.19. Затворы линейных кранов и кранов на перемычках один раз в полугодие должны быть полностью переставлены с целью проверки их работоспособности.

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

Порядок проверки и оформления результатов устанавливается Предприятием.

2.3.20.* Крановые площадки линейной части газопроводов, узлов подключения КС 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 предусмотрена возможность подъезда автомобильного или специального транспорта. Проходы в ограждении крановых узлов должны быть закрыты на замки.

Многолетние травы должны выкашиваться вокруг крановых площадок в радиусе не менее 5 м. Территория вокруг крановых площадок должна опахиваться для предотвращения попадания открытого огня на крановые площадки в случаях сжигания стерни в радиусе 10 м.

2.3.21.* Нумерацию технологической арматуры на компрессорных станциях следует принимать согласно Приложению 3, на линейной части - согласно Приложению 4 настоящих Правил.

2.4. Водоснабжение, канализация, теплоснабжение, вентиляция, газоснабжение

2.4.1. Теплоснабжение производственных объектов должно осуществляться в основном от следующих источников: утилизационных теплообменников газотурбинных ГПА, водогрейных или паровых отопительных котельных, газовых воздухоподогревателей и других средств индивидуального нагрева.

2.4.2.* Тепловые сети, котельные и установки утилизации тепла должны эксплуатироваться в соответствии с производственными инструкциями, составленными на основе инструкций по эксплуатации заводов - изготовителей оборудования, настоящих Правил, в соответствии с Правилами эксплуатации тепловых установок (ТУ) и тепловых сетей (ТС) потребителей, ПТБ при эксплуатации ТУ и ТС потребителей, Правил устройства и безопасной эксплуатации паровых котлов с давлением пара не более 0,07 МПа, водогрейных котлов и утилизационных теплообменников с температурой нагрева воды не выше 115 °С и соответствующей нормативной документации Госгортехнадзора России.

2.4.3. Теплоснабжение КС, оснащенных утилизационными теплообменниками, в процессе нормальной эксплуатации должно осуществляться от них. При этом котельная и средства индивидуального нагрева должны поддерживаться в работоспособном состоянии.

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

2.4.5. В низких точках тепловых сетей должно быть предусмотрено устройство для отвода дренируемой воды. При отсутствии самотечного стока воду необходимо периодически откачивать. В самых высоких точках сетей должны быть установлены вентили для выпуска воздуха из системы.

2.4.6. При вводе тепловой сети в эксплуатацию 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 чего грязеприемники могут быть демонтированы.

2.4.7. Ежегодно после окончания отопительного сезона должны проводиться гидравлические испытания тепловых сетей и вводов на прочность и герметичность для выявления дефектов, подлежащих устранению при капитальном ремонте. После ремонта тепловые сети подвергаются гидравлической опрессовке.

2.4.8. Тепловые сети необходимо испытывать на расчетную температуру не реже одного раза в два года. При этом проверяется все оборудование тепловых сетей и вводов.

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

2.4.10.* За внутренней коррозией водяных тепловых сетей должен осуществляться контроль с помощью анализов сетевой воды и конденсата, а также установки индикаторов коррозии в наиболее характерных точках. Режимы работы ТС должны исключать появление внутренней коррозии.

2.4.11.* Среднечасовая утечка теплоносителя в тепловых сетях не должна превышать 0,25% от объема воды в работающей сети.

2.4.12. Текущий ремонт тепловых сетей должен проводиться не реже одного раза в год на основе результатов периодических осмотров, испытаний и шурфований по утвержденному графику.

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

Перед началом отопительного сезона, после окончания ремонта системы отопления, вентиляции и горячего водоснабжения должны быть подвергнуты гидравлической опрессовке на прочность и плотность:

- системы отопления с чугунными отопительными приборами - давлением 1,25 рабочего, но не более 0,6 МПа (6 кгс/см2),

- система горячего водоснабжения - давлением равным рабочему в системе плюс 0,5 МПа (5 кгс/см2), но не более 1,0 МПа (10 кгс/см2),

- элеваторные узлы, калориферы и водонагреватели отопления и горячего водоснабжения - давлением 1,25 рабочего, но не ниже1,0 МПа (10 кгс/см2).

2.4.14.* На летний период тепловые сети должны быть заполнены водой. Слив воды из системы отопления допускается только в аварийных ситуациях и для проведения ремонтных работ на участке сети. После окончания ремонтных работ все тепловые сети должны находиться под избыточным давлением деаэрированной и химически очищенной воды.

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

2.4.16. Система водоснабжения должна обеспечивать технологические, противопожарные и хозяйственно-бытовые нужды производственного предприятия, а также подпитку систем теплоснабжения и оборотного водоснабжения.

2.4.17.* Вода, подаваемая на хозяйственно-бытовые нужды, должна удовлетворять требованиям СаНПиН 2.1.4.1.559-96 "Питьевая вода. Гигиенические требования к качеству воды централизованных систем питьевого водоснабжения. Контроль качества". Периодичность и методы контроля воды, подаваемые на бытовые нужды, согласовывают с местными органами санитарного надзора.

2.4.18. Эксплуатация водозаборных сооружений на реках и озерах, а также артезианских скважин должна удовлетворять требованиям санитарного надзора и условиям водопользования.

2.4.19. Доступ посторонних лиц к колодцам 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 хранения воды должны подвергаться очистке один раз в год с последующим хлорированием.

2.4.22. Персонал, обслуживающий объекты водоснабжения, обязан проходить медосмотр в установленные Минздравом Российской Федерации сроки.

2.4.23. Вода, используемая в системе оборотного водоснабжения, должна соответствовать техническим условиям заводов - изготовителей оборудования.

2.4.24. Вода, используемая для подпитки в системе теплоснабжения, должна соответствовать нормам, установленным для тепловых сетей и оборудования.

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

2.4.26.* Введенные в эксплуатацию участки водопроводов и насосы для питьевой воды перед включением их в действующие коммуникации должны предварительно обрабатываться хлорной известью.

Вводимые в эксплуатацию после ремонта участки водопроводов и насосы для питьевой воды должны предварительно обеззараживаться с составлением акта.

2.4.27. Воздушные ресиверы и предохранительные клапаны должны эксплуатироваться в соответствии с действующими правилами Госгортехнадзора России.

2.4.28.* Эксплуатация объектов водоснабжения должна осуществляться в соответствии с производственными инструкциями, разработанными подразделениями с учетом требований заводов-изготовителей оборудования, органов Государственного надзора РФ и местных условий эксплуатации.

2.4.29. Эксплуатация газопроводов и оборудования низкого давления должна осуществляться в соответствии с требованиями Правил безопасности в газовом хозяйстве Госгортехнадзора России.

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

2.4.31. Эксплуатация вентиляционных систем и установок должна удовлетворять требованиям настоящих Правил, Правил безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов и местных инструкций.

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

2.4.33.* Техническое обслуживание, ремонт и испытания вентиляционных установок и систем на эффективность должны осуществляться в соответствии с планами-графиками и оформляться техническими актами или записями в паспортах. Испытания на эффективность систем местной вентиляции, аварийной вентиляции и общеобменной вентиляции газонаполнительных объектов должны проводиться не реже одного раза в год. Испытания на эффективность систем общеобменной вентиляции остальных объектов - не реже одного раза в три года должны проводиться не реже одного раза в год.

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

Оборудование и системы канализации должны быть испытаны и приняты в эксплуатацию.

2.4.35. Система канализации и очистные сооружения должны находиться в исправном состоянии и эксплуатироваться в соответствии с требованиями настоящих Правил, Правил техники безопасности и инструкций, разрабатываемых и утверждаемых производственными подразделениями.

2.4.36. Газовый конденсат, нефтесодержащие стоки, ядовитые вещества необходимо собирать, обезвреживать и очищать только в локальных очистных установках перед сбросом канализационных вод в системы общей канализации.

Локальные очистные установки должны содержаться в исправном состоянии и эксплуатироваться в соответствии с местными инструкциями.

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

2.5. Обеспечение охраны объектов и сооружений

2.5.1. Для предотвращения несанкционированного проникновения посторонних лиц на территорию объектов газовой промышленности, могущих нарушить технологический режим эксплуатации газопроводных систем, объекты ОАО "Газпром" должны быть оборудованы защитными ограждениями и системами охранной сигнализации.

2.5.2. Структура системы охраны (физическая защита, контроль доступа, охранная сигнализация, телевизионное наблюдение, методы пресечения действий злоумышленников и др.), выбор конфигурации, состав средств и их технические характеристики должны определяться, исходя из назначения объекта и режима его работы, оперативной обстановки в районе расположения объекта и согласования со службой безопасности ОАО "Газпром".

2.5.3. Ограждения территории объектов и сооружений могут быть выполнены из железобетонных панелей или секционированной сетки-рабицы.

2.5.4. Для защиты от проникновения через ограждения территории должны применяться периметральные системы охранной сигнализации. Для контроля доступа в производственные помещения используются внутриобъектные системы охранной сигнализации.

2.5.5. Приборы и устройства охранной сигнализации, устанавливаемые на объектах ОАО "Газпром", должны иметь сертификат ГУВО МВД РФ.

2.5.6. Для защиты периметра территории объекта или сооружения следует применять системы охранного назначения, невосприимчивые к промышленным и природным (грозовые разряды и т.п.) электромагнитным помехам.

2.5.7. Периметральными системами охраны должны быть оснащены:

на линейной части:

крановые площадки;

надземные переходы;

узлы пуска и приема очистных устройств;

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 поступать на пульты сбора информации, которые располагаются на объектах:

с выделенным караулом - в караульном помещении;

с дежурным персоналом - в помещениях дежурной смены;

работающих в автоматическом режиме - на ближайший диспетчерский пульт подразделения.

