CCA

ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ПРАВИЛ ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ
МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ
(РЕДАКЦИЯ НА 23.09.2009)

ПРИКАЗ

ГОСУДАРСТВЕННАЯ СЛУЖБА ОХРАНЫ ТРУДА И ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ
ПРИДНЕСТРОВСКОЙ МОЛДАВСКОЙ РЕСПУБЛИКИ

30 июля 2007 г.
N 660

(САЗ 07-50)

   Текст нижеприведенной редакции Приказа официально не опубликован
(редакция подготовлена ГУ "Юридическая литература" с учетом изменений,
           внесенных Приказом Государственной службы охраны
                труда и промышленной безопасности ПМР
                             от 23.09.09)

Согласован: Министерство промышленности
Министерство здравоохранения и социальной защиты
Министерство природных ресурсов и экологического контроля
Федерация профессиональных союзов Приднестровья
Союз промышленников, аграриев и предпринимателей Приднестровья

Зарегистрирован Министерством юстиции
Приднестровской Молдавской Республики 3 декабря 2007 г.
Регистрационный N 4171

В соответствии Законом Приднестровской Молдавской Республики от 6 мая 2006 г. N 25-З-IV "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" (САЗ 06-19), Законом Приднестровской Молдавской Республики от 8 июня 1993 года "Об охране и безопасности труда" (СЗМР 93-2), с изменениями и дополнениями, внесенными Законами Приднестровской Молдавской Республики от 4 августа 1997 года N 60-ЗИД (CЗМР 97-3), от 28 мая 2002 года N 133-ЗИД-III (САЗ 02-22), от 7 февраля 2003 года N 236-ЗИ-III (САЗ 03-6), Указом Президента Приднестровской Молдавской Республики от 28 февраля 2007 года N 178 "Об утверждении Положения, структуры и штатной численности Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности Приднестровской Молдавской Республики" (САЗ 07-10), с изменениями и дополнениями, внесенными Указом Президента Приднестровской Молдавской Республики от 17 октября 2007 г. N 687 (САЗ 07-43), приказываю:

1. Утвердить Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов согласно Приложению.

2. Настоящий Приказ вступает в силу со дня официального опубликования.

г. Тирасполь

30 июля 2007 г.

    N 660

ГУ "Юридическая литература". Ретроспектива изменений Приложения N 1:

Редакция 2 - Приказ Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности ПМР от 23.09.09 N 994 (САЗ 10-25).

Положение N 1
к Приказу Государственной службы
охраны труда и промышленной безопасности
Приднестровской Молдавской Республики
от 30.07.2007 г. N 660

Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов

1. Общие положения
1.1. Общие требования

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, единый порядок эксплуатации и ремонта оборудования и сооружений.

2. Настоящие Правила 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.

3. В целях реализации настоящих Правил применяются следующие определения и сокращения:

а) срок службы газопровода - календарная продолжительность эксплуатации от начала эксплуатации газопровода или ее возобновления после ремонта до перехода в предельное состояние;

б) экспертная организация - орган оценки соответствия, аккредитованный для проведения экспертных работ;

в) техническое диагностирование газопровода (диагностирование) - определение технического состояния газопровода, поиск мест и определение причин отказов (неисправностей), а также прогнозирование его технического состояния, результаты которого подтверждаются заключением экспертизы промышленной безопасности;

г) техническое обследование - комплекс технических мероприятий, проводимых персоналом эксплуатирующей организации для оценки технического состояния отдельных узлов, участков газопроводов или других объектов, результаты которой подтверждаются экспертизой промышленной безопасности;

д) экспертиза промышленной безопасности (далее экспертиза) - оценка соответствия объекта экспертизы предъявляемым к нему требованиям технической эксплуатации, безопасности и охраны труда, результатом которой является заключение;

е) объекты экспертизы - проектная документация, технические устройства, здания и сооружения опасных производственных объектов и иные документы, связанные с эксплуатацией данных объектов;

ж) Заключение экспертизы промышленной безопасности - документ, содержащий обоснованные выводы о соответствии или несоответствии объекта экспертизы требованиям промышленной безопасности;

з) газоопасные работы - работы по техническому обслуживанию либо ремонту, проводимые в газоопасном месте;

и) газотранспортная система - комплекс газотранспортного оборудования, магистральных газопроводов и сооружений на них, а также вспомогательных объектов, предназначенных для приема газа от иностранных поставщиков и транспортировки его как за пределы Приднестровской Молдавской Республики, так и использовании на внутреннем рынке Приднестровской Молдавской Республики.

ГУ "Юридическая литература". Ретроспектива изменений подпункта "к)" пункта 3:

Редакция 2 - Приказ Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности ПМР от 23.09.09 N 994 (САЗ 10-25).

к) организация газовой отрасли - в дальнейшем ГО, специализированная организация, на балансе которой находятся (состоят) магистральные газопроводы и магистральные отводы, компрессорные станции и другие производственные объекты и деятельность которой связана с транспортировкой по магистральным газопроводам, эксплуатацией газовых сетей и оборудования в городах и населенных пунктах, поставкой природного газа потребителям;

л) огневые работы - работы с применением открытого огня, искрообразованием, нагреванием сооружений, оборудования, инструмента, материалов до температур воспламенения газо-, паро-, пылевоздушной смеси и других горючих веществ, появление которых в опасных концентрациях возможно в зоне этих работ;

м) АГК - автоматы газового контроля;

н) АЗТ - аварийный запас труб;

о) АОС - автоматизированная обучающая система;

п) АСУ ТП- автоматизированные системы управления технологическим процессом;

р) АСУ ГП - автоматическая система управления газотранспортного предприятия (организации);

с) АЩСУ- агрегатный щит станций управления;

т) ВКО - высокая коррозионная опасность;

у) ГВВ - горизонт высоких вод;

ф) ГИС - газоизмерительные станции;

х) ГКС - газокомпрессорная служба;

ц) ГМК - газомоторный компрессор;

ч) ГПА - газоперекачивающий агрегат;

ш) ГРП - газораспределительный пункт;

щ) ГТА - газотурбинный агрегат;

ъ) ГРС - газораспределительная станция;

ы) ГС - головные сооружения;

ь) ГТУ - газотурбинная установка;

э) ДВС - двигатель внутреннего сгорания;

ю) ДКС - дожимная компрессорная станция;

я) ДГСД - добровольная газоспасательная дружина;

я-1) ДПД - добровольная пожарная дружина;

я-2) ДП - диспетчерский пункт;

я-3) ЗВ - загрязняющие вещества;

я-4) КДП - контрольно-диагностические пункты;

я-5) КИПиА - контрольно-измерительные приборы и средства автоматики;

я-6) КИК - контрольно-измерительные колонки;

я-7) КП - контрольные пункты;

я-8) КС - компрессорная станция;

я-9) КЦ - компрессорный цех;

я-10) ЛВЖ - легковоспламеняющаяся жидкость;

я-11) ЛЭП - линия электропередачи;

я-12) ЛЭС - линейно-эксплуатационная служба;

я-13) ЛЧ - линейная часть;

я-14) МГ - магистральный газопровод;

ГУ "Юридическая литература". Ретроспектива изменений подпункта "я-15)"пункта 3:

Редакция 2 - Приказ Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности ПМР от 23.09.09 N 994 (САЗ 10-25).

я-15) МПОТ- межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности при эксплуатации электроустановок), утвержденные Приказом Министерства юстиции Приднестровской Молдавской Республики от 27 декабря 2001 года N 570 "Об утверждении и введении в действие межотраслевых правил по охране труда (правил безопасности при эксплуатации электроустановок)" (рег. N 1376 от 21 января 2002 года) (САЗ 02-4) с изменением, внесенным Приказом Министерства юстиции Приднестровской Молдавской Республики от 25 февраля 2009 года N 54 (рег. N 4779 от 27 марта 2009 года) (САЗ 09-13);

я-16) НКПВ - нижний концентрационный предел воспламенения - минимальная концентрация горючих и (или) взрывоопасных веществ в воздухе, при которой может произойти воспламенение или взрыв данной смеси от ее соприкосновения с источником воспламенения, в объемных процентах;

я-17) НПБ - нормы пожарной безопасности;

я-18) НТД - нормативно-технические документы;

я-19) НМУ - неблагоприятные метеорологические условия;

я-20) ОЗК - отдел защиты от коррозии;

я-21) ОРД - организационно-распорядительная документация;

я-22) ОУ - очистное устройство;

я-23) ПА - противоаварийная автоматика;

я-24) ПБЭ МГ - Правила безопасности эксплуатации магистральных газопроводов;

я-25) ПДВ - предельно-допустимые выбросы;

я-26 ПДВК - предельно допустимая взрывобезопасная концентрация;

я-27) ПДК - предельно допустимые концентрации вредных веществ в воздухе рабочей зоны-концентрации, которые при ежедневной (кроме выходных дней) работе в течение 8 ч или при другой продолжительности, но не более 41 ч. в неделю, в течение всего рабочего стажа не могут вызвать заболеваний или отклонений в состоянии здоровья, обнаруживаемых современными методами исследований в процессе работы или в отдаленные сроки жизни настоящего и последующих поколений;

я-28) ПДС - предельно допустимый сброс;

я-29) ПК - персональный компьютер;

я-30) ПКО - повышенная коррозионная опасность;

я-31) ПЛА - план ликвидации аварий;

я-32) ПО - производственное объединение;

я-33) ППР - производство плановых работ;

я-34) ПР - плановый ремонт;

я-35) Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением - Приказ Министерства юстиции Приднестровской Молдавской Республики от 12 июля 2002 г. N 254 "Об утверждении и введении в действие правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением" (САЗ 02-33) (рег. N 1665 от 15 августа 2002 г.), с изменениями и дополнениями, внесенными Приказом Министерства юстиции Приднестровской Молдавской Республики от 31 июля 2003 г. N 327 (САЗ 03-35) (рег. N 2375 от 27 августа 2003 г.);

я-36) Правила эксплуатации тепловых установок (ТУ) и тепловых сетей (ТС) потребителей - Приказ Министерства юстиции Приднестровской Молдавской Республики от 29 мая 2002 г. N 186 "Об утверждении и введении в действие Правил эксплуатации теплопотребляющих установок и тепловых сетей потребителей и Правил техники безопасности при эксплуатации теплопотребляющих установок и тепловых сетей" (САЗ 02-34) (рег. N 1688 от 22 августа 2002 г.), с изменениями и дополнениями, внесенными Приказом Министерства юстиции Приднестровской Молдавской Республики от 22 декабря 2003 г. N 565 (САЗ 04-2) (рег. N 2537 от 5 января 2004 г.);

я-37) Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых котлов с давлением пара не более 0,07 МПа, водогрейных котлов и водогрейных котлов и водоподогревателей с температурой нагрева воды не выше 115 0С - Приказ Министерства юстиции Приднестровской Молдавской Республики от 28 декабря 2001 г. N 575 "Об утверждении и введении в действие правил устройства и безопасной эксплуатации паровых котлов с давлением пара не более 0,07 МПа (0,7кгс/см2), водогрейных котлов и водоподогревателей с температурой нагрева воды не выше 3880 К (1150С)" (САЗ 02-35) (рег. N 1693 от 27 августа 2002 г.), с изменениями и дополнениями, внесенными Приказом Министерства юстиции Приднестровской Молдавской Республики от 26 августа 2003 г. N 381 (САЗ 03-36) (рег. N 2382 от 3 сентября 2003 г.);

я-38) Правила безопасности в газовом хозяйстве - Приказ Министерства юстиции Приднестровской Молдавской Республики от 17 октября 2001 года N 477 "Об утверждении Правил безопасности в газовом хозяйстве" (рег. N 1278 от 22.10.01 г.) (САЗ N 01-44), с изменениями, внесенными Приказом Министерства юстиции Приднестровской Молдавской Республики от 4 июня 2003 г. N 232 (САЗ 03-24) (от 11 июня 2003 г. рег. N 2219);

я-39) ПСВ - параметры сточных вод;

я-40) ПТЭ МГ- Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов;

я-41) ПТУ - профессионально-техническая учеба;

я-43) ПЭЭП - Приказ Министерства юстиции Приднестровской Молдавской Республики от 29 июля 2002 г. N 289 "Об утверждении и введении в действие Правил эксплуатации электроустановок потребителей" (САЗ 02-34) (рег. N 1681 от 19 августа 2002 г.), с изменениями и дополнениями, внесенными Приказами Министерства юстиции Приднестровской Молдавской Республики от 29 апреля 2003 г. N 189 (САЗ 03-20) (рег. N 2159 от 13 мая 2003 г.), от 28 февраля 2005 года N 110 (САЗ 05-12) (рег. N 3139 от 17 марта 2005 г.), от 21 марта 2005 г. N 119 (САЗ 05-13) (рег. N 3150 от 24 марта 2005 г.);

я-44) ПУЭ - Приказ Министерства юстиции Приднестровской Молдавской Республики от 8 июля 2002 г. N 241 "Об утверждении и введении в действие Правил устройства электроустановок" (САЗ 02-33) (рег. N 1668 от 15 августа 2002 г.) (далее - Правила устройства электроустановок);

я-45) РЗ - релейная защита;

я-46) РЗА - релейная защита, автоматика;

я-47) РП - расходомерный пункт;

я-48) РЭП - ремонтно-эксплуатационный пункт;

я-49) САУ - система автоматического управления;

я-50) СЗЗ - санитарно-защитная зона;

я-51) СИЗ - средства индивидуальной защиты;

я-52) СИЗОД - средства индивидуальной защиты органов дыхания;

я-53) СКЗ - средства коллективной защиты;

я-54) СКИП - специальные контрольно-измерительные пункты;

я-55) СН - электростанция собственных нужд;

я-56) ССБТ - система стандартов безопасности труда;

я-57) УДЗ - установка дренажной защиты;

я-58) УКЗ - установка катодной защиты;

я-59) УКПГ - установка комплексной подготовки газа;

я-60) УМГ- управление магистральных газопроводов;

я-61) УПЗ - установка протекторной защиты;

я-62) УРГ- узлы редуцирования газа;

я-63) ЦДС - центрально-диспетчерская служба;

я-64) УКО - умеренная коррозионная опасность;

я-65) ЭЖД - электрифицированные железные дороги;

я-66) ЭХЗ - электрохимзащита;

я-67) ЭВМ - электронно-вычислительная машина;

я-68) ЭД - эксплуатационная документация;

я-70) ЭП - электроустановки потребителей.

4. В состав магистральных газопроводов входят следующие сооружения:

а) 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;

ГУ "Юридическая литература". Ретроспектива изменений подпункта "б" пункта 4:

Редакция 2 - Приказ Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности ПМР от 23.09.09 N 994 (САЗ 10-25).

б) компрессорные станции (КС) и узлы их подключения, газораспределительные станции (ГРС), узлы редуцирования газа (УРГ), газоизмерительные станции (ГИС);

в) установки электрохимической защиты (ЭХЗ) газопроводов от коррозии; линии электропередачи, предназначенные для обслуживания газопроводов, устройства электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установками ЭХЗ;

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

д) здания и сооружения;

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

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

6. Правила не распространяются на газопроводы, прокладываемые по территориям городов и других населенных пунктов. Эксплуатация указанных газопроводов осуществляется по действующим на территории Приднестровской Молдавской Республики Правилам технической эксплуатации и требованиям безопасности труда в газовом хозяйстве, утвержденных Приказом Министерства юстиции Приднестровской Молдавской Республики N 578 от 28 декабря 2001 года "Об утверждении Правил технической эксплуатации и требований безопасности труда в газовом хозяйстве" (САЗ 02-08) (рег.N 1418 от 20 февраля 2002 года).

7. Требования к эксплуатации объектов МГ должны регламентироваться инструкциями и технологическими схемами, разрабатываемыми газотранспортными организациями с учетом местных условий и на основании государственных и отраслевых нормативно-технических документов и настоящих Правил.

8. В каждой организации для производственных подразделений (цехов, служб, участков), а также обособленных организаций (филиалов) должны быть составлены перечни инструкций, утвержденные руководителем организации. Перечни должны пересматриваться не реже одного раза в три года.

На рабочих местах объектов МГ должны быть следующие инструкции:

а) по эксплуатации оборудования;

б) должностные, для обслуживающего персонала;

в) по охране труда, по профессиям и видам работ;

г) по пожарной безопасности;

д) по действию персонала в аварийных ситуациях;

е) по охране окружающей среды;

ж) по ликвидации возможных аварий.

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

В должностных инструкциях должны быть указаны:

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

б) права, обязанности и ответственность;

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

Инструкции по пожарной безопасности разрабатываются в соответствии с требованиями Правил пожарной безопасности в Приднестровской Молдавской Республике.

Инструкции по действию персонала в аварийных ситуациях разрабатываются в соответствии с требованиями Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности Приднестровской Молдавской Республики 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.

9. Эксплуатационный персонал газотранспортной организации обязан незамедлительно уведомить Государственную службу охраны труда и промышленной безопасности Приднестровской Молдавской Республики об аварии или аварийной утечке (Приложения N 18, 19 к настоящим Правилам).

1.2. Техническая подготовка персонала

10. Объекты магистральных газопроводов должны эксплуатироваться специально подготовленным персоналом.

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

11. В организации, эксплуатирующей магистральные газопроводы, должны действовать системы аттестации по проверке и оценке уровня профессиональной и теоретической подготовки персонала.

ГУ "Юридическая литература". Ретроспектива изменений пункта 12:

Редакция 2 - Приказ Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности ПМР от 23.09.09 N 994 (САЗ 10-25).

12. Систематическую работу по обучению и повышению квалификации руководителей служб и специалистов должен организовать и контролировать главный инженер (заместитель начальника) организации или его подразделения или лицо, назначенное приказом по предприятию, а работу по обучению и повышению квалификации рабочих - начальники служб.

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

а) курсовое обучение;

б) техническая учеба;

в) вводный, первичный, повторные, внеплановые и целевые инструктажи;

г) противоаварийные, противопожарные тренировки;

д) экологическая подготовка.

14. Повышение квалификации руководителей и специалистов организации должно осуществляться по программам в соответствии с направлением деятельности.

15. Профессионально-техническое обучение вновь принятых, не имеющих профессий рабочих, повышение разряда и обучение вторым профессиям должны осуществляться в организациях, получивших в установленном законодательством порядке право на осуществление обучения в области промышленной безопасности, охраны и безопасности труда.

16. Программа обучения и проверки знаний по охране труда и промышленной безопасности для работников, эксплуатирующих магистральные газопроводы, должна быть согласована с Государственной службой охраны труда и промышленной безопасности Приднестровской Молдавской Республики.

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

18. Периодическую проверку знаний по Правилам технической эксплуатации, по охране труда и промышленной безопасности рабочие, занятые работой по эксплуатации магистральных газопроводов, проходят в соответствии с календарным графиком для каждого объекта, но не реже, чем один раз в год.

19. 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 - до преступления к обязанностям.

20. Внеочередная проверка знаний персонала проводится:

а) 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;

б) в случае нарушения работающими должностных инструкций, а также правил и Инструкций по охране труда;

в) 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 газотранспортной организации;

г) при вводе новых или переработанных Правил.

21. 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.

ГУ "Юридическая литература". Ретроспектива изменений пункта 22:

Редакция 2 - Приказ Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности ПМР от 23.09.09 N 994 (САЗ 10-25).

22. Один раз в год на линейной части газопроводов, КС, ГРС, 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.

23. 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.

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

а) МПОТ;

б) ПУЭ;

в) должностными и производственными инструкциями;

г) инструкциями по охране труда;

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

ГУ "Юридическая литература". Ретроспектива изменений пункта 25:

Редакция 2 - Приказ Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности ПМР от 23.09.09 N 994 (САЗ 10-25).

25. Обучение и проверка знаний специалистов осуществляются в соответствии с Указом Президента Приднестровской Молдавской Республики от 28 марта 2006 года N 142 "Об утверждении Положения о порядке обучения охране труда и проверки знаний охраны труда работниками организаций" (САЗ 06-14) с изменениями и дополнениями, внесенными Указом Президента Приднестровской Молдавской Республики от 21 декабря 2006 г. N 738 (САЗ 06-52).

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 и на других объектах магистрального газопровода не допускаются.

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

26. 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.

27. 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.

28. Основными задачами работников по эксплуатации магистральных газопроводов являются:

а) обеспечение транспорта планируемых объемов газа;

б) 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;

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

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

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

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

ж) внедрение новых средств и методов предупреждения аварий, пожаров;

з) обеспечение безопасности эксплуатации.

29. Администрация организации 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 правилам внутреннего трудового распорядка.

30. Каждый работник должен выполнять круг обязанностей (работ) по своей специальности, квалификации или должности, который определен Единым тарифно-квалификационным справочником работ и профессий рабочих, и настоящими Правилами, а также правилами, должностными инструкциями и положениями, утвержденными в установленном порядке.

31. 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 оформления в установленном порядке.

32. 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.

33. Лица, поступающие в организацию, эксплуатирующее магистральные газопроводы, должны пройти медицинское освидетельствование для определения пригодности их к выполнению соответствующих работ.

Лица эксплуатирующие магистральные газопроводы должны проходить периодические медицинские осмотры в порядке, предусмотренном действующими актами Министерства здравоохранения и социальной защиты Приднестровской Молдавской Республики.

34. 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.

35. Руководители газотранспортных организаций и подразделений, их заместители и руководящий сменный персонал, виновные в нарушении Правил, несут ответственность, предусмотренную действующим законодательством, независимо от того, привело или нет, это нарушение к аварии или несчастному случаю. При наличии вины они несут также ответственность за нарушения, допущенные их подчиненными, в установленном порядке.

36. Выдача должностными лицами указаний или распоряжений, принуждающих подчиненных нарушать Правила безопасности, осуществлять самовольное возобновление работ, остановленных Государственной службой охраны труда и промышленной безопасности Приднестровской Молдавской Республики, а также непринятие этими лицами мер по устранению нарушений, которые допускаются в их присутствии подчиненными или рабочими, являются грубейшими нарушениями настоящих Правил.

37. 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 Приднестровской Молдавской Республики.

38. Каждый случай отказа и повреждений объектов магистральных газопроводов должен быть расследован в соответствии с требованиями действующего законодательства Приднестровской Молдавской Республики.

39. 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.

40. Все случаи повреждений объектов магистральных газопроводов сторонними организациями и частными лицами доводятся до сведения местных органов власти, Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности Приднестровской Молдавской Республики и правоохранительных органов для принятия необходимых мер реагирования и, привлечения виновных к ответственности.

41. Контроль за выполнением требований настоящих Правил предприятиями, организациями и должностными лицами, эксплуатирующими магистральные газопроводы, осуществляет Государственная служба охраны труда и промышленной безопасности Приднестровской Молдавской Республики.

1.4. Приемка в эксплуатацию сооружений и оборудования

42. Организации, осуществляющие деятельность для объектов поднадзорных Государственной службе охраны труда и промышленной безопасности Приднестровской Молдавской Республики (проектирование, строительство, эксплуатация, расширение, реконструкция, техническое перевооружение, консервация и ликвидация объекта; изготовление, монтаж, наладка, обслуживание и ремонт технических устройств, диагностика, испытания зданий, сооружений и технических устройств) должны подтвердить соответствие требованиям промышленной безопасности и охраны труда в соответствии с порядком, установленным Приказом Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности Приднестровской Молдавской Республики от 10 апреля 2007 года N 320 "Об утверждении Требований к организациям, осуществляющим деятельность в области, поднадзорной Гострудпромнадзору Приднестровской Молдавской Республики" (САЗ 07-27) (от 27 июня 2007 г. рег. N 3972).

43. Законченные строительством объекты и сооружения вводятся в эксплуатацию после их приемки Государственной приемочной комиссией. Приемка осуществляется в соответствии с требованиями действующих норм и правил.

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

Запрещается вводить в эксплуатацию объекты с незавершенными строительными и монтажными работами и не принятые Государственной приемочной комиссией и объекты, на которые отсутствует заключение экспертизы промышленной безопасности.

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

45. 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.

ГУ "Юридическая литература". Ретроспектива изменений пункта 46:

Редакция 2 - Приказ Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности ПМР от 23.09.09 N 994 (САЗ 10-25).

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

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

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

в) проверить соответствие сооружений проекту и согласованным отступлениям от него;

г) произвести очистку полости, испытание газопровода и технологических коммуникаций на прочность и герметичность в соответствии с техническими условиями проекта;

д) полностью удалить воду из трубопроводов после гидравлических испытаний;

е) 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;

ж) проверить и комплексно опробовать работоспособность средств диспетчерской и местной связи;

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

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

к) проверить и комплексно опробовать объекты природоохранного назначения;

л) оформить формуляры на разрешенное рабочее давление газа на объекте.

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

48. До предъявления объекта Государственной приемочной комиссии приемку проводит рабочая комиссия, назначаемая Заказчиком.

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

49. Линейную часть магистрального газопровода принимают в эксплуатацию после выполнения комплекса работ по испытанию газопровода с учетом требований действующих СНиП и иных нормативных документов.

50. При сдаче в эксплуатацию законченных строительством магистральных трубопроводов строительно-монтажная организация должна представить Приемочной комиссии техническую документацию.

51. Законченные строительством отдельные объекты (дома обходчиков и вахтенного персонала, сооружения ЭХЗ, линии связи, ЛЭП и т.д.) рабочие комиссии принимают в эксплуатацию вместе со смонтированным в них оборудованием по мере их готовности по актам о приемке, которые должны быть утверждены организацией, назначавшей рабочую комиссию.

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

53. 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.

54. До приемки оборудования КС в эксплуатацию необходимо:

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

б) проверить соответствие выполненных сооружений проекту;

в) зарегистрировать до начала пусконаладочных работ в Государственной службе охраны труда и промышленной безопасности Приднестровской Молдавской Республики подведомственные ему сосуды высокого давления и грузоподъемные краны;

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

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

е) провести пусконаладочные работы принимаемого оборудования;

ж) 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.

55. 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.

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

При осмотре необходимо провести:

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

б) контроль уровня одоранта в одоризационной установке;

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

г) проверку исправности контрольно-измерительных приборов;

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

е) 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;

ж) проверку наличия импульсного газа высокого давления для переключения кранов;

з) контроль наличия метанола в метанольной установке;

и) проверку работы системы подогрева газа;

к) проверку исправности средств связи;

л) проверку исправности электроснабжения и учета электроэнергии;

м) проверку исправности функционирования САУ ГРС, в том числе телемеханики.

57. Пуск ГРС запрещается:

а) без соответствующего оформления акта ввода в эксплуатацию;

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

в) при несоответствии степени очистки и осушки газа для питания пневмоавтоматики систем защиты требованиям действующих нормативно-техническим документам (ГОСТам, ОСТам);

г) при отсутствии средств связи с диспетчером и потребителем;

д) при отсутствии средств пожаротушения;

е) без письменного подтверждения потребителя о готовности низких сетей к приему газа и Заключения экспертизы промышленной безопасности;

ж) без наличия подготовленных операторов;

з) при отсутствии или неисправности систем энергоснабжения;

и) без систем нейтрализации паров одоранта в выбросах природного газа.

ГУ "Юридическая литература". Ретроспектива изменений пункта 58:

Редакция 2 - Приказ Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности ПМР от 23.09.09 N 994 (САЗ 10-25).

58. Подача газа в коммуникации топливного, пускового, импульсного газа, а также в трубопроводы технологической обвязки КС, ГРС и для выполнения индивидуальных испытаний оборудования допускается только при условии завершения сварочных и других огневых работ на основании Заключения экспертизы промышленной безопасности. 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, 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.

59. 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

60. Земельные участки для линейной части магистральных газопроводов предоставляются в краткосрочное или долгосрочное пользование в соответствии с Земельным кодексом Приднестровской Молдавской Республики.

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

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

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

63. Для обеспечения нормальных условий эксплуатации и исключения возможности повреждения магистральных газопроводов и их объектов устанавливается охранная зона, размеры которой составляют 25 м от оси крайнего газопровода в обе стороны, как на землях сельскохозяйственного пользования, так и на землях государственного лесного фонда.

64. 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.

65. 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, с уведомлением землепользователя. В случае если газопровод проложен однониточным коридором, то ширина расчистки от оси составляет 6 м.

66. Газотранспортные организации и подразделения обязаны принимать предупредительные меры обеспечения минимальных расстояний от газопроводов до населенных пунктов, отдельных промышленных и сельскохозяйственных организаций, зданий и сооружений в соответствии с действующим законодательством.

67. Контроль за выполнением работ в охранных зонах и согласование на производство в зонах минимальных расстояний осуществляются подразделениями организации, эксплуатирующей газопровод.

68. 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

69. Территории производственных объектов, здания и сооружения должны отвечать требованиям соответствующих стандартов, СНиП, настоящих Правил, Правил техники безопасности, санитарных норм и других нормативных документов.

70. 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:

а) сети водопровода, канализации, теплогазоснабжения и их сооружения;

б) источники питьевой воды, водоемы и санитарные зоны источников водоснабжения;

в) стоянки автотранспорта и специальной техники;

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

д) системы и средства охранной сигнализации и противопожарной безопасности;

е) склады метанола и горюче-смазочных материалов;

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

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

и) сети электроснабжения всех напряжений;

к) места складирования, накопления и эвакуации металлолома и отходов.

71. 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, узлы редуцирования, ГИС должны быть освещены в соответствии с проектом.

72. 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).

73. 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.

74. Строительство новых зданий и сооружений на территории производственных объектов должно осуществляться только при наличии проекта и акта-допуска.

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

76. 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.

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

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

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

80. На каждую промышленную площадку, имеющую источники загрязнения окружающей среды, должен быть разработан экологический паспорт, а также нормативы предельно допустимых выбросов (сбросов) загрязняющих веществ и лимиты на размещение отходов.

Все источники выбросов (сбросов) должны периодически подвергаться инструментальному контролю предельно допустимых выбросов (ПДВ) и сбросов (ПДС).

Каждая организация должна 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.

81. Территория, занимаемая объектами и сооружениями МГ, должна быть ограждена. Ограждения должны быть высотой не менее 2,0 м и поддерживаться в исправном состоянии.

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

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

82. Ответственность за эксплуатацию территорий, зданий, сооружений, в соответствии с требованиями настоящей главы, возлагается на начальников цехов, участков приказом по подразделению.

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

ГУ "Юридическая литература". Ретроспектива изменений пункта 84:

Редакция 2 - Приказ Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности ПМР от 23.09.09 N 994 (САЗ 10-25).

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

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

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

86. Здания, сооружения и опоры трубопроводов технические устройства два раза в год (весной и осенью) должны подвергаться общему техническому осмотру для выявления дефектов, а также внеочередным осмотрам после стихийных бедствий (землетрясений, ураганных ветров, ливней, больших снегопадов или аварий).

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.

При выявлении в процессе осмотра дефектов, вызывающих сомнения в прочности конструкции, или дефектов, причину которых установить затруднительно экспертной организацией должна быть проведена экспертиза промышленной безопасности технических устройств. Ответственность за несвоевременное проведение экспертизы промышленной безопасности в данном случае несет организация, эксплуатирующая техническое устройство.

87. 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.

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

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

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

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

а) обеспечивать своевременный ремонт;

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

в) следить за исправным состоянием теплоизоляции трубопроводов;

г) поддерживать в исправном состоянии инженерные коммуникации.

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

93. В стенах зданий и сооружений не допускаются:

а) пробивка отверстий и проемов;

б) 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.

94. 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.

95. Сигнально-предупредительная окраска оборудования и опознавательная окраска трубопроводов должна быть выполнена и поддерживаться в соответствии с действующими нормативно-техническими документами.

2.2. Газопроводы

ГУ "Юридическая литература". Ретроспектива изменений пункта 96:

Редакция 2 - Приказ Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности ПМР от 23.09.09 N 994 (САЗ 10-25).

96. Трубы и соединительные детали, применяемые для магистральных газопроводов и газопроводов технологической обвязки КС, ГРС (газопроводы технологического, топливного, пускового и импульсного газа), а также для аварийного запаса, должны отвечать требованиям государственных стандартов, технических условий и других нормативных документов, утвержденных в установленном порядке.

97. Применение труб и соединительных деталей, не имеющих заводских сертификатов и паспортов, подтверждающих их соответствие требованиям стандартов, запрещается.

98. Техническое обслуживание и ремонт магистральных газопроводов и газопроводов технологической обвязки КС, ГРС, ГИС должны выполняться соответствующими службами по плану-графику, согласованному со сроками ремонта другого технологического оборудования и утверждаемому организацией или его подразделениями.

99. 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 организацией или его подразделениями.

100. Сварочно-монтажные работы на действующих или подвергающихся капитальному ремонту газопроводах должны выполняться в соответствии с требованиями действующих нормативных документов.

101. Подключения к действующим газопроводам (монтаж отводов и перемычек) должны выполняться по техническим условиям организации 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.

ГУ "Юридическая литература". Ретроспектива изменений пункта 102:

Редакция 2 - Приказ Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности ПМР от 23.09.09 N 994 (САЗ 10-25).

102. Допускается подключение отводов к действующим газопроводам безогневым способом (врезка под давлением).

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 с учетом их технического состояния, необходимо выполнить капитальный ремонт или провести переиспытание по графику, составленному организацией, в зависимости от конкретных условий эксплуатации.

Работы по ликвидации кристаллогидратных пробок должны выполняться в соответствии с инструкцией, составленной организацией.

2.3. Трубопроводная арматура

ГУ "Юридическая литература". Ретроспектива изменений пункта 103:

Редакция 2 - Приказ Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности ПМР от 23.09.09 N 994 (САЗ 10-25).

103. Требования настоящей Главы распространяются на запорную, регулирующую, предохранительную трубопроводную арматуру, устанавливаемую на линейной части, газопроводах технологической обвязки КС, ГРС. Арматура перед монтажом должна быть подвергнута испытанию и ревизии.

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

105. 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.

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

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

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

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.

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

110. 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.

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

112. 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.

113. 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).

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

115. 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.

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

117. 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.

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

119. В объем капитального ремонта арматуры входят работы по полному восстановлению ее исправности в условиях специализированной ремонтной организации.