2.5.9. При получении сигнала тревоги дежурная смена или диспетчер действуют согласно должностной инструкции, разрабатываемой руководителем подразделения и утверждаемой руководителем Предприятия.

2.5.10. Монтаж, пусконаладка и техническое обслуживание систем охранной сигнализации, в том числе волоконно-оптических, осуществляется специализированными организациями, имеющими соответствующие лицензии.

2.5.11.* Текущую техническую эксплуатацию средств охранной сигнализации осуществляет служба 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, газоизмерительными станциями, пунктами регулирования давления газа, узлами пуска и приема очистных устройств, конденсатосборниками и устройствами для ввода метанола, емкостями для разгазирования конденсата, установками электрохимической защиты газопроводов от коррозии, линиями и сооружениями оперативно-технологической и диспетчерской связи, устройствами контроля и автоматики, системами телемеханики, системами электроснабжения линейных потребителей, противопожарными средствами, противоэрозионными и защитными сооружениями газопроводов, зданиями и сооружениями для обслуживания линейной 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 обеспечивать поставку плановых и договорных объемов газа при выполнении следующих технологических операций:

очистка полости МГ от твердых и жидких примесей посредством пропуска очистных устройств или продувкой;

ввод метанола в полость МГ с целью предотвращения образования кристаллогидратов или их разрушения;

ввод ингибиторов коррозии в полость газопровода с целью предотвращения коррозии внутренней поверхности МГ;

перепуск газа из системы в систему с различным рабочим давлением;

перепуск газа между отдельными газопроводами на многониточных системах или пересекающимися газопроводами;

отключение и ввод в работу, в случае необходимости, отдельных участков газопроводов;

измерение расходов газа по магистральным газопроводам;

внутритрубная диагностика.

3.1.3. Эффективность и надежность эксплуатации ЛЧ газопроводов должны обеспечиваться следующими мерами:

постоянным контролем за состоянием ЛЧ газопроводов, обходами, объездами, облетом трассы с применением технических средств;

выполнением работ по внутритрубной дефектоскопии;

поддержанием в исправном состоянии ЛЧ газопроводов за счет своевременного выполнения ремонтно-профилактических работ, реконструкции;

поддержанием максимально возможной гидравлической эффективности;

своевременной модернизацией и реновацией морально устаревшего и изношенного оборудования;

соблюдением требований к охранной зоне и зоне минимально допустимых расстояний до населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных предприятий, зданий и сооружений согласно Правилам охраны магистральных трубопроводов и СНиП 2.05.06-85* (табл. 4);

прогнозированием, своевременным предупреждением и ликвидацией аварийных ситуаций и аварий;

регулярным (согласно пункту 1.5.12 настоящих Правил) уведомлением руководителей организаций и населения о местоположении газопроводов и мерах безопасности.

3.1.4. На все газопроводы диаметром более 50 мм составляются паспорта по форме, указанной в Приложении 15 настоящих Правил, в двух экземплярах. Один экземпляр паспорта хранится в архиве, второй - у лица, ответственного (назначенного приказом по структурному подразделению) за эксплуатацию газопровода.

Необходимые записи по аварийно-восстановительному или планово-профилактическим работам, реконструкции или капитальному ремонту вносятся в оба экземпляра паспортов одновременно.

3.1.5.* На газопроводы линейной части также должен составляться Формуляр Подтверждения величины разрешенного рабочего давления (РРД), основанный на результатах внутритрубного обследования газопровода, и в соответствии с требованиями ПБ-08-183-98 "Порядок оформления и хранения документации, подтверждающей безопасность величины максимально разрешенного давления при эксплуатации объекта магистрального трубопровода". См. Приложение 5 настоящих Правил.

3.2. Оформление линейной части

3.2.1. Предприятие и его подразделения обязаны принимать все необходимые меры для обеспечения минимально допустимых расстояний от газопроводов до населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных предприятий, зданий и сооружений согласно СНиП 2.05.06-85* "Магистральные трубопроводы".

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

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

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

Для закрепления трассы газопровода на местности вместо железобетонных столбиков можно использовать контрольно-измерительные колонки (КИК) катодной защиты. В этом случае КИК окрашиваются, как километровые столбики.

Километровые столбики должны быть окрашены в ярко-оранжевый или ярко-желтый цвет.

При многониточном коридоре магистрального газопровода допускается установка средств закрепления трассы на местности, совмещенная для всех ниток коридора.

3.2.4.* В местах пересечения газопроводов с железными и автомобильными дорогами всех категорий устанавливаются знаки "Осторожно газопровод" и "Остановка запрещена", запрещающие остановку транспорта на расстояниях от оси газопровода, указанных в табл. 4 СНиП 2.05.06-85* "Магистральные трубопроводы".

На многониточных 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 этого подписываются двухсторонние акты.

Установка знаков производится предприятием, эксплуатирующем газопровод, по согласованию с Госавтоинспекцией и владельцами дорог с оформлением трехстороннего акта.

3.2.5.* Установка знаков обозначения ЛЧ МГ должна оформляться совместными актами землепользователей и подразделений Предприятия.

3.2.6. Места пересечения газопроводов с другими надземными и подземными коммуникациями обозначаются знаками "Газопровод высокого давления". С владельцами коммуникаций разрабатываются и согласовываются мероприятия по взаимодействию в случаях аварийных ситуаций.

3.2.7. Подводные переходы газопроводов через судоходные и сплавные реки, а также каналы должны быть оборудованы знаками в соответствии с требованиями Устава внутреннего водного транспорта и иметь сигнальные огни, автоматически включающиеся в темное время суток. Сигнальные знаки устанавливаются Предприятием (организацией), эксплуатирующей газопроводы, по согласованию с бассейновыми управлениями водного пути (управлениями каналов) и вносятся последними в перечень судоходной обстановки и в лоцманские карты; трассы морских трубопроводов указываются в Извещениях мореплавателей и наносятся на морские карты.

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

3.2.9. Знаки должны обеспечивать:

визуальное обнаружение газопровода при патрулировании любым способом;

определение местоположения газопровода при ведении работ в охранной зоне газопровода.

Каждый столбик оборудуется двумя плакатами:

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

второй - с указанием (в км) по трассе газопровода (для визуального поиска необходимых участков с воздуха) - устанавливается с небольшим наклоном к горизонтали (не более 30°) (Приложения 12, 13).

3.2.10. Все надземные переходы балочного типа, вне зависимости от их длины, должны быть оборудованы ограждениями, исключающими возможность перехода посторонних лиц по газопроводу, окрашены алюминиевой краской, иметь надписи и обозначения (в соответствии с Приложением 11) и дополнительную табличку "Проход запрещен".

3.2.11. При прокладке магистрального газопровода в тоннелях компенсаторы перед входом в тоннель должны быть перекрыты железобетонными настилами для защиты газопровода от камнепадов. Входы газопровода в тоннель должны быть закрыты ограждениями из металлической решетки или сетки, чтобы исключить возможность проникновения посторонних лиц в тоннель. Перед входами в тоннель на видных местах должны быть вывешены знаки безопасности и плакаты на русском и местном языках с надписями: "Вход посторонним запрещен. Взрывоопасно". За 50 м от входа в тоннель устанавливается знак "Курение и разведение огня запрещено". Тоннели должны обязательно иметь отводы родниковых и других вод.

3.2.12. Па всех участках ЛЧ МГ, как правило, должна быть обеспечена возможность подъезда к газопроводу для выполнения профилактических, ремонтных и аварийных работ.

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

В местах объездов труднопроходимых участков должны быть установлены указатели направления и расстояния объезда.

3.2.14. Газопроводы, пересекающие водные преграды шириной более 50 м, оборудуются реперами, по отношению к которым выполняется высотная привязка результатов промеров при каждом обследовании перехода. Реперы устанавливаются в зоне, ограниченной горизонтом высоких вод (ГВВ), не ниже отметок 10%-ной обеспеченности. При ширине реки от 50 до 100 м допускается установка одного постоянного репера. При ширине реки свыше 100 м устанавливаются два и более репера.

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

3.2.16. Кроме постоянных знаков у каждого линейного обходчика и в машинах линейно-эксплуатационной службы должны быть переносные предупредительные знаки для ограждения мест утечек газа, ремонтируемых участков, мест размыва газопровода и в других случаях.

3.2.17. Эксплуатирующая организация (подразделение Предприятия) совместно с заинтересованными организациями устанавливает места организованного переезда через газопроводы с целью исключения возможного их повреждения. Места переездов должны быть оформлены и оборудованы в соответствии с требованиями действующих СНиП.

3.2.18. Для защиты грунта под газопроводом от размыва на склонах оврагов и берегах рек необходимо предотвращать сток поверхностных вод вдоль оси газопровода, а также рост оврагов и промоин, расположенных в охранной зоне газопроводов.

Водопропуски газопроводов, расположенных в насыпях, дамбах, горах, должны поддерживаться в рабочем состоянии.

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

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

3.2.21.* Вдоль трассы магистральных газопроводов и отводов должны быть установлены километровые указатели, обеспечивающие возможность ориентирования при воздушном патрулировании.

3.3. Организация эксплуатации

3.3.1. Техническое и методическое руководство эксплуатацией линейной части газопроводов в газотранспортном предприятии осуществляют заместитель генерального директора по направлению деятельности и производственный отдел по эксплуатации магистральных газопроводов (ПО ЭМГ).

Техническое и административное руководство эксплуатацией конкретного участка газопровода осуществляется руководителем (начальником) подразделения в соответствии с установленным распределением обязанностей. Работами на линейной части газопроводов руководит начальник линейно-эксплуатационной службы (ЛЭС).

3.3.2. Основным производственным звеном подразделения по эксплуатации линейной части газопровода и установленного на ней оборудования является линейная эксплуатационная служба. В зависимости от местных условий и технического состояния газопроводов Предприятием могут предусматриваться и другие организационные формы обслуживания.