120. 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.

121. 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 организацией.

122. 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.

123. Нумерацию технологической арматуры на компрессорных станциях следует принимать согласно Приложению N 1 к настоящим Правилам, на линейной части - согласно Приложению N 2 к настоящим Правилам.

2.4. Водоснабжение, канализация, теплоснабжение, вентиляция,
газоснабжение

124. 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.

125. 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, Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых котлов с давлением пара не более 0,07 МПа, водогрейных котлов и водоподогревателей с температурой нагрева воды не выше 115 0С и соответствующей нормативной документации Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности Приднестровской Молдавской Республики.

126. 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.

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

128. 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.

129. 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.

130. 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.

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

132. 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.

133. 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.

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

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

136. 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 опресовке на прочность и плотность:

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

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

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

137. 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.

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

139. Система водоснабжения должна обеспечивать технологические, противопожарные и хозяйственно-бытовые нужды производственной организации, а также подпитку систем теплоснабжения и оборотного водоснабжения.

140. Вода, подаваемая на хозяйственно-бытовые нужды должна удовлетворять требованиям СанПиН, утвержденный Приказом Министерства здравоохранения и социальной защиты Приднестровской Молдавской Республики от 12 апреля 2007 г. N 222 "О введении в действие СНИПИН МЗиСЗ 2.1.4.1074-07 "Питьевая вода. Гигиенические требования к качеству воды централизованных систем питьевого водоснабжения. Контроль качества" (рег.N 3928 от 17 мая 2007 г.) (САЗ 07-21). Периодичность и методы контроля воды, подаваемые на бытовые нужды, согласовывают с местными органами санитарного надзора.

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

141. Доступ посторонних лиц к колодцам и резервуарам воды для хозяйственно-бытовых нужд должен быть исключен.

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

143. Резервуары для хранения воды должны подвергаться очистке один раз в год с последующим хлорированием.

144. Персонал, обслуживающий объекты водоснабжения, обязан проходить медосмотр в порядке, предусмотренном действующим законодательством Приднестровской Молдавской Республики.

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

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

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

147. 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.

148. Воздушные ресиверы и предохранительные клапаны должны эксплуатироваться в соответствии с действующими правилами Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности Приднестровской Молдавской Республики.

149. Эксплуатация объектов водоснабжения должна осуществляться в соответствии с производственными инструкциями, разработанными подразделениями с учетом требований заводов-изготовителей оборудования, органов Государственного надзора Приднестровской Молдавской Республики и местных условий эксплуатации.

150. Эксплуатация газопроводов и оборудования низкого давления должна осуществляться в соответствии с требованиями Правил технической эксплуатации и требований безопасности труда в газовом хозяйстве.

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

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

153. 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.

154. 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.

155. Система канализации производственных объектов должна соответствовать требованиям действующих СНиП.

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

156. 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.

157. 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 локальными инструкциями.

158. 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

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

160. 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.

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

ГУ "Юридическая литература". Ретроспектива изменений пункта 162:

Редакция 2 - Приказ Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности ПМР от 23.09.09 N 994 (САЗ 10-25).

162. Исключен.

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

а) с выделенным караулом - в караульном помещении;

б) с дежурным персоналом - в помещениях дежурной смены;

в) работающих в автоматическом режиме - на ближайший диспетчерский пульт подразделения.

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

3. ЛИНЕЙНАЯ ЧАСТЬ
3.1. Общие требования

165. 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.

166. Линейная часть (ЛЧ) магистрального газопровода (МГ) должна обеспечивать поставку плановых и договорных объемов газа при выполнении следующих технологических операций:

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

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

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

г) перепуск газа из системы в систему с различным рабочим давлением;

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

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

ж) измерение расходов газа по магистральным газопроводам;

з) внутритрубная диагностика.

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

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

б) выполнением работ по внутритрубной дефектоскопии;

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

г) поддержанием максимально возможной гидравлической эффективности;

д) своевременной модернизацией и реновацией морально устаревшего и изношенного оборудования;

е) соблюдением требований к охранной зоне и зоне минимально допустимых расстояний до населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных организаций, зданий и сооружений;

ж) прогнозированием, своевременным предупреждением и ликвидацией аварийных ситуаций и аварий;

з) регулярным (согласно пункта 69 настоящих Правил) уведомлением руководителей организаций и населения о местоположении газопроводов и мерах безопасности.

168. На все газопроводы диаметром более 50 мм составляются паспорта по форме, указанной в Приложении N 13 к настоящим Правилам, в двух экземплярах.

169. 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.

170. На газопроводы линейной части также должен составляться Формуляр подтверждения величины разрешенного рабочего давления (РРД), основанный на результатах внутритрубного обследования газопровода. (Приложение N 3 к настоящим Правилам).

3.2. Оформление линейной части

171. Организация и ее подразделения обязаны принимать все необходимые меры для обеспечения минимально допустимых расстояний от газопроводов до населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных организаций, зданий и сооружений.

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

173. 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.

174. В местах пересечения газопроводов с железными и автомобильными дорогами всех категорий устанавливаются знаки "Осторожно газопровод" и "Остановка запрещена", запрещающие остановку транспорта.

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 организацией, эксплуатирующей газопровод, по согласованию с Госавтоинспекцией и владельцами дорог с оформлением трехстороннего акта.

175. Установка знаков обозначения ЛЧ МГ должна оформляться совместными актами землепользователей и подразделений организации.

176. 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.

177. 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.

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

179. Знаки должны обеспечивать:

а) визуальное обнаружение газопровода при патрулировании любым способом;

б) определение местоположения газопровода при ведении работ в охранной зоне газопровода.

Каждый столбик оборудуется двумя плакатами:

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

б) 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 N 10,11 к настоящим Правилам).

180. 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 (Приложение N 9 к настоящим Правилам) и дополнительную табличку "Проход запрещен".

181. 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 официальных 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.

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

183. 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.

184. 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.

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

186. 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.

187. Эксплуатирующая организация (подразделение организации) 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.

188. 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.

189. 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.

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

3.3. Организация эксплуатации

191. Техническое и методическое руководство эксплуатацией линейной части газопроводов в газотранспортной организации 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).

192. 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 организацией могут предусматриваться и другие организационные формы обслуживания.

193. 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.

194. В состав ЛЭС могут входить ремонтно-эксплуатационные пункты (РЭП) и промышленные площадки. РЭП организуются по приказу организации 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.

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

196. 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.

197. 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.

198. Для оперативного устранения аварий, выполнения трудоемких восстановительных и других работ на магистральных газопроводах подразделением могут быть созданы аварийно-восстановительные поезда. Места дислокации, порядок подчиненности, взаимоотношения с другими структурными подразделениями устанавливаются Положением об аварийно-восстановительном поезде, которое разрабатывается подразделением.

199. 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 организации.

200. 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.

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

202. Подключение к действующим газопроводам других газопроводов или объектов должно выполняться по распоряжению ПДС организации после согласования с Государственной службой охраны труда и промышленной безопасности Приднестровской Молдавской Республики силами ЛЭС или другими подразделениями организации. При необходимости, для выполнения этих работ организация 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.

3.4. Техническое обслуживание и ремонт

203. 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 организации. Методическое руководство техническим обслуживанием и ремонтом (в том числе капитальным) осуществляется производственным отделом организации.

204. Для выполнения специальных видов работ по техническому обслуживанию и ремонту могут привлекаться специализированные подразделения газотранспортной организации и других организаций.

205. В организации, обслуживающее линейную часть газопроводов, возлагают следующие обязанности:

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

б) диагностика технического состояния газопроводов;

в) содержание трассы, охранной зоны и сооружений в состоянии, отвечающем требованиям настоящих Правил, ПБЭ МГ;

г) контроль за состоянием переходов через искусственные и естественные препятствия;

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

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

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

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

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

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

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

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

н) соблюдение границ отведенных земельных участков под объекты газопроводов;

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

206. Система технического обслуживания и ремонта разрабатывается организацией 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.

207. 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.

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

209. 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.

210. Сроки проведения осмотров, их периодичность и объемы должны устанавливаться графиком, разработанным газотранспортной организацией и утвержденным главным инженером организации.

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.

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

Воздушное патрулирование должно производиться в соответствии с Типовым положением о воздушном патрулировании трасс магистральных газопроводов и газопроводов-отводов (Приложение N 15 к настоящим Правилам).

212. 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.

213. Целью обследования являются:

а) выявление свищей и утечек газа;

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

в) измерение механических напряжений металла, деформаций и перемещений участков газопроводов;

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

д) определение технического состояния подводных переходов;

е) определение глубины заложения подземных газопроводов;

ж) оценка гидравлической эффективности, определение местных гидравлических сопротивлений;

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

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

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

215. Участки газопроводов, расположенные на пересечениях, вблизи объектов, а также вблизи охранных зон шлейфов и технологических коммуникаций, должны обследоваться на обнаружение утечек не реже одного раза в квартал.

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

Периодичность обследования устанавливает организация.

217. 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.

218. Обо 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 организацией.

219. 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 максимально высоких температур воздуха и зимой - при максимально низкой температуре воздуха.

220. 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 организацией исходя из условий эксплуатации.

221. Фактическая глубина заложения газопровода должна периодически контролироваться:

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

б) 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.

222. 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.

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

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

225. 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.

226. 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.

227. 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.

228. 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.

229. Подразделения должны составлять годовые планы-графики выполнения текущего ремонта, которые должны быть представлены в организацию 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 организацией.

230. Работы по текущему ремонту должны включать:

а) восстановление обозначения трассы;

б) 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;

в) замену труб на отдельных участках газопроводов;

г) наплавку каверн стенок труб;

д) подсыпку площадок;

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

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

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

и) закрепление подвижных песков;

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

л) восстановление предусмотренной проектом или инструкцией обваловки, ликвидацию неорганизованных переездов;

м) вырубку деревьев и кустарников по трассе газопроводов и отводов;

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

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

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

р) 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);

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

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

у) восстановление вытяжных свечей футляров, ограждений воздушных переходов;

ф) восстановление системы охраны оборудования и сооружений.

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

а) инженерной мелиорации;

б) технической мелиорации;

в) фитомелиорации.

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

233. 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 признанными экологически чистыми, иметь сертификаты.

234. Рекомендуется применять следующие растворы и добавки:

а) органические (нефть и побочные нефтепродукты, отходы нефтепроизводства);

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

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

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

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

237. Эффективность противоэрозионного закрепления движущихся песчаных грунтов рекомендуется оценивать по следующим показателям (во времени):

а) прочность на одноосное раздавливание:

б) динамическая устойчивость под воздействием внешних механических разрушающих факторов;

в) ветроустойчивость;

г) водоустойчивость (размокаемость).

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

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

239. Необходимость, объемы и сроки выполнения капитального ремонта линейной части газопровода и их участков определяет организация 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.

240. 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 организации.

241. Капитальный ремонт линейной части осуществляется в соответствии с действующими нормативными документами.

242. 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.

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

244. Очистка полости газопровода должна выполняться по специальной, разрабатываемой организацией инструкции, которая должна предусматривать:

а) организацию работ по пропуску очистного устройства;

б) технологию пуска и приема очистного устройства;

в) методы и средства контроля за прохождением очистного устройства;

г) требования безопасности и противопожарные мероприятия.

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

246. 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.

247. Магистральные газопроводы Ду 500 мм и выше перед вводом в эксплуатацию должны проходить внутритрубную дефектоскопию.

248. 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 газотранспортной организацией, а также действующими нормативными документами, регламентирующими вопросы безопасности эксплуатации магистральных газопроводов.

3.5. Транспортные технические средства

249. 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.

250. 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.

251. Приказом по подразделению, согласованному с организацией, 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.

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

253. Аварийные, транспортные и ремонтно-строительные машины и механизмы должны быть зарегистрированы в установленном порядке в органах Госавтоинспекции.

254. Разрешение на выезд аварийной техники ЛЭС для ликвидации аварийных ситуаций на газопроводах выдается диспетчерской службой предприятия. Разрешение на выезд аварийной техники во время проведения аварийно-тренировочных выездов дает руководитель структурного подразделения.

3.6. Аварийный запас

255. 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 организации использоваться при переиспытаниях газопроводов, для ликвидации отказов и для текущего ремонта.

256. 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.

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

258. 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.

259. 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.

260. 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.

ГУ "Юридическая литература". Ретроспектива изменений пункта 261:

Редакция 2 - Приказ Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности ПМР от 23.09.09 N 994 (САЗ 10-25).

261. Аварийный запас арматуры, соединительных деталей, пригрузов, материалов должен храниться в подразделениях организации. Номенклатура и объемы запасов устанавливаются организацией для каждого подразделения с учетом потребностей КС и ГРС.

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

263. 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.

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

265. 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 каждую газотранспортную организацию.

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

267. 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

268. Линейно-эксплуатационная служба должна иметь следующую техническую документацию:

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

б) исполнительную техническую документацию на линейную часть газопровода;

в) 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.);

г ) технические паспорта на магистральный газопровод;

д) паспорта на подводные переходы;

е) паспорта основного оборудования и сосудов, работающих под давлением;

ж) формуляр подтверждения разрешенного рабочего давления;

з) заводские инструкции на аварийную технику;

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

к) другую нормативно-техническую и оперативную документацию, установленную организацией (в том числе компьютерный банк данных).

269. Служба ЛЭС должна иметь следующую оперативную документацию:

а) журнал осмотра трассы газопровода;

б) журнал ремонтных работ;

в) план сбора аварийной бригады;

г) план ликвидации аварий на объектах магистральных газопроводов;

д) журнал учета выездов аварийных машин;

е) технические акты по расследованию отказов, повреждений и аварий;

ж) документацию по хранению одоранта;

з) акты технического обследования и испытаний газопроводов и оборудования;

и) нормативно-техническую базу данных;

к) журнал осмотра переходов под автомобильными и железными дорогами и водными преградами;

л) другую оперативную документацию, устанавливаемую организацией.

270. 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

271. 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.

272. Техническое диагностирование осуществляется также с целью установления ресурса его дальнейшей эксплуатации, на основании проведенной экспертизы.

273. Диагностирование должно проводиться по истечении 30 лет для стальных подземных газопроводов и наземных в обваловании.

274. Продление ресурса эксплуатации газопровода и установление срока последующего проведения технического диагностирования газопровода определяются экспертной организацией.

275. Результаты диагностирования подтверждаются заключением экспертизы, содержащее ресурс безопасной эксплуатации газопровода и мероприятия по ремонту или его замене.

276. Заключение экспертизы о техническом состоянии газопровода подлежит учету в Государственной службе охраны труда и промышленной безопасности Приднестровской Молдавской Республики в установленном порядке.

277. На основе имеющейся диагностической информации организации составляют ежеквартальные и годовые отчеты о техническом состоянии ЛЧ МГ.

278. 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:

а) проектной, исполнительной и эксплуатационной документации;

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

в) материалов аэросъемочных работ;

г) отчетов по дефектоскопии;

д) данных предыдущего наземного контроля.

279. Как потенциально опасные следует выделять:

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

б) оползневые участки;

в) участки на подрабатываемых территориях;

г) воздушные и подводные переходы;

д) пересечение трубопроводов;

е) переходы под железными и автомобильными дорогами;

ж) технологические трубопроводы компрессорных станций;

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

и) участки с дефектами (по результатам дефектоскопии).

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

а) рекогносцировочное обследование трассы газопровода;

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

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

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

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

е) определение внешних силовых воздействий на трубопровод на участках различных категорий;

ж) определение внутреннего давления и температуры стенок труб в контролируемых сечениях.

281. 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.

282. Периодичность проведения внутритрубных обследований зависит от технического состояния и внешних условий (грунтовых, климатических, геологических, гидрологических и др.) для каждого конкретного участка газопровода.

283. 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.

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

285. Организации, осуществляющие диагностику несут ответственность за достоверность и сохранность информации, полученной в процессе проведения технической диагностики.

286. На основании проведенных технических обследований и заключений экспертизы промышленной безопасности 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

287. 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.

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

а) один или несколько компрессорных цехов;

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

в) система электроснабжения;

г) система производственно-хозяйственного и пожарного водоснабжения;

д) систему теплоснабжения;

е) систему канализации и очистные сооружения;

ж) систему молниезащиты;

з) систему ЭХЗ объектов КС;

и) систему связи;

к) диспетчерский пункт (ДП) КС;

л) 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:

а) узел подключения к магистральному газопроводу;

б) технологические коммуникации с запорной арматурой;

в) установку очистки газа;

г) установки воздушного охлаждения газа;

д) станцию охлаждения газа (СОГ);

е) системы топливного, пускового и импульсного газа;

ж) систему охлаждения смазочного масла;

з) электрические устройства цеха;

и) систему автоматического управления и КИП;

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

289. 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.

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

291. 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, поднадзорные Государственной службе охраны труда и промышленной безопасности Приднестровской Молдавской Республики, должны иметь надписи, соответствующие его требованиям.

292. Изменения в конструкции оборудования КС, проводимые в порядке модернизации, должны проводиться на основе бюллетеней организаций-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 организацией- изготовителем данного изделия.

293. 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 и стажировки или записью в журнале распоряжений.

294. На трубопроводы компрессорной станции также должен составляться "Формуляр подтверждения" величины разрешенного рабочего давления (РРД) в соответствии с Приложением N 4 к настоящим Правилам.

4.2. Организация эксплуатации

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

а) осуществление заданного режима компримирования газа;

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

в) обеспечение исправного состояния производственных зданий, сооружений, территории;

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

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

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

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

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

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

в) 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 газотранспортной организацией.

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

297. Эксплуатационные службы должны обеспечивать контроль минимальных расстояний от внешних объектов, зданий и сооружений согласно действующих СНиП.

298. В обязанности газотранспортной организации входит обеспечение ведомственного контроля за организацией эксплуатации КС, в том числе:

а) контроль за организацией эксплуатации;

б) контроль за соблюдением ПЭЭП, правил техники безопасности, НПБ и инструкций по эксплуатации;

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

г) контроль выполнения мероприятий, предусмотренных системой технического обслуживания и ремонта;

д) контроль выполнения нормативно-технических и организационно-распорядитель-ных документов;

е) контроль за расследованием и учет нарушений ПЭЭП и инструкций по эксплуатации;

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

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

и) ведение работы с заводами-изготовителями по претензиям;

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

4.3. Техническое обслуживание, ремонт, модернизация и реконструкция

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

300. Система технического обслуживания и ремонта должна предусматривать:

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

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

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

г) планово-предупредительные (средние, капитальные) ремонты;

д) аварийно-восстановительные ремонты.

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

302. Диагностическое обслуживание оборудования КС осуществляется техническими службами организации и специализированными организациями в соответствии с нормативно-технической документацией, утверждаемой в установленном порядке.

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

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

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

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

в) составлены график ремонта и проект организации ремонтных работ;

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

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

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

ж) укомплектован и проинструктирован ремонтный персонал.

305. Планы и графики ремонтов составляет организация и согласовывает с ремонтной организацией.

306. 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.

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

308. 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 газотранспортной организации.

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

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

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

311. 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 переоснащения оборудования и систем.

312. 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.

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

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

б) испытания объектов, поднадзорных Государственной службе охраны труда и промышленной безопасности Приднестровской Молдавской Республики;

в) контроль вибрационного состояния технологических трубопроводов КЦ;

г) контроль металла и изоляции технологических трубопроводов физическими методами;

д) диагностическое обслуживание ГПА (прежде всего, вибродиагностика);

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

ж) контроль акустических показателей оборудования и их соответствия действующим нормам;

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

314. Порядок приемки оборудования после ремонта и модернизации определяется отраслевыми нормативными документами, а при их отсутствии - локальными инструкциями.

4.4. Компрессорный цех

315. Оборудование, установки и системы компрессорного цеха (КЦ) должны эксплуатироваться в соответствии с производственными инструкциями, составленными на основе инструкций по эксплуатации заводов - изготовителей оборудования, настоящих Правил, ПЭЭП, ПУЭ, Правил безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов (ПБЭ МГ), и других нормативных документов.

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

а) корпусе приводного двигателя;

б) корпусе компрессора;

в) устройстве представления информации САУ (пультах управления);

г) выхлопной шахте и воздухозаборной камере для ГТУ и ГД;

д) индивидуальном укрытии (здании) ГПА.

317. 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.

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

319. 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.

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

321. 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.

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

323. 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:

а) 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);

б) 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;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

п) контролировать работоспособность системы импульсного газа;

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

с) 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;

т) контролировать уровень вибраций и его изменение;

у) контролировать комплектность и работоспособность средств пожаротушения;

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

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

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

ч) учитывать безвозвратные расходы масла из маслосистемы;

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

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

ъ) 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.

324. 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.

325. 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 (урагана, наводнения, землетрясения, грозовой активности, обледенения, пыльной бури, аномальной низкой температурой и т.д.).

Ориентировочный перечень возможных изменений (нарушений) режима работы КС:

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

б) аварийный останов предыдущей или последующей КС;

в) аварийный останов параллельно работающего цеха;

г) вывод на "кольцо" и загрузка параллельно работающего цеха;

д) вывод параллельно работающих агрегатов на "кольцо";

е) вынужденный останов параллельно работающих ГПА;

ж) разрыв ниток газопровода;

з) несанкционированное закрытие (открытие) технологических кранов КС;

повышение гидравлических сопротивлений аппаратов и технологических коммуникаций;

и) нарушение электроснабжения переменного и постоянного тока;

к) нарушение систем тепло - и водоснабжения;

л) нарушение технологического процесса очистки полости газопровода;

м) ошибки персонала и другие причины.

326. Остановленный ГПА может находиться в одном из следующих состояний:

а) 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 организации). Длительность нахождения в данном состоянии - до 30 суток, после чего производится техобслуживание по инструкции изготовителя;

б) 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;

в) 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 более 720 ч. соответственно);

г) 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;

д) 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;

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

ж) нахождение остановленного ГПА в одном из состояний определяется указанием (или согласованием) ЦДС газотранспортной организации.

327. 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.

328. 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.

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

330. 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 (наводнения, землетрясения и др.).

331. 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:

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

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

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

г) система аварийного отключения КС - при плановой остановке цеха по пункту 309 и один раз в квартал;

д) 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".

332. 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.

333. Подготовка и проведение исследовательских, диагностических, контрольных и других испытаний и мероприятий должны выполняться по утвержденным программам-методикам и под руководством оперативного персонала.

ГУ "Юридическая литература". Ретроспектива изменений Главы 4.5:

Редакция 2 - Приказ Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности ПМР от 23.09.09 N 994 (САЗ 10-25).

4.5. Исключена

4.6. Установка очистки газа

350. Эксплуатация установки очистки газа должна проводиться в соответствии с нормативно-техническими документами, инструкциями завода - изготовителя оборудования, Правил Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности Приднестровской Молдавской Республики, проектной документации и настоящих Правил.

351. Сосуды, работающие под давлением, после монтажа до пуска в работу должны быть зарегистрированы в Государственной службе охраны труда и промышленной безопасности Приднестровской Молдавской Республики и пройти техническое освидетельствование на месте эксплуатации (внутренний осмотр и гидравлическое испытание). Порядок и периодичность технических освидетельствований пылеуловителей и фильтров-сепараторов должны соответствовать Правилам устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением и иным нормативным документам Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности Приднестровской Молдавской Республики.

352. На каждом аппарате должны быть выполнены несмываемой краской надписи в соответствии с требованиями действующего законодательства Приднестровской Молдавской Республики и порядковый станционный номер.

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

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

355. Работа аппаратов очистки с повышенным перепадом давлений на сепарационных (циклонных) элементах или с неисправными устройствами подогрева или дренажа запрещается.

356. Оперативное обслуживание установки очистки газа должно включать периодическое выполнение следующих операций:

а) внешний осмотр оборудования и коммуникаций;

б) контроль перепада давлений на входе и выходе установки;

в) контроль уровня жидкости в аппаратах очистки;

г) контроль работоспособности устройств подогрева и дренажа;

дренирование (продувка) из аппарата отсепарированных шлама и конденсата.

Периодичность выполнения указанных операций определяется техническим состоянием оборудования, степенью автоматизации, качеством газа, местными условиями.

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

358. Периодически, но не реже одного раза в 2 года, одновременно с плановым остановом КС или с очередным техническим освидетельствованием должен производиться осмотр на предмет работоспособности сепарационных (циклонных) элементов, трубных досок, других элементов аппарата и очистка его от загрязнений.

359. Периодически, но не реже одного раза в год, должна производиться диагностика толщин стенок входных, выходных и дренажных трубопроводов в эрозионно-опасных местах (тройники, отводы и другие соединительные детали) и контроль состояния защемляющих устройств. Результаты контроля должны фиксироваться в протоколах измерений и актах.

4.7. Установка воздушного охлаждения газа

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

361. Пуск компрессорной станции в эксплуатацию без ввода в работу установки охлаждения газа не допускается.

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

363. Количество аппаратов воздушного охлаждения, включенных в работу, определяется диспетчером или автоматически с учетом атмосферных условий и заданного режима.

При отклонении температуры газа от установленных пределов на выходе установки и отсутствии при этом технических средств для ее изменения по согласованию с ЦДС организации должен быть изменен режим работы КС.

364. В случае возрастания перепада давлений газа на установке выше проектного должен быть открыт запорный кран на обводном газопроводе установки и приняты меры по поочередному останову и очистке загрязненных аппаратов.

365. Пределы изменения температуры газа на выходе АВО должны устанавливаться ЦДС организации с учетом обеспечения продольной устойчивости магистрального газопровода, оптимального режима работы; сохранности изоляции; предотвращения гидратообразования; температуры наружного воздуха.n

366. Техническое обслуживание установки охлаждения газа должно включать:

а) внешний осмотр оборудования и коммуникаций, обнаружение утечек газа;

б) контроль вибрации и работы лопастей;

в) контроль и регистрацию температуры газа на выходе установки;

г) контроль перепада давлений газа.

Периодичность выполнения указанных операций определяется техническим состоянием, степенью автоматизации, но не реже одного раза в сутки.

367. Периодически, но не реже одного раза в год, должны проводиться наружный осмотр аппаратов воздушного охлаждения, с целью определения работоспособности трубных пучков, вентиляторов, и очистка от загрязнений.

368. Периодически, но не реже одного раза в год, в соответствии со специальной инструкцией, должна проводиться диагностика толщин стенок выходных и входных трубопроводов в эрозионно-опасных местах (тройники, отводы и другие соединительные детали) и контроль состояния заземляющих устройств. Результаты контроля должны фиксироваться в протоколах измерений и актах.

4.8. Системы топливного, пускового и импульсного газа

369. Система топливного газа должна эксплуатироваться в режиме автоматического включения резервной нитки на пункте редуцирования при отказе основной.

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

371. При эксплуатации систем необходимо:

а) контролировать давление в системах и, при необходимости, производить настройку регуляторов;

б) осуществлять периодические (не реже одного раза в год) проверку и регулировку предохранительных клапанов;

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

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

д) контролировать перепады давлений на фильтрах и, при необходимости, заменять фильтрующие элементы;

е) регенерировать или заменять реагенты осушителей импульсного газа;

ж) контролировать работу подогревателей топливного газа и температуру газа после редуцирования;

з) своевременно выявлять и устранять утечки газа;

и) измерять и регистрировать расход газа;

к) в соответствии с утвержденным графиком производить осмотр, чистку, ремонт и испытание оборудования.

4.9. Маслоснабжение

372. В процессе эксплуатации система маслоснабжения КС должна обеспечивать маслом газоперекачивающие агрегаты, электротехнические устройства и вспомогательные механизмы; сбор, очистку, измерение расхода и учет движения масла.

373. При эксплуатации КС должен быть обеспечен неснижаемый запас масла в следующем количестве:

а) не менее трехмесячного расхода смазочного масла для всех установленных ГПА и двигателей электростанций, а при неблагоприятной транспортной схеме - не менее шестимесячного расхода;

б) трансформаторного масла - не менее 10 % от количества, залитого в трансформаторы и масляные включатели;

в) других масел - не менее двухмесячного расхода.

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

375. В процессе хранения и эксплуатации ГПА масло должно периодически подвергаться визуальному контролю и сокращенному анализу.

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

376. Периодичность анализа и контроля определяется производственной организацией.

377. Станционные маслопроводы должны содержаться в состоянии, обеспечивающем качество масла, подаваемого к оборудованию, не ниже эксплуатационных норм.

Обвязка агрегатов маслопроводами не должна допускать возможность соединения трубопроводов чистого и грязного масла.

378. В зимнее время должна быть обеспечена работоспособность системы обогрева маслопроводов и емкостей.

4.10. Техническая документация

379. На каждой компрессорной станции должны быть:

а) исполнительная техническая документация, в том числе генеральный план территории с подземными коммуникациями;

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

в) производственные инструкции (технологические регламенты) по эксплуатации оборудования и систем;

г) должностные инструкции;

д) инструкции по технике безопасности и охране труда по видам работ;

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

ж) инструкции по действиям эксплуатационного персонала в аварийных ситуациях;

з) другая документация, устанавливаемая организацией и подразделением;

и) план ликвидации возможных аварий.

380. Перечень, формы и сроки представления отчетной документации определяются газотранспортной организацией.

Примерный перечень оперативной документации компрессорного цеха должен включать следующую документацию: журналы производства работ; учета смазочных масел; регистрации газоопасных и огневых работ; журнал учета объектов; инструктажа на рабочем месте и стажировки; дефектов оборудования и систем КЦ; контроля загазованности помещений КЦ; суточные ведомости работы ГПА.

4.11. Техническая диагностика

381. Контроль работоспособности, надежности и безопасности оборудования КС должен осуществляться с помощью технических и программных средств мониторинга и диагностики. Данные средства должны с требуемой достоверностью производить оценку технического состояния оборудования КС и прогнозировать его изменение не менее чем на период до следующего проведения измерений.

382. Системы мониторинга и диагностики должны устанавливаться на КС по мере их разработки и приемки в эксплуатацию ведомственной комиссией.

383. Эксплуатация систем мониторинга и диагностики и их отдельных элементов производится в соответствии с нормативными документами и регламентами эксплуатации каждой конкретной системы, согласованными с производителями диагностируемого оборудования и надзорными органами.

384. Обслуживание и ремонт аппаратных средств мониторинга и диагностики должны производиться в соответствии с нормативными документами, применяемыми для систем АСУ ТП КС и КИПиА.

385. Вводимые в эксплуатацию диагностические системы должны решать взаимосвязанные задачи следующих трех уровней:

а) контроля состояния оборудования по параметрам, регламентируемым нормативными документами и методическими указаниями по их эксплуатации, и отнесения его к одному из установленных нормативных технических состояний: "Хорошо", "Допустимо", "Требует принятия мер", "Недопустимо";

б) идентификации конкретных дефектов элементов и узлов оборудования и оценки степени их развития по диагностическим параметрам, получаемым с привлечением специальных методов обработки измеряемых сигналов и результатов ранее проведенных измерений;

в) прогнозирования технического состояния элементов и узлов оборудования и процессов развития обнаруженных дефектов по результатам статистической обработки накопленной для диагностируемого объекта информации. (В системах прогнозирования может использоваться информация, накопленная на других однотипных диагностируемых объектах).

386. Установка систем мониторинга и диагностики должна обеспечиваться при новом строительстве и реновации КС, а также в процессе модернизации эксплуатируемых КС.

Вводимые в эксплуатацию полнофункциональные системы должны обеспечивать эксплуатацию КС с учетом реального фактического состояния каждого вида, типа и конкретного экземпляра диагностируемого оборудования.

387. После периода опытной эксплуатации диагностических систем должен осуществляться последовательный переход от системы планово-предупредительных ремонтов оборудования к системе его обслуживания по фактическому техническому состоянию.

Время перехода должно быть регламентировано для каждой конкретной КС в соответствии с планами технического перевооружения отрасли и производственной организации, в состав которого она входит. Система и порядок перехода регламентируются отраслевыми документами и распоряжением по производственной организации.

388. Диагностическое обслуживание КС должно обеспечиваться в соответствии с утвержденной для отрасли трехуровневой системой с регламентированными функциональными обязанностями на каждом из уровней: эксплуатационного персонала КС, региональных диагностических центров, структурно входящих, либо не входящих в состав газотранспортной организации, и экспертных организаций.

389. Диагностические системы, эксплуатируемые на КС, должны обеспечивать безаварийность и установленную достоверность принятия решений о текущем и прогнозируемом техническом состоянии оборудования непосредственно персоналом КС, а также приемлемые для эксплуатации сроки принятия решений с привлечением специалистов и экспертов.

390. Нормативная документация при диагностическом обслуживании КС должна жестко регламентировать взаимодействие всех его участников при аварийных отключениях оборудования, а также в случаях необходимости эксплуатации оборудования при диагностируемом техническом состоянии "Недопустимо".

Установления ресурса дальнейшей эксплуатации оборудования устанавливается, на основании проведенной экспертизы промышленной безопасности.

391. Продление регламентируемого изготовителем оборудования межремонтного периода по результатам диагностического обслуживания должно регламентироваться отраслевой нормативной документацией, согласованной с изготовителем и надзорными органами.

5. ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ СТАНЦИИ

5.1. Общие требования

392. Газораспределительные станции (ГРС, АГРС) сооружаются на газопроводах-отводах и предназначены для подачи промышленным организациям и населенным пунктам обусловленного объема газа с определенным давлением, степенью очистки, одоризации и измерения объемного расхода газа, а при необходимости, контроля качественных его показателей.

393. На ГРС должны осуществляться основные технологические процессы:

а) очистка газа от твердых и жидких примесей;

б) снижение высокого давления (редуцирование);

в) одоризация (при необходимости);

г) измерение и коммерческий учет количества газа.

394. Поставка газа потребителям должна осуществляться в соответствии с Постановлением Правительства Приднестровской Молдавской Республики от 15 августа 1997 г. N 131 "Об утверждении Правил поставки и пользования газом потребителями Приднестровской Молдавской Республики" (САМП 97-8).

395. Объемы подачи и величина избыточного давления поставляемого газа должны устанавливаться договором, заключенным между поставщиком и потребителем.