3.3.3. ЛЭС должна обеспечивать эффективную и безопасную эксплуатацию линейной части, оборудования, сооружений при своевременном выполнении технического обслуживания и ремонта, поддержание в готовности к работе закрепленных механизмов и транспортных средств, хранение и пополнение неснижаемого и аварийного запасов труб, оборудования и материалов, ликвидацию аварий и отказов в минимальные сроки, герметичность газопроводов и оборудования, предотвращение загрязнений окружающей среды, принимать участие в приемке законченных строительством газопроводов и осуществлять своевременное ведение технической документации и отчетности.

3.3.4. В состав ЛЭС могут входить ремонтно-эксплуатационные пункты (РЭП) и промышленные площадки. РЭП организуются по приказу Предприятия и могут функционировать как самостоятельно, так и под административно-техническим руководством начальников промплощадок. В последнем случае начальник ЛЭС осуществляет непосредственное руководство РЭП, а общее руководство - начальник промплощадки.

3.3.5.* Задачи, обязанности службы и ответственность начальника ЛЭС определяются Положением о ЛЭС, которое разрабатывает подразделение (филиал) на основании типового Положения и утверждает руководитель подразделения (филиала).

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. В зависимости от принятой системы технического обслуживания и ремонта в состав ЛЭС могут входить участки, группы или специалисты по электрохимзащите, контрольно-измерительным приборам и автоматике (КИП и А) и телемеханике.

3.3.8.* Для оперативного устранения аварий, выполнения трудоемких восстановительных и других работ на магистральных газопроводах подразделением могут быть созданы аварийно-восстановительные поезда (АВП). Места дислокации, порядок подчиненности, взаимоотношения с другими структурными подразделениями устанавливаются положением об АВП, которое разрабатывается подразделением.

3.3.9. ЛЭС должна выполнять работы по получению, хранению и заливке метанола в газопровод и на ГРС в соответствии с действующей инструкцией. Заливка метанола в газопровод должна осуществляться по распоряжению диспетчерской службы Предприятия.

3.3.10. ЛЭС должна выполнять работы по получению, транспортировке, хранению, и своевременной заливке одоранта на ГРС и газораспределительных пунктах (ГРП) в соответствии с инструкцией, разработанной и утвержденной подразделением.

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

В отдельных случаях, определяемых Предприятием, обеспечение технического надзора может возлагаться на работников других специализированных предприятий и организаций имеющих соответствующие лицензии Госгортехнадзора России.

3.3.12. Подключение к действующим газопроводам других газопроводов или объектов должно выполняться по распоряжению ПДС Предприятия после согласования с местными органами Газнадзора силами ЛЭС или другими подразделениями Предприятия. При необходимости, для выполнения этих работ Предприятие привлекает сторонние организации. В последнем случае ЛЭС должна обеспечивать отключение участка газопровода, выпуск газа, другие работы, исключающие подачу газа, образование взрывоопасной смеси или разлив конденсата в зоне работ. Работы должны выполняться по утвержденному плану их проведения, разработанному в соответствии с Типовой инструкцией по безопасному ведению огневых работ на газовых объектах ОАО "Газпром".

3.4. Техническое обслуживание и ремонт

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

Аварийно-восстановительные поезда (АВП) могут быть использованы для технического обслуживания и ремонта по распоряжению Предприятия. Методическое руководство техническим обслуживанием и ремонтом (в том числе капитальным) осуществляется производственным отделом Предприятия.

3.4.2. Для выполнения специальных видов работ по техническому обслуживанию и ремонту могут привлекаться специализированные подразделения газотранспортного предприятия и других предприятий.

3.4.3. На Предприятие, обслуживающее линейную часть газопроводов, возлагают следующие обязанности:

периодический осмотр газопроводов и их сооружений для выявления утечек, неисправностей, отказов и т.д.;

диагностика технического состояния газопроводов;

содержание трассы, охранной зоны и сооружений в состоянии, отвечающем требованиям настоящих Правил, Правил охраны магистральных трубопроводов, Правил безопасности при эксплуатации магистральных трубопроводов;

контроль за состоянием переходов через искусственные и естественные препятствия;

подготовку к эксплуатации и заполнению газом вновь вводимых в эксплуатацию газопроводов и очистку полости действующих;

врезка в газопроводы отводов для подключения новых объектов, реконструкция узлов перемычек и т.п.;

поддержание в исправном состоянии аварийной техники, механизмов, приспособлений, своевременное их пополнение;

текущее обслуживание, текущий ремонт газопроводов, ликвидация аварий и аварийных ситуаций;

оформление в установленном порядке документации на ремонтные работы и ликвидацию аварий;

периодическое (один раз в квартал) проведение учебно-тренировочных занятий с отработкой технологии ликвидации аварий в целях готовности техники и персонала к выполнению таких работ;

проведение мероприятий по подготовке газопроводов к паводку и работе в осенне-зимний период;

содержание вертолетных площадок, взлетно-посадочных полос и пунктов заправки авиационной техники;

соблюдение границ отведенных земельных участков под объекты газопроводов;

поддержание в исправном состоянии средств линейной телемеханики и КИП, их своевременный ремонт и модернизация.

3.4.4. Система технического обслуживания и ремонта разрабатывается Предприятием и должна 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. При плановом осмотре проверяют охранную зону и зону минимальных расстояний, переходы через водные преграды, реперные знаки, овраги, железные и автомобильные дороги, крановые площадки и площадки аварийных запасов труб, узлы приема и пуска очистных устройств, вдольтрассовые проезды, подъезды к газопроводам, мосты, дамбы, переезды через газопроводы, водопропускные и другие сооружения, вдольтрассовые линии связи и электропередач, сохранность трансформаторных подстанций и КП ТМ, знаки обозначений трассы, знаки судоходной обстановки, пересечения газопроводов с коммуникациями сторонних организаций (ЛЭП, нефтепродуктопроводами и т.п.), наличие несанкционированных работ в охранной зоне газопроводов и зоне минимально допустимых расстояний.

3.4.6. Целью осмотра должно быть: определение технического состояния оборудования и коммуникаций, обнаружение нарушений настоящих Правил, Правил охраны магистральных трубопроводов, выявление утечек, предаварийных состояний и аварий, других неполадок и повреждений, выявление аварий на близлежащих сооружениях и объектах, реально угрожающих целостности или нормальной эксплуатации газопровода.

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

При обнаружении повреждений, характер и размеры которых по оценке лица, выполняющего осмотр, могут привести к аварии, осмотр прекращают и принимают немедленные меры по предотвращению аварии.

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

При определении сроков осмотра трасс газопроводов должны учитываться конкретные условия их эксплуатации, состояние газопровода, давление газа, состояние грунтового основания, пучинистость и просадочность грунтов, коррозионная активность грунтов, наличие блуждающих токов, характер местности, время года, а также вид патрулирования и т.д.

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

Сроки обхода трасс газопроводов должны ежегодно пересматриваться с учетом изменения условий эксплуатации и накопленного в процессе эксплуатации опыта.

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

Воздушное патрулирование должно производиться в соответствии с Типовым положением о воздушном патрулировании трасс магистральных газопроводов и газопроводов-отводов (Приложение 17).

3.4.10. Обследования выполняются с применением технических средств и оборудования для оценки технического состояния отдельных узлов, участков газопроводов или других объектов. В объем обследований входит осмотр ЛЧ МГ, газопроводов-отводов, мест разведения открытого огня (костры, сжигание стерни и т.д.), выявление нарушений охранной зоны и зоны минимально допустимых расстояний, наличия необорудованных переездов через газопроводы и т.д.

3.4.11.* Целью обследования являются:

выявление свищей и утечек газа;

выявление коррозионных и эрозионных повреждений, трещин и других дефектов металла;

измерение механических напряжений металла, деформаций и перемещений участков газопроводов;

оценка состояния опор, креплений и других конструктивных элементов, воздушных переходов, узлов пуска и приема очистных устройств, газоизмерительных станций (расходомерных пунктов) и т.п.;

определение технического состояния подводных переходов;

определение глубины заложения подземных газопроводов;

оценка гидравлической эффективности, определение местных гидравлических сопротивлений;

определение возможностей прохождения очистных устройств (для участков, где такие устройства ранее не пропускались);

электрометрическое обследование и шурфование с визуальной и инструментальной оценками состояния изоляции и металла трубы с привлечением специалистов ЭХЗ.

3.4.12. Программы и методики обследований разрабатываются Предприятием или специализированными организациями. Результаты обследования должны оформляться актами, которые должны храниться в линейно-эксплуатационной службе (ЛЭС) и в производственном отделе Предприятия. В случае обнаружения при обследовании нарушений ПТЭМГ об этом должно быть сообщено в производственный отдел Предприятия.

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

3.4.14. Обследование на герметичность должно осуществляться с применением специальной аппаратуры для обнаружения утечек газа и определения их размеров.

Периодичность обследования устанавливает Предприятие.

3.4.15. Ограждения, сооружения для сбора и хранения продуктов очистки должны иметь необходимый объем резервуара для приема продуктов очистки, быть исправными и исключать доступ посторонних лиц. На ограждении должны вывешиваться предупредительные плакаты и надписи.

3.4.16. О всех обнаруженных утечках газа необходимо немедленно сообщить диспетчеру подразделения.

Подразделение должно незамедлительно определить место и характер утечки, обеспечить необходимые меры безопасности (установку знаков, ограждений, охранных постов и т.п.). Сроки ликвидации утечки устанавливаются по согласованию с Предприятием.

3.4.17. Техническое состояние опор, креплений, оснований фундаментов и других конструктивных элементов, мест входа и выхода газопровода на надземных переходах, на узлах пуска и приема очистных устройств, газоизмерительных станций (расходомерных пунктах) определяют в соответствии с требованиями проекта и специальной инструкции силами ЛЭС. При этом должен производиться тщательный осмотр наружной поверхности газопроводов.