396. В состав ГРС должны входить следующие основные технологические узлы и вспомогательные устройства:

а) переключения ГРС, очистки газа, а также предотвращения гидратообразования (при необходимости), редуцирования, одоризации, деодорации, измерения и учета расхода газа;

б) сбора конденсата, КИПиА, технологической связи, в том числе с потребителями через АТС или фиксированную, системы телемеханики, электроосвещения, молниезащиты и защиты статического электричества, электрохимзащиты, отопления, вентиляции.

397. Территория ГРС должна быть ограждена с обеспечением охранной сигнализации и размещаться вне черты перспективной застройки города или населенного пункта с минимально допустимыми расстояниями до населенных пунктов, отдельных промышленных и других организаций, а также зданий и сооружений при газопроводах I и II классов (Приложение N 14 к настоящим Правилам).

На ограждении территории ГРС указывается название ГРС и эксплуатирующая организация с указанием ответственного за эксплуатацию ГРС лица и номера телефона организации, а также предусматривается знак "Газ. С огнем не приближаться" (Приложение N 9 к настоящим Правилам).

398. Надежность и безопасность эксплуатации ГРС должны обеспечиваться:

а) периодическим контролем за техническим состоянием технологического оборудования, узлов и устройств, включая систему автоматической защиты;

б) поддержанием их в исправном техническом состоянии за счет соблюдения нормальных режимов работы и Правил эксплуатации, а также своевременного выполнения ремонтно-профилактических работ;

в) своевременной модернизацией и реновацией морально и физически изношенного оборудования, узлов и устройств;

г) соблюдением требований к зоне минимальных расстояний до населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных организаций, зданий и сооружений (Приложение N 14 к настоящим Правилам);

д) своевременным предупреждением и ликвидацией отказов;

е) соблюдением МПОТ, ПЭЭП.

399. Ввод в эксплуатацию ГРС после строительства, реконструкции и модернизации без выполнения пусконаладочных работ и пуск ГРС без соответствующего оформления приемо-сдаточного акта и регистрации сосудов, работающих под давлением, наличия связи с потребителем запрещаются.

400. Каждая ГРС должна быть остановлена один раз в год для выполнения ремонтно-профилактических и наладочно-поверочных работ. Змеевики огневых подогревателей газа (тип ПГА-10, 100 и др.) не реже одного раза в два года должны подвергаться гидравлическому испытанию на прочность с составлением акта.

401. Другие типы подогревателей газа (неогневые) подвергаются переиспытанию согласно инструкциям заводов-изготовителей, но не реже одного раза в пять лет.

402. Для вновь разрабатываемого оборудования ГРС система автоматического управления должна обеспечивать:

а) включение в работу резервной редуцирующей нитки при выходе из строя одной из рабочих;

б) сигнализацию о переключении редуцирующих ниток;

в) включение и контроль за работой подогревателей газа.

403. Порядок допуска на ГРС посторонних лиц и въезда транспорта определяется соответствующим подразделением производственной организации.

404. Имеющаяся на ГРС охранная сигнализация должна содержаться в исправном состоянии.

405. Температура воздуха в помещениях ГРС должна соответствовать техническим требованиям заводов-изготовителей по эксплуатации технологического оборудования, вспомогательных устройств, контрольно-измерительных приборов, средств и систем автоматики, сигнализации, связи и телемеханики.

406. На трубопроводы ГРС (АГРС) также должен составляться "Формуляр Подтверждения величины разрешенного рабочего давления (РРД)" (Приложение N 5 к настоящим Правилам).

5.2. Организация эксплуатации

407. Служба или группа эксплуатации ГРС организуется и входит в состав газового предприятия на основании приказа по производственной организации. Служба или группа производит централизованное техническое обслуживание ГРС и ремонтные работы, а также выполняет мероприятия, обеспечивающие бесперебойную и безопасную эксплуатацию ГРС.

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

409. Техническое и методическое руководство эксплуатацией ГРС осуществляет производственный отдел организации, а административное руководство осуществляет руководитель подразделения в соответствии с установленным распределением обязанностей.

Непосредственное руководство эксплуатацией ГРС осуществляет начальник (инженер) ГРС линейно-эксплуатационной службы.

410. Обязанности, права и ответственность обслуживающего персонала службы эксплуатации ГРС регламентируются действующим Положением по технической эксплуатации газораспределительных станций магистральных газопроводов.

411. Эксплуатация оборудования и систем ГРС осуществляется персоналом линейно-эксплуатационной службы. Текущий и капитальный ремонт, реконструкция и модернизация оборудования и систем ГРС должны осуществляться:

а) линейно-эксплуатационной службой - технологического оборудования газопроводов, зданий и сооружений, систем отопления и вентиляции, территории и подъездных автодорог;

б) службой (участком) КИПиА - контрольно-измерительных приборов, телемеханики, автоматики и сигнализации, расходомерных пунктов;

в) службой (участком) электрохимзащиты (ЭХЗ) - оборудования и устройств электрохимзащиты, электроснабжения, освещения, молниезащиты, заземления;

г) службой (участком) связи - средств связи.

Распределение обязанностей между службами устанавливается газовым предприятием в соответствием с его структурой и особенностями.

412. Формы эксплуатации и численность персонала для каждой отдельной ГРС устанавливаются производственной организацией в зависимости от степени ее автоматизации, телемеханизации, производительности, категории (квалификации) потребителей и местных условий:

а) централизованная - без обслуживающего персонала, когда плановые профилактические и ремонтные работы осуществляются один раз в неделю персоналом службы ГРС;

б) периодическая - с обслуживанием в одну смену одним оператором, периодически посещающим ГРС для выполнения необходимых работ согласно утвержденному графику;

в) надомная - с обслуживанием двумя операторами, работающими на ГРС согласно утвержденному графику;

г) вахтенная - с круглосуточным дежурством обслуживающего персонала на ГРС посменно, в соответствии с утвержденным графиком.

413. Эксплуатация ГРС должна осуществляться в соответствии с инструкцией по эксплуатации для каждой ГРС, разрабатываемой подразделением на основе требований настоящих Правил, заводских инструкций по эксплуатации оборудования, входящего в состав ГРС, и другой технической документации.

414. Оборудование, запорная, регулирующая и предохранительная арматура должны иметь технологическую нумерацию, нанесенную несмываемой краской на видных местах в соответствии с технологической схемой ГРС.

На газопроводах ГРС должно быть указано направление движения

газа,  на  штурвалах  запорной арматуры -- направление вращения их при
открывании и закрывании.

ГУ "Юридическая литература". Ретроспектива изменений пункта 415:

Редакция 2 - Приказ Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности ПМР от 23.09.09 N 994 (САЗ 10-25).

415. Изменение давления на выходе ГРС и подача газа потребителю производятся оператором только по распоряжению диспетчера организации или ГО с соответствующей записью в журнале оператора.

ГУ "Юридическая литература". Ретроспектива изменений пункта 416:

Редакция 2 - Приказ Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности ПМР от 23.09.09 N 994 (САЗ 10-25).

416. ГРС должна быть остановлена (приняты меры по закрытию входных и выходных кранов) самостоятельно оператором в случаях:

а) разрыва технологических и подводящих газопроводов;

б) аварии на оборудовании;

в) пожара на территории ГРС;

г) значительных выбросов газа;

д) стихийных бедствий;

е) во всех случаях, грозящих жизни людей и разрушению строений и оборудования;

ж) по требованию потребителя.

О каждом случае аварийной остановки ГРС оператор (или другое проверяющее лицо) должен немедленно доложить инженеру- диспетчеру и потребителю газа с последующей записью в оперативном журнале.

417. ГРС должна быть оборудована системами сигнализации и автоматической защиты от превышения и снижения давления на выходе.

Порядок и периодичность проверки сигнализации и защиты должны предусматриваться в инструкции по эксплуатации ГРС.

Эксплуатация ГРС без систем и средств сигнализации и автоматической защиты запрещается.

418. ГРС должны обеспечивать автоматическое регулирование выходного давления газа, подаваемого потребителю, с относительной погрешностью, не превышающей + 10 % от установленного рабочего давления.

Пределы срабатывания аварийной сигнализации +8 %, защитной автоматики +10 %, предохранительных клапанов +12 %, клапанов-отсекателей или закрытие входного крана +15 % от установленного рабочего давления газа на выходе ГРС.

419. Устройство автоматики и сигнализации разрешается отключать только по распоряжению лица, ответственного за эксплуатацию ГРС, на период выполнения ремонтных и наладочных работ с регистрацией в журнале оператора.

420. Периодичность и порядок проверки предохранительных клапанов, устанавливаемых на каждом выходном газопроводе, должны предусматриваться в инструкции по эксплуатации ГРС.

Проверка настройки, а при необходимости, и регулировки предохранительных клапанов производится не реже двух раз в год, а полная их ревизия - не реже одного раза в год в соответствии с графиком.

Отрегулированный предохранительный клапан должен быть опломбирован и иметь бирку с надписью даты следующей настройки давления срабатывания.

421. В процессе эксплуатации ГРС предохранительные клапаны должны проверяться на срабатывание один раз в месяц, а в зимний период - не реже одного раза в десять дней с записью в журнале. Проверка предохранительных клапанов производится по инструкции.

Объединение сбросов газа предохранительных клапанов разных потребителей (особенно разных по давлению), уменьшение диаметра сбросной свечи по сравнению с диаметром выходного фланца и монтаж арматуры за клапаном запрещается.

422. При снятии предохранительного клапана для ревизии или ремонта вместо него устанавливают исправный предохранительный клапан аналогичного типоразмера с соответствующей настройкой срабатывания. Установка заглушки вместо снятого клапана запрещается.

423. Запорная арматура на обводной линии ГРС должна быть закрыта и опломбирована. При необходимости, подача газа потребителю допускается только при выполнении ремонтных работ и аварийных ситуациях с уведомлением и распоряжением инженера-диспетчера с записью в оперативном журнале.

Во время работы по обводной линии оператор должен обеспечить непрерывный контроль и регистрацию каждые 30 минут входного и выходного давления.

424. Порядок и периодичность удаления загрязнений из устройств очистки газа посредством продувок и слива жидкости определяются подразделением организации с соблюдением требований защиты окружающей среды, санитарной и пожарной безопасности, а также с исключением попадания загрязнений в сети потребителей.

Продувочные линии должны иметь дроссельные шайбы, а емкости сбора конденсата - дыхательный клапан.

425. Осмотр и очистка внутренних стенок очистных аппаратов должны производиться по инструкции, предусматривающей меры, исключающие возможность возгорания пирофорных отложений.

426. Применение метанола, при необходимости, на ГРС производится в соответствии с Инструкцией о порядке получения от поставщиков, перевозки, хранения, отпуска и применения метанола на объектах газовой промышленности.

Ввод метанола в коммуникации ГРС осуществляется оператором по распоряжению инженера-диспетчера.

427. Устройства водяного общего или местного подогрева газа, при необходимости, а также для отопления операторной ГРС должны отвечать требованиям инструкций заводов-изготовителей и Правил устройства и безопасности эксплуатации водогрейных и паровых котлов с давлением не выше 0,07 МПа.

428. Газ, подаваемый потребителям, должен быть одорирован. В отдельных случаях, определяемых договорами на поставку газа потребителям, одоризация не проводится.

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

429. Порядок учета расхода одоранта на ГРС устанавливается и осуществляется по форме и в сроки, регламентируемые газовым предприятием.

430. ГРС должны обеспечивать автоматическое регулирование давления газа, подаваемого потребителю, с погрешностью, не превышающей 10 % от устанавливаемого рабочего давления.

431. Измерение объемного расхода и контроль за качеством показателей газа должны выполняться в соответствии с требованиями нормативных документов Госстандарта Приднестровской Молдавской Республики и договорами по поставкам газа.

432. При неравномерном газопотреблении измерения должны выполняться при расходах газа не ниже 30 % (при применении диафрагменных расходомеров) и 20 % (при применении турбинных и роторных счетчиков количества, а также при расходах газа не превышающих 95 %).

Рабочие пределы измеряемых расходов газа 30-95 и 20-95% должны обеспечиваться за счет подключения к диафрагме соответствующего прибора и переключения измерительных трубопроводов (ниток) замерного узла вручную оператором или автоматически.

433. Ремонт, связанный с необходимостью отключения ГРС, должен планироваться на период наименее интенсивного отбора газа по согласованию с потребителями.

5.3. Техническое обслуживание и ремонт

434. Сроки и периодичность технического обслуживания и ремонта технологического оборудования, систем и устройств ГРС устанавливаются производственной организацией в зависимости от технического состояния и в соответствии с техническими требованиями заводских инструкций по эксплуатации.

Проведение текущего ремонта технологического оборудования, систем и устройств ГРС определяется руководством газового предприятия на основании графиков проведения планово-предупредительного ремонта и результатов плановых осмотров в процессе эксплуатации ГРС.

435. Ответственность за качество технического обслуживания и ремонта несут осуществляющий его персонал, руководители соответствующих подразделений и служб.

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

437. Контроль за техническим состоянием ГРС должен включать:

а) визуальный осмотр основных технологических узлов и вспомогательных устройств с выявлением внешних признаков их неисправностей и утечек газа из оборудования, запорной арматуры, газопроводов и коммуникаций;

б) осмотр сальниковых уплотнителей и фланцевых соединений, а также проверку герметичности соединительных линий, в том числе импульсных труб пневматических приборов;

в) проверку функционирования технологических узлов и вспомогательных устройств с учетом режимов их работы;

г) осмотр и проверку систем подогрева газа (при наличии), отопления, вентиляции, электроосвещения;

д) проверку и осмотр средств и систем КИПиА, сигнализации и связи;

е) осмотр и определение работоспособности одоризационной установки;

ж) сохранность и работоспособность станции катодной защиты, включая проверку исправности технологической и охранной сигнализации.

438. Все неисправности, обнаруженные при техническом обслуживании, необходимо регистрировать в журнале оператора. В случае обнаружения неисправностей, которые могут привести к нарушению технологических процессов, следует принять меры, предусмотренные инструкцией по эксплуатации ГРС.

439. Техническое обслуживание и ремонты (текущий и капитальный) технологического оборудования, электрооборудования, оборудования и систем КИПиА, телемеханики и автоматики, сигнализации, отопления, вентиляции, станции катодной защиты и ее коммуникаций, должны осуществляться по графикам ППР, утвержденным руководителем подразделения организации.

440. На предстоящий осенне-зимний период для каждой ГРС разрабатывается план мероприятий по обеспечению безаварийной работы ГРС, в котором должны быть предусмотрены:

а) осмотр и ремонт сальниковых уплотнителей и фланцевых соединений;

б) осмотр и ремонт запорной арматуры;

в) замена в запорных кранах летней смазки на зимнюю;

г) смена смазки в редукторах;

д) наличие аварийного запаса крановой смазки, гидрожидкости и одоранта;

е) проверка и ревизия котлоагрегатов, системы подогрева газа, отопления и вентиляции;

ж) проверка связи ГРС - потребитель.

441. Виды ремонтных работ, проводимые на ГРС, должны осуществляться персоналом службы ГРС.

442. Проведенные ремонтные работы на ГРС должны приниматься начальником (или инженером) ГРС по акту с прилагаемой технической документацией.

5.4. Техническая документация

443. На каждую ГРС подразделения должна быть следующая техническая документация:

а) акт отвода земельного участка;

б) акт приемки газопровода-отвода и ГРС и исполнительная техническая документация;

в) схема технического обслуживания газопровода-отвода и ситуационный план местности;

г) принципиальные схемы (технологическая, автоматики, управления и сигнализации, отопления и вентиляции, молниезащиты и заземления, электроосвещения и т.п.);

д) технический паспорт ГРС (АГРС) - (Приложение N 14 к настоящим Правилам);

е) паспорта на оборудование, приборы и заводские инструкции;

ж) инструкции по эксплуатации ГРС;

з) Положение по технической эксплуатации ГРС;

и) схемы внутреннего электроснабжения и питающих ЛЭП;

к) НТД Госстандарта по измерению и расчету расхода газа;

л) другая нормативно-техническая документация, установленная организацией.

Непосредственно на ГРС должна быть следующая документация:

а) должностные инструкции обслуживающего персонала ГРС;

б) принципиальная технологическая схема с КИПиА;

в) инструкция по эксплуатации ГРС;

г) Правила (или ГОСТ) по измерению и расчету расхода газа;

д) журнал оператора;

е) план-график производства планово-предупредительных ремонтов;

ж) журнал проверки рабочих зон и помещений ГРС и газопроводов, арматуры и газового оборудования собственных нужд на загазованность;

з) другая документация по усмотрению подразделения.

Оборудование, сооружения и системы, эксплуатационную документацию по ГРС должен проверять ответственный за эксплуатацию ГРС и принимать необходимые меры по обеспечению надлежащего уровня эксплуатации ГРС.

Изменения в принципиальных технологических схемах с КИПиА, сигнализации и электроосвещения, а также в оборудовании ГРС должны утверждаться подразделением организации и вноситься в соответствующую техническую документацию.

6. ЭЛЕКТРОУСТАНОВКИ

6.1. Общие требования

444. Персонал, обслуживающий электроустановки магистральных газопроводов, должен руководствоваться следующими нормативными документами:

а) ПУЭ;

б) ПЭЭП;

в) строительными нормами и правилами; рабочими инструкциями по эксплуатации электрозащиты и противоаварийной автоматике;

г) заводскими инструкциями по монтажу и эксплуатации электрооборудования;

445. При наличии особых условий производства или электроустановок, эксплуатация которых не обусловлена настоящими или указанными выше Правилами, должны быть составлены дополнительные локальные инструкции, утвержденные организацией.

446. В разработанных локальных инструкциях не допускаются ослабление действующих Правил, а также повторение действующих Правил или отдельных положений.

447. Электрооборудование магистральных газопроводов принимают в эксплуатацию в соответствии с классификацией взрыво- и пожароопасных зон внутри и вне помещений, а также по категории и группе взрывоопасной смеси газов.

448. Электроснабжение КС магистральных газопроводов должно предусматриваться:

а) от сетей и подстанций энергосистем;

б) от электростанций собственных нужд (ЭСН) с газотурбинным и поршневым приводом, смонтированных из унифицированных блок-модулей;

в) от энергосистем и ЭСН.

Системы электроснабжения КС должны удовлетворять следующим требованиям:

а) электроснабжение электроприемников особой группы (системы жизнеобеспечения, КИПиА, освещения и т.п.) должно быть не чувствительным к колебаниям напряжения и частоты за счет применения агрегатов бесперебойного питания (АБП) и аварийных источников питания (АИП);

б) технологическое оборудование КС должно быть устойчивым к колебаниям напряжения и частоты в системе электроснабжения и обеспечивать нормальное восстановление технологического процесса при бестоковой паузе до ~ 10 мин. (время на пуск и прием нагрузки резервного источника электроснабжения).

Блочно-модульная конструкция ЭСН должна позволять нормально эксплуатировать, обслуживать и ремонтировать размещенное оборудование.

Блочно-модульная конструкция ЭСН должна обеспечивать длительное хранение оборудования в самых сложных природно-климатических условиях.

В качестве резервных источников электроснабжения КС предусматриваются газотурбинные ЭСН мощностью до 4 МВт со временем пуска до 5 мин.

В качестве аварийных источников электроснабжения КС предусматриваются электростанции ограниченной мощности, позволяющие обеспечивать пуск и набор нагрузки от 5 до 30 с.

Мощность аварийных электростанций выбирается из расчета обеспечения нагрузок ГПА (кроме электроприводных), систем КИПиА, освещения, узлов связи, котельных, пожарных насосов и других электроприемников особой группы и первой категории.

449. Электроснабжение линейных потребителей должно предусматриваться от вдольтрассовых линий электропередачи. Конструкция вдольтрассовой ЛЭП согласовывается с организацией, с учетом условий эксплуатации, механической прочности и необходимой надежности электроснабжения. В отдельных случаях, при наличии технико-экономического обоснования отказа от вдольтрассовой ЛЭП, допускается питание линейных потребителей отпайками или отдельными ЛЭП от источников энергосистем.

При отсутствии внешних источников используются электростанции малой мощности преимущественно с газовыми двигателями или нетрадиционными источниками электроэнергии (ветроагрегаты, топливные элементы и т.п.).

При наличии внешних источников электроснабжение линейных потребителей необходимо выполнять на напряжение 10,5 кВ в зависимости от источников питания. Выбор ЛЭП на напряжение 35 кВ должен выполняться также с учетом технико-экономического обоснования.

6.2. Организация эксплуатации электроустановок

450. В каждой организации приказом должно быть назначено ответственное лицо за электрохозяйство, а также лицо, его замещающее, и утвержденный штат для обслуживания электрохозяйства.

451. Персонал, обслуживающий электроустановки магистральных газопроводов, должен быть дополнительно обучен технике безопасности и работе в газоопасных условиях, а также мерам пожарной безопасности. Он может быть допущен к работе только после проверки знаний специальной комиссией.

452. Дежурный персонал, выполняющий оперативное управление электрохозяйством, находится в оперативном подчинении диспетчера (сменного инженера).

453. Диспетчер (сменный инженер) должен иметь не ниже третьей квалификационной группы по электробезопасности, так как дает распоряжения оперативному персоналу и участвует в переключениях.

Начальник электроприводного цеха должен иметь квалификационную группу по электробезопасности не ниже четвертой при наличии базового электротехнического образования. Начальник газотурбинного цеха, инженеры по ремонту и эксплуатации должны иметь группу по электробезопасности не ниже третьей.

454. Эксплуатация электроустановок на КС, ГРС, линейной части, связи, КИП, телемеханики осуществляется службами энергоснабжения структурных подразделений, укомплектованных персоналом по утвержденным нормативам, обеспечивающим выполнение видов и объемов работ и безусловное выполнение правил ТБ при эксплуатации электроустановок потребителей.

Работа и деятельность энергослужб подразделений определяются Положением о службе, в котором конкретно закреплены и перечислены все электроустановки, линии, помещения и механизмы, находящиеся в эксплуатации и ведении службы, с указанием границ ответственности.

455. Во всех производственных подразделениях руководитель цеха, службы, группы или участка электроснабжения несет ответственность за правильную и безопасную эксплуатацию электрооборудования своего участка и должен быть назначен лицом, ответственным за электрохозяйство цеха, службы, участка или группы в границах его обслуживания электроустановок, приказом по организации после проверки знаний и присвоения соответствующей квалификации по ПЭЭП.

456. Режим работы электроустановок должен обеспечивать бесперебойную, безопасную и экономичную эксплуатацию основного технологического оборудования и безаварийную остановку ГПА.

Ответственным за электрохозяйство должны быть проработаны схемы нормальных, ремонтных и аварийных режимов электроснабжения.

457. Режим работы основных электростанций собственных нужд (ЭСН) должен обеспечивать бесперебойную работу КС с использованием, как правило, не менее четырех агрегатов (два в работе с загрузкой 50-70%, один в резерве, один в ремонте). На резервных ЭСН количество агрегатов уменьшено. Общее количество и мощность агрегатов, устанавливаемых на ЭСН и принимаются на основании технико-экономического обоснования и расчетов надежности электроснабжения объектов МГ.

458. При оценке надежности ЭСН, работающих в системе электроснабжения объектов, рекомендуется учитывать только те отказы, последствия от которых приводят к остановке ГПА и КС.

459. Выбор электроагрегатов по уровню автоматизации для основных и резервных электростанций должен производиться с учетом допустимой длительности перерывов электроснабжения для технологического процесса компримирования природного газа, а также с учетом применения резервных и аварийных источников энергии.

460. Блок-модули ЭСН должны иметь полную заводскую готовность и должны позволять собирать на месте ЭСН из укрупненных блоков. Расположение и компоновка оборудования в модулях не должны затруднять монтаж, демонтаж, а также выемку отдельных устройств, узлов и сборочных единиц для их технического обслуживания и ремонта.

461. Блок-модули по своим габаритам и массе должны позволять транспортировку автомобильным, железнодорожным и водным транспортом. Конструкция блоков должна обеспечивать выполнение требований основных нормативных документов, перечисленных в пункте 444.

462. Помещения электростанции должны иметь устройства автоматической пожарной сигнализации с выдачей сигнала на центральный щит управления и в пожарное депо, а наиболее опасные в пожарном отношении помещения - установки автоматического пожаротушения.

463. На электростанции должны быть предусмотрены системы питьевого водоснабжения, вентиляции, отопления и канализации с учетом комфортных условий для обслуживающего персонала и требований существующих нормативных документов.

464. Системы отопления должны быть разработаны в соответствии с нормативными документами и предусматривать: утилизацию тепла уходящих газов газовых турбин для использования в качестве основного источника теплоснабжения, отопление зданий и сооружений ЭСН - водяное с установкой местных нагревательных приборов и электрическое (резервное). В помещениях, где имеется возможность скопления вредных газов или паров, необходимо предусмотреть механическую приточно-вытяжную вентиляцию, в остальных помещениях вентиляция естественная. В зимнее время должен осуществляться подогрев приточного воздуха, подаваемого в рабочую и верхнюю зоны помещений. Необходимо также предусмотреть контроль загазованности ЭСН с выдачей предупредительного сигнала на щит при концентрации метана ? 0,5 % и аварийного автоматического отключения подачи газа к двигателю при концентрации метана ? 1,0 %.

465. ЭСН должна соответствовать установкам основного (базового) назначения.

466. Программа технического обслуживания, эксплуатации и ремонта агрегатов ЭСН, разрабатываемая заводом - изготовителем, должна включать в себя документацию согласно общепринятым требованиям.

467. Агрегаты ЭСН должны быть оснащены системой предупредительной сигнализации, аварийной защитой и комплексной системой диагностического обеспечения, включающей в себя: теплотехническую диагностику, виброакустическую диагностику, устройства для осмотра элементов агрегата без вскрытия, контроль состояния изоляции генератора.

468. Уровень шума, создаваемый ЭСН в зоне обслуживания, не должен превышать 80 дБ. Система шумоглушения должна обеспечивать снижение уровня шума в районе воздухозабора и выхлопа до санитарных норм.

Методы измерения шума на рабочих местах и шумовых характеристик оборудования должны соответствовать государственным и отраслевым стандартам.

Если уровни звукового давления на рабочих местах и в зонах обслуживания технологического оборудования превышают допустимые значения, необходимо провести соответствующую экспертизу и принять меры для снижения шума в условиях эксплуатации.

469. Октавные уровни вибрации, измеренные на рабочем месте в отсеке управления ЭСН, не должны превышать норм, установленных соответствующим ГОСТ, категория 3а.

470. Октавные уровни звукового давления в отсеке управления, выбросы вредных веществ ЭСН с отработанными газами, предельно допустимые концентрации вредных веществ на рабочем месте в отсеке управления ЭСН не должны превышать допустимых норм.

471. Конструкция агрегата ЭСН и уровень его автоматизации должны обеспечивать его работу без присутствия персонала или при наличии периодического обслуживания за счет высокой автоматизации.

472. Системы аварийно-предупредительной сигнализации и защиты при отклонении контролируемых параметров от нормы должны обеспечивать световую и звуковую сигнализацию, а при дальнейшем отклонении - автоматическую остановку.

473. Система защиты должна быть сблокирована с электрической системой управления генератором и общестанционными системами электростанции.

474. В системе управления пуском агрегата ЭСН должен быть предусмотрен период автоматического вентилирования с длительностью, достаточной для удаления утроенного объема воздуха, заключенного во всем газовоздушном тракте ГТУ, включая выхлопную трубу, после чего может быть произведено зажигание.

475. ЭСН должна быть оборудована системой, исключающей возможность загазованности помещения и включающей в себя вентиляцию, датчики загазованности и вторичные исполнительные приборы.

476. Должны также предусматриваться средства отключения вентиляции в период пожарной ситуации.

477. Агрегаты ЭСН должны иметь конструкцию, компоновку оборудования и трубопроводов, которые обеспечивают условия работы обслуживающего персонала в соответствии с действующими нормами техники безопасности и эргономики (размеры площадок обслуживания, доступность мест обслуживания, освещенность, отопление и др.).

478. Горячие поверхности турбогенератора ЭСН в местах возможного контакта обслуживающего персонала должны быть закрыты теплоизолирующими кожухами (изоляцией).

479. Общая освещенность оборудования, размещаемого в блоках (в здании), должна соответствовать действующим нормам с учетом возможности проведения ремонтных работ. Должно быть также предусмотрено аварийное освещение.

480. Агрегат ЭСН должен поставляться комплектно, обеспечивая монтаж блоков и пуск их в эксплуатацию без разборки и ревизии. Наружные трубопроводы и электрические коммуникации, соединяющие блоки, должны быть сведены к минимуму и иметь простые соединения.

481. Аппараты, трубопроводы и детали, работающие под давлением, должны подвергаться гидравлическим испытаниям в соответствии с требованиями рабочих чертежей и Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением.

482. Основные и резервные электроагрегаты работают на природном газе. Для аварийных электростанций необходимо предусматривать пополняемый двухсуточный запас топлива в зонах с умеренным климатом и десятисуточный - в зонах холодного климата. На топливных и масляных баках необходимо предусматривать возможность измерения уровня и систему автоматического контроля уровня топлива.

483. Оборудование аварийного электроагрегата должно поддерживаться в состоянии, обеспечивающем его автоматический запуск при исчезновении основного питания. Количество установленных аварийных электроагрегатов и их мощность должны обеспечивать покрытие нагрузок особо ответственных электроприемников.

484. Электрооборудование, находящееся в резерве (трансформатор собственных нужд, если на него не подано напряжение, устройства автоматического включения резерва), должно периодически опробоваться по графику, утвержденному ответственным за электрохозяйство, но не реже двух раз в год.

485. Работоспособность аварийных электростанций проверяется периодически (один раз в месяц) кратковременно (10-15 минут) с приемом нагрузки (50-100%).

486. На каждой КС должны быть карты уставок релейной защиты (РЗ) и противоаварийной автоматики (ПА), подтвержденные соответствующими расчетами. Периодически, по мере изменения условий внешнего и внутреннего электроснабжения, должны выполняться повторно расчеты токов короткого замыкания, РЗ и ПА. Уставки защит и автоматики на вводах от энергосистемы должны быть согласованы со службой релейной защиты автоматики (РЗА) энергосистемы.

487. Для производства ремонтов и осмотров электроустановок ответственный за электрохозяйство ежегодно составляет график, который утверждается главным инженером (заместителем начальника организации). В установках с постоянным дежурством осмотры включаются в функции оперативного персонала и входят в состав технического обслуживания.

488. При обнаружении дефекта в процессе эксплуатации или при профилактических испытаниях необходимость внеочередных капитальных или текущих ремонтов электрооборудования определяет ответственный за электрохозяйство.

489. Во взрывоопасных зонах эксплуатация и ремонт электроустановок ведутся в соответствии с требованиями ПЭЭП.

490. В электроустановках напряжением выше 1000 В переключения проводятся:

а) без бланков переключений - при простых переключениях и при наличии действующих блокировочных устройств, исключающих неправильные операции с разъединителями и заземляющими ножами в процессе всех переключений;

б) по бланку переключений - при отсутствии блокировочных устройств или их неисправности, а также при сложных переключениях.

Перечень сложных переключений утверждает ответственный за электрохозяйство.

При ликвидации аварий переключения проводятся без бланков с последующей записью в оперативном журнале.

Бланки переключений должны быть пронумерованы. Использованные бланки хранятся в установленном порядке.

В электроустановках напряжением до 1000 В переключения проводятся без составления бланков переключений, но с записью в оперативном журнале.

491. Изменения в электрические схемы могут быть внесены только с разрешения лица, ответственного за электрохозяйство, и по согласованию с главным энергетиком организации.

492. Временные изменения в электрических схемах должны быть отражены в оперативной документации.

493. Кабельные каналы и приямки в КЦ с газотурбинным приводом должны быть засыпаны песком.

494. При питании нескольких агрегатных сборок по кольцевой схеме от двух секций КТП-0,4 кВ (когда сборки питаются одна через другую) питающее кольцо должно быть разомкнуто на одном из вводных выключателей агрегатного щита станций управления (АЩСУ) для обеспечения селективного действия защит.

При радиальной схеме питания агрегатных сборок АСЩСУ от двух секций КТП-0,4 кВ секционные выключатели АЩСУ в нормальном режиме должны быть отключены.

495. Все электрооборудование в электроустановках и электродвигатели технологических агрегатов должны быть пронумерованы в соответствии с маркировкой приводимого оборудования.

496. Аккумуляторные батареи должны эксплуатироваться в режиме постоянного подзаряда. Подзарядная установка, как правило, должна быть оборудована устройством стабилизации напряжения на щитах батареи с точностью + 2 %.

В месте нахождения дежурного персонала должен быть постоянный контроль за исправностью системы постоянного оперативного тока с помощью соответствующей сигнализации.

497. На КС контрольные разряды батарей должны проводиться по мере необходимости один раз в один-два года. Заряжать и разряжать батарею допускается током не выше его максимального значения, установленного для данного типа батареи.

498. На ЭСН предусматриваются две аккумуляторные батареи со щитами постоянного тока. Схема питания постоянным током аварийных цепей управления и сигнализации вторичных устройств ЗРУ, КТП и др. организуется по кольцевому принципу.

499. Системы релейных защит и противоаварийной автоматики ЭСН должны выполняться на микропроцессорной элементной базе.

500. Система управления, контроля и защиты электроагрегатов ЭСН должна быть удобной в эксплуатации, выполняться на базе микропроцессорной техники и обеспечивать: высокую надежность при минимальном количестве эксплуатационного и ремонтного персонала, возможность оперативного управления электроагрегатами ЭСН, главной электрической схемой, схемой собственных нужд, а также ответственными механизмами и устройствами, быструю ориентировку персонала при аварийных режимах и ликвидацию последствий аварий.

501. Для повышения надежности АСУ ЭСН должны применяться:

а) цифровые интегральные схемы;

б) дублирование элементной базы и каналов передачи информации ответственных функциональных комплексов;

в) самодиагностика средств вычислительной техники;

г) непрерывный контроль измерительных каналов, цепей датчиков и исполнительных механизмов;

д) волоконно-оптические линии связи.

502. Эксплуатационные показатели надежности ЭСН необходимо находить статистическим методом с использованием аппарата математической статистики или малых выборок.

503. Электростанции малой мощности с ветроэлектрическими установками (ВЭУ) являются экологически чистыми источниками электроэнергии, которые необходимо применять с наибольшей эффективностью в регионах, где среднегодовая скорость ветра превышает 4-6 м/с.

Маломощные ВЭУ (до 60 кВт) рациональнее использовать как дополнительные источники в целях экономии топлива.

504. ВЭУ могут применяться для электроснабжения установок катодной защиты, радиорелейных станций, жилпоселков, домов линейных обходчиков и как дополнительный источник электроэнергии для электроснабжения собственных нужд КС.

505. При разработке ТЭО электроснабжения УКЗ и т.п. целесообразно проводить работы с целью оценки возможности применения нетрадиционных источников на базе топливных элементов.

506. Монтажные работы по установке ВЭУ должны производиться специально подготовленным персоналом, знающим устройство и условия работы ВЭУ, а также правила монтажа и техники безопасности.

507. При длительных провалах скоростей ветра потребитель должен получать питание от резервного источника. Наиболее эффективна работа ветроэлектростанции с одиночными дизельными электростанциями, а также с энергетической системой.

508. В качестве основного источника электроэнергии рекомендуется использование ВЭУ в комплекте с термоэлектрическими установками, резервным является двигатель внутреннего сгорания, а аварийным - аккумуляторные батареи.

6.3. Техническая документация

509. На электроустановках (генерирующих, потребительских и преобразовательно-распределительных) должна быть следующая техническая документация:

а) генеральный план участка с нанесением всех сооружений и основных подземных коммуникаций;

б) технический паспорт электростанции, технические паспорта и исполнительные чертежи каждого агрегата, отчеты и акты по испытаниям и ремонтам;

в) исполнительные чертежи зданий и сооружений;

г) чертежи всего подземного хозяйства;

д) альбомы чертежей запасных частей;

е) исполнительные схемы первичных и вторичных соединений;

ж) инструкции должностные и производственные по обслуживанию оборудования;

з) однолинейные схемы электрических сетей ЛЭП и подстанций;

и) паспорта на взрывозащищенное оборудование и установки.

510. На сосуды, расположенные на электростанции, работающие под давлением, подъемные и грузоподъемные машины должны быть паспорта, и они также должны быть зарегистрированы в Государственной службе охраны труда и промышленной безопасности Приднестровской Молдавской Республики, если это предусмотрено соответствующими правилами.

511. На основных агрегатах электростанций (двигателях, генераторах, трансформаторах), а также на электродвигателях и другом вспомогательном оборудовании должны быть заводские таблички с номинальными данными согласно ГОСТ на это оборудование.

512. Все основные и вспомогательные агрегаты на электростанциях, системы и секции сборных шин, арматура, заслонки газо- и воздухопроводов и др. должны быть пронумерованы. Основные агрегаты на электростанциях собственных нужд должны иметь порядковые номера, а вспомогательные - тот же номер, что и основной агрегат, с добавлением букв А, Б, В и т.д.

513. На рабочих местах оперативного персонала (на подстанциях, в распределительных устройствах или помещениях) должна вестись следующая документация:

а) оперативная схема или схема-пакет;

б) оперативный журнал;

в) бланки нарядов-допусков на производство работ в электроустановках;

г) бланки переключений;

д) журнал или картотека дефектов и неполадок на электрооборудовании;

е) ведомости показаний контрольно-измерительных приборов и электросчетчиков;

ж) журнал учета производственного инструктажа;

з) журнал учета противоаварийных тренировок;

и) списки лиц, имеющих право единоличного осмотра электроустановок;

к) списки лиц, имеющих право отдавать оперативные распоряжения;

л) списки лиц ответственных дежурных энергосберегающей организации;

м) журнал релейной защиты, автоматики и телемеханики и карты установок релейной защиты и автоматики;

н) журнал распоряжений;

о) перечень работ выполняемых самостоятельно по оперативному обслуживанию на закрепленном участке.

В зависимости от местных условий объем оперативной документации может быть дополнен по решению главного инженера или ответственного за электрохозяйство.

514. На щитах управления электростанции и диспетчерских пунктах должны вестись суточные ведомости по установленным формам.

515. Оперативную документацию ежедневно должен просматривать вышестоящий технический персонал и принимать надлежащие меры по устранению замеченных дефектов и ненормальностей в работе оборудования и персонала.

516. АСУ электростанции должна обеспечивать регистрацию и архивное хранение информации и иметь программное обеспечение, позволяющее решать информационные, аналитические, диагностические и диалоговые задачи по обеспечению работы электростанции и всех подсистем жизнеобеспечения, вести учет выработки и расхода электроэнергии и тепла. Применяемая компьютерная техника и интерфейс должны соответствовать современному техническому уровню и дизайну.

7. ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ

7.1. Общие требования

ГУ "Юридическая литература". Ретроспектива изменений пункта 517:

Редакция 2 - Приказ Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности ПМР от 23.09.09 N 994 (САЗ 10-25).

517. Требования настоящего раздела распространяются на магистральные трубопроводы и отводы от них, трубопроводы технологической обвязки КС, ГРС, трубопроводы и скважины, силовые кабели и кабели технологической связи.

518. Названные сооружения подлежат комплексной защите от коррозии защитными покрытиями и средствами электрохимической защиты (ЭХЗ).

ГУ "Юридическая литература". Ретроспектива изменений пункта 519:

Редакция 2 - Приказ Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности ПМР от 23.09.09 N 994 (САЗ 10-25).

519. Система ЭХЗ сооружений от коррозии всего объекта в целом должна быть построена и включена в работу до сдачи сооружений в эксплуатацию.

На участках высокой и повышенной коррозионной опасности (ВКО и ПКО), а также в зонах действия блуждающих токов необходимо в период их строительства обеспечивать временную защиту. Временная система ЭХЗ должна быть построена и включена в работу не позднее первого месяца после укладки трубопровода в грунт и засыпки.

Зоны высокой и повышенной коррозионной опасности определяются (на новых газопроводах) на этапе проектирования проектирующей организацией и уточняются в процессе эксплуатации службой защиты от коррозии эксплуатирующей организации.

На участках пересечения или параллельного расположения (менее 1 км) газопровода и высоковольтной линии электропередачи необходимо выполнить обследование на предмет влияния ЛЭП на газопровод в соответствии с требованиями нормативно-технических документов. При наличии опасного влияния высоковольтных ЛЭП на газопровод предусматривать меры по его устранению.

520. Газопроводы при надземной прокладке, включая зону их выхода из грунта на поверхность, подлежат защите от атмосферной коррозии металлическими и (или) неметаллическими защитными покрытиями в соответствии с проектом или действующей НТД.

521. Защитное покрытие законченных строительством (или отремонтированных) участков магистральных газопроводов должно контролироваться прибором - искателем повреждений, не ранее двух недель после укладки и засыпки газопровода, а также определением переходного сопротивления газопровода на постоянном (метод катодной поляризации) и (или) переменном токе в соответствии с НТД.

522. Новые трубопроводы должны иметь сертификат соответствия противокоррозионной защиты требованиям стандартов и НТД. Для эксплуатируемых трубопроводов сертификат соответствия выдается только после комплексного обследования. Регламент и процедура сертификации противокоррозионной защиты газопровода определяется НТД. Разрешается ввод газопровода во временную эксплуатацию по решению рабочей комиссии с последующей проверкой защитного покрытия после оттаивания и увлажнения грунтов и окончательной приемкой в эксплуатацию контролируемого участка газопровода.

7.2. Организация эксплуатации

523. Техническое и методическое решение вопросов защиты от коррозии в производственной организации осуществляет производственный отдел защиты от коррозии организации.

Техническое и административное руководство эксплуатацией средств защиты от коррозии в подразделении осуществляет руководитель подразделения в соответствии с установленным распределением обязанностей.

Непосредственное руководство работами осуществляет руководитель службы (группы, участка) защиты от коррозии.

Начальник отдела защиты от коррозии организации и руководитель службы защиты от коррозии подразделения несут ответственность за защиту от коррозии технологических сооружений и за представление данных по коррозии и защите соответствующей организации (подразделения).

524. Основной задачей службы защиты от коррозии является обеспечение эффективной защиты сооружений от коррозии с целью надежной и безаварийной их работы; при этом служба защиты от коррозии подразделения должна:

а) обеспечивать бесперебойную работу установок дренажной, катодной и протекторной защиты путем своевременного проведения профилактических и ремонтных работ;

б) обеспечивать поддержание защитных потенциалов по протяженности и во времени, контролировать их величину;

в) обеспечивать бесперебойное функционирование средств контроля за коррозионным состоянием в объемах, определяемых действующей НТД;

г) своевременно внедрять новые средства защиты от коррозии, отечественные и зарубежные технологии и средства измерений, направленные на повышение точности определения параметров защиты;

д) повышать надежность электроснабжения установок катодной защиты, предусматривать для вдольтрассовых линий электропередачи использование автоматов включения резерва, аварийной сигнализации на пульт диспетчера, введение резервного питания ЛЭП;

е) контролировать состояние защитного покрытия и коррозионное состояние сооружений;

ж) определять участки сооружений повышенной и высокой коррозионной опасности, обеспечивать (совместно со службой КИПиА) дистанционный контроль опасности коррозии по индикаторам коррозии и параметров ЭХЗ на этих участках;

з) составлять оценку и долговременный прогноз коррозионного состояния сооружений на период не менее 5 лет;

и) осуществлять технический надзор за качеством нанесения защитных покрытий и строительством средств защиты от коррозии и контроля за коррозией;

к) обеспечивать своевременное и качественное ведение техдокументации.

7.3. Техническое обслуживание и ремонт

525. Периодичность технического осмотра и контроля работы средств ЭХЗ определяется в соответствии с требованиями ГОСТ ПМР Р51164-2004 года "Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии"

При техническом осмотре и проверке необходимо выполнять:

а) контроль режимов работы УДЗ, УКЗ, УПЗ;

б) измерение защитных потенциалов в точках дренажа УКЗ, УПЗ и УДЗ;

в) профилактическое обслуживание контактных соединений, анодных заземлений, узлов и блоков преобразователей катодной и дренажной защиты; оценку непрерывности работы УКЗ по счетчику времени или счетчику электрической энергии;

г) оценку состояния изолирующих соединений (фланцев), оценку защищенности футляров и наличия гальванического футляра с трубопроводом;

д) оценку скорости коррозии в соответствии с действующей НТД.

Результаты контроля заносятся в полевой журнал УДЗ, УКЗ. Данные о количестве и причинах отказов, а также времени простоев всех средств ЭХЗ - УДЗ, УКЗ и УПЗ заносят в журнал контроля эксплуатационной надежности средств ЭХЗ, в котором фиксируется число отказов и время простоя средств ЭХЗ по основным элементам: в цепях электроснабжения, преобразования тока и нагрузки. Сведения по эксплуатационной надежности системы ЭХЗ сооружения должны ежеквартально передаваться в вышестоящую организацию.

526. Допускается отключение каждой установки ЭХЗ при необходимости проведения регламентных и ремонтных работ, но не более 80 ч. в квартал для УКЗ и УПЗ и не более 24 ч. - для УДЗ. При проведении опытных или исследовательских работ допускается отключение средств ЭХЗ на суммарный срок не более 10 суток в год для УКЗ и УПЗ и на 3 суток для УДЗ.

527. Контроль защитных покрытий при эксплуатации сооружений должен выполняться методами интегральной и локальной оценки. Интегральная оценка состояния защитных покрытий должна выполняться ежегодно: на основании данных о силе тока УКЗ (УПЗ) и распределении потенциалов вдоль сооружения. Допускается оценка качества защитного покрытия по величине переходного сопротивления трубопровода, определенного с использованием методов постоянного и (или) переменного тока в соответствии с действующей НТД.

Детальная оценка состояния защитных покрытий по протяженности газопроводов должна проводиться после первого года эксплуатации методами электрометрии с выборочным шурфованием на наиболее опасных участках трубопровода, выявленных по результатам измерений.

528. Обнаруженные повреждения защитного покрытия должны быть "привязаны" к трассе с точностью до ++1 м, занесены в ведомость дефектов в защитном покрытии сооружения и, при необходимости, устранены согласно НТД.

529. Потенциалы на всем протяжении защищаемых сооружений следует первоначально измерять выносным электродом сравнения непрерывно или с шагом измерения не более 10 м в период между первым и вторым годами эксплуатации. В дальнейшем не реже одного раза в год выполняется контроль потенциалов без омической составляющей не менее чем в двух точках на участках минимальных потенциалов в промежутке между соседними УКЗ.

Измерение потенциала следует производить также после реконструкции систем ЭХЗ, сети подземных коммуникаций, изменений интенсивности блуждающих токов и после капитального ремонта сооружения.

530. Потенциал без омической составляющей рекомендуется измерять по зонд-модульной технологии в соответствии с отраслевыми рекомендациями в стационарных и временно оборудованных пунктах измерений.

531. На участках высокой коррозионной опасности необходимо осуществлять контроль потенциала без омической составляющей в специальных контрольно-измерительных (СКИП) или контрольно-диагностических пунктах (КПД). Рекомендуется установка СКИП или КПД на участках повышенной коррозионной опасности, в зонах пересечений с другими сооружениями, электрифицированными железными дорогами, автострадами и т.п. Места установки и регламент измерений определяются НТД.

532. Дополнительные измерения защитных потенциалов без омической составляющей следует проводить с шагом не более 10 м в зонах минимальных потенциалов на участках повышенной и высокой коррозионной опасности не менее одного раза в пять лет.

533. Защищенность сооружений следует оценивать по протяженности и во времени. Следует ежегодно составлять ведомость участков трубопроводов, имеющих потенциалы ниже минимальных и выше максимальных значений по абсолютной величине с указанием границ участков и продолжительности отклонений параметров ЭХЗ от заданных величин.

ГУ "Юридическая литература". Ретроспектива изменений пункта 534:

Редакция 2 - Приказ Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности ПМР от 23.09.09 N 994 (САЗ 10-25).

534. Коррозионное состояние сооружения определяют методом внутритрубной дефектоскопии и (или) комплексным электрометрическим обследованием с контрольным шурфованием не реже одного раза в 5 лет - для участков высокой коррозионной опасности (ВКО), 10 лет - для участков повышенной коррозионной опасности (ПКО) и 20 лет - для участков умеренной коррозионной опасности (УКО).

Опасность коррозионного растрескивания под напряжением определяется пропуском специальных снарядов-дефектоскопов и (или) другими специальными методами диагностики.

Шурфование, при оценке коррозионного состояния, должно проводиться до нижней образующей с полным вскрытием сооружения, рекомендуемый объем ежегодного шурфования - не менее одного шурфа на 25 км линейной части магистрального газопровода по каждой нитке при многониточной системе; одного шурфа на 10 км коллекторов и шлейфов; одного шурфа - на 1,0 км подземных технологических коммуникаций КС.

Шурфование в первую очередь следует проводить на участках, определенных по результатам обследований, а также на участках сооружений с температурой эксплуатации выше +30 °С, в анодных и знакопеременных зонах, на участках с неудовлетворительным состоянием защитного покрытия, не обеспеченных непрерывной катодной поляризацией по протяженности и во времени, а также на участках ВКО и ПКО.

535. К зонам повышенной коррозионной опасности относятся участки:

а) в засоленных грунтах (солончаковых, солонцах, солодях, сорах, полях с минеральными удобрениями и др.);

б) зоны блуждающих токов источников постоянного тока;

в) участки сооружений с температурой транспортируемого продукта 303 К (30 °С) и выше;

г) в болотистых, заболоченных, черноземных и поливных грунтах, на участках перспективного обводнения или орошения;

д) на подводных переходах и в поймах рек, а также на переходах через железные и автомобильные дороги и на расстоянии в обе стороны от переходов, согласно НТД;

е) участки промышленных и бытовых стоков, свалок мусора и шлаков;

ж) на территориях компрессорных, газораспределительных и насосных станций, а также установок комплексной подготовки газа на расстояние в обе стороны от них, согласно НТД;

з) вертикальные участки сооружений в зонах их выхода из грунта на поверхность;

и) на пересечениях с различными трубопроводами, включая по 350 м в обе стороны от места пересечения.

К зонам высокой коррозионной опасности, выявляемым в процессе эксплуатации, относятся: участки сооружений между установками ЭХЗ, на которых произошли отказы по коррозионным причинам (разрывы, свищи) или обнаружены коррозионные язвы и трещины, скорость коррозии которых превышает 0,30 мм в год.

Участки газопроводов, не входящие в группы ВКО и ПКО, относятся к участкам умеренной коррозионной опасности (УКО).

536. Выборочный контроль коррозионного состояния на участках ВКО и ПКО при обследованиях сооружений в шурфах должен выполняться в соответствии с НТД совместно с определением состояния защитного покрытия и параметров ЭХЗ в следующем объеме:

а) измерение естественного потенциала и потенциалов без омической составляющей;

б) определение и описание характера, размеров и расположения повреждений защитного покрытия, включая сквозные дефекты, складки, гофры, зоны отслаивания;

в) определение рН почвенного электролита в прилегающем к трубопроводу грунте;

г) определение количества, глубины, площади, расположения по окружности трубы коррозионных повреждений металла с оформлением акта;

д) отбор проб грунта и передача на химический анализ в специализированную организацию при наличии коррозионных каверн (трещин) глубиной более 3 мм при периоде эксплуатации до 10 лет и глубиной более 2 мм при периоде эксплуатации до 5 лет.

537. Контроль за изменением скорости коррозии во времени выполняется в контрольно-диагностических пунктах (КДП), которые устанавливаются в отдельных коррозионно-опасных точках газопроводов, выявленных по результатам внутритрубной дефектоскопии и (или) по результатам обследований, согласно НТД.

538. Контрольно-измерительные пункты (КИП) для контроля параметров ЭХЗ должны устанавливаться над осью сооружения, окрашиваться в яркий цвет, иметь маркировку и привязку к трассе сооружения. Во всех точках измерения потенциалов должна быть обеспечена возможность контакта неполяризующегося электрода сравнения с грунтом в постоянно зафиксированной на поверхности земли точке измерений.

539. Коррозионное обследование сооружений на участках различной коррозионной опасности должно выполняться согласно НТД.

540. На участках высокой коррозионной опасности поэтапно внедряется 100 % -ное резервирование в цепях электроснабжения, преобразования и нагрузки, а также коррозионный мониторинг (включающий КДП и средства дистанционного контроля параметров коррозии и защиты). Отказы в работе средств ЭХЗ на участках ВКО и ПКО, оснащенные средствами дистанционного контроля, приравниваются к аварийным и должны быть устранены в течение 24 ч.

541. Все установки катодной защиты на магистральных газопроводах, построенных (реконструируемых) после 2000 года, оборудуются средствами телеконтроля, телеуправления и контрольно-диагностическими пунктами (КДП) в зонах ВКО и ПКО. УКЗ на действующих газопроводах в зонах ПКО и ВКО оборудуются элементами коррозионного мониторинга (КМ), а также средствами телеконтроля на существующей системе телемеханики при ее реконструкции согласно НТД.

542. Ремонт повреждений в покрытиях трубопровода должен проводиться в соответствии с требованиями действующей нормативной документации. Защитное покрытие на отремонтированном участке должно удовлетворять требованиям, предъявляемым к основному покрытию сооружения.

543. Трубопроводы, проходящие в одном технологическом коридоре, должны быть включены в систему совместной электрохимической защиты. При невозможности создания системы совместной защиты допускается применение раздельной схемы защиты с осуществлением мероприятий по исключению вредного влияния на соседние сооружения.

544. Схемы защиты трубопроводов от коррозии (совместная или раздельная) должны выбираться, исходя из конкретных условий эксплуатации и экономической целесообразности.

При осуществлении совместной защиты все электрические перемычки должны быть разъемными с выводом соединительных кабелей на контрольно-измерительный пункт. Щиток коммутации КИП должен иметь легкодоступные и надежные разъемные соединения. В схемах ЭХЗ недопустимо применение "глухих" перемычек.

545. В "анодных" и "знакопеременных" зонах влияния блуждающих токов УКЗ должны быть оснащены автоматическими преобразователями и работать в режиме автоматического поддержания заданного потенциала.

7.4. Техническая документация

546. Служба защиты от коррозии должна иметь следующую техническую документацию:

а) планы и графики ППР средств ЭХЗ;

б) паспорта и полевые журналы установок катодной, дренажной, протекторной защиты и средств дистанционного контроля;

в) акты испытаний защитных покрытий методом катодной поляризации;

г) масштабные схемы газопроводов с указанием видов и типов защитных покрытий, УКЗ; участков ПКО, ВКО, электроснабжения;

д) ведомость дефектов в защитном покрытии;

е) акты обследования газопровода в шурфах;

ж) акты ремонтов защитного покрытия газопроводов;

з) принципиальные электрические схемы расстановки средств ЭХЗ и питающих ЛЭП;

и) ежегодные диаграммы распределения по КИП суммарных потенциалов;

к) материалы обследований, включая диаграммы распределения защитных потенциалов методом выносного электрода, диаграммы распределения градиентов вдоль сооружения и др.;

л) ведомость участков газопроводов, имеющих потенциалы ниже минимальных и выше максимальных значений;

м) журнал контроля эксплуатационной надежности средств ЭХЗ;

н) ведомости измерений скорости коррозии и параметров защиты в КДП;

о) диаграммы распределения коррозионных дефектов вдоль сооружения;

п) коррозионные карты (паспорт) участков газопровода с выделением зон умеренной, повышенной и высокой коррозионной опасности;

р) долгосрочный (на 5 лет) план капремонта средств ЭХЗ;

с) исполнительную документацию по ЭХЗ;

т) отчеты по всем проведенным обследованиям на газопроводах и объектах организации (подразделения);

у) долговременный прогноз коррозионного состояния;

ф) другую документацию, установленную организацией.

Диаграммы, ведомости и другую документацию рекомендуется хранить в форме компьютерной базы данных с использованием ПЭВМ.

547. Техническая документация по защите от коррозии, а также материалы о контроле состояния защитного покрытия, ЭХЗ и коррозии подлежат хранению в течение всего срока эксплуатации сооружения.

8. СИСТЕМЫ И СРЕДСТВА ИНФОРМАТИЗАЦИИ, АВТОМАТИЗАЦИИ,
УПРАВЛЕНИЯ, ТЕЛЕМЕХАНИЗАЦИИ И СВЯЗИ

8.1. Общие требования

548. Организация систем управления и связи, функции и объем информатизации, автоматизации и телемеханизации объектов магистральных газопроводов определяются газотранспортной организацией.

549. Средства автоматизации должны, как правило, поставляться комплектно с технологическим оборудованием. При реконструкции и модернизации допускается поставка отдельно средств автоматизации.

550. Системы управления должны приниматься в эксплуатацию со средствами защиты от несанкционированного доступа в рамках требований нормативных документов.

551. Системы управления, включающие программно-технические средства АСУ ТП, АСУ производственно-хозяйственной деятельностью, средства автоматизации и телемеханизации технологического оборудования, средства и системы связи и передачи данных, рассматриваются как единый комплекс, все элементы которого должны функционировать взаимосвязано, образуя, при должном развитии, интегрированную систему управления организацией. Создание и эксплуатация интегрированных систем управления организации должны осуществляться в рамках требований Отраслевой интегрированной информационно-управляющей системы (ОИИУС) и ее подсистем, в том числе Отраслевой системы оперативно-диспетчерского управления (ОСОДУ), Отраслевой системы учета расхода газа (ОСУРГ) и т.д.

552. Так как все перечисленные системы в той или иной степени должны в перспективе взаимодействовать в едином контуре ОИИУС и входящих в нее подсистем, при внедрении, техперевооружении, модернизации систем, указанных в пункте 587, должны учитываться технические требования на ОИИУС и ее подсистем.

553. Системы автоматизации технологического оборудования и линейной телемеханики должны обеспечивать необходимый комплекс операций по управлению, контролю и защите оборудования независимо от состояния системы и средств управления вышестоящего уровня.

554. В АСУ производственно-хозяйственной деятельностью (АСУ ПХД) управление осуществляется на следующих уровнях:

а) уровень организации (предприятия);

б) уровень подразделения, подведомственных организаций;

в) уровень локальных объектов (склады, базы материально-технического обеспечения, участки и т.п.).

555. Программно-технической базой АСУ ПХД являются локальные вычислительные сети, удаленные ПЭВМ и терминалы, средства передачи данных, единые распределительные и локальные базы данных.

ГУ "Юридическая литература". Ретроспектива изменений пункта 556:

Редакция 2 - Приказ Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности ПМР от 23.09.09 N 994 (САЗ 10-25).

556. В АСУ ТП управление технологическим оборудованием и процессами осуществляется на следующих уровнях:

а) центральный диспетчерский пункт (уровень АСУ ТП МГ (в том числе КС));

б) главный щит управления КС (уровень АСУ ТП КЦ);

в) локальные системы средств автоматизации и телемеханизации (системы автоматического контроля, управления и защиты ГПА, вспомогательного оборудования, установок электроснабжения, узла подключения КЦ, крановых площадок, СКЗ, компьютеризованные средства измерения расхода газа и др.).

АСУ ТП создается на базе программно-технических средств компьютерной автоматизации и телемеханизации. Допускается управление группой идентичных технологических средств с помощью локальной системы АСУ ТП, например АСУ ТП электроснабжения.

ГУ "Юридическая литература". Ретроспектива изменений пункта 557:

Редакция 2 - Приказ Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности ПМР от 23.09.09 N 994 (САЗ 10-25).

557. Программно-технические средства АСУ ТП должны обеспечивать интеграцию информации по всем подведомственным объектам на единых автоматизированных рабочих местах диспетчеров и технологов организации, ГО, КС и КЦ.

ГУ "Юридическая литература". Ретроспектива изменений пункта 558:

Редакция 2 - Приказ Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности ПМР от 23.09.09 N 994 (САЗ 10-25).

558. Бесперебойная работа систем управления, информатизации, автоматизации, телемеханизации и связи обеспечивается производственными отделами, службами, участками и группами АСУ, КИПиА, связи, телемеханики, метрологического обеспечения.

Функции подразделений АСУ распространяются на средства и системы управления (за исключением средств связи и метрологических функций) на уровне ГО и структурных подразделений, включая программно-технические комплексы ДП, а также функции системного интегратора многоуровневой системы управления ГО в целом. Более подробно объемы обслуживаемого оборудования и функции подразделений АСУ изложены в пунктах 559 и 560 настоящих Правил.

Функции подразделений КИПиА охватывают средства системы автоматизации технологических объектов и оборудования: компрессорного цеха (включая пост управления КС), вспомогательного технологического оборудования, средства автоматизации ГРС, ГИС и т.п. Более подробно объемы обслуживаемого оборудования и функции подразделений КИПиА изложены в пунктах 562 и 563 настоящих Правил.

Подразделения связи охватывают функции эксплуатации всех видов связи, за исключением вычислительных сетей и промышленных коммуникационных линий, связывающих средства автоматизации на промплощадках. Эти функции определены содержанием главы 8.5 настоящих Правил.

Функции подразделения телемеханики охватывают вопросы эксплуатации средств и систем линейной телемеханики, которые изложены в главе 8.7.

Функции подразделения метрологического обеспечения определены в главе 8.4 настоящих Правил.

Перечень и состав функциональных отделов, участков и групп, а также разделение обязанностей и объемов обслуживаемого оборудования определяются администрацией ГО, в зависимости от динамики и объемов внедрения средств и систем автоматизации (в том числе, программно-технических продуктов) на технологических, административных, хозяйственных и ремонтных подразделениях.

ГУ "Юридическая литература". Ретроспектива изменений пункта 559:

Редакция 2 - Приказ Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности ПМР от 23.09.09 N 994 (САЗ 10-25).

559. Эксплуатационный персонал АСУ обслуживает:

а) аппаратно-программные средства вычислительной техники;

б) периферийные средства ПЭВМ и ЭВМ;

в) локальные вычислительные сети;

г) единые, распределенные базы данных;

д) средства оперативного системного администрирования систем передачи данных уровня газотранспортной организации и его подразделений (УМГ, ГО, СПХГ);

е) коммуникационные серверы, модемы.

ГУ "Юридическая литература". Ретроспектива изменений пункта 560:

Редакция 2 - Приказ Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности ПМР от 23.09.09 N 994 (САЗ 10-25).

560. В функции персонала АСУ входят:

а) эксплуатация систем SCADA уровня организации, ГО, КС, включая интерфейс от аппаратно-программного комплекса ДП КС (ЛПУ) к ПУ систем телемеханики и промышленным каналам систем автоматизации;

б) сопровождение базового и прикладного программного обеспечения уровня газотранспортной организации и подразделения;

в) техническое обслуживание средств информационной безопасности, встроенных в системы АСУ, включая средства допуска к работе с техническими и программными средствами и базами данных.

561. Контроль за соблюдением норм информационной безопасности и эксплуатации средств общей охранной сигнализации, защиты от внешнего и несанкционированного доступа на объекты подразделения газотранспортной организации осуществляется службой безопасности.

562. Эксплуатационный персонал КИПиА обслуживает:

а) средства и системы автоматизации, в том числе средства компьютерной автоматизации на базе программируемых логических контроллеров;

б) системы и оборудование агрегатной и цеховой автоматики, включая системы регулирования, локальные системы автоматизации вспомогательных технологических объектов;

в) средства автоматизации и КИП, обеспечивающие функционирование систем теплоснабжения, водоснабжения, вспомогательных механизмов;

г) системы обеспечения технологической безопасности (контроль загазованности помещений, вибрации оборудования, систем и средств автоматики по обнаружению и ликвидации пожара);

д) системы и средства управления кранами на промплощадке КС, а также локальные средства управления линейными телеуправляемыми кранами;

е) промышленные коммуникационные сети систем автоматизации на промплощадке КЦ;

ж) базовое и прикладное программное обеспечение программируемых логических контроллеров и автоматизированное рабочее место сменного инженера;

з) средства измерения, сигнализации и защиты ГПА, вспомогательного оборудования;

и) автоматику котельных промплощадок и жилпоселков;

к) автоматику и средства замерных узлов измерения расхода газа на собственные нужды;

л) системы автоматики защиты технологического оборудования, КИПиА, средств сигнализации на ГРС, охранной сигнализации специализированных средств автоматики;

м) коммуникационные интерфейсы промышленных каналов автоматизации.

563. В функции подразделений КИПиА входят:

а) обслуживание средств и систем автоматизации, в том числе при комплексной поставке технологического оборудования со средствами автоматизации;

б) обслуживание средств формирования, обработки, передачи, архивирования и представления информации для управления основными и вспомогательными технологическими объектами с объемом оборудования по пункту 598.

в) обслуживание средств информационной безопасности, встроенных в подведомственные средства и системы автоматизации, включая средства допуска;

г) администрирование промышленных коммуникационных сетей систем автоматизации.

564. Эксплуатационный персонал связи обслуживает:

а) средства и системы связи;

б) линии связи;

в) средства и системы передачи данных (маршрутизаторы, тональные модемы на выделенных или коммутируемых линиях связи и модемы для волоконно-оптических линий связи, оборудование цифровых и аналоговых каналов связи, коммуникационные компьютеры и др.).

565. Метрологическая служба газотранспортной организации должна:

а) поддерживать программные и технические средства и документацию (в том числе стандарты, директивные документы, базы данных и т.п.) для метрологического обеспечения всей производственно-хозяйственной деятельности;

б) осуществлять все технические и административные мероприятия по подготовке и проведению операций поверки средств измерения;

в) осуществлять калибровку средств измерения;

г) решать оперативные вопросы с потребителем природного газа, касающиеся метрологической части;

д) обеспечивать подготовку и своевременную аттестацию персонала;

е) осуществлять организационно-техническое сопровождение работ по метрологическому обеспечению, выполняемых подрядными организациями.

566. Средства и системы управления принимаются в эксплуатацию ведомственной или межведомственной комиссией в составе принимаемого объекта управления.

567. При вводе в эксплуатацию на действующем объекте интегрированных АСУ, АСУ ТП, отдельных подсистем или локальных систем и средств автоматического управления и телемеханики для их приемки в опытную и промышленную эксплуатацию назначаются отдельные приемочные комиссии.

568. Заключительным этапом приемки программно-технических средств АСУ, автоматизации и телемеханизации является комплексное опробование в рабочих режимах, срок которого должен составлять для устройств, работающих:

а) в непрерывном режиме - 72 ч.;

б) в режиме ожидания - до 1 мес.

В опытную эксплуатацию оборудование включается приказом по организации. В период опытной эксплуатации проводится проверка изделий и систем по программам, предусматривающим создание или имитацию различных режимов.

569. Фактические технические данные и характеристики, полученные в процессе приемочных испытаний, заносятся в формуляр системы.

570. В период опытной эксплуатации программно-технические средства обслуживает эксплуатационный персонал производственного подразделения, при авторском надзоре - организации - разработчика АСУ и АСУ ТП, с привлечением, в случае необходимости, монтажно-наладочных организаций.

С началом опытной эксплуатации должно быть начато ведение всей оперативной документации и осуществляться техническое обслуживание.

571. Ответственность за сохранность программно-технических средств АСУ, измерений, автоматизации и связи, а также сопроводительной документации несет эксплуатационный персонал соответствующих цехов и служб, в которых установлены эти средства.

572. Рабочие параметры и климатические условия (температура окружающей среды, влажность, наличие запыленности воздуха, агрессивных сред), механические воздействия в местах установки систем и средств не должны выходить за пределы требований инструкций заводов-изготовителей.

573. Напряжение для средств автоматизации и управления должно быть стабилизированным. Цепи питания этих устройств должны быть защищены от воздействия индустриальных помех.

574. Для обеспечения надежности работы систем и средств управления должно быть предусмотрено автоматическое резервирование питания средств вычислительной техники, компьютерной автоматизации, связи и передачи данных (с периодической его проверкой). Резервирование питания должно гарантировать сохранность текущего содержания базы данных.