На надземных переходах обследования выполняются трижды: весной - после паводка, летом - в период максимальных температур воздуха и зимой - при минимальных температурах воздуха.

3.4.18. Состояние подводных переходов обследуется специализированной организацией в соответствии с требованиями и периодичностью, установленной Регламентом по обслуживанию подводных переходов на действующих магистральных газопроводах.

Переходы глубиной до 1,5 м (в межень) обследуются силами ЛЭС, как правило, в летний период и в соответствии с Регламентом.

Периодичность обследований устанавливается Предприятием исходя из условий эксплуатации.

3.4.19.* Фактическая глубина заложения газопровода должна периодически контролироваться:

на непахотных землях - не реже одного раза в три года;

на пахотных - один раз в год перед весенними посевными работами.

Контроль проводится через каждые 500 м и в характерных точках.

Особое внимание необходимо уделять местам возможных изменений рельефа местности: оползням, размывам, просадкам грунта и т.п. На участках с глубиной заложения газопровода менее 0,8 м до верхней образующей трубы должны предусматриваться и выполняться дополнительные меры по обеспечению сохранности газопровода (обваловка и т.д.). Их провисание не допускается. В этих случаях участок газопровода должен быть подвергнут капитальному ремонту и заглублен.

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

- исследования состояния окружающих газопровод грунтов в разное время года (влажность, льдистость, плотность и т.д.);

- контроль глубины слоя сезонного протаивания и промерзания;

- контроль солифлюкционных и термокарстовых процессов в грунтах газопроводов и дорог;

- контроль термоэрозии и оврагообразования грунтов газопровода и дорог;

- контроль теплового взаимодействия газопроводов с промерзающими, оттаивающими, талыми и мерзлыми грунтами.

3.4.21. При обследовании газопроводов, проложенных в горных местностях, детально должны обследоваться участки переходов подземного трубопровода в надземный, места возникновения эрозионных и оползневых процессов, места поворота трубопровода в плане и по вертикали.

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

3.4.23. По результатам обследований ЛЭС составляет график выполнения ремонтных работ. Работы, требующие отключения участков газопроводов и ГРС, планируются Предприятием по заявкам подразделений в составе комплекса ремонтных работ.

3.4.24. В ходе обследований проверяют водопропускные сооружения и устройства, периодически подтопляемые территории, прилегающие к газопроводам, состояние откосов, каменных набросов и облицовок в местах переходов и пересечений с водными преградами и оврагами, места возможных размывов.

3.4.25. При проведении обследований (осмотров) газопроводов, проложенных через автомобильные и железные дороги в защитных футлярах (кожухах), должен проводиться оперативный анализ воздушной среды из межтрубного пространства с помощью переносного газоанализатора на наличие углеводородов - два раза в год.

Проверка электрического контакта между трубой и футляром проводится не менее одного раза в год.

3.4.26.* Текущим ремонтом следует считать работы по поддержанию линейной части и ее оборудования в исправном состоянии, работы по повышению надежности и безопасности эксплуатации силами ЛЭС или подрядных организаций, имеющих лицензии.

3.4.27. В объем текущих ремонтных работ должны включаться работы, не предусматриваемые в планах 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 и зон, прилегающих к ним.

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

В планы-графики текущего ремонта в течение календарного года могут быть внесены дополнения по результатам выполненных осмотров, обследований, испытаний.

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

3.4.29. Работы по текущему ремонту должны включать:

восстановление обозначения трассы;

ремонт изоляционных покрытий газопровода протяженностью до 500 м, в том числе ремонт изоляции в месте выхода газопровода из грунта, который должен осуществляться не реже одного раза в три года, на расстоянии до 1,5 м по обе стороны от границы земля-воздух;

замену труб на отдельных участках газопроводов;

наплавку каверн стенок труб;

подсыпку площадок;

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

восстановление дорог для вдольтрассового проезда и переездов через газопровод, подъездов к крановым площадкам и площадкам аварийного запаса труб;

восстановление проектной глубины заложения газопровода, устранения оголенных и мелкозаложенных участков газопроводов;

закрепление подвижных песков;

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

восстановление предусмотренной проектом или инструкцией обваловки, ликвидацию неорганизованных переездов;

вырубку деревьев и кустарников по трассе газопроводов и отводов;

ремонт водопропускных сооружений и берегоукрепительных устройств, ремонт или восстановление стеллажей с аварийным запасом труб, пополнение и праймирование аварийного запаса, обновление надписей, нумерации и обозначений;

ремонт вертолетных площадок, площадок (стоянок) аварийной техники, территорий и зданий ЛЭС;

устранение утечек газа и свищей, замену запорной арматуры и соединительных деталей;

устранение выпучиваний, всплытий, гофр, ремонт фундаментов, опор креплений и других конструктивных элементов воздушных переходов, надземных участков газопроводов, камер пуска и приема очистных устройств, конденсатосборников, узлов сбора и хранения загрязнений, газоизмерительных станций (расходомерных пунктов);

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

ремонт складов для хранения метанола, одоранта, неснижаемого и аварийного запаса материалов и оборудования;

восстановление вытяжных свечей футляров, ограждений воздушных переходов;

восстановление системы охраны оборудования и сооружений.

3.4.30. Для закрепления (стабилизации положения поверхности) движущихся песков рекомендуется применять методы:

инженерной мелиорации;

технической мелиорации;

фитомелиорации.

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

3.4.32. Техническая мелиорация заключается в искусственном повышении устойчивости грунтов. Это достигается введением в грунт закрепляющих растворов и добавок, стабилизирующих поверхность грунта. Растворы и добавки должны пройти экологическую экспертизу и быть признаными экологически чистыми, иметь сертификаты.

3.4.33. Рекомендуется применять следующие растворы и добавки:

органические (нефть и побочные нефтепродукты, отходы нефтепроизводства);

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

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

3.4.34. Фитомелиорация заключается в высадке растений - грунтоукрепителей (кандым, черкез, саксаул и др.). Для достижения большого эффекта черенки растений рекомендуется 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 грунтов рекомендуется оценивать по следующим показателям (во времени):

прочность на одноосное раздавливание:

динамическая устойчивость под воздействием внешних механических разрушающих факторов;

ветроустойчивость;

водоустойчивость (размокаемость).

При прохождении трассы газопровода вблизи населенных пунктов необходимо учитывать и показатель запыленности воздуха.

3.4.37. Конкретный метод закрепления песков следует принимать в зависимости от местных условий и возможностей эксплуатационных организаций.

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

3.4.39. Капитальный ремонт подводных переходов осуществляется в соответствии с действующей нормативно-технической документацией силами специализированных предприятий (организаций) по проектам, разработанным организациями, имеющими лицензии на данный вид деятельности. Капитальный ремонт подводных переходов через реки и ручьи глубиной (в межень) до 1,5 м может быть выполнен силами Предприятия.

3.4.40.* Капитальный ремонт линейной части осуществляется в соответствии с действующими "Правилами производства работ при капитальном ремонте магистральных газопроводов" (ВСН 51-1-97) с соблюдением требований Типовой инструкции по проведению огневых и газоопасных работ на объектах Мингазпрома, 1988 г.

3.4.41. Оборудование для очистки полости газопровода должно обеспечивать выполнение необходимых технологических операций по пуску и приему очистных устройств и средств внутритрубной дефектоскопии, контролю за прохождением его по участку, сбору и хранению выносимых из газопровода загрязнений.

3.4.42. Конструкция очистных устройств должна исключать возможность перетока через него загрязнений при движении устройств по всей длине очищаемого участка.

3.4.43. Очистка полости газопровода должна выполняться по специальной, разрабатываемой Предприятием инструкции, которая должна предусматривать:

организацию работ по пропуску очистного устройства;

технологию пуска и приема очистного устройства;

методы и средства контроля за прохождением очистного устройства;

требования безопасности и противопожарные мероприятия.

3.4.44. Сроки и периодичность пропуска очистных устройств определяют исходя из фактического гидравлического состояния участков газопровода ПДС Предприятия.

3.4.45. При обнаружении утечки вблизи населенного пункта, железных и автомобильных дорог дополнительно должны быть приняты меры: по предупреждению жителей населенного пункта об опасности; по прекращению движения транспорта в сторону газопровода; по организации, в случае необходимости, объезда по автомобильной дороге, расположенной вблизи места утечки; по прекращению движения поездов при наличии угрозы железнодорожному транспорту; по организации постоянного дежурства линейного персонала на опасных направлениях; по устранению утечки в кратчайший срок.

3.4.46. Магистральные газопроводы Ду 500 мм и выше перед вводом в эксплуатацию должны проходить внутритрубную дефектоскопию (приказ ОАО "Газпром" № 121 от 11.08.92.).

3.4.47. Переиспытания магистральных газопроводов следует проводить в соответствии с требованиями Типового регламента по переиспытанию действующих магистральных газопроводов диаметром 1420 мм, подверженных стресс-коррозии, специальной инструкции на проведение переиспытаний, разрабатываемой газотранспортным Предприятием, а также действующими нормативными документами, регламентирующими вопросы безопасности эксплуатации магистральных газопроводов.

3.5. Транспортные технические средства

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

3.5.2. Транспорт, механизмы и оборудование, предназначенные для выполнения аварийно-восстановительных работ, должны находиться в постоянной исправности и готовности к немедленному выезду и применению. Использовать данную технику на хозяйственных работах запрещается.

3.5.3. Приказом по подразделению, согласованному с Предприятием, все транспортные средства, ремонтно-строительные механизмы и машины должны быть разделены на хозяйственные, аварийные и для ремонтно-профилактических работ; закреплены персонально за работниками ЛЭС, которые несут ответственность за содержание их в исправном состоянии, укомплектованность и постоянную готовность к использованию по назначению.