575. Щиты, переходные коробки и сборные кабельные щиты должны быть пронумерованы, все зажимы и подходящие к ним провода, а также импульсные линии контрольно-измерительных приборов и автоматических регуляторов должны иметь маркировку, органы управления и сигнализации, измерительные устройства - надписи об их назначении в соответствии с документацией.

576. Приборы должны иметь исправные запирающие устройства, уплотнения, чистые смотровые стекла, четкую запись регистрации, клеммные соединения должны быть плотными и иметь надежные контакты.

На шкалах стационарных измерительных приборов должна быть нанесена красная черта, соответствующая предельно допустимому значению измеряемой величины.

577. Контрольные кабели должны иметь обозначения на концах, в местах разветвления и пересечения, при переходах, а также по трассе через каждые 50-70 м. Концы свободных жил кабелей должны быть изолированы.

При устранении повреждений кабелей с металлической оболочкой или при их наращивании, соединяя жилы, нужно устанавливать герметичные муфты, каждая из которых подлежит регистрации с указанием ответственного, производившего разделку. Места соединений кабелей с резиновой оболочкой и изоляцией должны быть герметизированы методом вулканизации. Кабели с полихлорвиниловой оболочкой при наращивании должны соединяться пайкой с механическим креплением, при необходимости закрываться кожухом.

578. Соединительные трубные прокладки (импульсные линии) к средствам измерений и автоматизации должны быть проложены с соблюдением необходимых уклонов и во время эксплуатации систематически продуваться. В местах, где возможны обмерзание или чрезмерный нагрев, должны применяться соответствующие защитные меры (теплоизоляция, подогрев термокабелем и т.п.).

579. Предусмотренные средства автоматической блокировки, исключающие возможность одновременного ручного и дистанционного управления, а также программно-технические средства задания режимов из пунктов дистанционного управления (ЦДП организации, ДП КС, пост управления КЦ), исключающие возможность дистанционного управления из двух и более пунктов, должны периодически проверяться и находиться в исправном состоянии.

580. Периодические операции по контролю исправности и опробованию систем и средств управления должны проводиться эксплуатационным персоналом, а в случае, когда это потребуется по условиям эксплуатации, дежурным оперативным персоналом по технологической инструкции с записью результатов в оперативном журнале.

581. Устройства защиты должны периодически проверяться в сроки, установленные графиком планово-предупредительных ремонтов и технологическими инструкциями. Отключение защиты для проверки должно сопровождаться записью в оперативном журнале. Запрещается производить ремонтные и наладочные работы на работающем технологическом оборудовании в целях защит, находящихся в действии. Отключение средств защиты допускается только в случае выявления неисправностей на время, необходимое для их устранения. В этом случае должно быть установлено непрерывное наблюдение за контролируемым параметром по измерительным приборам. Если прямой контроль параметра невозможен, то агрегат необходимо остановить.

Неисправные приборы защиты на работающем оборудовании можно заменять только при отключении их питания.

На вновь устанавливаемые приборы питание подают при кратковременной деблокировке схемы защиты.

582. Проверка устройств защиты осуществляется:

а) в САУ агрегатами, электроустановками и т.д., выполненных на базе микропроцессорной техники, не реже одного раза в квартал и после проведения ремонтных работ, связанных с отключением питания САУ;

б) после капитального ремонта оборудования, оснащенного САУ;

в) на ГРС не реже одного раза в месяц (при исполнении САУ на базе микропроцессорной техники не реже одного раза в квартал).

В каждой организации разрабатываются инструкции по проверке защит на работающем и резервном ГПА для каждого типа системы агрегатной автоматики, в том числе автоматики с микропроцессорами САУ.

Проверка защит на работающих ГПА и электростанциях выполняется только при наличии утвержденной инструкции по проверке защит на работающем оборудовании, составленной для каждого типа агрегатов на основании инструкций завода-изготовителя.

583. Автоматизированная диагностика программно-технических средств АСУ, автоматизации и телемеханизации должна выполняться путем пуска соответствующих тестов по регламенту, указанному в сопроводительной документации.

584. Метрологические и точностные характеристики приборов, устройств автоматизации не должны выходить за пределы, указанные в их технической документации.

585. Порядок метрологической поверки и калибровки средств измерений определяется в соответствии с действующим законодательством.

586. Комплексная проверка системы управления с многоуровневыми программно-техническими средствами АСУ выполняется по регламенту, указанному в проекте, а при отсутствии проекта многоуровневой системы управления - по регламенту, установленному организацией.

587. Регламент информационного взаимодействия АСУ организации и АСУ смежных организаций, а также с АСУ территориальных органов управления, финансовых и прочих организаций устанавливается руководством организации по согласованию с заинтересованными предприятиями и организациями.

588. Запрещается допуск к средствам управления, приборам и системам автоматизации и связи, устройствам защит лиц, не имеющих прямого отношения к обслуживанию и контролю аппаратуры и соответствующего уровня квалификации.

8.2. Организация эксплуатации

ГУ "Юридическая литература". Ретроспектива изменений пункта 589:

Редакция 2 - Приказ Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности ПМР от 23.09.09 N 994 (САЗ 10-25).

589. Для обеспечения бесперебойной работы элементов систем управления, включая средства вычислительной техники, программируемые логические контроллеры (ПЛК), локальные системы автоматической защиты и управления, средства телемеханизации, связи и передачи данных в ГО, создаются соответствующие службы, участки и группы.

590. Организация деятельности служб, участков и т.п. должна обеспечивать круглосуточную работу систем управления: информации, автоматизации, телемеханизации и связи.

591. Организация работы эксплуатационного персонала по обслуживанию средств и систем управления определяется подразделением. Техническое обслуживание и текущий ремонт осуществляются эксплуатационным персоналом служб или участков подразделений организации. Для выполнения специальных видов работ по техническому обслуживанию и ремонту могут привлекаться специализированные подразделения газотранспортного предприятия или других организаций.

ГУ "Юридическая литература". Ретроспектива изменений пункта 592:

Редакция 2 - Приказ Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности ПМР от 23.09.09 N 994 (САЗ 10-25).

592. Служба (группа) КИПиА обеспечивает:

а) бесперебойную и надежную эксплуатацию устройств контроля, защиты, автоматического управления на всех объектах КС, ГРС, а также промышленных коммуникационных каналов;

б) техническое обслуживание;

в) текущий ремонт для восстановления исправности и работоспособности;

г) разработку графиков вывода устройств и систем на плановое техническое обслуживание и плановый ремонт;

д) контроль за деятельностью подрядных организаций, выполняющих ремонт и обслуживание технических средств;

е) контроль за выполнением монтажных и наладочных работ, проведение испытаний, приемку в эксплуатацию средств автоматизации, контроля, защиты, автоматического управления;

ж) участие в расследовании отказов, разработку мероприятий по их предупреждению;

з) участие в государственной, ведомственной поверке и калибровке средств измерений и информационно-измерительных систем безопасности (загазованности, противопожарной).

593. Служба связи обеспечивает:

а) бесперебойную работу технологической связи, средств передачи данных в пределах закрепленных границ;

б) содержание в исправном состоянии эксплуатируемых сооружений связи, средств и сетей в соответствии с техническими нормами и правилами;

в) оперативное устранение повреждений устройств и сооружений технологической связи, средств и систем передачи данных;

г) проведение мероприятий по предотвращению аварий, несчастных случаев и нарушений правил техники безопасности;

д) исправное состояние и правильное применение измерительных приборов в соответствии с требованиями НТД по метрологическому обеспечению систем связи и передачи данных;

е) организацию временной связи на трассе газопроводов при производстве аварийных и плановых работ на обслуживаемых объектах;

ж) организацию и содержание средств связи, средств передачи данных с учетом требований гражданской обороны;

з) эксплуатацию каналов телемеханики, линейных и станционных устройств телемеханики;

и) техническое обслуживание и текущий ремонт для восстановления неисправности и работоспособности средств связи, средств и сетей передачи данных.

ГУ "Юридическая литература". Ретроспектива изменений пункта 594:

Редакция 2 - Приказ Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности ПМР от 23.09.09 N 994 (САЗ 10-25).

594. Служба телемеханики обеспечивает:

а) бесперебойную работу систем телемеханики в пределах своего ЛПУ МГ. Состав системы, подконтрольный службе телемеханики, определен главой 8.7. настоящих Правил;

б) содержание в исправном состоянии средств телемеханики и сооружений, относящихся к ним;

в) оперативное определение и устранение определенных регламентом неисправностей;

г) своевременное сообщение в организацию о неисправностях, устраняемых специализированной бригадой, и контроль за их выполнением;

д) разработку и проведение мероприятий по предотвращению аварий, несчастных случаев и нарушений техники безопасности при эксплуатации средств телемеханики;

е) исправное состояние датчиков технологических параметров и их своевременную метрологическую поверку и аттестацию;

ж) надлежащее хранение, учет и содержание в исправном состоянии сервисных приборов и запчастей;

з) контроль за деятельностью подрядных организаций и специализированных бригад, выполняющих ремонт и обслуживание средств телемеханики, и приемку выполненных работ;

и) разработку графиков, профилактических работ и работ по техническому обслуживанию согласно НТД.

ГУ "Юридическая литература". Ретроспектива изменений пункта 595:

Редакция 2 - Приказ Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности ПМР от 23.09.09 N 994 (САЗ 10-25).

595. Средства АСУ ТП обеспечивают дистанционный контроль, дистанционное управление и регулирование технологического процесса и оборудования со следующих уровней:

а) ЦПДС организации;

б) ДП КС (ГО);

в) оперативно-технологический пост управления КЦ;

г) локальные пульты управления основным технологическим и вспомогательным технологическим оборудованием.

В каждый момент времени дистанционное управление, и регулирование допускается по конкретным параметрам и объектам только с одного из указанных уровней, на прочих уровнях эти функции подлежат автоматической блокировке. Задание уровня управления определяется настройкой программно-технических средств АСУ ТП при эксплуатации по распоряжению руководства вышестоящего уровня управления и протоколируется соответствующими средствами систем управления.

596. Эксплуатационному персоналу запрещается отключение средств вычислительной техники, задействованной в режиме промышленной эксплуатации, средств и систем автоматизации, телемеханизации, сигнализации и защиты без разрешения диспетчера (оператора, сменного инженера), ответственного за эксплуатацию объекта.

Отключение средств автоматизации и переключения в указанных системах, в том числе перевод с автоматического управления на ручное, должны выполняться по разрешению диспетчера (сменного инженера) подразделения с записью в оперативном журнале. Переключения на длительный срок должны выполняться с разрешения руководителя вышестоящего уровня управления, подтвержденного письменно.

597. Порядок отключения средств и систем автоматизации, контроля и сигнализации на ГРС, котельных и других объектах, в том числе перевод управления с автоматического на ручное и изменение уровня дистанционного управления, определяется руководством подразделения организации.

Повторное включение средств автоматизации осуществляется по окончании восстановительных работ с обязательным оповещением диспетчера и записью в журнале.

598. Устройства и средства автоматизации эксплуатационный персонал проверяет с периодичностью, установленной графиками технического обслуживания.

599. Все средства и системы управления, находящиеся в работе, должны быть опломбированы, за исключением устройств, установки которых подлежат изменению оперативным персоналом в зависимости от заданного режима работы оборудования. Дверцы шкафов и защитные кожухи щитов должны быть закрыты и заперты.

Вскрытие устройств, находящихся в работе, разрешается эксплуатационному персоналу при ремонтно-техническом обслуживании в соответствии с заданием на выполняемую работу с записью в оперативном журнале производства работ.

При необходимости производства каких-либо работ на панелях, в щитах, цепях защиты и контроля при работающем основном оборудовании должны быть приняты меры предосторожности против ложных переключений устройств управления и ошибочных действий персонала.

600. На панелях или вблизи места размещения релейных устройств запрещается проводить работы, вызывающие их сильное сотрясение, которое может привести к ложным срабатываниям реле и других устройств.

601. Замена или ремонт контрольно-измерительных приборов на работающем оборудовании, если подобные работы допускаются инструкциями по технике безопасности и условиям технологического процесса, должны производиться только с разрешения диспетчера (сменного инженера) с записью в оперативный журнал производства работ. На период замены (ремонта) контроль за работой оборудования осуществляется по другим взаимосвязанным параметрам.

602. Эксплуатация АСУ осуществляется производственным отделом АСУ организации, а также производственным отделом АСУ ТП, в случае его создания, и соответствующими службами подведомственных подразделений.

603. Включение в работу средств вычислительной техники и программируемых контроллеров, в том числе после проведения профилактических работ, производится после восстановления всех коммуникационных цепей, проверки функционирования программных средств и воздействия на управляемое оборудование в соответствии с эксплуатационной инструкцией.

604. Сопровождение и развитие программного обеспечения в процессе эксплуатации централизованно осуществляется отделом АСУ (отделом АСУ ТП) организации.

В составе отделов АСУ (АСУ ТП) должны быть предусмотрены группы или отдельные специалисты по следующим направлениям:

а) сопровождению и развитию информационного обеспечения, администрированию баз данных;

б) сопровождению базового программного обеспечения;

в) разработке и развитию прикладного программного обеспечения и пользовательских АРМ;

г) сопровождению прикладного программного обеспечения;

д) сопровождение и развитие локально-вычислительных систем;

е) эксплуатации технических средств;

ж) администрирование сети передачи данных и ее служб.

605. Обслуживание программных средств должно включать:

а) техническое обслуживание носителей программного обеспечения, а также баз данных;

б) оперативный контроль за надежным функционированием программного обеспечения и баз данных;

в) внесение изменений и дублирование программного обеспечения.

606. Техническое обслуживание носителей программного обеспечения и баз данных должно гарантировать их сохранность и выполняется обслуживающим персоналом АСУ в соответствии с эксплуатационной документацией на конкретные типы ЭВМ.

Оперативный контроль за надежным функционированием программного обеспечения должен осуществляться в соответствии с "Руководством по техническому обслуживанию" отделом АСУ объединения с учетом требований проектной и сопроводительной эксплуатационной документации.

607. "Руководство по техническому обслуживанию" должно включать оперативный контроль в нерабочем режиме при проведении технического обслуживания ЭВМ, в рабочем режиме с помощью тестовых программ и контрольных примеров или автоматически с помощью диагностических программ.

Оперативный контроль программного обеспечения в нерабочем режиме проводится персоналом, выполняющим техническое обслуживание, с использованием средств и процедур, указанных в эксплуатационной документации.

Оперативный контроль программного обеспечения в рабочем режиме проводится оператором периодически в соответствии с технологическими инструкциями: при возникновении подозрений в неправильности ведения процесса, по просьбе пользователей информации АСУ или по индикации системы диагностирования.

Автоматический оперативный контроль программного обеспечения в рабочем режиме осуществляется непрерывно по каждой выполняемой функции методами и средствами, предусмотренными в программном обеспечении.

Дефекты, выявленные при всех видах оперативного контроля, устраняют специалисты при техническом обслуживании или ремонте в соответствии с исполнительной документацией или с привлечением разработчика на основе соответствующих рекламаций или специализированных сервисных организаций.

608. Если эксплуатирующей организации не переданы подлинники дистрибутивных носителей программного обеспечения, то она должна иметь их дубликаты. Подлинники или дубликаты дистрибутивных носителей программного обеспечения должны храниться в отделе АСУ (АСУ ТП) организации, которое осуществляет учет всех программных документов, используемых в организации и его подразделениях, а также передачу необходимых дистрибутивных носителей в службу и группы АСУ (АСУ ТП) подведомственных подразделений.

609. Отдел АСУ (АСУ ТП) имеет право оформлять извещения на изменения программного обеспечения только в том случае, когда он является держателем подлинников. При необходимости внесения изменений в дубликаты отдел АСУ должен оформить и направить держателю подлинника предложение об изменении.

Службы подразделений могут направлять предложения об изменении программного обеспечения только в отдел АСУ газотранспортной организации.

610. Запрещается внесение изменений в программное обеспечение без оформления извещения.

Развитие и совершенствование программного обеспечения, независимо от того, кем оно разрабатывается, осуществляется путем оформления извещения об изменении в установленном порядке.

611. Разработка новых прикладных программ и пользовательских АРМ выполняется отделом АСУ (АСУ ТП) по техническому заданию конечных пользователей, утвержденному руководством организации.

612. Централизованные и распределенные базы данных обслуживаются службами администрации баз данных АСУ (АСУ ТП).

Локальные базы данных отдельных прикладных задач и АРМ могут обслуживаться конечными пользователями в той части показателей, которая не связана с централизованной или распределенной базой данных.

613. При наличии в организации распределенной базы данных АСУ ПХД и (или) АСУ ТП, ее ведение и поддержка осуществляются централизованно на уровне организации.

При этом на уровне подведомственных подразделений и объектов запрещается выполнение функций корректировки структуры, показателей и других компонентов распределенной базы данных, которые являются общими для уровня организации и подразделения.

Указанные корректировки производятся централизованно, новые версии базы данных и программного обеспечения передаются в подведомственные подразделения средствами системы передачи данных или на машинных носителях.

614. Санкционированный доступ к единой или распределенной базе данных всех уровней устанавливается регламентом, утвержденным руководством организации.

615. Отдел АСУ (АСУ ТП) организации должен обеспечить учет и хранение версий баз данных.

8.3 Техническое обслуживание и ремонт

616. Техническое обслуживание и ремонт должны осуществляться службами, участками или группами производственных подразделений газотранспортной организации в пределах границ обслуживания с привлечением, при необходимости, специализированных организаций.

617. Система технического обслуживания и ремонта разрабатывается газотранспортной организацией и должна предусматривать:

а) техническое обслуживание с периодическим контролем;

б) регламентированное техническое обслуживание;

в) текущий ремонт;

г) средний и капитальный ремонт;

д) калибровку средств и каналов измерения параметров;

е) обеспечение ЗИП;

ж) обеспечение эксплуатационной надежности.

Сроки технического обслуживания должны быть согласованы с графиками технического обслуживания основного технологического оборудования.

ГУ "Юридическая литература". Ретроспектива изменений пункта 618:

Редакция 2 - Приказ Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности ПМР от 23.09.09 N 994 (САЗ 10-25).

618. Техническое обслуживание с периодическим контролем выполняется, как правило, без остановки технологического процесса в объеме и с периодичностью, указанными в эксплуатационной документации (ЭД) на технические средства.

Данный вид технического обслуживания является основным для программно-технических комплексов Центрально-производственной диспетчерской службы организации, ДП КС (ГО), поста управления КЦ.

619. Регламентированное техническое обслуживание выполняется, как правило, с отключением технологического оборудования в объеме и с периодичностью, указанными в ЭД на технические средства, и состоит из расширенных технических проверок и работ по поддержанию работоспособности изделий.

Проведение регламентированного технического обслуживания средствами, не прошедшими поверку, запрещается.

Номенклатура и объем работ, выполняемых на остановленном и работающем оборудовании, устанавливаются руководством подразделения по согласованию с организацией.

620. Объем текущего ремонта определяется в каждом конкретном случае результатами осмотра или характером отказа.

Текущий ремонт проводится эксплуатационным персоналом организации путем замены или ремонта отказавших элементов и узлов. Поиск и устранение неисправностей, объем контрольных проверок после восстановления должны осуществляться в соответствии с ЭД. В сложных случаях для поиска и устранения неисправностей привлекают ремонтный персонал газотранспортных организаций, монтажно-наладочных организаций и заводов - изготовителей технических средств, а также разработчиков программных средств.

621. Средний ремонт технических средств выполняется эксплуатационным персоналом газотранспортных организаций, ремонтным персоналом специализированных организаций или заводов-изготовителей.

При проведении среднего ремонта восстанавливают ресурс или заменяют узлы, срок службы которых меньше периода между двумя последовательно проводимыми капитальными ремонтами изделия, заменяют или ремонтируют быстроизнашивающиеся узлы и детали, проверяют техническое состояние всех составных частей технических средств с устранением обнаруженных неисправностей путем замены или восстановления отказавших узлов и деталей, их регулировку и отладку, дорабатывают по информационным письмам и бюллетеням, а также модернизируют оборудование.

622. Капитальный ремонт технических средств выполняется на специализированных организациях или заводах - изготовителях, а также их персоналом на местах установки технических средств.

Капитальный ремонт предусматривает восстановление ресурса технических средств и обеспечение надежности их работы в межремонтный период за счет разборки, подробного осмотра, проверки параметров, поверки и калибровки средств измерений, испытаний, регулировки, устранения обнаруженных дефектов. При проведении капитальных ремонтов должны выполняться требования директивных указаний и мероприятия, направленные на увеличение длительности непрерывной работы оборудования, улучшение его технико-экономических показателей. При необходимости, в процессе капитального ремонта должны выполняться работы по модернизации отдельных узлов и устройств с учетом опыта эксплуатации.

623. Выполнение ремонтных работ должно сопровождаться оформлением документов.

624. Первичными документами, подтверждающими непригодность технических средств к дальнейшей эксплуатации, являются формуляр и журнал учета работы технических средств.

Подготовкой документов, необходимых для списания технических средств, занимается комиссия, назначенная распоряжением главного инженера.

625. Техническое обслуживание средств измерения (СИ) выполняется службой КИПиА в соответствии с требованиями эксплуатационной документации.

СИ должны подвергаться ремонту в соответствии с положением о планово-предупредительном ремонте, а при необходимости, перед представлением СИ на поверку, а также при отрицательных результатах поверки или калибровки. СИ ремонтируются силами метрологической службы, при имеющихся у нее необходимых условиях ремонта, или ремонтных организаций Госстандарта Приднестровской Молдавской Республики, или других ведомств по графикам, которые составляются отдельно для каждого ремонтной организации, согласовываются с ними и утверждаются главным инженером газотранспортной организации.

626. Обеспечение эксплуатационной надежности и эффективности использования средств и систем достигается путем своевременного и качественного выполнения ремонтно-технического обслуживания.

627. Для устранения отказов, связанных с программным обеспечением, следует организовать, при необходимости, техническую поддержку фирм-производителей, в том числе "горячую линию" поддержки средствами телефонной связи, факсом и сети INTERNET.

628. Для обеспечения технического обслуживания и текущего ремонта по сложным программно-техническим средствам АСУ ТП, используемым в подведомственных подразделениях, следует создать на уровне организации передвижные лаборатории АСУ ТП.

629. Работы по обеспечению надежности включают:

а) учет отказов, неисправностей, выявленных при эксплуатации, хранении и ремонтно-техническом обслуживании, и заполнение первичных и сводных форм учета информации;

б) расчет фактических показателей надежности, сравнение их с установленными значениями и занесение результатов в паспорта на технические средства;

в) анализ фактических показателей надежности, определение влияния условий и режимов эксплуатации, выявление наиболее надежных узлов и элементов;

г) разработку мероприятий по совершенствованию системы эксплуатации, ремонтно-технического обслуживания, материально-технического обеспечения;

д) разработку предложений по доработке изделий, совершенствованию ЭД и сервисного оборудования.

ГУ "Юридическая литература". Ретроспектива изменений пункта 630:

Редакция 2 - Приказ Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности ПМР от 23.09.09 N 994 (САЗ 10-25).

630. Порядок выполнения работ в подразделениях определяется организацией. По истечении календарного года службы подразделений, ответственные за эксплуатацию, должны анализировать информацию об эксплуатационной надежности, разрабатывать мероприятия по повышению надежности оборудования.

631. Если фактические показатели надежности изделия, ниже указанных в ЭД, оно не соответствует НТД и считается некондиционным. В этом случае эксплуатирующая организация предъявляет поставщику претензии в соответствии с Положением о поставке продукции производственно-технического назначения.

632. Поддержание надежности эксплуатации технических средств и сокращение времени их текущего ремонта обеспечиваются наличием неснижаемых запасов материалов и комплекта запасных частей, инструмента и принадлежностей (ЗИП).

Номенклатура, нормативы, места и условия хранения, порядок использования и возобновления неснижаемого запаса материалов и ЗИП определяются ЭД и утвержденными нормативными документами.

633. Порядок использования ЗИП и обращения с ним определяется ЭД. Списание ЗИП осуществляется по актам, утвержденным главным инженером организации.

8. 4. Метрологическое обеспечение

634. Метрологическое обеспечение заключается в применении научных и организационных основ, технических средств, правил и норм, необходимых для достижения единства измерений, обработки и передачи информации с требуемыми метрологическими показателями (точность, стабильность, достоверность, линейность и т.д.).

635. К средствам измерения относятся эталоны, меры, измерительные преобразователи, приборы, установки, комплексы для измерения группы параметров, информационно-измерительные системы, а также каналы измерения, состоящие из функционально и аппаратно объединенной совокупности технических средств, входящих в системы автоматизации, телемеханизации или информационно управляющие системы, а также применяемые автономно, которые предназначены для преобразования, передачи и обработки информационных сигналов.

636. Метрологическое обеспечение газотранспортных предприятий, организаций и организаций, эксплуатирующих магистральные газопроводы, должно выполняться в соответствии с требованиями действующего законодательства.

637. Метрологическое обеспечение средств измерений в системах автоматизации, телемеханизации и связи предусматривает следующие мероприятия:

а) организацию метрологических служб предприятий и организаций, эксплуатирующих средства измерений (СИ);

б) организацию информационного обеспечения метрологической службы отрасли;

в) организацию поверки СИ;

г) проведение метрологической аттестации нестандартных средств и методик выполнения измерений;

д) проведение поверки и калибровки СИ;

е) ведомственный контроль и обеспечение государственного надзора за производством, состоянием, применением и ремонтом СИ.

ГУ "Юридическая литература". Ретроспектива изменений пункта 638:

Редакция 2 - Приказ Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности ПМР от 23.09.09 N 994 (САЗ 10-25).

638. На объектах организации газовой отрасли к эксплуатации допускаются СИ, прошедшие государственные испытания или метрологическую аттестацию (имеющие сертификат утвержденного типа СИ), допущенные в установленном порядке Государственной службой охраны труда и промышленной безопасности Приднестровской Молдавской Республики.

Аттестация нестандартизованных СИ производится Госстандартом Приднестровской Молдавской Республики, если эти средства разработаны в его подразделениях или применяются в его системе.

Для взрывоопасных помещений должны применяться СИ, имеющие свидетельство о взрывозащищенности электрооборудования.

639. Метрологические характеристики каналов передачи данных информационно-измерительных и управляющих систем должны определяться стандартами, нормирующими характеристики применяемых систем обработки и передачи информации.

640. Государственный метрологический надзор за производством, состоянием, применением и ремонтом СИ в организациях отрасли осуществляется Госстандартом Приднестровской Молдавской Республики.

641. Ведомственный контроль проводят метрологические службы организаций.

642. Средства измерения должны подвергаться первичной, периодической, внеочередной и инспекционной поверкам или калибровкам.

643. Первичная поверка осуществляется при выпуске СИ из производства или ремонта, периодическая - при эксплуатации через определенные межповерочные интервалы.

Внеочередная поверка осуществляется при вводе в эксплуатацию, когда необходимо удостовериться в соответствии метрологических характеристик средств измерения паспортным данным, в том числе СИ, поступающих по импорту, - при повреждении поверительного клейма или пломбы, при утрате документов предыдущей поверки или по сигналам тестового автоматического контроля измерительных систем о неисправности средства измерения.

Инспекционной поверке подвергаются СИ при проведении метрологических ревизий или при решении спорных вопросов между поставщиками и потребителями природного газа, конденсата, нефти и другой продукции газовой промышленности.

644. Межповерочные интервалы на СИ, подлежащие ведомственной поверке или калибровке, устанавливаются метрологической службой организации, исходя из их значимости, влияния внешней среды, условий и опыта эксплуатации.

Измерительные каналы информационно-управляющих систем должны подвергаться калибровке не реже одного раза в год, а также при возникновении у оперативного персонала сомнений в достоверности информации по какому-либо каналу или по соответствующим сигналам автоматического контроля.

Плановые поверки и калибровки должны осуществляться в соответствии с годовыми календарными графиками, разрабатываемыми и утверждаемыми в газотранспортной организации.

Календарные графики СИ, поверяемые местными органами государственной метрологической службы, должны быть согласованы с руководством этих органов.

645. Поверку и калибровку средств измерения должны осуществлять только лица, прошедшие специальное обучение и получившие подтверждение соответствующим документом.

646. Калибровка должна осуществляться представителями, аккредитованными метрологическими службами.

647. При положительных результатах поверки на средства измерения должны накладываться поверительные клейма установленного образца, выдаваться свидетельства о поверке и делаться соответствующие записи в паспорте на прибор.

Средства измерений, признанные непригодными по результатам поверки или калибровки, не должны допускаться к дальнейшей эксплуатации.

648. Приборы с ненормированной погрешностью, применяемые для контроля неответственных параметров - без требования к точности показаний, не должны подвергаться поверке и иметь на корпусе или лицевой панели, отчетливо видимое обозначение "И" (индикатор).

649. Перечень приборов, относящийся к данной группе, должен утверждаться главным инженером объекта и быть согласованным с местным органом метрологической службы. Калибровка этих приборов должна осуществляться аккредитованными организациями.

650. На шкалы наиболее ответственных стационарных измерительных приборов, не имеющих соответствующих ограничительных индикаторов, следует наносить красные риски предельных значений контролируемого параметра. Перечень таких приборов утверждается главным инженером объекта.

651. Руководители объектов и организаций, в ведении которых находятся средства измерений, обязаны обеспечивать:

а) надлежащие условия применения и хранения СИ;

б) современное представление СИ для поверки и калибровки в соответствии с графиком;

в) ремонт и замену неисправных СИ;

г) немедленное изъятие из обращения СИ, признанных неисправными;

д) оказание помощи представителям поверяющих служб.

8.5. Технологическая связь

652. Технологическая связь - это комплекс технологически сопряженных первичных и вторичных сетей электросвязи, созданных для управления производственно-хозяйственной деятельностью в отрасли для оперативно-диспетчерского управления технологическими процессами.

653. В состав сети технологической связи входят первичные и вторичные сети, которые обеспечивают передачу:

а) телефонной связи;

б) данных;

в) подвижной радиосвязи;

г) связи линейной телемеханики;

д) связи селекторных совещаний.

654. Основными задачами первичной сети являются:

а) обеспечение устойчивого функционирования первичной сети при заданном качестве и эксплуатационной надежности трактов и каналов передачи;

б) эффективное использование ресурсов первичной сети в интересах вторичных сетей и других пользователей при любых изменениях состояния сети;

в) дальнейшее развитие первичных сетей, включая реконструкцию узлов, станций и линий передачи, для удовлетворения потребностей хозяйственных структур и населения;

г) совершенствование первичных сетей, методов технической эксплуатации, улучшение эксплуатационных характеристик аппаратуры, трактов и каналов передачи.

655. В состав первичной сети технологической связи входят:

а) кабельные (в том числе и ВОЛС) линии связи;

б) радиорелейные линии связи;

в) воздушные линии связи;

г) спутниковые системы связи;

д) типовые сетевые тракты;

е) типовые каналы;

ж) типовые физические цепи на базе сетевых узлов, сетевых станций, оконечных устройств сети и соединяющих их линий передачи.

656. Радиорелейные линии связи используются в качестве основных линий связи в труднодоступных районах или резервных линий для повышения надежности связи.

657. Линии спутниковой связи предназначены для организации пионерной связи при строительстве газопроводов, резервирования отдельных участков линий связи, аварийной связи и связи в чрезвычайных ситуациях.

658. Сетевой узел первичной сети МГ представляет собой комплекс технических средств, обеспечивающих образование и перераспределение типовых сетевых трактов, типовых каналов передачи и типовых физических цепей.

659. Сетевая станция представляет собой комплекс технических средств, обеспечивающих образование и предоставление вторичным сетям типовых цепей, каналов передачи и трактов, а также транзит их между различными участками первичной сети.

660. В состав вторичной сети входят учрежденческие автоматические телефонные станции, сети подвижной радиосвязи, сети линейной телемеханики, сети селекторных совещаний.

661. Эксплуатационно-техническое обслуживание вторичной сети технологической связи осуществляется в соответствии с заводскими инструкциями по эксплуатации и другими нормативно-техническими документами, разработанными для конкретных методов и алгоритмов технического обслуживания.

662. Подвижная радиосвязь предназначена для организации оперативно-технологической связи при обслуживании линейной части газопроводов.

663. В зависимости от конкретных условий эксплуатации и масштабов обслуживаемого участка сети связи МГ в системе технической эксплуатации могут функционировать:

а) система оперативно-технического обслуживания;

б) центры технической эксплуатации первичных сетей;

в) сервисные центры.

664. Основными задачами системы оперативно-технического обслуживания первичных сетей являются:

а) сбор, обработка и хранение информации по технической эксплуатации;

б) учет и анализ качества работы сети;

в) разработка предложений и организация выполнения планов формирования подведомственных участков первичной сети;

г) разработка планов по строительству, реконструкции, капитальному ремонту сооружений связи и внедрению новой техники;

д) защита информации от несанкционированного доступа.

665. Ремонт сооружений и станционного оборудования связи включает в себя комплекс организационно-технических мероприятий, направленных на восстановление вышедшего из строя оборудования, восстановление его ресурса или ресурса его составных частей.

666. В задачи ремонта входят:

а) организация, планирование, обеспечение и проведение текущего и капитального ремонта оборудования и сооружений связи;

б) разработка и внедрение мероприятий по повышению надежности аппаратуры, оборудования и сооружений связи.

667. Ремонт оборудования и сооружений на сети связи осуществляется на основании инструкций завода-изготовителя, действующих в отрасли нормативных документов.

668. Все организации и структурные подразделения сети связи МГ должны иметь производственную документацию в полном объеме и вести ее установленным порядком, в том числе с использованием программно-технических средств.

669. Обозначения и терминология технической документации должны соответствовать действующим ГОСТ.

670. Метрологическое обеспечение первичной сети МГ должно осуществляться на основании действующих нормативных документов Приднестровской Молдавской Республики в отрасли "Связь".

671. Работа по ОТ и производственной санитарии в организациях связи осуществляется в соответствии с требованиями соответствующих законодательных актов Приднестровской Молдавской Республики.

8.6. Газоизмерительные станции

672. Газоизмерительные станции магистральных газопроводов предназначены для измерения количественных и качественных показателей газа на объектах транспортировки и распределения газа.

673. Перечень количественных и качественных показателей газа определяется действующими и внедряемыми документами, а именно государственными и отраслевыми стандартами, техническими требованиями на отраслевую интегрированную информационно-управляющую систему, отраслевую систему оперативно-диспетчерского управления и отраслевую систему учета расхода газа, а также договорными или контрактными условиями поставки газа отечественным и зарубежным потребителям.

674. Комплекс технических средств (КТС) ГИС должен обеспечивать функционирование как в составе информационно-измерительной системы верхнего уровня (газотранспортной организации), так и в автономном режиме.

675. Хозрасчетные расходомерные пункты подразделяются на газоизмерительные станции (ГИС) и блоки или узлы измерения расхода газа, входящие в состав технологического оборудования газораспределительных станций, компрессорных станций в местах отбора газа на собственные нужды или для потребителей с малым расходом.

676. Расходомерные пункты небольшой пропускной способности могут выполняться по упрощенной технологической схеме, в том числе в виде бесколлекторной измерительной линии, оснащенной минимально необходимым количеством измерительных и вычислительных средств.

Качественные показатели природного газа и необходимые для расчета константы могут вводиться вручную или с помощью программирующего устройства.

677. Расходомерные пункты должны быть обеспечены телефонной или другими видами связи с подразделением верхнего уровня.

678. Здания и технологическое оборудование должны быть защищены от прямых ударов молнией, вторичных ее проявлений и статического электричества.

Молниеотводы, контуры заземления выполняются раздельными и должны соответствовать требованиям руководящих и директивных документов и периодически проверяться.

679. Эксплуатация и техническое обслуживание расходомерных пунктов осуществляются службой КИПиА или службой главного метролога газотранспортной организации.

680. Измерение и определение количественных и качественных характеристик должно выполняться в соответствии с методическими и нормативно-техническими документами.

681. Аппаратура хозрасчетных расходомерных пунктов подвергается внеочередным поверкам в случаях:

а) обоснованных требований покупателя газа;

б) при вводе в эксплуатацию после ремонта и хранения;

в) при повреждении клейма, пломбы или утрате документов, подтверждающих положительные результаты периодических поверок и калибровок;

г) при сигналах аппаратуры о несоответствии замеренных показателей, полученных при автоматических тестовых проверках или разбалансе показателей аналогичных параметров, измеряемых на параллельных линиях измерений или дублирующей аппаратурой.

682. При решении спорных вопросов между покупателем и продавцом, относящихся к измерению расхода и количества поставленного и купленного газа, используются результаты внеочередных поверок.

8.7. Телемеханика

683. Средствами системы телемеханики осуществляются текущий контроль состояния и управление оборудованием объектов магистрального газопровода, при работе в составе АСУ ТП КС - это решение задач по оптимизации режима работы МГ, сокращению затрат на транспорт газа, повышению надежности и эффективности работы технологического оборудования.

684. Система телемеханики может функционировать и как самостоятельная система.

685. Датчики, приборы и устройства телемеханики должны быть сертифицированы, и соответствовать требованиям проекта по взрывозащите и климатическим условиям. Заземление средств телемеханики должно постоянно проверяться и соответствовать требованиям проектной и конструкторской документации.

Заземленные датчики и узлы управления должны быть гальванически отделены от газопровода.

ГУ "Юридическая литература". Ретроспектива изменений пункта 686:

Редакция 2 - Приказ Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности ПМР от 23.09.09 N 994 (САЗ 10-25).

686. Средства телемеханики на линейных кранах с телеуправлением должны иметь защиту (аппаратную и программную), исключающую возможность несанкционированного телеуправления, включая блокировку от несанкционированной подачи команд на телеуправление с выносных пультов и защиту на подводящих клеммниках.

Длительное отключение осуществляется только с письменного разрешения руководителя ГО.

ГУ "Юридическая литература". Ретроспектива изменений пункта 687:

Редакция 2 - Приказ Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности ПМР от 23.09.09 N 994 (САЗ 10-25).

687. Методическое и техническое руководство эксплуатацией и ремонтом средств телемеханики осуществляет группа АСУ и УГ.

Технический контроль и поддержание в работоспособном состоянии средств телемеханики на линейной части МГ осуществляют группы АСУ и УГ, входящие в состав ГО. В состав средств телемеханики, подконтрольных службам, входят:

а) аппаратура пункта управления (ПУ) с программными средствами и контролируемого пункта (КП) с программными средствами;

б) датчики технологических параметров с соединительными кабелями;

в) устройства резервного электропитания;

г) средства размещения КП (блок - контейнеры, термокамеры необслуживающего усилительного пункта, наружные шкафы и др.).

688. Основными задачами эксплуатационных служб являются:

а) контроль и поддержание в работоспособном состоянии средств телемеханики и программного обеспечения;

б) своевременное выявление и устранение неисправностей (методом замены плат, блоков);

в) разработка регламента технического обслуживания, непосредственное участие и контроль за его выполнением специализированной группой.

В составе специализированной группы должны быть специалисты по микропроцессорной технике, программному обеспечению и КИП. При выезде на трассу в нее включают специалиста по связи. Группа должна быть оснащена специализированной лабораторией с необходимым составом поверочных и тарировочных приборов.

689. Персонал, отвечающий за работу средств телемеханики (инженер по телемеханике), обязан:

а) ежесменно контролировать состояние и работу средств телемеханики и программного обеспечения, включая канал передачи информации в АСУ ТП КС и на верхний уровень управления;

б) принимать меры по восстановлению нормальной работы технических средств и программного обеспечения;

в) обеспечивать выполнение регламентных работ специализированными группами;

г) следить за регистрацией событий, связанных с техническим состоянием средств телемеханики и программного обеспечения;

д) обеспечить наличие и надлежащее состояние проектной и технической документации на средства телемеханики и программное обеспечение;

е) готовить предложения по своевременной замене технических средств, принимать участие в разработке проектов, монтаже, наладке и вводе в эксплуатацию средств телемеханики.

690. Оперативный персонал (сменный диспетчер), эксплуатирующий средства телемеханики, должен с периодичностью, указанной в инструкции по эксплуатации, но не реже одного раза в смену проверять правильность ее функционирования путем просмотра протокола телемеханики и системного протокола, сообщающего об ошибках программного обеспечения и вмешательстве оперативного персонала.

Все нарушения должны регистрироваться в оперативном журнале сменного инженера.

691. Техническое обслуживание и устранение неисправностей (за исключением простых операций - замена предохранителей, плат) выполняются комплексными специализированными группами в соответствии с регламентом, действующими Правилами эксплуатации тепловых установок (ТУ) и тепловых сетей (ТС) потребителей, НТД и настоящими Правилами.

Средства телемеханики, установленные на объектах линейной части и ГРС, должны быть не реже одного раза в квартал опробованы в действии с сопрягаемым оборудованием. При опробовании на линейном кране должна присутствовать комплексная бригада.

Кроме того, должны быть проверены:

а) источники резервного питания на соответствие их нормам;

б) исправность сигнализации от проникновения посторонних лиц к средствам телемеханики;

в) состояние устройств (блок-боксов, контейнеров, шкафов и др.) для размещения средств телемеханики и средств защиты от вскрытия (замки, запоры) и исправность устройств грозозащиты.

ГУ "Юридическая литература". Ретроспектива изменений пункта 692:

Редакция 2 - Приказ Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности ПМР от 23.09.09 N 994 (САЗ 10-25).

692. В отдельных случаях, когда отсутствует возможность проверки цепей управления и сигнализации с непосредственным изменением состояния оборудования, допускается осуществлять проверку путем имитации работы оборудования, максимально приближенным к реальным условиям.

Порядок и периодичность проверки должны соответствовать инструкции по эксплуатации на каждое устройство. Все проверки должны оформляться документально и согласовываться с руководством ГО.

693. Служба телемеханики КИПиА (АСУ ТП и телемеханики) должна быть оснащена специализированной лабораторией на базе шасси высокопроходимого автомобиля, оснащенной сервисным оборудованием, приборами, инструментом, документацией и средствами связи.

8.8. Техническая документация

694. Все организации и структурные подразделения, эксплуатирующие средства связи, должны вести производственную документацию, которая подразделяется на оперативно-техническую, технологическую и техническую.

К оперативно-технической документации относятся документы по учету, анализу и отчетности о работе сетевых узлов, сетевых станций линий передачи, сооружений, оборудования, аппаратуры, линейных трактов, каналов передачи и др.

695. Технологическая документация содержит документы, определяющие организацию производственных процессов. К ней относятся:

а) нормативно-справочные документы (стандарты, правила, инструкции, положения, нормы и т.д.);

б) методологические документы (технологические карты и схемы производственных процессов, алгоритмы действий техперсонала, графики обходов и замен и т.д.);

в) планы и графики контрольных измерений и ремонтно-настроечных работ на аппаратуре, трактах и каналах передачи.

696. Техническая документация включает в себя документы, содержащие основные, постоянные или не изменяющиеся в течение длительного времени сведения об организации, устройстве, принципах действия и характеристиках сетевых узлов, линий передачи, сооружений, аппаратуры, трактов и каналов передачи.

К технической документации относятся: организационные документы (правила технической эксплуатации, приказы, директивные указания вышестоящих организаций, операторов первичных сетей по вопросам технической эксплуатации и др.:

а) приемо-сдаточная документация;

б) проектно-сметная документация;

в) учебные пособия, техническая литература, технические описания аппаратуры и оборудования, кабельные планы, схемы организации связи, схемы дистанционного питания, телемеханики, служебной связи и т.п.;

г) электрические паспорта на сетевые узлы, станции, тракты и каналы.

697. Обозначения и терминология технической документации должны соответствовать действующим ГОСТ и правилам.

698. Техническая документация, включая схемы, разрабатываемая и составляемая непосредственно в структурных подразделениях организации, должна утверждаться техническим руководителем организации.

699. Производственная документация ведется на различных видах носителей, включая программно-технические комплексы.

ГУ "Юридическая литература". Ретроспектива изменений пункта 700:

Редакция 2 - Приказ Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности ПМР от 23.09.09 N 994 (САЗ 10-25).

    700. Исключен.

9. Оперативно-диспетчерское управление

9.1. Режим работы магистральных газопроводов

ГУ "Юридическая литература". Ретроспектива изменений пункта 701:

Редакция 2 - Приказ Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности ПМР от 23.09.09 N 994 (САЗ 10-25).

701. Режим работы магистрального газопровода определяется условиями транспортировки и распределения газа, работой промыслов, ГПЗ, техническим состоянием действующих и вновь сооружаемых газотранспортных систем.

702. Режимная служба ПДС ГП ежегодно разрабатывает перспективную детализированную потоковую схему по системе газопроводов в границах своей организации (плановые потоки по каждому газопроводу), исходя из Схемы потоков газа по единой системе газоснабжения.

703. Режимная служба ПДС ГП на предстоящий годовой период разрабатывает плановые режимы по каждому газопроводу в границах ГП с разбивкой по месяцам и кварталам.

Плановые режимы формируются на основе гидравлических и оптимизационных расчетов с целью обеспечения заданных потоков при минимальных топливно-энергетических или стоимостных затратах на транспорт газа.

При разработке режимов необходимо учитывать реальные технические и технологические ограничения на рабочие параметры оборудования КС и линейной части, развитие и реконструкцию газопроводов в планируемый период.

704. Режимная служба ПДС ГП должна постоянно контролировать режим транспорта газа, выявлять причины отклонения фактического режима от планового и принимать меры (если это возможно) для восстановления расчетного режима.

705. Линейная часть газопровода должна эксплуатироваться при нормативных коэффициентах гидравлической эффективности или, в крайнем случае, несколько уменьшенных с учетом фактического технического состояния и условий эксплуатации.

706. Разрешенное рабочее давление должно устанавливаться ежегодно по всем газопроводам газотранспортной организацией. Разрешенное рабочее давление может быть равным или ниже проектного с учетом следующих факторов:

а) коррозионного состояния газопроводов;

б) технического состояния переходов через автомобильные и железные дороги, водные преграды; состояния пересечения с газо-, нефте-, продуктопроводами;

в) анализа аварий за предшествующий период;

г) рабочих параметров предшествующего периода эксплуатации;

д) продолжения эксплуатации участка (суммарный срок службы);

е) выполнения работ в охранных зонах и зонах минимально допустимых расстояний до зданий, сооружений и объектов в период значительного скопления людей (при капитальном ремонте соседних ниток, сельскохозяйственных работах и т.д.).

Установление разрешенных давлений ниже проектного уровня осуществляется на основании акта, утвержденного руководителем организации (не ниже главного инженера), с указанием причин, при необходимости, виновных лиц, мер дисциплинарного или административного воздействия к ним, мероприятий по снятию ограничения давления с фиксированием сроков и ответственных лиц.

Частичное и полное снятие ограничений разрешенных рабочих давлений должно осуществляться после выполнения мероприятий, обеспечивающих надежную эксплуатацию участков газопроводов.

9.2. Организация работ по ликвидации аварий

ГУ "Юридическая литература". Ретроспектива изменений пункта 707:

Редакция 2 - Приказ Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности ПМР от 23.09.09 N 994 (САЗ 10-25).

707. При возникновении аварии на компрессорной станции инженер - диспетчер (сменный инженер) должен обеспечить локализацию места аварии, поставить в известность руководство ГО, а также принять меры по обеспечению нормальной работы исправного оборудования.

ГУ "Юридическая литература". Ретроспектива изменений пункта 708:

Редакция 2 - Приказ Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности ПМР от 23.09.09 N 994 (САЗ 10-25).

708. При возникновении аварии на линейной части газопровода мастер структурного подразделения обязан доложить об этом руководству ГО, инженеру-диспетчеру и привести в действие план оповещения, сбора и выезда аварийной бригады.

709. Определение аварийного участка газопровода и его локализация (отключение от действующих газопроводов, сброс газа) производятся, как правило, диспетчерской службой с применением средств телемеханики, а при их отсутствии - направлением бригад к отключающей запорной арматуре предполагаемого аварийного участка.

ГУ "Юридическая литература". Ретроспектива изменений пункта 710:

Редакция 2 - Приказ Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности ПМР от 23.09.09 N 994 (САЗ 10-25).

710. Руководство работами по ликвидации аварии должен возглавить руководитель ГО, до прибытия которого на объект его обязанности по локализации и ликвидации аварии исполняет старший по должности специалист предприятия или службы, цеха - по принадлежности аварийного объекта.

ГУ "Юридическая литература". Ретроспектива изменений пункта 711:

Редакция 2 - Приказ Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности ПМР от 23.09.09 N 994 (САЗ 10-25).

711. При возникновении аварии на ГРС диспетчер ГО немедленно предупреждает потребителей газа о необходимости перехода на резервное топливо, докладывает руководству ЛПУ МГ и диспетчеру ГП, вызывает аварийную бригаду и осуществляет необходимые мероприятия по максимально возможной в аварийной ситуации подаче газа потребителям.

712. Обо всех авариях на КС, ГРС и магистральных газопроводах диспетчеры ГП извещают Государственную службу охраны труда и промышленной безопасности Приднестровской Молдавской Республики.

713. Причины аварий, разрушений и повреждений расследуют в соответствии с действующими нормативными правовыми актами.

ГУ "Юридическая литература". Ретроспектива изменений пункта 714:

Редакция 2 - Приказ Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности ПМР от 23.09.09 N 994 (САЗ 10-25).

714. Задачами персонала газотранспортных организаций и его подразделений ГО при возникновении аварийных ситуаций являются:

а) локализация аварий отключением аварийного участка газопровода, КС, ГРС и стравливание газа;

б) оповещение, сбор и выезд аварийной бригады;

в) принятие необходимых мер по безопасности населения, близлежащих транспортных коммуникаций и мест их пересечений с газопроводами, а также гражданских и промышленных объектов;

г) предупреждение потребителей о прекращении поставок газа или о сокращении их объемов;

д) принятие необходимых мер по максимальному использованию оставшихся в работе газотранспортного оборудования, линейной части;

е) ограничение или прекращение поставок газа неквалифицированным потребителям или потребителям, имеющим резервное топливо;

ж) уведомление местных органов власти об аварии;

з) организация работы по привлечению и использованию технических, материальных и людских ресурсов близлежащих местных организаций;

и) выдача аварийных заявок на использование авиационной техники близлежащих авиаорганизаций;

к) организация сопровождения сотрудниками органов внутренних дел Приднестровской Молдавской Республики аварийной техники, направляемой к месту ликвидации аварии;

л) ликвидация аварий в возможно короткие сроки.

715. Работники эксплуатационных организаций при возникновении аварий или обнаружении их признаков обязаны принимать все меры к ликвидации аварии с целью предотвращения разрушений оборудования, сооружений и исключения опасности, угрожающей обслуживающему персоналу и населению.

ГУ "Юридическая литература". Ретроспектива изменений пункта 716:

Редакция 2 - Приказ Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности ПМР от 23.09.09 N 994 (САЗ 10-25).

716. При возникновении пожара или внезапном выбросе газа в машинном зале, галерее нагнетателей, укрытиях ГПА, на технологических коммуникациях, площадках пылеуловителей, СОГ, АВО газа, узлах подключения КС оперативный персонал должен аварийно остановить компрессорную станцию.

В аналогичных случаях порядок остановки ГРС определяется инструкциями газотранспортных организаций.

ГУ "Юридическая литература". Ретроспектива изменений пункта 717:

Редакция 2 - Приказ Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности ПМР от 23.09.09 N 994 (САЗ 10-25).

717. На случай возникновения аварийных ситуаций и отказов на линейной части, КС, ГРС, СПХГ эксплуатационные службы ГО должны иметь разработанный и утвержденный план оповещения, сбора и выезда на трассу газопровода аварийных бригад и техники.

ГУ "Юридическая литература". Ретроспектива изменений пункта 718:

Редакция 2 - Приказ Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности ПМР от 23.09.09 N 994 (САЗ 10-25).

718. Прибывший первым к месту аварии на линейной части газопровода персонал обязан:

а) предотвратить появление в зоне аварии посторонних лиц и техники; при возникновении аварии вблизи железных и автомобильных дорог принять меры, исключающие движение транспорта;

б) уточнить место и размеры аварии;

в) выйти на связь с диспетчером или руководителем ГО, сообщить о месте и ориентировочных размерах аварии, возможности подъездов и проездов и другие сведения;

г) при возникновении аварии вблизи ЛЭП, нефтепродуктопроводов, железных и автомобильных дорог сообщить их владельцам об аварии.

719. Запрещается приближение к зоне аварии людей и техники до организации связи и получения сообщений о полной локализации аварии, об организации непрерывного дежурства на отключающейся от действующего газопровода запорной арматуре, о выполнении дополнительных мер по предотвращению случайной или самопроизвольной перестановки запорной арматуры на границах отключенного участка.

ГУ "Юридическая литература". Ретроспектива изменений пункта 720:

Редакция 2 - Приказ Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности ПМР от 23.09.09 N 994 (САЗ 10-25).

720. На участке газопровода между КС, не оборудованного линейной телемеханикой, для определения места аварии и ее локализации одновременно с двух КС навстречу друг другу должны выезжать аварийные бригады. Маршрут движения бригад координируется диспетчерской службой до прибытия руководителя ГО.

План оповещения, сбора и выезда на трассу в этих случаях приводится в действие в соответствующих подразделениях.

721. Независимо от функционирования системы телемеханики при ликвидации аварии персонал обязан прибыть на отключаемые участки газопровода и проконтролировать закрытие запорной арматуры, организовать связь, постоянное дежурство на кранах и крановых узлах, принять меры, исключающие самопроизвольную или ошибочную перестановку кранов. Средства телеуправления на кранах аварийного участка необходимо отключить после прибытия постов.

9.3. Подготовка магистрального газопровода к эксплуатации
в осенне-зимний период и к весеннему паводку

ГУ "Юридическая литература". Ретроспектива изменений пункта 722:

Редакция 2 - Приказ Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности ПМР от 23.09.09 N 994 (САЗ 10-25).

    722. Исключен.

ГУ "Юридическая литература". Ретроспектива изменений пункта 723:

Редакция 2 - Приказ Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности ПМР от 23.09.09 N 994 (САЗ 10-25).

723. Для обеспечения эффективной и надежной подготовки работы газопроводов в осенне - зимний период службами ГО должен быть выполнен комплекс мероприятий, согласно плану подготовки организации к осеннее - зимнему периоду и утвержденному руководителем ГО.

ГУ "Юридическая литература". Ретроспектива изменений пункта 724:

Редакция 2 - Приказ Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности ПМР от 23.09.09 N 994 (САЗ 10-25).

    724. Исключен.

ГУ "Юридическая литература". Ретроспектива изменений пункта 725:

Редакция 2 - Приказ Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности ПМР от 23.09.09 N 994 (САЗ 10-25).

725. Исключен.

726. Особое внимание должно быть уделено работоспособности систем пожаротушения, водо- и теплоснабжения, электроснабжения, аварийного освещения, наличию запасов ГСМ, в том числе зимних сортов, отсутствию утечек газа, воды, масла и других рабочих жидкостей.

ГУ "Юридическая литература". Ретроспектива изменений пункта 727:

Редакция 2 - Приказ Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности ПМР от 23.09.09 N 994 (САЗ 10-25).

727. Подготовка объектов и сооружений магистральных газопроводов к весенним паводкам должна проводиться по разработанному подразделением ГО плану, в котором должны быть предусмотрены:

а) подготовка аварийной техники, проверка запорной арматуры и автоматов аварийного закрытия кранов;

б) создание временных опорных пунктов в труднодоступных местах трассы газопровода, оснащенных необходимой техникой и материалами;

в) создание необходимых запасов горюче-смазочных материалов и метанола;

г) проверка и, при необходимости, устройство водоотводов и водопропусков;

д) очистка водопропускных, водоотводящих и других сооружений от наносов, снега и льда;

е) ремонт ледорезов в местах возможных заторов льда;

ж) ремонт мостов через реки и ручьи;

з) исключен;

и) подготовка средств передвижения по воде;

к) размещение дежурных постов на особо ответственных участках для своевременного обнаружения угрозы повреждения газопровода и его сооружений, организация связи и другие мероприятия, направленные на обеспечение бесперебойной работы газопровода во время паводка.

9.4. Оперативная документация

ГУ "Юридическая литература". Ретроспектива изменений пункта 728:

Редакция 2 - Приказ Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности ПМР от 23.09.09 N 994 (САЗ 10-25).

728. Центральная производственно-диспетчерская служба газотранспортной организации должна иметь следующую документацию:

а) должностные инструкции;

б) принципиальную (технологическую) схему линейной части газопроводов;

в) принципиальную схему, технологические обвязки КС, ГРС;

г) принципиальные схемы системы электроснабжения;

д) оперативный суточный журнал работы газопроводов;

е) журналы работы, оперативного суточного учета газа, контроля качества газа в установленных пунктах газопроводов, входящих и исходящих телефонограмм, факсов, приема-передачи смены;

ж) утвержденный перечень разрешенных давлений по всем газопроводам;

з) дополнительную оперативную и техническую документацию, установленную по решению руководства организации.

ГУ "Юридическая литература". Ретроспектива изменений пункта 729:

Редакция 2 - Приказ Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности ПМР от 23.09.09 N 994 (САЗ 10-25).

729. Диспетчерская служба (сменный инженер) ГО должна иметь следующую техническую документацию:

а) должностные и производственные инструкции;

б) технологическую схему участка газопровода в границах ГО;

в) утвержденный перечень разрешенных давлений по газопроводам управления;

г) утвержденную схему оповещения об авариях или аварийных ситуациях;

д) номера телефонов местной связи всех ГРС, домов операторов и газовых служб потребителей;

е) технологические схемы КС, ГРС;

ж) схемы водо- и электроснабжения КС;

з) оперативный суточный журнал учета работы и дефектов оборудования КС, ГРС и распоряжений руководства ГО и ЦПДС ГП;

и) журналы распоряжений, дефектов оборудования;

к) план сбора и выезда аварийной бригады;

л) дополнительную оперативную и техническую документацию по решению руководства.

10. ЗАЩИТА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

10.1. Общие требования

730. Раздел "Защита окружающей среды" настоящих Правил разработан в соответствии с требованиями действующего законодательства Приднестровской Молдавской Республики и нормативных документов в сфере природопользования и охраны окружающей природной среды.

731. Эти требования распространяются на все производственные объекты и сооружения газотранспортных организаций.

732. Газотранспортная организация, являясь субъектом-природопользователем, т.е. организацией, которая при осуществлении производственно-хозяйственной деятельности оказывает или может оказывать негативное воздействие (загрязнение) на качество окружающей природной среды и ее составляющие (атмосферный воздух, воды, почвы, недра), обязано:

а) осуществлять все виды деятельности с обязательным учетом возможных последствий воздействия на окружающую природную среду;

б) неукоснительно выполнять комплекс всех необходимых природоохранных мероприятий при эксплуатации объектов;

в) оснащать технологические процессы и оборудование аппаратурой для контроля уровня их воздействия на окружающую природную среду;

г) соблюдать установленные и согласованные технологические режимы, обеспечивающие наименьшее воздействие на окружающую природную среду;

д) обеспечивать надежную и эффективную работу всех очистных сооружений, установок и средств контроля и утилизации отходов;

е) своевременно представлять необходимую и достоверную информацию об аварийных случаях, предаварийных ситуациях и стихийных бедствиях и принимаемых мерах по ликвидации их последствий.

733. Газотранспортной организации запрещается:

а) любой вид деятельности, экологические последствия которой предварительно не определены или не предусмотрены;

б) передавать в пользование (постоянное или временное) земельные участки санитарно-защитной зоны или допускать на них неустановленную хозяйственную деятельность;

в) применение при рекультивации или иных видах работ биологических видов растений, не свойственных природе региона, а также полученных искусственным путем, без мер предотвращения их неконтролируемого размножения;

г) превышение согласованных и установленных нормативов предельно допустимых уровней воздействия на состояние здоровья населения и окружающую природную среду.

734. Каждое газотранспортная организация должна иметь природоохранную службу, обеспечивающую рациональное природопользование и минимизацию вреда окружающей среде под влиянием производственно-хозяйственной деятельности организации.

Структура природоохранной службы организации должна включать:

а) ответственного руководителя работ в лице руководителя организации или его заместителя;

б) специалистов по промышленной экологии, владеющих знаниями и практическим опытом решения задач экологической безопасности, способных провести внутренний экологический аудит и дать рекомендации по экологическому оздоровлению организации, сформировать необходимые программы и планы действий. Персонал должен знать о последствиях нарушений и отступлений от требований инструкций, правил, руководств, технологических регламентов.

Наблюдения осуществляются силами экологической лаборатории, оснащенной необходимой техникой и аппаратурой, в тесном взаимодействии с эксплуатационными службами МГ. При отсутствии специализированной лаборатории природоохранная служба может привлекать компетентные подрядные организации, имеющие право организации и ведения экологического контроля.

735. Нарушение установленных нормативов выбросов (сбросов) вредных веществ, способов складирования отходов и других условий и требований природопользования, а также возникновение угрозы здоровью населения под воздействием хозяйственной деятельности организации влечет за собой ограничение деятельности, приостановление (вплоть до полного закрытия) организации, цехов или отдельных установок и агрегатов по предписанию специально уполномоченных представителей государственных органов надзора за состоянием окружающей природной среды или санитарно-эпидемиологического надзора.

10.2. Охрана атмосферного воздуха

736. При эксплуатации газотранспортной организации происходит загрязнение атмосферного воздуха выбросами различных источников:

а) отходящими продуктами сгорания газоперекачивающих агрегатов (ГПА), котельных, огневых, нагревательных установок;

б) природным газом при продувках и стравливании газа из аппаратов, коммуникаций и технологического оборудования.

Перечень загрязняющих веществ, подлежащих контролю на газотранспортной организации, приведен в Приложении N 21 к настоящим Правилам.

ГУ "Юридическая литература". Ретроспектива изменений пункта 737:

Редакция 2 - Приказ Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности ПМР от 23.09.09 N 994 (САЗ 10-25).

737. Специалист по охране окружающей природной среды или природоохранная служба организации разрабатывает с привлечением специализированных организаций проекты нормативов предельно допустимых выбросов (ПДВ) или временно согласованных выбросов (ВСВ) вредных веществ, т.е. таких значений, при которых их концентрация в приземном слое атмосферы на границе санитарно-защитной зоны (СЗЗ) не превышает максимально разовых ПДК этих веществ для населенного пункта.

ГУ "Юридическая литература". Ретроспектива изменений пункта 738:

Редакция 2 - Приказ Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности ПМР от 23.09.09 N 994 (САЗ 10-25).

738. Для КС, не вошедших в санитарную классификацию, размеры СЗЗ определяются расчетным путем согласно, с использованием действующих методик расчета рассеивания выбросов в атмосфере и соответствующих им компьютерных программ и устанавливаются в каждом конкретном случае решением Главного санитарного врача Приднестровской Молдавской Республики или его заместителя.

Для магистральных трубопроводов и систем газоснабжения санитарно-защитные зоны определяются с учетом минимальных расстояний от городов и других населенных пунктов, отдельных объектов, установленных с целью обеспечения их безопасности строительными нормами и правилами. Их величина уточняется и согласовывается с органами и учреждениями государственной санитарно-эпидемиологической службы в каждом конкретном случае.

Минимальные расстояния до населенных пунктов, отдельных организаций, зданий и сооружений от магистральных трубопроводов и минимальные расстояния от объектов до зданий и сооружений приведены в Приложении N 20 к настоящим Правилам.

739. На КС контроль за выбросами основных компонентов отходящих продуктов сгорания, оксидов азота и оксида углерода проводится непосредственно в источниках выбросов и в специально выбранных контрольных точках (постах) на границе СЗЗ или в селитебной зоне района жилой зоны, в которой расположена КС, т.е. по фактическому загрязнению атмосферы.

Система контроля выбросов в источнике (на выхлопе ГТУ) организуется таким образом, чтобы экологические характеристики (показатели токсичности отходящих газов) соответствовали требованиям технических условий при поставке новых ГПА, а также двигателей авиационного и судового типов, ремонтируемых в заводских условиях.

Экологические характеристики контролируются в процессе испытаний приемки-сдачи агрегата.

Контроль экологических характеристик ГТУ в процессе эксплуатации осуществляется периодически, раз в полгода-год.

Фактические валовые выбросы оксидов азота и углерода с продуктами сгорания ГТУ определяются ежеквартально на базе статистической обработки фактических данных о времени и режимах работы.

Для районов расположения КС необходим постоянный контроль атмосферного воздуха в пределах жилой зоны на содержание оксидов азота и эпизодический (не менее одного раза в год) - на содержание оксида углерода и метана.

Объемы, сроки, порядок и методы контроля разрабатываются в проектах нормативов ПДВ и согласовываются в установленном порядке с местными органами санитарно-эпидемиологического надзора.

740. Воздухоохранные мероприятия должны проводиться в объеме, позволяющем максимально снизить выброс каждого загрязняющего вещества.

741. Общие технологические мероприятия по ограничению выбросов вредных веществ должны предусматривать:

а) модернизацию производственного оборудования в целях повышения экологической безопасности с выводом из эксплуатации устаревших, экологически опасных видов оборудования и производств;

б) повышение общей надежности оборудования, что позволяет сократить количество операций пусков-остановок;

в) применение газогорелочных устройств, обеспечивающих достижение оптимальных показателей процесса горения топлива, в части снижения содержания оксидов азота, оксида углерода и углеводородов в отходящих газах;

г) проведение оптимизационных расчетов, обеспечивающих распределение нагрузки между агрегатами и компрессорными цехами с минимумом энергозатрат и загрязнения атмосферного воздуха продуктами сгорания топлива и т.п.;

д) применение воздушных и электрических систем запуска ГПА;

е) нормирование выбросов вредных веществ с продуктами сгорания энерготехнологического оборудования;

ж) применение установок по нейтрализации выбросов загрязняющих веществ;

з) объединение выбросов цеховых ГПА в одну трубу;

и) применение перекачки природного газа из участков трубопроводов в действующие трубопроводы с целью сокращения выбросов природного газа в атмосферу;

к) применение безрасходных систем продувки технологических аппаратов;

л) ограничение продувок оборудования с выпуском газа в атмосферу;

м) ограничение проведения исследований скважин с выпуском газа в атмосферу;

н) обеспечение технологических режимов эксплуатации скважин, позволяющих устойчиво выносить пластовую жидкость с забоя скважин (для уменьшения продувок скважин в атмосферу).

742. Специальные мероприятия, направленные на улучшение условий рассеивания выбросов должны предусматривать изменения геометрических характеристик дымовой (выхлопной) трубы, главным образом в увеличении ее высоты.

743. Планировочные мероприятия, влияющие на уменьшение воздействия вредных выбросов организации на жилую зону должны предусматривать изменение геометрических площадок для строительства новых производственных цехов и размещение на них сооружений и установок таким образом, чтобы:

а) попадание выхлопных (дымовых) шлейфов на селитебную зону имело минимальную повторяемость;

б) ПДК вредных веществ в воздухе рабочих зон и населенных мест удовлетворялись с учетом взаиморасположения новых цехов с действующими, а также с населенными пунктами и господствующими направлениями ветра.

744. Мероприятия по регулированию газовых выбросов в периоды неблагоприятных метеорологических условий (НМУ) должны предусматривать комплекс технических решений, направленных на кратковременное сокращение выбросов вредных веществ в атмосферу с целью предотвращения экстремально высокого уровня загрязнения. Экологическая служба организации разрабатывает перечень комплекса мероприятий по регулированию выбросов, эффективность каждого из которых оценивается заранее. Объем сокращения выбросов при НМУ для организации в каждом конкретном районе устанавливают и корректируют местные органы охраны природы в зависимости от специфики выбросов, особенностей рельефа, застройки жилых зон.

Мероприятия должны быть практически выполнимыми. Необходимое снижение концентраций загрязняющих веществ достигается осуществлением выбранного комплекса мероприятий для одного из трех условных режимов НМУ: по первому режиму должно быть обеспечено снижение выбросов на 15-20 %, по второму режиму - на 20-40 % и по третьему режиму - на 40-60 %.