3.5.4. Аварийные автомобили оснащаются оборудованием, материалами, инструментами и инвентарем в соответствии с табелем оснащенности, утвержденным руководством Предприятия, применительно к местным условиям.

3.5.5. Аварийные, транспортные и ремонтно-строительные машины и механизмы должны быть зарегистрированы 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 производственным отделом Предприятия. Разрешение на выезд аварийной техники во время проведения аварийно-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 и должен использоваться для ликвидации аварий. Аварийный запас может по распоряжению руководства Предприятия использоваться при переиспытаниях газопроводов, для ликвидации отказов и для текущего ремонта.

3.6.2.* По мере использования аварийный запас должен немедленно восполняться в установленных объемах, но не ниже нормируемого неснижаемого запаса труб, арматуры, соединительных деталей, горюче-смазочных и других материалов.

Порядок пополнения, хранения, учета и отчетности подразделений по использованию аварийного запаса труб регламентируется ВРД 39-1.10-031-2001 "Нормы аварийного и неснижаемого запаса труб, стальных газовых кранов, материалов соединительных деталей и монтажных заготовок на газопроводах".

3.6.3. Марка и толщины стенок труб аварийного запаса должны соответствовать аналогичным параметрам эксплуатируемых труб.

3.6.4. Трубы аварийного запаса должны иметь на внутренней поверхности маркировку, содержащую данные об их длине, диаметре, толщине стенки и марке стали, заводские номера труб 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 районе расположения крановых узлов, в местах, удобных для подъезда, свободной погрузки и разгрузки. Земельный участок под АЗТ отводится в установленном порядке.

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

Разрешается хранить аварийный запас труб в непосредственной близости от площадки КС и ГРС.

3.6.7. Аварийный запас арматуры, соединительных деталей, пригрузов, материалов должен храниться в подразделениях Предприятия. Номенклатура и объемы запасов устанавливаются Предприятием для каждого подразделения с учетом потребностей КС, ПХГ и ГРС.

3.6.8. Трубы, соединительные детали, электроды, изоляционные материалы аварийного запаса должны иметь документы (сертификаты, паспорта), подтверждающие возможность их применения на магистральных газопроводах.

3.6.9. Изоляционные покрытия, используемые при аварийно-восстановительных работах на газопроводах, должны иметь сертификат с указанием марки покрытия, партии, срока и порядка его нанесения (для труб, изолируемых в условиях трассы), предельной температуры эксплуатации.

3.6.10. Замену неиспользованного аварийного запаса изоляционных материалов необходимо производить по истечении 75% времени их допустимого хранения в соответствии с действующими нормативными материалами.

3.6.11. При наличии на газопроводе узлов очистки независимо от числа ниток и протяженности участка следует предусматривать аварийный запас камер пуска и приема очистных устройств - по одному комплекту каждого типоразмера на каждое газотранспортное Предприятие.

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

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

3.7. Техническая документация

3.7.1.* Линейно-эксплуатационная служба должна иметь следующую техническую документацию:

- копии актов отвода земельных участков и лесопорубочных билетов под трассу газопроводов, РЭП, дома линейных ремонтеров и других сооружений, обслуживаемых ЛЭС, и другие юридические документы на право пользования землей;

- исполнительную техническую документацию на линейную часть газопровода;

- утвержденные руководством подразделения технические схемы обслуживания участка магистрального газопровода с ситуационным планом местности (переходы через реки и овраги, вдольтрассовые дороги, ближайшие населенные пункты, пересечение газопроводов с другими подземными и надземными коммуникациями, автомобильными и железными дорогами, места хранения аварийного запаса труб, места расположения объектов и средств электрохимической защиты и т.д.);

- технические паспорта на магистральный газопровод;

- паспорта на подводные переходы;

- паспорта основного оборудования и сосудов, работающих под давлением;

- формуляр подтверждения разрешенного рабочего давления;

- заводские инструкции на аварийную технику;

- заводские инструкции на эксплуатацию оборудования и механизмов; технические акты о нанесении фактического положения газопроводов на карты землепользователей;

- другую нормативно-техническую документацию, установленную Предприятием (в том числе компьютерный банк данных).

3.7.2.* Служба ЛЭС должна иметь следующую оперативную документацию:

журнал осмотра трассы газопровода;

журнал ремонтных работ;

план сбора аварийной бригады;

план ликвидации аварий на объектах магистральных газопроводов;

журнал учета выездов аварийных машин;

технические акты по расследованию отказов, повреждений и аварий;

документацию по хранению одоранта;

акты технического обследования и испытаний газопроводов и оборудования;

нормативно-техническую базу данных;

журнал осмотра переходов под автомобильными и железными дорогами и водными преградами.

3.7.3. В исполнительную документацию и технические паспорта газопроводов должны своевременно вноситься изменения, связанные с реконструкцией, аварийным и капитальным ремонтом, пересечением газопровода новыми коммуникациями, а также изменениями в зоне минимально допустимых расстояний.

3.8. Техническая диагностика газопроводов

3.8.1. Основной задачей технической диагностики ЛЧ МГ является своевременное выявление изменений ее технического состояния: условий взаимодействия с окружающей средой, оценка остаточного ресурса газопровода, а также выбор наиболее эффективных способов ремонта и мероприятий для обеспечения безопасной эксплуатации и надежной работоспособности ЛЧ МГ.

Планирование и проведение работ по технической диагностике должно осуществляться в соответствии с "Положением по организации и проведению комплексного диагностирования линейной части магистральных газопроводов ЕСГ".

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

обзорные наблюдения, в том числе аэро- и фотосъемку, оптический и лазерный мониторинг утечек газа и др.;

контроль и измерение параметров в реальном масштабе времени (мониторинг) с помощью стационарных встроенных датчиков;

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

периодические внутритрубные обследования, в том числе контроль геометрии трубы, ее коррозионного состояния, выявление трещин и др.;

оценку технического состояния ЛЧ МГ на основе обобщения результатов наблюдений, проведенных обследований, ретроспективного анализа возникавших отказов и аварий;

прогнозирование остаточного ресурса работы контролируемого участка газопровода;

прогнозирование безаварийной работы газопровода с выдачей рекомендаций по проведению выборочного ремонта и реконструкции газопроводов;

создание банков данных по диагностированию объектов газотранспортных систем.

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

3.8.4. Объектные планы технической диагностики ЛЧ МГ должны составляться каждым ЛПУ МГ непосредственно после пуска объекта в эксплуатацию и ежегодно корректироваться на протяжении всего периода эксплуатации объекта, исходя из его технического состояния. Такие планы должны включать:

патрулирование;

диагностический контроль качества и полноты ТО или ремонта;

комплексные диагностические обследования (в начальный период эксплуатации, периодические освидетельствования технического состояния ЛЧ, переиспытания, специальные диагностические исследования);

постоянные диагностические измерения технических и технологических параметров трубопровода.

3.8.5. Планом технической диагностики должны устанавливаться:

цели диагностических работ;

методы и средства диагностики;

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

исполнители, форма отчетности;

экономическое обоснование выбранной стратегии диагностического контроля.

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

особенности района расположения трубопровода, конструкция трубопровода, его участков и элементов, возраст объекта;

взрыво- и пожароопасность транспортируемого по трубопроводу продукта;

техническое состояние объекта на момент планирования;

эффективность и стоимость средств диагностики, затраты на проведение самих диагностических исследований.

3.8.7. При необходимости снижения производительности участка газопровода для его диагностирования сроки проведения работ и порядок изменения технологического режима должны быть согласованы с Центральным производственно-диспетчерским управлением ОАО "Газпром".

3.8.8. На основе имеющейся диагностической информации Предприятия составляют ежеквартальные и годовые отчеты о техническом состоянии ЛЧ МГ, которые направляют в центры диагностики и ОАО "Газпром".

3.8.9. При оценке технического состояния действующих трубопроводов необходимо использовать комплексную диагностику.

Комплексная диагностика должна проводиться в первую очередь на потенциально опасных участках, которые выделяются на основе анализа:

проектной, исполнительной и эксплуатационной документации;

информационных материалов по ранее выполненным исследованиям природно-технических условий трассы и прилегающей местности, литературных источников;

материалов аэросъемочных работ;

отчетов по дефектоскопии;

данных предыдущего наземного контроля.

3.8.10. Как потенциально опасные следует выделять :

участки трассы с наиболее сложными мерзлотными инженерно-геологическими и технологическими условиями, к которым следует относить:

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

участки трассы, расположенные на границе между талыми и вечномерзлыми грунтами;

участки трассы с наиболее высокими эксплуатационными нагрузками и воздействиями на трубопровод;

косогоры с льдонасыщенными грунтами;

оползневые участки;

пересечение селевых потоков;

участки на подрабатываемых территориях;

всплывшие участки и арки;

воздушные и подводные переходы;

пересечение трубопроводов;

переходы под железными и автомобильными дорогами;

технологические трубопроводы компрессорных станций;

конструктивные узлы - перемычки, крановые узлы, компенсаторы, отводы;

участки с дефектами (по результатам дефектоскопии).

3.8.11. На потенциально опасном участке газопровода должен проводиться комплекс диагностических работ, включающий в себя:

рекогносцировочное обследование трассы газопровода;

определение действительного положения трубопровода и величин перемещения труб в плане и по глубине;

определение толщин стенок труб и напряженного состояния трубопровода в различных сечениях;

определение состояния изоляционного покрытия и основных характеристик защищенности трубопровода от коррозии;

определение физико-механических характеристик грунтов, окружающих трубопровод, и величин отрицательной или положительной плавучести труб;

определение внешних силовых воздействий на трубопровод на участках различных категорий;

определение внутреннего давления и температуры стенок труб в контролируемых сечениях.