Осуществление разработанных мероприятий, по возможности, не должно сопровождаться сокращением производства. Такое сокращение допускается только в крайних случаях, когда угроза интенсивного скопления загрязнителей в приземном слое атмосферы особенно велика.

745. К работам по регулированию выбросов НМУ относятся такие организационно-технические мероприятия, как:

а) запрещение пусков и остановок оборудования;

б) запрещение проведения работ, связанных с залповыми выбросами вредных веществ (вскрытие и продувки технологических аппаратов и емкостей, продувки скважин в атмосферу), за исключением тех случаев, когда их немедленное выполнение необходимо для предотвращения аварии;

в) исключение работы оборудования в форсированном режиме;

г) прекращение испытания оборудования при изменении технологического режима, приводящего к увеличению выбросов вредных веществ в атмосферу;

д) рассредоточение во времени работы технологических агрегатов, не участвующих в едином непрерывном технологическом процессе, при работе которых выбросы вредных веществ в атмосферу достигают максимальных значений;

е) сокращение количества работающего автотранспорта.

В течение всего периода НМУ необходимо осуществлять усиленный контроль за выбросами.

При разработке мероприятий по регулированию выбросов следует предусмотреть возможность дискретного проведения работ, связанных с залповыми выбросами, а именно, возможность прекращения этих работ при смене одного режима НМУ на другой, более опасный.

10.3. Охрана поверхностных и подземных вод

746. Газотранспортные организации осуществляют сбросы сточных вод непосредственно в водные объекты или на местность.

К загрязнителям водной среды относятся вещества, попадание которых в сточные воды, обусловлено технологией основного и вспомогательного производств, а также вещества, присутствующие в хозбытовых сточных водах. Это нефтепродукты, метанол, диэтиленглюколь, фенолы, ингибиторы коррозии, синтетические поверхностно-активные вещества, а также производные или составляющие этих веществ и продукты их трансформации.

Наибольшее загрязнение имеют сточные воды при совместном канализовании стоков КС со стоками жилпоселков.

ГУ "Юридическая литература". Ретроспектива изменений пункта 747:

Редакция 2 - Приказ Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности ПМР от 23.09.09 N 994 (САЗ 10-25).

747. Специалист по охране окружающей природной среды или природоохранная служба организации с привлечением специализированных организаций разрабатывает проекты нормативов предельно допустимых сбросов (ПДС) либо временно согласованных сбросов (ВСС) веществ, поступающих в водные объекты со сточными водами. ПДС (ВСС) устанавливаются с учетом предельно допустимых концентраций вредных веществ в воде в местах водопользования и ассимилирующей способности водного объекта.

748. Канализационные очистные сооружения входят в санитарную классификацию. Санитарно-защитные зоны для канализационных очистных сооружений приведены в Приложении N 20 к настоящим Правилам.

749. Водопользователи должны осуществлять контроль:

а) состава сточных вод в отдельных звеньях технологической схемы очистки сточных вод и их соответствие технологическим регламентам;

б) состава и свойств возвратных вод и их соответствие установленным нормам;

в) состава и свойств воды водотоков и водоемов в местах собственных водозаборов, в фоновых и контрольных створах водного объекта, принимающего возвратные или сточные воды водопользователя, и соблюдения норм качества воды в контрольных створах.

750. Контроль загрязнений пресноводного комплекса в результате сброса вредных веществ начинается с предварительного гидрогеологического исследования водопунктов и рекогносцировочного осмотра площадей в контуре газоконденсатоносности.

На основе анализа материалов предварительного обследования и контроля за прошлые годы, проводимого организацией, создается и уточняется сеть контрольных пунктов наблюдения за загрязнением пресных вод. Сеть контрольных пунктов должна быть динамичной и корректироваться по мере необходимости с учетом данных анализов и жалоб местных жителей.

751. В системах технологического контроля работы очистных сооружений необходимо предусматривать средства и приборы постоянного и периодического контроля качества сточных вод и работы очистных сооружений.

Контрольные пункты параметров сточных вод (КП ПСВ) комплектуются устройствами контроля и обработки информации, обеспечивающими проведение измерений в автоматическом режиме постоянного контроля следующих параметров: биологическое потребление кислорода, токсичность, цветность, мутность, аммоний солевой, нитраты, нитриты, рН, хлориды, растворенный кислород, железо, остаточный хлор, сульфаты, аммиак и нефтепродукты.

752. Для своевременного обнаружения утечек минерализованных вод из водоводов, скважин, установок предварительного сброса воды и других объектов осуществляется контроль за их состоянием по изменениям расхода воды с помощью приборов по каждому объекту с фиксацией данных в специальном журнале.

Количество вредных веществ, сбрасываемых из очистных сооружений, определяется по среднегодовым данным анализов и количеству сточных вод, сбрасываемых в водоемы. Количество сточных вод следует принимать по фактической мощности очистных сооружений.

753. Перечень контролируемых компонентов в составе сточных вод, а также регламент на качество вод, сбрасываемых из очистного сооружения, устанавливаются для каждого объекта контролирующими органами санитарного надзора. Ими же осуществляется контроль за качеством сбрасываемых вод на основе анализов, проводимых самой организацией, и анализов контрольных проб, отбираемых при инспекторских проверках.

754. Ведомственный контроль за планированием и проведением мероприятий по охране окружающей среды при очистке полости и испытаниях трубопроводов проводят отделы, службы или должностные лица вышестоящих организаций, ответственных за охрану природы и рациональное природопользование.

755. Сброс сточных вод на станциях подземного хранения газа осуществляется в поглощающие горизонты через специальные скважины для закачки промстоков. Наблюдения проводятся за режимом закачки промстоков и изолированностью поглощающего горизонта от других. Сброс вредных веществ в окружающую среду вне поглощающих горизонтов запрещен.

Объемы и режимы наблюдений определяются Регламентом контроля и наблюдений за созданием и эксплуатацией подземных хранилищ газа в пористых пластах.

Конструкция и количество контрольных и пьезометрических скважин, местоположение и количество профилей для геохимической съемки, объемы и режимы наблюдений определяются проектом подземного хранилища.

756. Нормы потребления и отведения воды, используемой для охлаждения ГПА, приготовления раствора антифриза, на промывку оборудования, а также объемы потребления воды для подпитки тепловых сетей, котельных, собственных нужд водоподготовительных установок и для хозяйственно-питьевых нужд должны соответствовать рассчитанным по Отраслевой методике по разработке норм и нормативов водопотребления и водоотведения в газовой промышленности.

Расчет текущих индивидуальных балансовых норм осуществляется непосредственно в организации по направлениям использования воды (технологические, вспомогательные и хозяйственно-питьевые нужды) и утверждается его руководством.

757. Чистота поверхностных и подземных вод обеспечивается водоохранными мероприятиями. При их разработке необходимо учитывать все аспекты проблемы охраны качества вод и, в первую очередь, вопросы нормирования качества вод, сброса нормируемых веществ, регламентации различных видов хозяйственной деятельности, в том числе сбросов подогретых вод.

758. Водоохранные мероприятия включают:

а) разработку системы очистки сточных вод и строительство очистных сооружений (очистке подвергаются хозбытовые, производственные и промливневые сточные воды);

б) выпуск сточных вод в водные объекты (выбор места выпуска регламентируется Правилами охраны поверхностных вод);

в) обвалование и другие виды изоляции загрязняемых производственных территорий (буровые площадки, места заправки горюче-смазочными материалами и др.), особенно расположенных вблизи водных объектов. На обвалованных территориях сооружаются отводные каналы для сброса ливневых вод с целью их очистки. Во избежание протечек при избытке воды обваловываются шламоотвалы, биологические пруды и поля орошения. При угрозе попадания загрязняющих веществ в водные объекты через грунтовые воды (при отсутствии водоупорного слоя) для шламоотвалов и биологических прудов строятся бетонированные емкости.

759. Уменьшение сбросов загрязняющих веществ со сточными водами осуществляется рациональным природопользованием и улучшением качественных показателей сбрасываемых вод путем повышения степени их очистки.

10.4. Охрана почв, недр

ГУ "Юридическая литература". Ретроспектива изменений пункта 760:

Редакция 2 - Приказ Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности ПМР от 23.09.09 N 994 (САЗ 10-25).

760. При эксплуатации магистральных газопроводов газотранспортной организацией происходят следующие воздействия на почву:

а) загрязнение почв нефтепродуктами на территории склада ГСМ; вокруг продувочных свечей пылеуловителей; вблизи фильтров-сепараторов;

б) загрязнение почв метанолом;

в) перемешивание плодородных горизонтов почвы с подстилающими породами и буровым шламом при прокладке газопроводов и коммуникаций, при засыпке траншей и котлованов, при бурении скважин с последующим захоронением отходов под плодородный слой почвы.

Критерием степени загрязнения почв является превышение содержания в них ПДК вредных веществ.

ГУ "Юридическая литература". Ретроспектива изменений пункта 761:

Редакция 2 - Приказ Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности ПМР от 23.09.09 N 994 (САЗ 10-25).

761. Природоохранная служба организации проводит контроль экологического состояния почв на землях, отведенных во временное и постоянное пользование, в соответствии с требованиями природоохранных органов.

762. Режим наблюдений определяется инженером-экологом организации в соответствии с частотой проведения технологических операций, воздействующих на почву.

763. Сброс в поверхностные водоемы откачиваемых соленых вод и промышленных рассолов, а также вод, содержащих токсичные вещества в концентрациях, превышающих предельно допустимые, запрещен.

Откачиваемые воды, не пригодные для сброса в водные объекты, должны складироваться в специально оборудованных хранилищах и накопителях. Для этих целей используются местные понижения в рельефе: бессточные впадины, перегороженные плотинами долины ручьев и оврагов, - с соответствующей изоляцией их дна и бортов.

ГУ "Юридическая литература". Ретроспектива изменений пункта 764:

Редакция 2 - Приказ Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности ПМР от 23.09.09 N 994 (САЗ 10-25).

    764. Исключен.

10.5. Охрана окружающей природной среды
от отходов производства и потребления

765. В процессе эксплуатации магистральных газопроводов газотранспортными организациями образуются промышленные и бытовые отходы.

В организации проводится учет наличия, образования, использования и размещения всех отходов собственного производства и отходов, завозимых со стороны, если таковые имеются.

ГУ "Юридическая литература". Ретроспектива изменений пункта 766:

Редакция 2 - Приказ Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности ПМР от 23.09.09 N 994 (САЗ 10-25).

766. Специалист по охране окружающей природной среды или природоохранная служба организации должна принимать непосредственное участие в проведении мероприятий, направленных на снижение образования отходов, внедрение мало- и безотходных технологий, как-то: использование жидких отходов из пылеуловителей в качестве моторного топлива, сбор и хранение отходов с целью их повторного использования или реализации и пр.

Специалист по охране окружающей природной среды или природоохранная служба организации с привлечением специализированных организаций разрабатывает и утверждает в территориальных природоохранных органах проекты расчета нормативов образования отходов и лимитов на их размещение.

767. Промышленные и бытовые отходы организации подлежат удалению, т. е.: утилизации, обезвреживанию, складированию или захоронению.

10.6. Защита от шума

768. Высокомощные газоперекачивающие агрегаты, насосы, компрессоры, дизельные установки, двигатели внутреннего сгорания, электродвигатели, сепараторы и другое технологическое оборудование при работе создают шум, значительно превышающий предельно допустимые величины уровня шума.

769. Высокие уровни шума в сочетании с другими вредными факторами производства, такими как повышенная температура воздуха, вибрация, инфразвук, приводят к повреждению слуха у работников газотранспортных организаций, к нарушению регулирующей функции нервной и сердечно-сосудистой систем и пр. Расстройства нервной системы и другие нарушения, связанные с воздействием шума, наблюдаются у населения близлежащих населенных пунктов; животные и птицы вынуждены покидать привычные места обитания.

10.7. Мероприятия по сохранению растительности и животного мира

770. Воздействие объектов газотранспортной организации на растительный мир проявляется в деградации леса, травянистой и кустарниковой растительности в результате вырубок, пожаров, химического воздействия; в появлении вторичных растительных сообществ; в загрязнении растительности токсичными элементами и соединениями вследствие загрязнения атмосферного воздуха и поверхностных вод.

771. Необходим постоянный контроль за эффективностью мероприятий по охране наземных и водных животных.

10.8. Техническая документация

ГУ "Юридическая литература". Ретроспектива изменений пункта 772:

Редакция 2 - Приказ Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности ПМР от 23.09.09 N 994 (САЗ 10-25).

772. Документация, регламентирующая экологическую деятельность организации, включает:

а) разрешительные документы (лицензии, разрешения и др.), необходимые для осуществления экологической деятельности в соответствии с действующим природоохранным законодательством Приднестровской Молдавской Республики;

б) проект нормативов предельно допустимых выбросов загрязняющих веществ в атмосферу (ПДВ);

в) проект нормативов предельно допустимых сбросов загрязняющих веществ со сточными водами в водные объекты (ПДС);

г) проект нормативов образования и лимитов размещения отходов (ПЛОНРО);

д) журналы учета вредных выбросов (в т.ч., паспорта пылегазоулавливающих установок), водопотребления, водоотведения и качества сбрасываемых сточных вод, образования, размещения и мест хранения отходов, использования земель;

е) журнал учета стационарных источников и их характеристик, выполнения мероприятий по охране атмосферного воздуха, работы газоопасных и пылеулавливающих установок;

ж) план мероприятий по охране окружающей среды по разделам - воздух, вода, почва и недра, отходы, шум, растительный и животный мир.

Приложение N 1
к Правилам
технической эксплуатации
магистральных газопроводов

Нумерация технологической арматуры на компрессорных станциях

-------------------------------------------------------------------
| Номер   |  Наименование     | Место установки                   |
|         |      крана        |                                   |
|-----------------------------------------------------------------|
|          Трубопроводы технологического газа                     |
|-----------------------------------------------------------------|
| 1       | Входной           | Входной газопровод ГПА            |
|---------|-------------------|-----------------------------------|
| 2       | Нагнетательный    | Выходной газопровод ГПА           |
|---------|-------------------|-----------------------------------|
| 3, 3б   | Обводной          | Трубопровод между входным         |
|         |                   | и выходным газопроводами ГПА      |
|---------|-------------------|-----------------------------------|
| 4       | Наполнительный    | Обводной газопровод крана I       |
|---------|-------------------|-----------------------------------|
| 5       | Выпускной         | Выпускной газопровод              |
|         |                   | (свеча) ГПА                       |
|---------|-------------------|-----------------------------------|
| 6, 6р   | Рециркуляционный  | Обводная линия группы или         |
|         |                   | агрегата                          |
|-----------------------------------------------------------------|
|             Трубопроводы пускового газа                         |
|-----------------------------------------------------------------|
| 11      | Отсечной          | Входной газопровод                |
|         |                   | пускового газа ГПА                |
|---------|-------------------|-----------------------------------|
| 9       | Выпускной (свеча) | Выпускной газопровод              |
|         |                   | (свеча) пускового газа ГПА        |
|---------|-------------------|-----------------------------------|
| 13      | Регулирующий      | Входной газопровод                |
|         |                   | непосредственно перед             |
|         |                   | пусковым устройством              |
|-----------------------------------------------------------------|
|                         Трубопроводы топливного газа            |
|-----------------------------------------------------------------|
| 12      | Отсечной          | Входной топливный                 |
|         |                   | газопровод ГПА                    |
|---------|-------------------|-----------------------------------|
| 10      | Выпускной (свеча) | Выпускной топливный               |
|         |                   | газопровод (свеча)                |
|---------|-------------------|-----------------------------------|
| 14      | Дежурный          | Входной газопровод                |
|         |                   | дежурной горелки камеры           |
|         |                   | сгорания ГПУ                      |
|-----------------------------------------------------------------|
|   Трубопроводы узла подключения КС к магистральному газопроводу |
|-----------------------------------------------------------------|
| 7, 7а   | Входной           | Входной газопровод КС             |
|---------|-------------------|-----------------------------------|
| 8, 8а   | Выходной          | Выходной газопровод КС            |
|---------|-------------------|-----------------------------------|
| 17, 17а | Выпускной (свеча) | Выпускной газопровод на           |
|         | на входе          | входе в КС                        |
|---------|-------------------|-----------------------------------|
| 18, 18а | Выпускной (свеча) | Выпускной газопровод на           |
|         | на выходе         | выходе из КС                      |
|---------|-------------------|-----------------------------------|
| 19      | Входной охранный  | Линейная часть МГ до узла         |
|         |                   | подключения                       |
|---------|-------------------|-----------------------------------|
| 20      | Секущий           | Обводной газопровод КС            |
|---------|-------------------|-----------------------------------|
| 21      | Выходной охранный | Линейная часть МГ после           |
|         |                   | узла подключения                  |
-------------------------------------------------------------------

Приложение N 2
к Правилам
технической эксплуатации
магистральных газопроводов

Нумерация технологической арматуры на линейной части

-------------------------------------------------------------------------
| Номер      | Наименование    | Порядок нумерации и место установки    |
|            | крана           |                                        |
|-----------------------------------------------------------------------|
|                            Однониточный газопровод                    |
|-----------------------------------------------------------------------|
| 1234       | Линейный        | Цифры соответствуют числу километров   |
|            | (охранный)      | расположения его на газопроводе        |
| 1234.1     | Обводной        | Первый по ходу газа в трехкрановой     |
|            |                 | обвязке линейного крана                |
| 1234.2     | Обводной        | Второй по ходу газа в трехкрановой     |
|            |                 | обвязке                                |
| 1234.3     | Свечной         | Общая свеча в трехкрановой обвязке     |
| 1234.4     | Обводной        | Линейный кран                          |
| 1234.5     | Свечной         | Газопровод на линейном кране           |
| 1234.6     | Свечной         | Газопровод после линейного крана       |
| 1234.7     | Отводной        | Отвод от газопровода                   |
|-----------------------------------------------------------------------|
|                           Многониточный газопровод                    |
|-----------------------------------------------------------------------|
| 1234-2     | Линейный        | Кран второй нитки                      |
|            | (охранный)      |                                        |
| 1234.12.0  | На перемычке    | Индекс 12 указывает на перемычку       |
|            |                 | между нитками 1 и 2. Индекс 0          |
|            |                 | указывает на положение перемычки до    |
|            |                 | линейного крана                        |
| 1234.21.0  | На перемычке    | При наличии на перемычке двух кранов,  |
|            |                 | индекс 21 обозначает кран на           |
|            |                 | перемычке  со стороны второй нитки     |
| 1234.21.9  |                 | Индекс 9 обозначает расположение       |
|            |                 | перемычки после линейных кранов        |
| 1234-2.1   | Обводной        | Первый по ходу газа в трехкрановой     |
|            |                 | обвязке линейного крана второй нитки   |
| 1234-2.2   | Обводной        | То же, но второй по ходу газа          |
| 1234-2.3   | Свечной         | Общая свеча в трехкрановой обвязке     |
| 1234-2.4   | Обводной        | Линейный кран второй нитки             |
| 1234-2.5   | Свечной         | Газопровод до линейного крана второй   |
|            |                 | нитки                                  |
| 1234-2.6   | Свечной         | Газопровод после линейного крана       |
|            |                 | второй нитки                           |
| 1234-12.1  | Обводной        | Установленный на перемычке кран со     |
|            |                 | стороны первой нитки                   |
| 1234-21.1  | Обводной        | То  же,  на  кране со  стороны  второй |
|            |                 | нитки                                  |
-------------------------------------------------------------------------

Приложение N 3
к Правилам
технической эксплуатации
магистральных газопроводов

Формуляр Подтверждения величины разрешенного рабочего давления

Линейная часть магистрального  трубопровода
Эксплуатирующая организация___________________________________________
Название трубопровода_________________________________________________
Дата   оформления   _______   Страница    N_______    N   формуляра___
N отмененного_____   Линейную   часть    магистрального   трубопровода
разрешается эксплуатировать при следующих величинах рабочего давления

--------------------------------------------------------------------
| Участок линейной    | Величина       | Необходимость обеспечения |
| части               | разрешенного   | предохранительными        |
| магистрального      | рабочего       | устройствами для          |
| трубопровода        | давления (МПа) | ограничения величины      |
|                     |                | рабочего давления (МПа)   |
|---------------------|----------------|---------------------------|
| от км/ПК | до км/ПК |                |                           |
|----------|----------|----------------|---------------------------|
|          |          |                |                           |
|----------|----------|----------------|---------------------------|
|          |          |                |                           |
--------------------------------------------------------------------

    Подтверждено:

----------------------------------------------------------------------
| Службой эксплуатации              |                                |
| (должность,                       | Дата_________________________  |
| Ф.И.О.)________________           |                                |
| Диспетчерской службой             |                                |
| (должность,                       | Дата_________________________  |
| Ф.И.О.)________________           |                                |
| Должностное  лицо,  ответственное |                                |
| за эксплуатацию объекта           |                                |
| (должность,                       | Дата_________________________  |
| Ф.И.О.)________________           |                                |
----------------------------------------------------------------------

Приложение N 4
к Правилам
технической эксплуатации
магистральных газопроводов

Формуляр Подтверждения величины разрешенного
рабочего давления

Компрессорная (Насосная) станция.
Эксплуатирующая организация___________________________________________
Название трубопровода_________________________________________________
Компрессорная (Насосная) станция (N или название)_____________________
Дата оформления _______ N формуляра_______________ N отмененного______
Участки  трубопроводов  станции,  указанные  в  чертеже N.___ редакция
__________   разрешается   эксплуатировать   при  следующих  величинах
рабочего давления:

--------------------------------------------------------------
|              | Величина       | Необходимость обеспечения  |
| Участок      | разрешенного   | предохранительными         |
| трубопровода | рабочего       | устройствами для           |
|              | давления (МПа) | ограничения величины       |
|              |                | рабочего давления (МПа)    |
|--------------|----------------|----------------------------|
|              |                |                            |
|--------------|----------------|----------------------------|
|              |                |                            |
--------------------------------------------------------------

    Подтверждено:

----------------------------------------------------------------------
| Службой эксплуатации              |                                |
| (должность,                       | Дата_________________________  |
| Ф.И.О.)________________           |                                |
| Диспетчерской службой             |                                |
| (должность,                       | Дата_________________________  |
| Ф.И.О.)________________           |                                |
| Должностное  лицо,  ответственное |                                |
| за эксплуатацию объекта           |                                |
| (должность,                       | Дата_________________________  |
| Ф.И.О.)________________           |                                |
----------------------------------------------------------------------

Примечание:

Настоящий Формуляр Подтверждения неприменим к трубопроводам, расположенным до охранных кранов или до входной и после выходной задвижки насосной станции.

При отсутствии предохранительных устройств на смежных участках трубопроводов, имеющих различные величины РРД, на оба участка распространяется меньшая величина РРД.

Приложение N 5
к Правилам
технической эксплуатации
магистральных газопроводов

Формуляр Подтверждения величины разрешенного рабочего давления

Газораспределительная (автомобильная газонаполнительная компрессорная) станция

Станция _________________ Эксплуатирующая организация ________________
Дата оформления ______N формуляра________ N отмененного формуляра_____
Участки  трубопроводов  станции,  указанные  в  чертеже N____ редакция
___разрешается   эксплуатировать   при  следующих  величинах  рабочего
давления:

--------------------------------------------------------------
|              | Величина       | Необходимость обеспечения  |
| Участок      | разрешенного   | предохранительными         |
| трубопровода | рабочего       | устройствами для           |
|              | давления (МПа) | ограничения величины       |
|              |                | рабочего давления (МПа)    |
|--------------|----------------|----------------------------|
|              |                |                            |
|--------------|----------------|----------------------------|
|              |                |                            |
--------------------------------------------------------------

    Подтверждено:

----------------------------------------------------------------------
| Службой эксплуатации              |                                |
| (должность,                       | Дата_________________________  |
| Ф.И.О.)________________           |                                |
| Диспетчерской службой             |                                |
| (должность,                       | Дата_________________________  |
| Ф.И.О.)________________           |                                |
| Должностное  лицо,  ответственное |                                |
| за эксплуатацию объекта           |                                |
| (должность,                       | Дата_________________________  |
| Ф.И.О.)________________           |                                |
----------------------------------------------------------------------

Примечание:

Настоящий Формуляр Подтверждения неприменим к трубопроводу, расположенному за охранным краном ГРС (АГНКС).

При отсутствии предохранительных устройств на смежных участках трубопроводов, имеющих различные величины РРД, на оба участка распространяется меньшая величина РРД.

Приложение N 6
к Правилам
технической эксплуатации
магистральных газопроводов

Знак "Осторожно газопровод"

Устанавливается в местах пересечения газопровода с автомобильными, железными дорогами, водными путями, в местах воздушных переходов газопроводов через естественные и искусственные препятствия (по обе стороны).

(ИЗОБРАЖЕНИЕ)

Приложение N 7
к Правилам
технической эксплуатации
магистральных газопроводов

Знак "Остановка запрещена"

Устанавливается в местах пересечения газопроводов с автомобильными дорогами владельцами дорог по требованию организации, эксплуатирующей газопроводы.

(ИЗОБРАЖЕНИЕ)

Приложение N 8
к Правилам
технической эксплуатации
магистральных газопроводов

Знак "Газопровод. Переезд запрещен"

Устанавливается в местах недостаточной глубины заложения газопровода, неорганизованных переездов через газопроводы.

(ИЗОБРАЖЕНИЕ)

Приложение N 9
к Правилам
технической эксплуатации
магистральных газопроводов

Знак "Газ. С огнем не приближаться"

Устанавливается на местах утечки газа и в зонах загазованности атмосферы

(ИЗОБРАЖЕНИЕ)

Приложение N 10
к Правилам
технической эксплуатации
магистральных газопроводов

Знак "Вход воспрещен"

Устанавливается на ограждениях крановых узлов, узлов приема - пуск очистных устройств, конденсатосборников, узлов сбора и утилизации конденсата, амбаров, аварийного сбора конденсата.

(ИЗОБРАЖЕНИЕ)

Приложение N 11
к Правилам
технической эксплуатации
магистральных газопроводов

Знак "Газопровод высокого давления"

    Устанавливается для обозначения на трассе газопровода.

(ИЗОБРАЖЕНИЕ)

Приложение N 12
к Правилам
технической эксплуатации
магистральных газопроводов

Знак "Закрепление трассы газопровода на местности"

Устанавливается для привязки газопровода к местности, обозначения охранной зоны, указания глубины заложения газопровода и местоположения его оси. Сообщает местонахождение эксплуатирующей организации.

(ИЗОБРАЖЕНИЕ)

Приложение N 13
к Правилам
технической эксплуатации
магистральных газопроводов

НАИМЕНОВАНИЕ ОРГАНИЗАЦИИ

ТЕХНИЧЕСКИЙ ПАСПОРТ

МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА

(ГАЗОПРОВОДА-ОТВОДА)

_________________________________________________________

                 на участке ________км --- ________км
1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА
ГАЗОПРОВОДА "____________________________________"

(__________км ---- __________км)
2. НАИМЕНОВАНИЕ ГАЗОПРОВОДА:  ________________________________________
______________________________________________________________________
______________________________________________________________________
3. ГРАНИЦЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ: _____________________________________________
______________________________________________________________________
______________________________________________________________________
______________________________________________________________________
4. ПРОТЯЖЕННОСТЬ: ____________________________________________________
______________________________________________________________________
______________________________________________________________________
5. ДИАМЕТР: __________________________________________________________
______________________________________________________________________
______________________________________________________________________
6. ТОЛЩИНА СТЕНКИ: ___________________________________________________
мин: _________________________________________________________________
макс: ________________________________________________________________
7. МАРКА СТАЛИ, ЗАВОД - ИЗГОТОВИТЕЛЬ: ________________________________
______________________________________________________________________
______________________________________________________________________
8. УСТАНОВЛЕННОЕ РАБОЧЕЕ ДАВЛЕНИЕ: ___________________________________
______________________________________________________________________
______________________________________________________________________
9. ИСПЫТАТЕЛЬНОЕ ДАВЛЕНИЕ: ___________________________________________
______________________________________________________________________
______________________________________________________________________
10. ДАТА ПОДПИСАНИЯ АКТА ГОСУДАРСВЕННОЙ КОМИССИИ: ____________________
______________________________________________________________________
______________________________________________________________________
11. ТИП ИЗОЛЯЦИИ: ____________________________________________________
______________________________________________________________________
______________________________________________________________________
12. СОСТОЯНИЕ ГАЗОПРОВОДА:

--------------------------------------------------
| УЧАСТОК | СОСТОЯНИЕ ТРУДА | СОСТОЯНИЕ ИЗОЛЯЦИИ |
|---------|-----------------|--------------------|
|         |                 |                    |
--------------------------------------------------
13. ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ ПРОЕКТНАЯ: ____________________________________
______________________________________________________________________
______________________________________________________________________
14. ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ ФАКТИЧЕСКАЯ: __________________________________
______________________________________________________________________
______________________________________________________________________
15. ВОДНЫЕ ПЕРЕХОДЫ, В Т.Ч. СУДОХОДНЫЕ:
КОЛ-ВО ПЕРЕХОДОВ (ОБЩЕЕ): ____________________________________________
КОЛ-ВО ПЕРЕХОДОВ ЧЕРЕЗ СУДОХОДНЫЕ РЕКИ: ______________________________

-------------------------------------------------------------------------------------------------------
| Наименование | Километр    | Диаметр | Марка | Протяженность | Количество | Состояние     | Наличие |
| реки         | пересечения | толщина | стали |               | ниток      | перехода      | знаков  |
|              |             |         |       |               |            | (дата         |         |
|              |             |         |       |               |            | последнего    |         |
|              |             |         |       |               |            | обследования) |         |
-------------------------------------------------------------------------------------------------------
16. ПЕРЕСЕЧЕНИЕ С АВТОМОБИЛЬНЫМИ ДОРОГАМИ ВСЕХ КАТЕГОРИЙ:

--------------------------------------------------------------------------------------------------------------
| Наименование  | Наименование  | Километр    | Диаметр | Наличие   | Потенциал        | Состояние | Наличие |
| дороги        | газопровода   | пересечения | толщина | защитного | (результат       | перехода  | знаков  |
|               |               |             |         | кожуха    | последних        |           |         |
|               |               |             |         |           | замеров)         |           |         |
|---------------|---------------|-------------|---------|-----------|------------------|-----------|---------|
|               |               |             |         |           | патрон- | труба- |           |         |
|               |               |             |         |           | земля   | земля  |           |         |
|---------------|---------------|-------------|---------|-----------|---------|--------|-----------|---------|
|               |               |             |         |           |         |        |           |         |
|---------------|---------------|-------------|---------|-----------|---------|--------|-----------|---------|
|               |               |             |         |           |         |        |           |         |
--------------------------------------------------------------------------------------------------------------
17. ПЕРЕСЕЧЕНИЕ С ЖЕЛЕЗНЫМИ ДОРОГАМИ:

------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
| Наименование | Наименование | Километр    | Диаметр | Категория | Наличие   | Потенциал        | Состояние | Наличие |
| железной     | газопровода  | пересечения | толщина | перехода  | защитного | (результат       | перехода  | знаков  |
| дороги       |              |             |         |           | кожуха    | последних        |           |         |
|              |              |             |         |           |           | замеров)         |           |         |
|--------------|--------------|-------------|---------|-----------|-----------|------------------|-----------|---------|
|              |              |             |         |           |           | патрон- | труба- |           |         |
|              |              |             |         |           |           | земля   | земля  |           |         |
|--------------|--------------|-------------|---------|-----------|-----------|---------|--------|-----------|---------|
|              |              |             |         |           |           |         |        |           |         |
|--------------|--------------|-------------|---------|-----------|-----------|---------|--------|-----------|---------|
|              |              |             |         |           |           |         |        |           |         |
------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
18. КОЛИЧЕСТВО УСТАНОВЛЕННОЙ ЗАПОРНОЙ АРМАТУРЫ ПО ДИАМЕТРАМ, мм:

                      -------------------------
                      | 1400 - |      шт.     |
                      | 1200 - |      шт.     |
                      | 1020 - |      шт.     |
                      -------------------------
19. КОЛИЧЕСТВО МЕТАНОЛЬНИЦ, КИЛОМЕТР УСТАНОВКИ: ______________________
______________________________________________________________________
______________________________________________________________________
20. ПЕРЕЧЕНЬ ЗАПОРНОЙ АРМАТУРЫ:

-----------------------------------------------------------------------------------------------------------
| Наименование | Километр | Наименование | Диаметр | Тип   | Тип     | N по  | Завод        | Техническое |
| газопровода  | установк | крана        | крана   | крана | привода | схеме | изготовитель | состояние   |
|              | и крана  | (линейный    |         |       |         |       |              |             |
|              |          | байпас,      |         |       |         |       |              |             |
|              |          | свечной)     |         |       |         |       |              |             |
|--------------|----------|--------------|---------|-------|---------|-------|--------------|-------------|
|              |          |              |         |       |         |       |              |             |
-----------------------------------------------------------------------------------------------------------

Приложение N 14
к Правилам
технической эксплуатации
магистральных газопроводов

Технический паспорт ГРС (АГРС)