3.8.12. Все контролируемые параметры после определения их начальных значений при последующих измерениях контролируются, как правило, в одних и тех же сечениях, за исключением случаев возникновения неожиданных проявлений аварийного состояния газопровода между сечениями, в которых осуществлялся контроль.

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

Периодичность проведения внутритрубных обследований зависит от технического состояния и внешних условий (грунтовых, климатических, геологических, гидрологических и др.) для каждого конкретного участка газопровода. По окончании строительства новых газопроводов, но не позднее первого года эксплуатации, необходимо выполнить работы по их внутритрубному обследованию. Средний срок повторного обследования газопроводов средствами внутритрубной диагностики - 5 лет.

3.8.14. В случае выявления средствами внутритрубной дефектоскопии недопустимых дефектов трубопроводов (глубокие вмятины, гофры, трещины, сильная коррозия) работы по устранению дефектов выполняются незамедлительно.

3.8.15. Предприятия, осуществляющие эксплуатацию ЛЧ МГ, несут ответственность за достоверность и сохранность информации, полученной в процессе проведения технической диагностики.

3.8.16. На основании проведенных диагностических обследований проводится оценка технического состояния ЛЧ МГ и прогнозируется ее работоспособность. По результатам проведенного анализа формируются заявки на включение рекомендуемых участков газопровода в план проведения диагностики, капитального ремонта и реконструкции.

4. КОМПРЕССОРНЫЕ СТАНЦИИ

4.1. Общие требования

4.1.1. Компрессорные станции должны обеспечивать проектную или плановую производительность газопровода повышением давления транспортируемого газа при осуществлении следующих основных технологических процессов: очистки газа от жидких и твердых примесей; компримирования газа; охлаждения газа.

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

один или несколько компрессорных цехов;

система сбора, удаления и обезвреживания твердых и жидких примесей, извлеченных из транспортируемого газа;

система электроснабжения;

система производственно-хозяйственного и пожарного водоснабжения;

систему теплоснабжения;

систему канализации и очистные сооружения;

систему молниезащиты;

систему ЭХЗ объектов КС;

систему связи;

диспетчерский пункт (ДП) КС;

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

Компрессорный цех включает в себя группу ГПА, установленных в общем или индивидуальных зданиях (укрытиях) и блок-контейнерах, а также следующие системы, установки и сооружения, обеспечивающие его функционирование:

узел подключения к магистральному газопроводу;

технологические коммуникации с запорной арматурой;

установку очистки газа;

установки воздушного охлаждения газа;

станцию охлаждения газа (СОГ);

системы топливного, пускового и импульсного газа;

систему охлаждения смазочного масла;

электрические устройства цеха;

систему автоматического управления и КИП;

вспомогательные системы и устройства (маслоснабжения, пожаротушения, отопления, контроля загазованности, вентиляции и кондиционирования воздуха, канализации, сжатого воздуха и др.).

4.1.3. Эффективность, надежность и безопасность оборудования КС должны обеспечиваться с помощью технической диагностики состояния оборудования; поддержания оборудования и коммуникаций в исправном состоянии; модернизации или реновации морально или физически устаревшего оборудования.

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

4.1.5. Контроль качества газа, масел, смазок, охлаждающих жидкостей, технической и питьевой воды, а также загазованности рабочих зон, помещений и колодцев должен осуществлять эксплуатационный персонал в соответствии с производственными инструкциями; 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, рационализаторских решений, рассмотренных и рекомендованных к внедрению.

Рационализаторские предложения и другие технические решения по изменению конструкции ГПА и другого основного технологического оборудования КС, как правило, должны быть согласованы с предприятием - изготовителем данного изделия.

4.1.7. Все изменения в оборудовании и коммуникациях КС после внедрения и опробования должны быть внесены в исполнительную техническую документацию.

Все изменения должны доводиться до сведения эксплуатационного персонала, для которого знание этих фактов обязательно. Оповещение об изменениях должно быть оформлено письменно в виде внепланового инструктажа на рабочем месте или записью в журнале распоряжений.

4.1.8. На трубопроводы компрессорной станции также должен составляться "Формуляр Подтверждения" величины разрешенного рабочего давления (РРД) в соответствии с требованиями ПБ-08-183-98 "Порядок оформления и хранения документации, подтверждающей безопасность величины максимально разрешенного давления при эксплуатации объекта магистрального трубопровода". См. Приложение 6 настоящих Правил.

4.2. Организация эксплуатации

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

осуществление заданного режима компримирования газа;

обеспечение надежности, эффективности, экономичности и безопасности оборудования и систем КС;

обеспечение исправного состояния производственных зданий, сооружений, территории;

поддержание технического состояния оборудования на основе системы ремонтно-технического обслуживания;

защита окружающей среды и эксплуатационного персонала от опасных и вредных производственных факторов;

организация и проведение работ по реконструкции, техническому перевооружению, модернизации основного и вспомогательного оборудования.

4.2.2.* Производственные объекты, оборудование и коммуникации КС обслуживаются газокомпрессорной службой. Периодическое обслуживание, текущий и капитальный ремонт, реконструкция и модернизация осуществляются службами:

газокомпрессорной - основное и вспомогательное технологическое оборудование, системы и сооружения компрессорного цеха;

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

контрольно-измерительных приборов и автоматизации - средства автоматизации основного и вспомогательного оборудования КС.

Производственные задачи эксплуатационных служб, права и обязанности их руководителей определяются соответствующими положениями об эксплуатационных службах, утверждаемыми газотранспортным Предприятием.

Капитальный ремонт, реконструкция и модернизация производственных объектов, оборудования и коммуникаций КС осуществляется подрядными организациями, имеющими лицензии при непосредственном участии эксплуатационных служб.

4.2.3. Эксплуатационные службы должны обеспечивать контроль минимальных расстояний от внешних объектов, зданий и сооружений согласно СНиП 2.05.06-85* "Магистральные газопроводы".

4.2.4. В обязанности газотранспортного Предприятия входит обеспечение ведомственного контроля за организацией эксплуатации КС, в том числе:

контроль за организацией эксплуатации;

контроль за соблюдением ПТЭ, ПТБ, ППБ и инструкций по эксплуатации;

периодический контроль за состоянием и техническое освидетельствование оборудования, зданий и сооружений;

контроль выполнения мероприятий, предусмотренных системой технического обслуживания и ремонта;

контроль выполнения нормативно-технических и организационно-распорядительных документов;

контроль за расследованием и учет нарушений ПТЭ и инструкций по эксплуатации;

оценка достаточности предупредительных и профилактических мероприятий по повышению технического уровня эксплуатации и предупреждению отказов в работе и производственного травматизма;

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

ведение работы с заводами-изготовителями по претензиям;

контроль за обеспечением государственных и региональных требований по охране окружающей среды.

4.3. Техническое обслуживание, ремонт, модернизация и реконструкция

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

4.3.2. Система технического обслуживания и ремонта должна предусматривать:

периодическое техническое (включая диагностическое) обслуживание при работе под нагрузкой;

техническое обслуживание и (или) текущий ремонт на остановленном оборудовании после назначенной наработки;

техническое обслуживание оборудования и систем, находящихся в резерве и консервации;

планово-предупредительные (средние, капитальные) ремонты;

аварийно-восстановительные ремонты.

4.3.3. Периодичность и объемы технического обслуживания и ремонта определяются подразделением с учетом технического состояния оборудования и требований эксплуатационной и ремонтной документации предприятий - изготовителей оборудования.

4.3.4. Диагностическое обслуживание оборудования КС осуществляется техническими службами Предприятия и региональными диагностическими центрами в соответствии с нормативно-технической документацией, утверждаемой ОАО "Газпром".

4.3.5.* Ремонт вспомогательных механизмов, непосредственно связанных с основными агрегатами, должен, как правило, проводиться одновременно с ремонтом последних.

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

составлены ведомости объема работ и смета, уточняемые после вскрытия и осмотра оборудования;

проведены экспресс-испытания оборудования для получения данных, необходимых для анализа технического состояния;

составлены график ремонта и проект организации ремонтных работ;

подготовлена необходимая ремонтная документация, составлена и утверждена документация на работы по модернизации и реконструкции оборудования, намеченные к выполнению в период ремонта;

подготовлены необходимые материалы, запасные части, узлы и подготовлена соответствующая документация;

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

укомплектован и проинструктирован ремонтный персонал.

4.3.7. Планы и графики ремонтов составляет Предприятие и согласовывает с ремонтной организацией.

4.3.8. Компрессорный цех в плановом порядке один раз в год должен быть остановлен (в летнее время) на срок до 48 ч. для выполнения ремонтно-профилактических работ и проверки станционных защит и отключающей запорной арматуры.

4.3.9. Перед плановой остановкой компрессорного цеха необходимо составить и утвердить план работ с указанием руководителей и исполнителей; укомплектовать планируемые работы необходимыми материалами, инструментами и механизмами.

4.3.10. Повышение надежности транспортировки газа и сокращение времени на аварийно-восстановительный ремонт оборудования КС должны обеспечиваться созданием и поддержанием неснижаемых запасов материалов и запасных частей и их обменным фондом.

Запасные узлы и детали однотипного оборудования могут размещаться в централизованных складах газотранспортного Предприятия.

Должен быть организован учет всех имеющихся на КС запасных частей и оборудования; их состояние должно периодически проверяться.

4.3.11. На компрессорных станциях должны быть оборудованы мастерские и ремонтные площадки в производственных помещениях.

4.3.12. Должно быть предусмотрено оснащение и поддержание в исправном состоянии стационарных и передвижных подъемно-транспортных средств, такелажных приспособлений, инструмента и средств механизации ремонтных работ.

4.3.13. При наработке основного оборудования, приближающейся к назначенному ресурсу, должен быть заблаговременно проведен комплекс работ с целью получения исходных данных для принятия и оформления решения о продлении ресурса, модернизации или переоснащении оборудования и систем.