Наименование ГРС (АГРС)_______________________________________________
ЛПУ___________________________________________________________________
Организация___________________________________________________________
                          1.Основные данные
1.1. Дата в эксплуатации______________________________________________
1.2. Проектно-конструкторская организация_____________________________
1.3. Форма обслуживания ____________________; число операторов________
1.4.  Газопровод-отвод к ГРС (АГРС): название ___________________место
подключения  к  МГ  _______________________;  длина (км)_____________;
диаметр (мм)_______________; тип кранов и АЗК________________
1.5. Расстояние от ГРС (АГРС) до ЛПУ (км)_____________________________
1.6. Пропускная способность (тыс.м3/ч): Qпроект________________; Qфакт
_____________
1.7. Число потребителей газа__________________________________________
1.8. Наименование потребителей________________________________________
1.9. Ведомство потребителей___________________________________________
1.10. Давление газа на входе ГРС (АГРС), МПа: (кгс/см2)Рпроект_______;
Рфакт_______, на выходе (МПа): Рпроект ________, Рфакт __________
1.11. Диаметр выходных газопроводов (мм)______________________________
1.12.  Расстояния  потребителей  от  ГРС  (АГРС):  по  длине  выходных
газопроводов (км)_________ по месторасположению (км)___________
               2. Основное технологическое оборудование
2.1.Трубопроводы:  диаметр  (мм)________________;  толщина стенки (мм)
________ материал (марка стали)___________________________
2.2.Узел  очистки  газа: тип пылеуловителей _________________________;
диаметр (мм)_______________; число _______________; объем____________
2.3.   Узел  предотвращения  гидратообразований:  тип  теплообменников
____________;   тип   водогрейных   котлов___________;   тип   огневых
подогревателей __________
2.4.  Узел  редуцирования: диаметр (мм) _________; число трубопроводов
____________; тип регуляторов давления газа_________________________
2.5.  Узел измерения и учета газа: тип диафрагм___________________ или
счетчиков   количества   газа  ________________;  типоразмеры  местных
сопротивлений   _____________;   размеры   (D20   и  L)  измерительных
трубопроводов до и после диафрагм или счетчиков___________
2.6.  Узел  одоризации  газа:  тип одоризатора ________________; норма
ввода           одоранта          в          поставляемый          газ
этилмеркаптан__________________________; СПМ _____________
2.7.  Обводная  линия  ГРС  (АГРС):  диаметр (мм) _________; длина (м)
_______________; тип запорной арматуры_____________
2.8. Запорная арматура (тип, диаметр, число):
краны_________________________________________________________________
задвижки______________________________________________________________
вентили_______________________________________________________________
трехходовые краны_____________________________________________________
2.9.     Предохранительные     клапаны:    типоразмеры_______________;
число__________ место установки_______________________________________
2.10. Сбросные свечи: диаметр (мм) ________ высота (м)________________
                      3.Основные средства КИПиА
3.1.Средства измерения (СИ), их данные и характеристики

-----------------------------------------------------------------------------------------
|                    |     |       | Шкала     | Класс         | Кол-во,   | Примечание |
| Наименование  СН   | Тип | Номер | измерения | точности      | (номинал) |            |
|                    |     |       |           | (погрешность) |           |            |
|--------------------|-----|-------|-----------|---------------|-----------|------------|
| Термометры:        |     |       |           |               |           |            |
| преобразователи    |     |       |           |               |           |            |
| (бесшкальные);     |     |       |           |               |           |            |
| показывающие;      |     |       |           |               |           |            |
| регистрирующие.    |     |       |           |               |           |            |
| Манометры:         |     |       |           |               |           |            |
| преобразователи;   |     |       |           |               |           |            |
| показывающие;      |     |       |           |               |           |            |
| регистрирующие.    |     |       |           |               |           |            |
| Перепадометры:     |     |       |           |               |           |            |
| преобразователи;   |     |       |           |               |           |            |
| показывающие;      |     |       |           |               |           |            |
| регистрирующие.    |     |       |           |               |           |            |
| Автоматика:        |     |       |           |               |           |            |
| котлов; огневых    |     |       |           |               |           |            |
| подогревателей;    |     |       |           |               |           |            |
| защиты узлов       |     |       |           |               |           |            |
| редуцирования.     |     |       |           |               |           |            |
| Сигнализаторы:     |     |       |           |               |           |            |
| на ГРС;            |     |       |           |               |           |            |
| в доме операторов; |     |       |           |               |           |            |
| охранная.          |     |       |           |               |           |            |
| Телемеханика       |     |       |           |               |           |            |
| Газоанализаторы    |     |       |           |               |           |            |
-----------------------------------------------------------------------------------------

4. Основные системы и устройства

4.1.Система   технологической   связи   с   домом   операторов,   ЛПУ,
организацией и потребителем газа______________________________________
4.2.Система электрооборудования_______________________________________
4.3.Средства молниезащиты_____________________________________________
4.4.Устройства отопления______________________________________________
4.5.Устройства вентиляции_____________________________________________
4.6.Средства электрохимзащиты_________________________________________
4.7.Система сбора конденсата__________________________________________
4.8.Система утилизации метанола_______________________________________
4.9.Система отработанного масла_______________________________________
4.10.Аварийное освещение______________________________________________
4.11.Переносной фонарь (тип, электропитание)__________________________
4.12.Тип ограждения ГРС (АГРС)________________________________________

------------------------------------------------------------------
| Начальник (инженер) ГРС (АГРС) | _____________________________ |
|                                |           (подпись)           |
|--------------------------------|-------------------------------|
| Старший оператор               | _____________________________ |
|                                |           (подпись)           |
------------------------------------------------------------------

Приложение N 15
к Правилам
технической эксплуатации
магистральных газопроводов

    Согласовано:                            Утверждено:

    Председатель профсоюзного                Генеральный директор

    комитета организации                    ____________________

    (при наличии)

    _________________

ТИПОВОЕ ПОЛОЖЕНИЕ
О ВОЗДУШНОМ ПАТРУЛИРОВАНИИ ТРАСС магистральнЫХ
газопроводОВ И ГАЗОПРОВОДОВ-ОТВОДОВ

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ (ТРЕБОВАНИЯ)

1. Настоящее "Положение" определяет вопросы планирования, организации и ведения работ по воздушному патрулированию действующих магистральных газопроводов и газопроводов-отводов (в дальнейшем по тексту: "газопроводов") на всех типах вертолетов.

2. Воздушное патрулирование является одним из способов предупреждения аварий на газопроводах, выявления нарушений охранных зон и зон минимально допустимых расстояний и входит в систему технического обслуживания и ремонта объектов транспорта газа.

3. Работы по воздушному патрулированию проводятся в соответствии с требованиями руководящих и нормативных документов ДВТ по организации авиационных работ и эксплуатации авиационной техники и определяющих содержание работ по контролю за состоянием газопроводов.

2. ЦЕЛЬ, ЗАДАЧИ И СОДЕРЖАНИЕ ВОЗДУШНОГО ПАТРУЛИРОВАНИЯ

4. Воздушное патрулирование заключается в периодическом наблюдении (визуальном и с применением спецаппаратуры) за состоянием охранных зон, зон минимально допустимых расстояний и объектов газопроводов. Периодичность выполнения облетов по маршрутам планируется с учетом технических характеристик газопроводов, условий их эксплуатации и других факторов.

5. Цель воздушного патрулирования состоит в поддержании надежности работы газопроводов, в сокращении потерь транспортируемого газа, в контроле за состоянием охранной зоны, качества выполнения ремонтных работ на газопроводах и за состоянием окружающей среды.

6. Задачами воздушного патрулирования являются:

а) контроль за соблюдением "Правил технической эксплуатации магистральных газопроводов (ПТЭ МГ); строительных норм и правил (СНиП) на линейной части магистральных газопроводов (ЛЧ МГ);

б) поиск и обнаружение дефектов и повреждений на газопроводах;

в) обеспечение оперативной локализации аварий на газопроводах, эвакуация пострадавших с места аварии;

г) визуальный поиск отклонений от правил охраны магистральных трубопроводов и аварий, возникших на сооружениях других министерств и ведомств в зоне маршрутов патрулирования и реально угрожающих целостности патрулируемых газопроводов;

д) сбор и систематизация сведений о состоянии охранных зон, объектов газопроводов и представление их в производственный отдел по эксплуатации магистральных газопроводов и газораспределительных станций (ПО по ЭМГ и ГРС) для разработки конкретных предложений для повышения надежности газопроводов.

7. Состав работ при воздушном патрулировании регламентируется "Правилами технической эксплуатации магистральных газопроводов", настоящим Положением, технологическими картами ТО и текущего ремонта.

8. При воздушном патрулировании газопроводов производятся:

а) осмотр охранной зоны газопроводов, воздушных переходов, переходов через водные преграды и овраги, крановых узлов, узлов запуска и приема очистных устройств, установок электрохимической защиты, линий связи и электропередачи, площадок хранения аварийного запаса труб, вдольтрассовых проездов к газопроводам, мостов, дамб через ручьи и овраги, переездов через газопроводы, водопропускных и других сооружений, находящихся в охранной зоне;

б) осмотр параллельно проложенных нефтепродуктов, водоводов, линий ЛЭП, авто - и железных дорог, линий связи и других сооружений, мест пересечения указанных сооружений с патрулируемыми объектами в пределах минимальных расстояний по СНиП;

в) контроль и координация проведения ремонтных работ на газопроводах;

г) регистрация всех нарушений и повреждений на газопроводах в Журнале воздушного наблюдения за трассой магистрального газопровода;

д) обеспечение оперативной локализации аварийных ситуаций на газопроводах;

е) транспортные перевозки специалистов и технических средств для выполнения аварийных работ на объектах.

9. При осмотре охранной зоны магистральных газопроводов производятся:

а) выявление и предотвращение разработки садов, дачных участков, расположение полевых станов, стогов сена, устройств загонов для скота, возведение зданий и сооружений, производство всякого рода строительных, монтажных и взрывных работ, планировки грунта, работ, связанных с бурением скважин и шурфов, сооружение переездов и проездов через газопроводы, стоянки автотракторной техники без соответствующих согласований с управлениями магистральных газопроводов (УМГ), на участке газопроводов которых ведутся работы;

б) визуальное обнаружение мест утечек газа по следам выхода газа на поверхность земли или воды;

в) выявление повреждений земляного покрова, размывов и оголений газопроводов;

г) определение состояния изоляционного покрытия открытых участков газопроводов;

д) выявление роста оврагов и степени угрозы для газопроводов;

е) определение состояния километровых знаков, указателей;

ж) обнаружение возгораний лесных массивов, торфяников, сельскохозяйственных угодий в районах прохождения газопроводов.

10. При выборочном осмотре линейной запорной арматуры производятся:

а) контроль внешнего состояния запорной арматуры;

б) контроль состояния узлов управления кранов;

в) выявление утечек газа.

11. При осмотре переходов через водные преграды, овраги определяются:

а) состояние береговых и пойменных участков, переходов газопроводов через реки;

б) состояние водной поверхности (на отсутствие выхода газа).

12. При осмотре воздушных переходов через реки, овраги, ручьи определяются:

а) общее состояние перехода;

б) состояние береговых и промежуточных опор, мачт, тросов, вантов;

в) состояние мест выхода газопроводов из земли.

3. ПОРЯДОК ОРГАНИЗАЦИИ РАБОТ ПО ВОЗДУШНОМУ ПАТРУЛИРОВАНИЮ

13. Воздушное патрулирование осуществляется работниками ЛЭС УМГ в полном соответствии со схемами и графиками воздушного патрулирования и "Инструкцией по безопасной организации работ при воздушном патрулировании", разрабатываемой авиакомпанией организации совместно с представителями ПО ЭМГ и УМГ, экипажи вертолета должны быть ознакомлены с данной инструкцией.

14. Схема воздушного патрулирования представляет собой план-схему трассы газопровода с нанесением на него маршрутов полетов, мест дозаправки вертолета, посадочных площадок. По каждому маршруту представители авиакомпании организации определяют группу сложности полета.

15. График воздушного патрулирования устанавливает периодичность и время облета маршрутов. График облета составляется авиакомпанией совместно с УМГ по зонам.

16. В каждом УМГ организации, использующем вертолеты, приказом назначаются лица, имеющие право совершать облеты трассы. Лица, указанные в приказе, должны знать схему трассы, маршрут полета. Лица, допущенные к полетам, должны проходить ежеквартальный инструктаж согласно "Инструкции по безопасной организации работ при воздушном патрулировании".

17. При базировании вертолета на удаленных площадках УМГ обязано обеспечить экипаж вертолета нормальными жилищно-бытовыми условиями.

18. УМГ обеспечивает охрану вертолета и имущества авиакомпании на посадочных площадках.

19. Воздушное патрулирование выполняется работниками авиакомпании и специально обученными работниками организации в сроки, предусмотренные графиком, утвержденным руководителем организации.

20. Работники авиакомпании должны пройти обучение и проверку знаний прохождения трассы в УМГ, на участках которых они будут проводить воздушное патрулирование, знать нормативные документы, указанные в пунктах 4 и 6 настоящего Положения.

21. Контроль за осуществлением патрулирования ведет диспетчерская служба УМГ по согласованию с ПДС организации.

22. Один раз в год трассу газопроводов должны облетать главные инженеры УМГ.

23. Воздушное патрулирование при нештатных ситуациях (разрыв, паводок, стихийные бедствия, производство огневых работ) оговаривается дополнительно.

4. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ РАБОТ ПО ВОЗДУШНОМУ ПАТРУЛИРОВАНИЮ

24. Наиболее рациональными параметрами полета при патрулировании газопроводов являются: а) скорость 100 - 120 км/ч; б) высота 100 - 120 м.

При необходимости проведения более тщательного контроля патрулируемого объекта полет, по просьбе представителя УМГ, можно выполнять с меньшими значениями скорости и высоты.

25. При необходимости возможна посадка вертолета на трассе газопроводов вне оборудованных площадок путем подбора посадочной площадки с воздуха.

26. Перед вылетом представитель УМГ, совершающий облет, уточняет с командиром вертолета маршрут полета, места посадок и заправки вертолета.

27. В полете представитель УМГ обязан заполнять "Журнал воздушного наблюдения за трассой магистральных газопроводов и газопроводов-отводов".

Результаты облета вносятся в журнал в день проведения.

28. При обнаружении работ, ведущихся в охранной зоне газопроводов или в направлении охранной зоны, представитель УМГ обязан:

а) проинформировать диспетчерскую службу УМГ и руководство УМГ о ведущихся на трассе работах;

б) при очевидной опасности повреждения газопроводов в процессе проведения обнаруженных работ необходимо принять меры по их немедленной остановке.

29. При обнаружении аварии или выявлении ситуационных изменений на трассе газопровода, грозящих аварией или срывом бесперебойного транспорта газа, представитель УМГ должен передать данные об аварии через пилота диспетчеру ближайшего аэропорта, а тот по имеющимся средствам связи в соответствующее УМГ.

30. После оповещения УМГ об аварии дальнейшее патрулирование прекращается, и выполняются распоряжения диспетчерской УМГ.

31. При обнаружении аварий на сооружениях других ведомств представитель УМГ сообщает о них в диспетчерскую УМГ.

5. ОХРАНА ТРУДА И ПРАВИЛА ТЕХНИКИ БЕЗОПАСНОСТИ

32. Персонал УМГ, допущенный приказом к выполнению работ по облету трассы, обязан знать требования техники безопасности, включенные в "Инструкцию по технике безопасности для работников организаций, использующих для перевозки служебных пассажиров, при транспортировке грузов на внешней подвеске и строительно-монтажных работ".

33. Все работники организации, УМГ, пользующиеся при выполнении своих служебных обязанностей авиатранспортом, должны быть застрахованы в страховых органах на сумму не менее 1000 МРОТ (минимальный размер оплаты труда).

34. От момента запуска двигателя в пункт вылета до полной остановки несущего винта в пункте посадки участвующие в полете лица должны подчиняться командиру вертолета и беспрекословно выполнять его указания.

35. Перед запуском двигателя по команде вертолета или другого члена экипажа все лица, находящиеся вблизи вертолета, должны отойти от него на расстояние не менее 50 м.

36. Экипажу и пассажирам на стоянках вертолетов, на борту вертолета курить и распивать спиртные напитки категорически запрещается!

37. Курить разрешается на расстоянии не менее 50 м от вертолета.

38. При заправке ГСМ и производстве других работ на вертолете нахождение пассажиров на борту или их посадка категорически запрещается!

Нахождение посторонних лиц на посадочной площадке при обслуживании или заправке вертолета не допускается!

Проведение инструктажа по технике безопасности, правилам посадки (высадки) в вертолет и поведению в полете регламентируется Инструкцией по ОТ при перевозке служебных пассажиров на вертолетах и самолетах авиакомпании организации.

ЖУРНАЛ
воздушного наблюдения за трассой магистральных
газопроводов и газопроводов-отводов на участке ________________УМГ

---------------------------------------------------------------------------------------------------------------
| N   | Наименование | Ф.И.О,         | Время, ч\мин       | Место,       | Описание   | Примечание | Роспись |
| п/п | маршрута     | должность      |--------------------| время,       | наблюдений |            |         |
|     |              | лица,          | вылета, | прилета, | причины      |            |            |         |
|     |              | проводившего   | наимен. | наимен.  | посадки      |            |            |         |
|     |              | патрулирование | пункта  | пункта   | вертолета на |            |            |         |
|     |              |                |         |          | трассе МГ    |            |            |         |
|-----|--------------|----------------|---------|----------|--------------|------------|------------|---------|
|   1 |   2          |   3            |   4     |   5      |   6          |   7        |   8        |   9     |
---------------------------------------------------------------------------------------------------------------

Приложение N 16
к Правилам
технической эксплуатации
магистральных газопроводов

УТВЕРЖДАЮ
___________________
___________________
_____________2000 г.

ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ ПО ПРОПУСКУ ОЧИСТНЫХ УСТРОЙСТВ,
СРЕДСТВ ВНУТРИТРУБНОЙ ДЕФЕКТОСКОПИИ КОД-М, LANALOG
НА УЧАСТКЕ ТРУБОПРОВОДА

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

----------------------------------------------------------------------
|      1.1.Настоящая  инструкция определяет порядок выполнения работ |
| по    пропуску    очистных    устройств,   средств   внутритрубной |
| дефектоскопии КОД-М, LANALOG на участке трубопровода.              |
|      1.2.Руководителями   работ   по  пропуску  снарядов  являются |
| главные  инженеры  ЛПУ (УМГ) в пределах своих зон обслуживания или |
| должностные лица, заменяющие их по приказу.                        |
|      1.3.Руководители работ несут ответственность за организацию и |
| безопасное  проведение  операций  по  запуску и приему снарядов, а |
| также   за   обеспечение   контроля  за  перемещением  снаряда  по |
| трубопроводу.                                                      |
|      1.4.Ответственные  по  постам  и  состав  постов  назначаются |
| приказами по ЛПУ.                                                  |
|      1.5.Переключение    технологических    линий   при   запуске, |
| перемещении,    приеме    снаряда   выполняются   эксплуатационным |
| персоналом соответствующего ЛПУ по указанию руководителя работ.    |
|      1.6.Руководители  работ  обязаны  совместно с представителями |
| подрядчика  провести  инструктаж  на рабочих местах и стажировку с |
| разъяснением  обязанностей  и  состава проводимых операций каждому |
| специалисту   ЛПУ  МГ,  задействованному  в  работах  по  пропуску |
| снарядов.                                                          |
|      1.7.Общую координацию работ по пропуску снарядов осуществляет |
| диспетчер организации.                                             |
|      1.8.Запуск снарядов разрешается при наличии:                  |
|      а) разрешения ЦДС организации;                                |
|      б)  устойчивой  связи между узлами запуска и приема, очистных |
| устройств, постов по трассе, диспетчерских служб ДПУ МГ.           |
|      1.9.При   проведении   работ   по   дефектоскопии  необходимо |
| руководствоваться  ПТО  МГ,  настоящей  инструкцией  и технической |
| документацией на систему внутритрубной дефектоскопии.              |
----------------------------------------------------------------------

2. РАССТАНОВКА ПОСТОВ И ОБЕСПЕЧЕНИЕ СВЯЗИ

----------------------------------------------------------------------
| 2.1. | Посты для контроля за перемещением снарядов, средств        |
|      | дефектоскопии размещаются на следующих местах:              |
|      | Пост N 1                                                    |
|      | Пост N 2                                                    |
|      | Пост N 3                                                    |
|      | Пост N 4                                                    |
|      | Пост N 5                                                    |
|      | Пост N 6                                                    |
|      | Пост N 7                                                    |
|      | Пост N 8                                                    |
|      | Пост N 9                                                    |
|      | Пост N 10                                                   |
|      | Пост N 11                                                   |
|      | Пост N 12                                                   |
|      | Пост N 13                                                   |
|      | Пост N 14                                                   |
|      | Пост N 15                                                   |
|------|-------------------------------------------------------------|
| 2.2. | Каждый пост состоит из линейного трубопроводчика,           |
|      | водителя транспортного средства и связиста.                 |
|------|-------------------------------------------------------------|
| 2.3. | Ответственному по посту необходимо:                         |
|      | привести краны в соответствие с разделом 3 настоящей        |
|      | Инструкции;                                                 |
|      | установить образцовые манометры перед и после               |
|      | линейных кранов по ходу газа, на камерах приема и           |
|      | запуска, подготовить к работе сигнализаторы                 |
|      | прохождения снарядов и маркерные устройства                 |
|      | (совместно с представителями Подрядчика);                   |
|      | установить (проверить) радиосвязь с камерами запуска,       |
|      | приема постами на трассе, диспетчерскими службами.          |
|--------------------------------------------------------------------|
|    3. ПОЛОЖЕНИЕ ЗАПОРНОЙ АРМАТУРЫ НА ОБСЛЕДУЕМОМ УЧАСТКЕ           |
|                         ТРУБОПРОВОДА                               |
|--------------------------------------------------------------------|
| 3.1. | На узле подключения КС:                                     |
|      | затвор камеры закрыт;                                       |
|      | краны закрыты N;                                            |
|      | краны открыты N.                                            |
|------|-------------------------------------------------------------|
| 3.2. | Линейная часть трубопровода:                                |
|      | краны линейной части открыты N,  км;                        |
|      | перемычки на параллельные нитки закрыты.                    |
|------|-------------------------------------------------------------|
| 3.3. | На узле подключения КС:                                     |
|      | затвор камеры приема закрыт;                                |
|      | краны закрыты N;                                            |
|      | краны открыты N.                                            |
|--------------------------------------------------------------------|
|                4. ТЕХНОЛОГИЯ ПРОПУСКА СНАРЯДА                      |
|--------------------------------------------------------------------|
| 4.1. | Подготовка камеры запуска:                                  |
|      | открыть затвор камеры запуска, убедившись перед этим        |
|      | в отсутствии избыточного давления в камере;                 |
|      | уложить на лоток снаряд и ввести в камеру таким             |
|      | образом, чтобы передняя манжета снаряда прошла трубу        |
|      | обследуемого газопровода;                                   |
|      | продуть камеру газом, открыв краны;                         |
|      | закрыть кран N и заполнить камеру газом;                    |
|      | при продувке и заполнении камеры не допускать резкого       |
|      | открытия кранов во избежание движения снаряда в             |
|      | обратном направлении;                                       |
|      | после выравнивания давления до и после крана N, кран        |
|      | N, открыть, кран  N закрыть.                                |
|------|-------------------------------------------------------------|
| 4.2. | Подготовка камеры приема:                                   |
|      | продуть камеру приема газом открытием крана N;              |
|      | заполнить камеру приема газом, закрыв кран N;               |
|      | после выравнивания давления до и после секущего крана       |
|      | N, кран N, открыть, кран N закрыть.                         |
|------|-------------------------------------------------------------|
| 4.3. | Операция запуска снаряда:                                   |
|      | по команде ответственного лица произвести запуск            |
|      | снаряда, для чего:                                          |
|      | медленно прикрывая кран N, создать перепад давления         |
|      | на снаряде 0,5-1,5 кгс/см2;                                 |
|      | проконтролировать прохождение снарядов всех                 |
|      | сигнализаторов на узле запуска;                             |
|      | полностью открыть кран N и закрыть кран N;                  |
|      | манипулируя кранами N, обеспечить скорость движения         |
|      | снаряда в пределах 8-12 км/ч;                               |
|      | о времени прохождения снарядов охранного крана N            |
|      | сообщить диспетчеру и на следующий пост.                    |
|------|-------------------------------------------------------------|
| 4.4. | Операция приема снаряда:                                    |
|      | для успешного приема снаряда в камеру приема                |
|      | необходимо:                                                 |
|      | при подходе снаряда за 2 км до камеры  обеспечить           |
|      | скорость  его движения до  5 км/ч;                          |
|      | при подходе снаряда к камере за 50 м обеспечить             |
|      | скорость его движения не более 2 км/ч;                      |
|      | после прохождения снарядов секущего крана N,                |
|      | обеспечить наличие снаряда в камере приема, снизить         |
|      | давление газа в узле приема до атмосферного и               |
|      | произвести извлечение снаряда.                              |
|------|-------------------------------------------------------------|
| 4.5. | Положение запорной арматуры привести в исходное             |
|      | положение.                                                  |
|------|-------------------------------------------------------------|
| 4.6. | Посты на линейных кранах участка трубопровода должны        |
|      | постоянно следить за давлением в трубопроводе. О            |
|      | времени прохождения снарядом поста и об изменении           |
|      | давления в трубопроводе докладывать соответственно          |
|      | руководителю работ немедленно и ЦДС организации.            |
|------|-------------------------------------------------------------|
| 4.7. | Регулирование скорости прохождения снаряда                  |
|      | осуществляется диспетчером ГП.                              |
|--------------------------------------------------------------------|
|                   5.  ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ                         |
|--------------------------------------------------------------------|
| 5.1. | Во время пропуска снаряда запрещены:                        |
|      | переезд транспорта через трубопровод;                       |
|      | присутствие  на  площадках запуска, приема,  линейных       |
|      | кранов    и   местах  установки  маркеров   лиц,   не       |
|      | участвующих   в  работах  по  обеспечению   пропусков       |
|      | снарядов;                                                   |
|      | пользоваться  открытым  огнем,  курить,  выезжать   в       |
|      | охранную  зону трубопровода на транспортных средствах       |
|      | с двигателями внутреннего сгорания;                         |
|      | выполнение  в  охранной зоне работ,  не  связанных  с       |
|      | пропуском.                                                  |
|--------------------------------------------------------------------|
|                               |                                    |
| ПОДПИСИ:                      | Ответственный    руководитель      |
| Начальник ЛЭС УМГ:            | Подрядчика_______________/___      |
| ______________/______________ | _____________/                     |
| __/                           | М.П.                               |
| М.П.                          |                                    |
----------------------------------------------------------------------

Приложение N 17
к Правилам
технической эксплуатации
магистральных газопроводов

Объединение, управление_______________________________________________
ЛПУ, ГПУ, СПХГ, кустовая база и др.___________________________________
ТЕХНИЧЕСКИЙ АКТ N
на ликвидацию дефекта, повреждения на_________________________________
(наименование магистрального газопровода, конденсатопровода, промысла,
КС, ГРС, кустовой базы и др.)_________________________________________
1. Дата обнаружения дефекта "___"__________________200___г.
2
. Место дефекта (ПК, сооружение, агрегат, прибор и т.д.)
______________________________________________________________________
3. Краткое описание дефекта и его размерность (трещина, свищ, пробоины
в  теле или сварных швах труб, сосудов, оборудования, поперечном стыке
и др.) _______________________________________________________________
______________________________________________________________________
______________________________________________________________________
______________________________________________________________________
4.   Характеристика  рельефа  местности  и  грунтов  (равнина,  овраг,
перевал, болото, пойма: глина, песок, скала, щебень и др.)
______________________________________________________________________
5.  Давление  в  Па  (кгс/см2),  температура и другие параметры газа и
конденсата и момент обнаружения дефекта
______________________________________________________________________
6.  Данные  о  дефектном  месте  (о  трубах  - данные сертификатов или
замеров;  стык  ручной,  полуавтоматический, поворотный, неповоротный,
дата сварки, результаты контроля; качество изоляции; паспортные данные
оборудования;   год   ввода   в   эксплуатацию,   разрешенные  рабочие
параметры)____________________________________________________________
______________________________________________________________________
______________________________________________________________________
7.    Организации,    проводившие    строительство   данного   участка
трубопровода,   объекта  (сварочно-монтажные,  изоляционно-укладочные,
землеройные и другие работы)
______________________________________________________________________

Приложение N 18
к Правилам
технической эксплуатации
магистральных газопроводов

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

----------------------------------------------------------------------
|    Информация по аварии на объекте магистрального газопровода      |
| 1. Наименование эксплуатационной организации_____________________  |
| 2. Наименование структурного подразделения эксплуатационной        |
| организации _____________________________________________________  |
| 3. Наименование владельца объекта _______________________________  |
| 4. Дата и время обнаружения аварии ______________________________  |
| 5. Местонахождение аварии (населенный пункт)_____________________  |
| 6. Наименование объекта, км по трассе ___________________________  |
| 7. Информация по трубопроводу:                                     |
| 7.1. Диаметр (мм) _____________________________                    |
| 7.2. Толщина стенки (мм)_______________________                    |
| 7.3. Марка стали ______________________________                    |
| 7.4. Год ввода в эксплуатацию __________________________________   |
| 7.5. Максимально разрешенное рабочее давление (МПа) ____________   |
| 7.6. Давление в момент аварии (МПа) ____________________________   |
| 8. Характер аварии _____________________________________________   |
| 9. Перерыв в работе (дата, время) ______________________________   |
| 10. Воздействие на потребителей ________________________________   |
| 11. Описание последствий, возможная причина ____________________   |
| 12.Вид ремонта _____________ Начало ________ Окончание _________   |
| 13.Номер служебного телефона лица, сообщившего об аварии _______   |
----------------------------------------------------------------------

Примечание: При необходимости приложить к форме дополнительные листы.

Приложение N 19
к Правилам
технической эксплуатации
магистральных газопроводов

Информация по опасным условиям эксплуатации объекта магистрального
трубопровода (форма БМТ-03)

----------------------------------------------------------------------
|  Информация по опасным условиям эксплуатации объекта               |
|  магистрального трубопровода (Форма БМТ-03)                        |
|  Владелец объекта ____________________________________________     |
|  Название эксплуатационной организации _______________________     |
|  Лицо, направляющее информацию                                     |
|  Ф.И.О. ______________________________________________________     |
|  Должность ___________________________________________________     |
|  Служебный телефон ___________________________________________     |
|  Дата обнаружения опасных условий ____________________________     |
|  4. Лицо, определившее наличие опасных условий _______________     |
|  Ф.И.О. ______________________________________________________     |
|  Должность ___________________________________________________     |
|  Служебный телефон ___________________________________________     |
|  Дата обнаружения опасных условий ____________________________     |
|  5. Местонахождение опасных условий __________________________     |
|  5.1. Название объекта _______________________________________     |
|  5.2. Название республики, области ___________________________     |
|  5.3. Название населенного пункта, автомобильной или железной      |
|  дороги ______________________________________________________     |
|  6. Характеристика трубопровода                                    |
|  6.1. Диаметр (мм) ______________________                          |
|  6.2. Толщина стенки (мм) _______________________                  |
|  6.3. Марка стали _______________________________                  |
|  6.4. Вид транспортируемого продукта _________________________     |
|  6.5. Разрешенное рабочее давление (МПа) _____________________     |
|  7. Описание опасных условий эксплуатации ____________________     |
|  8.Действия, предпринятые по устранению опасных условий_______     |
----------------------------------------------------------------------

ГУ "Юридическая литература". Ретроспектива изменений Приложения N 20:

Редакция 2 - Приказ Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности ПМР от 23.09.09 N 994 (САЗ 10-25).

Приложение N 20
Исключено

Приложение N 21
к Правилам
технической эксплуатации
магистральных газопроводов

Характеристика основных загрязняющих веществ, выбрасываемых
в атмосферу в процессе эксплуатации МГ

---------------------------------------------------------------
| Загрязняющее вещество  | ПДК и ОБУВ, мг/м3  | Класс         |
|                        |                    | опасности     |
|                        |                    | загрязняющего |
|                        |                    | вещества      |
|------------------------|--------------------|---------------|
| Оксиды азота           | ПДКм.р = 0,085     | 2             |
| (в том числе диоксид   | ПДКс.с = 0,04      |               |
| азота)                 | ПДКр.з = 5,0 (NOx) |               |
|                        | ПДКр.з = 2,0 (NO2) |               |
|------------------------|--------------------|---------------|
| Оксид азота            | ПДКм.р = 0,4       | 3             |
|                        | ПДКс.с = 0,06      |               |
|------------------------|--------------------|---------------|
| Оксид углерода         | ПДКм.р = 5,0       | 4             |
|                        | ПДКс.с = 3,0       |               |
|                        | ПДКр.з = 20,0      |               |
|------------------------|--------------------|---------------|
| Метан                  | ОБУВ   = 50,0      | 4             |
|------------------------|--------------------|---------------|
| Диоксид серы           | ПДКм.р = 0,5       | 3             |
|                        | ПДКс.с = 0,05      |               |
|                        | ПДКр.з = 10,0      |               |
|------------------------|--------------------|---------------|
| Альдегиды (принято по  | ПДКм.р = 0,035     | 2             |
| формальдегиду)         | ПДКс.с = 0,003     |               |
|                        | ПДКр.з = 0,5       |               |
|------------------------|--------------------|---------------|
| Бенз(а)пирен           | ПДКс.с = 0,1       | 1             |
|                        | мкг/100 м ПДКр.з = |               |
|                        | 0,00015            |               |
|------------------------|--------------------|---------------|
| Сажа                   | ПДКм.р = 0,15      | 3             |
|                        | ПДКс.с = 0,05      |               |
|                        | ПДКр.з = 4,0       |               |
|------------------------|--------------------|---------------|
| Метилмеркаптан         | ПДКм.р.= 0,000009  | 2             |
|                        | ПДКр.з.= 0,8       |               |
|------------------------|--------------------|---------------|
| Этилмеркаптан          | ПДКр.з.= 1         | 2             |
|------------------------|--------------------|---------------|
| Бутилмеркаптан         | ОБУВ   = 0,0003    | -             |
|------------------------|--------------------|---------------|
| Одорант СПМ (смесь -   | ОБУВ   = 0,00005   | -             |
| природных меркаптанов) |                    |               |
---------------------------------------------------------------

Текст подготовлен ГУ "Юридическая литература" с учетом изменений, внесенных в первоначальную редакцию (Приказ Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности ПМР от 30.07.07) на основе следующих нормативных актов:

Редакция 2 - Приказ Государственной службы охраны труда и промышленной безопасности ПМР от 23.09.09 N 994 (САЗ 10-25).