4.3.14. На компрессорной станции должен быть организован учет статистических показателей надежности основного и вспомогательного оборудования в соответствии с ведомственными инструкциями о порядке и методике сбора и обработки показателей надежности оборудования.

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

наблюдение за осадками зданий, сооружений, трубопроводов и фундаментов под оборудованием;

испытания объектов, подведомственных Госгортехнадзору России;

контроль вибрационного состояния технологических трубопроводов КЦ;

контроль металла и изоляции технологических трубопроводов физическими методами;

диагностическое обслуживание ГПА (прежде всего, вибродиагностика);

измерение эмиссии загрязняющих веществ с продуктами сгорания ГТУ, ГМК и другого топливоиспользующего оборудования;

контроль акустических показателей оборудования и их соответствия действующим нормам;

обследование технологических трубопроводов и оборудования с целью обнаружения и устранения утечек и перетечек природного газа.

4.3.16.* Порядок приемки оборудования после ремонта и модернизации определяется отраслевыми нормативными документами, а при их отсутствии - местными инструкциями.

4.4. Компрессорный цех

4.4.1. Оборудование, установки и системы компрессорного цеха (КЦ) должны эксплуатироваться в соответствии с производственными инструкциями, составленными на основе инструкций по эксплуатации заводов - изготовителей оборудования, настоящих ПТЭ, инструкций по эксплуатации электроустановок потребителей (ПТЭ, ЭП), Правил безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов (ПБЭ МГ), нормативно технических документов специализированных организаций ОАО "Газпром" и других нормативных документов.

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

корпусе приводного двигателя;

корпусе компрессора;

устройстве представления информации САУ (пультах управления);

выхлопной шахте и воздухозаборной камере для ГТУ и ГД;

индивидуальном укрытии (здании) ГПА.

4.4.3.* Вся запорная и регулирующая арматура на технологических, топливных и пусковых трубопроводах должна иметь технологическую нумерацию, выполненную на корпусе, приводе арматуры или на специальных карточках, прикрепленных к органам управления (приводу). Нумерация их должна строго соответствовать технологической схеме компрессорного цеха.

4.4.4. Обязанности персонала компрессорного цеха при эксплуатации определяются утвержденными должностными инструкциями.

4.4.5.* Все операции, связанные с пуском или остановом агрегата, должны проводиться оперативным персоналом и выполняться в соответствии с инструкциями по эксплуатации ГПА. Пуск агрегата после ремонта производится в соответствии с утвержденными положениями о порядке сдачи в ремонт и приемки из ремонта ГПА. Пуск ГПА, оснащенных агрегатной системой автоматического управления (САУ), в процессе эксплуатации должен осуществляться автоматически.

4.4.6. Корректирование оперативным персоналом предпусковых условий или изменение величин уставок срабатывания предупредительной и аварийной сигнализации, а также обеспечение готовности ГПА к пуску операциями, не предусмотренными инструкциями, запрещается.

4.4.7.* В процессе пуска оперативный персонал должен контролировать правильное выполнение штатной последовательности операций пуска и эксплуатационные параметры согласно инструкции по эксплуатации ГПА. Пуск должен быть прекращен автоматически или нажатием кнопки аварийного останова при отклонениях от штатной последовательности операций пуска или выхода за установленные пределы эксплуатационных параметров, а также при возникновении условий, создающих угрозу безопасности персоналу и оборудованию.

4.4.8.* При отказе в процессе работы или пуска ГПА повторный пуск ГПА может быть произведен только после выявления и устранения причин отказа.

4.4.9.* При обслуживании ГПА оперативный персонал обязан поддерживать заданный диспетчерской службой режим работы, осуществлять контроль и периодическую регистрацию параметров, анализировать причины их изменения и отклонения от нормальных величин, принимать меры к предупреждению опасных режимов, в том числе:

не допускать повышения давления газа после нагнетателей (компрессоров) выше разрешенного рабочего давления путем регулирования частот вращения роторов, изменения числа работающих ГПА и перестройки схемы их работы (автоматическая защита должна срабатывать при повышении давления на 0,15 МПа выше разрешенного);

контролировать объемные расходы газа через центробежные нагнетатели и предупреждать возможность работы в зонах с пониженным объемным расходом (зона помпажа) и повышенным объемным расходом (зона опасных режимов по условиям динамической прочности), изменяя число и схемы работы ГПА, частоту вращения роторов, режим работы газопровода, а также перепуском газа;

поддерживать рабочую температуру продуктов сгорания газотурбинных установок, не допуская при изменении нагрузки (или внешних условий) превышения установленных величин;

контролировать и регулировать при работе КС равномерность распределения нагрузок по цилиндрам газомотокомпрессоров;

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

не допускать работу ГПА при частотах вращения роторов, запрещенных инструкцией по эксплуатации заводов-изготовителей;

контролировать метеоусловия и параметры атмосферного воздуха, предупреждать возможность обледенения всасывающего тракта ГТУ своевременным включением, регулированием и контролем работы противообледенительной системы;

не допускать возникновения местных источников запыления атмосферного воздуха, прежде всего от транспортных средств;

контролировать разрежение на входе компрессора и своевременно заменять сменные фильтрующие элементы;

производить промывку осевого компрессора на работающем агрегате (если это предусмотрено инструкцией по эксплуатации для данного типа ГТУ);

контролировать параметры технологического газа с целью анализа и предупреждения условий гидратообразования в технологических коммуникациях и установках КЦ;

контролировать перепады давлений и их изменение во времени в установках очистки, охлаждения газа, элементах технологических коммуникаций, чтобы предупредить работу с гидравлическими сопротивлениями, превышающими допустимые;

обеспечить эффективную работу установок очистки газа с целью предотвращения эрозионного износа и загрязнения элементов нагнетателей включением необходимого числа аппаратов, периодическим их дренажем, очисткой;

контролировать параметры работы топливной системы и их изменение во времени, обеспечивая надежную и эффективную работу редуцирующих клапанов, подогревателей и установок очистки топливного газа;

контролировать работоспособность системы импульсного газа;

контролировать уровень масла в маслобаках и производить их своевременную дозаправку, как правило, в дневную смену;

контролировать давление, температуру в системах смазки, регулирования и уплотнения; обеспечивать температурный режим масла и подшипников в пределах, установленных инструкцией по эксплуатации заводов - изготовителей ГПА; определять значения и изменения перепадов давления в масляных фильтрах и производить своевременную их очистку; проверять работоспособность системы уплотнения нагнетателя;

контролировать уровень вибраций и его изменение;

контролировать комплектность и работоспособность средств пожаротушения;

контролировать уровень загазованности в газоопасных зонах и в необходимых случаях организовывать инструментальные измерения концентраций газа переносными средствами;

проверять исправность резервного и аварийного оборудования ("проверка резервирования") и производить их оперативные переключения;

проводить отбор проб для химического анализа смазочных масел и охлаждающих жидкостей;

учитывать безвозвратные расходы масла из маслосистемы;

контролировать температурный режим в укрытиях, в контейнерах и блок-боксах и работу систем их отопления и вентиляции;

контролировать параметры системы утилизационного теплоснабжения, осуществлять регулирование и оперативные переключения утилизационных теплообменников;

выявлять и устранять утечки газа, поддающиеся ликвидации оперативными методами; при наличии утечек газа, создающих угрозу эксплуатационному персоналу и оборудованию, принимать меры для отключения (остановки) объекта.

4.4.10. При эксплуатации многоцеховых КС в производственных инструкциях должны быть указаны порядок и объем обмена оперативной информацией между цехами о режимах и операциях, ведущих к их изменению.

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

Ориентировочный перечень возможных изменений (нарушений) режима работы КС:

повышение или понижение давления на входе КС в пределах штатного диапазона;

аварийный останов предыдущей или последующей КС;

аварийный останов параллельно работающего цеха;

вывод на "кольцо" и загрузка параллельно работающего цеха;

вывод параллельно работающих агрегатов на "кольцо";

вынужденный останов параллельно работающих ГПА;

разрыв ниток газопровода;

несанкционированное закрытие (открытие) технологических кранов КС;

повышение гидравлических сопротивлений аппаратов и технологических коммуникаций;

нарушение электроснабжения переменного и постоянного тока;

нарушение систем тепло- и водоснабжения;

нарушение технологического процесса очистки полости газопровода;

ошибки персонала и другие причины.

4.4.12.* Остановленный ГПА может находиться в одном из следующих состояний:

горячий резерв - на агрегате выполнены и непрерывно поддерживаются все предпусковые условия, которые обеспечивают его немедленный автоматический запуск от кнопки "Пуск" или по сигналу АСУ КС (ДП Предприятия). Длительность нахождения в данном состоянии - до 30 суток, после чего производится техобслуживание по инструкции изготовителя;

резерв - на агрегате выполнены и непрерывно поддерживаются предпусковые условия, обеспечивающие запуск не позднее 2 ч. после поступления команды (допускается проведение операций техобслуживания, обеспечивающих выполнение этого условия). Длительность нахождения в данном состоянии - до 100 суток, после чего следует провести комплексное опробование работоспособности ГПА;

техническое обслуживание - агрегат находится в работоспособном состоянии, но на нем производятся операции техобслуживания, предусмотренные эксплуатационной документацией. Периодичность и длительность нахождения в данном состоянии определяются документацией изготовителя (но не менее 24 ч. и не более720 ч. соответственно);

ремонт - агрегат находится в неработоспособном состоянии и на нем производятся плановые или аварийные ремонтные работы в соответствии с ремонтной документацией. При этом обеспечиваются условия работы персонала, предусмотренные нормативными документами;

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

для каждого из состояний ГПА должны быть предусмотрены технические и организационные мероприятия по обеспечению безопасности эксплуатации КЦ;

нахождение остановленного ГПА в одном из состояний определяется указанием (или согласованием) ЦДС газотранспортного Предприятия.

4.4.13. Автоматическая остановка ГПА и вынужденная остановка их оперативным персоналом должны осуществляться в соответствии с требованиями технической документации заводов - изготовителей ГПА и производственных инструкций.

Не допускается в процессе эксплуатации отключать автоматические защиты или изменять их уставки. В необходимых случаях, связанных с временным отключением некоторых защит (например, для обслуживания приборов), должен быть обеспечен постоянный контроль параметра, по которому отключена защита, и агрегата в целом.

После ремонта агрегат, прошедший наладку и проверку всех систем, должен эксплуатироваться с закрытыми опломбированными щитами управления.

4.4.14.* Все плановые остановки и связанные с этим пуски резервных ГПА должны, как правило, производиться оперативным персоналом в дневное время. Все плановые и режимные остановки должны производиться согласно эксплуатационным документам.

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

4.4.16. Компрессорный цех должен быть аварийно остановлен с отключением от газопровода и выпуском газа из технологических коммуникаций в следующих случаях: при пожаре в здании (укрытии); при разрыве газопроводов высокого давления или значительных выбросах газа; при пожаре на установках очистки, охлаждения газа и коммуникациях; во время стихийных бедствий, создающих угрозу оборудованию и жизни людей (наводнение, землетрясение и др.).

4.4.17.* В процессе эксплуатации должны подвергаться испытаниям на срабатывание (включение и (или) функционирование) по специальным инструкциям или по алгоритму САЦ КЦ (при ее наличии) следующие оборудование и системы:

резервные и аварийные источники электроснабжения не реже одного раза в месяц и один раз в полгода (при отсутствии пусков) под нагрузку, близкую к номинальной;

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

системы водяного, пенного, газового и порошкового пожаротушения - в сроки, определенные инструкциями по эксплуатации;

система аварийного отключения КС - при плановой остановке цеха по п.4.3.8 и один раз в квартал;

общестанционная запорная арматура - не реже одного раза в квартал и с наступлением отрицательных температур; проверка производится путем частичной перестановки кранов вручную и дистанционного опробования блоков управления.

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

4.4.18. Все системы и оборудование КЦ в установленные сроки должны подвергаться предусмотренными Правилами 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 и других испытаний и мероприятий должны выполняться по утвержденным программам-методикам и под руководством оперативного персонала.

4.5. Станции охлаждения природного газа

4.5.1. Станции охлаждения природного газа (СОГ) на магистральных газопроводах предназначены для охлаждения транспортируемого газа с помощью специального криогенного оборудования для предотвращения растепления многолетнемерзлых грунтов.

Возможно также применение СОГ на участках газопроводов, прокладываемых в обычных грунтах, с целью увеличения производительности газопровода.

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

4.5.3. СОГ состоят из следующих основных элементов:

компрессоры холодильного агента;

конденсаторы;

испарители;

ресиверы;

отделители жидкости (сепараторы);

трубопроводная обвязка;

запорная и регулирующая арматура;

контрольно-измерительные приборы и средства автоматизации;

склад холодильного агента;

насосная.

4.5.4. В комплекс СОГ могут быть включены следующие объекты и сооружения:

система электроснабжения;

система производственно-хозяйственного и пожарного водоснабжения;

система теплоснабжения;

система канализации и очистные сооружения;

система электрохимзащиты;

система связи;

административно-хозяйственные помещения и другие вспомогательные объекты.

Некоторые из перечисленных объектов и сооружений могут быть общими с объектами компрессорной станции.

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

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

4.5.7. Гидравлическое или пневматическое испытание трубопроводов проводится после монтажа холодильной станции перед заполнением системы рабочими веществами и периодически в процессе эксплуатации, а также после ремонта, замены каких-либо участков трубопроводов или арматуры. До гидравлического или пневматического испытания система промывается и очищается от грязи. Виды испытаний и величины испытательных давлений указываются в рабочих чертежах для каждого трубопровода. Трубопроводы для сброса газов непосредственно в атмосферу после предохранительных клапанов, а также для отдувки из аппаратов (воздушки) в атмосферу испытаниям не подвергаются.

4.5.8. Испытаниям на прочность и плотность подвергаются все технологические трубопроводы, кроме оговоренных выше. Испытания на прочность и плотность проводятся одновременно и могут быть гидравлическими или пневматическими. В первую очередь следует предусматривать гидравлическое испытание аппаратов и трубопроводов. Замена гидравлических испытаний на пневматические допускается только:

для газопроводов условным диаметром от 250 мм и более, если строительная конструкция не рассчитана на заполнение его водой;

при температуре окружающего воздуха ниже 0° С;

в специальных случаях, когда по каким-либо причинам проведение гидравлического испытания недопустимо или невозможно (попадание воды опасно для хладагента или хладоносителя).

4.5.9. Величина испытательного давления для стальных трубопроводов должна быть (для гидравлического 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 Рраб+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 плотность давлением 0,2 МПа. Обвязочные трубопроводы аппаратов до ближайшей отключающей арматуры испытываются совместно с аппаратами на пробное давление аппарата.

За рабочее (расчетное) давление в трубопроводе следует принимать:

максимально разрешенное давление для аппарата, с которым соединен трубопровод;

максимальное давление, развиваемое компрессором, насосом;

максимально возможное давление водяного пара, воды, азота и других продуктов, применяющихся в холодильной станции.

Время испытания трубопроводов под давлением 5 мин. После проведения гидравлического испытания система должна быть освобождена от воды.

4.5.11. Трубопроводы для хладагентов, опасных хладоносителей, кроме гидравлического испытания, должны обязательно испытываться воздухом или инертным газом на плотность (герметичность) с определением падения давления во время испытания. О необходимости проведения испытаний трубопроводов на плотность указывается в проекте.

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

4.5.13. Заполнение системы хладагентом проводят после гидравлического или пневматического испытания трубопроводов холодильной установки и ряда других подготовительных мероприятий.

Перед заполнением системы хладагентом необходимо проверить готовность холодильной станции и потребителей холода (при непосредственном испарении) к приему хладагента. С помощью вспомогательного поршневого компрессора, а затем и вакуумного насоса отсасывают из системы азот до максимально возможного вакуума; одновременно происходит и осушка системы.

4.5.14. Включают в работу общеобменную приточно-вытяжную вентиляцию и проверяют работоспособность аварийной вентиляции. Заполняют системы жидким хладагентом в такой последовательности:

линейные ресиверы отключают от системы с помощью запорной арматуры, за исключением арматуры на трубопроводе отсоса паров от ресивера к вспомогательному поршневому компрессору на уравнительной линии между ресивером и конденсатором;

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

приступают к продувке холодильной системы парами хладагента и выводят из системы инертные газы;

заполняют ресиверы жидким хладагентом, поддерживая вспомогательным компрессором станции давление в заполняемом ресивере ниже давления в емкости склада;

заполняют раздельно испарители холодильной станции и технологические аппараты жидким хладагентом.

После выполнения перечисленных операций поочередно заполняют другие аппараты жидким хладагентом. При заполнении системы жидким хладагентом необходимо проверять отсутствие пропусков в системе и правильность показаний контрольно-измерительных приборов. После окончания заполнения системы закрывают арматуру на аппаратах и трубопроводах, по которым циркулирует жидкий хладагент, в том числе на ресиверах. Проводят дозаполнение ресиверов жидким хладагентом со склада до 70% от их объема и сообщают на склад об окончании работ по заполнению системы.

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

в испарители подается природный газ;

проверяется заполнение ресиверов жидким хладагентом;

в соответствии с заводской инструкцией или с регламентом по эксплуатации осуществляются подготовка компрессора к пуску и его пуск;

постепенно, не допуская превышения давления, открывается арматура на всасывающем трубопроводе компрессора;

одновременно с пуском компрессора открывается арматура на трубопроводах подачи хладагента в испарители;

после настройки системы на требуемые параметры компрессор переводят на автоматический режим работы.

Пуск остальных компрессоров осуществляется в той же последовательности.

4.5.16. Остановка одного компрессора при продолжающейся работе других компрессоров проводится в соответствии с инструкцией завода-изготовителя. После полной остановки компрессора закрывают арматуру, отключающую компрессор от общих коллекторов всасывания и нагнетания.

Остановка станции в целом проводится в следующем порядке:

выключают поочередно все работающие компрессоры;

закрывают всю арматуру в контуре компрессоров;

отключают подачу хладагента в испарители;

закрывают арматуру на выходе паров хладагента из испарителей.

При остановке СОГ на ремонт необходимо слить из всех аппаратов и трубопроводов жидкий хладагент, отсосать из них пары хладагента и продуть систему азотом, а затем сжатым воздухом.

4.6. Установка очистки газа

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

4.6.2. Сосуды, работающие под давлением, после монтажа до пуска в работу должны быть зарегистрированы в местных органах Госгортехнадзора России и пройти техническое освидетельствование на месте эксплуатации (внутренний осмотр и гидравлическое испытание). Порядок и периодичность технических освидетельствований пылеуловителей и фильтров-сепараторов должны соответствовать правилам Госгортехнадзора России. Ввод сосудов в эксплуатацию оформляется специальным разрешением.

4.6.3. На каждом аппарате должны быть выполнены несмываемой краской надписи в соответствии с требованиями Госгортехнадзора России и порядковый станционный номер.

4.6.4.* Каждый пылеуловитель и фильтр-сепаратор, кроме регистрационных данных, должны иметь порядковый станционный номер, выполненный на видном месте несмываемой краской.

4.6.5. Количество включенных в работу аппаратов очистки газа должно выбираться расчетом в зависимости от фактической производительности газопровода и технических характеристик аппаратов.

4.6.6. Работа аппаратов очистки с повышенным перепадом