в) забезпечувати прийняття об’єктів ЛЧМГ в експлуатацію згідно з вимогами чинних нормативних документів;
г) здійснювати систематичні візуальні обстеження ЛЧМГ;
ґ) виконувати періодичні приладні обстеження ЛЧМГ;
д) виконувати технічне обслуговування ЛЧМГ у встановлених обсягах та термінах;
е) своєчасно виконувати необхідні ремонтно-профілактичні роботи;
є) періодично інформувати землекористувачів та органи місцевого самоврядування про місцезнаходження ЛЧМГ та здійснювати контроль за безпекою виконання робіт в охоронних зонах;
ж) забезпечувати ефективну та надійну роботу засобів активного захисту ЛЧМГ від корозії;
з) забезпечувати своєчасне попередження, локалізацію та ліквідацію аварій і надзвичайних ситуацій на ЛЧМГ та їх наслідків.
1.7. Комплекси робіт з візуального огляду та обстеження ЛЧМГ із застосуванням технічних засобів, технічне обслуговування, поточний та капітальний ремонти повинні виконуватись згідно з вимогами нормативних документів.
1.8. Періодичність та обсяги візуальних обстежень ЛЧМГ встановлюються стандартами газотранспортних підприємств залежно від особливості місцевих умов експлуатації ЛЧМГ.
1.9. Обстеження ЛЧМГ із застосуванням технічних засобів здійснюються згідно з програмами обстеження, затвердженими керівником газотранспортного підприємства.
1.10. Періодичність обстеження ЛЧМГ із застосуванням технічних засобів визначається газотранспортним підприємством згідно з вимогами цих Правил та нормативних документів.
1.11. На потенційно небезпечних ділянках ЛЧМГ повинно виконуватися контрольне шурфування не рідше одного разу на 3 роки для візуальної та інструментальної оцінки стану ізоляційного покриття та металу труб.
До потенційно небезпечних відносяться:
а) «гарячі» ділянки ЛЧМГ на виході КС (до першого лінійного крана);
б) ділянки в зонах можливих зсувів ґрунту;
в) ділянки із наднормативним напруженим станом металу труб;
г) ділянки з підвищеною корозійною активністю ґрунтів (кислі ґрунти, солончаки тощо);
ґ) ділянки з порушенням охоронної зони, що загрожують безпечній життєдіяльності населення;
д) ділянки, де виявлена ерозія ґрунту, що прогресує;
е) ділянки з наявністю анодних та знакозмінних зон від дії блукаючих струмів;
є) ділянки, де не забезпечується мінімальний захисний потенціал.
1.12. Позачергові обстеження ЛЧМГ із застосуванням технічних засобів повинні проводитися:
а) якщо в процесі експлуатації виявлена розгерметизація зварних стиків чи їх розриви;
б) у разі виникнення наскрізних корозійних дефектів.
1.13. Діяльність ЛЕС газотранспортного підприємства (структурного підрозділу) та спеціалізованих організацій, що виконують ремонтні та будівельно-монтажні роботи на ЛЧМГ, повинна здійснюватись згідно з вимогами Закону України «Про трубопровідний транспорт» та стандартів газотранспортних підприємств.
1.14. ЛЧМГ згідно з графіком у процесі експлуатації підлягає огляду шляхом обходу, обльоту чи об’їзду.
1.15. Позачерговий огляд ділянок ЛЧМГ повинен здійснюватися після стихійного лиха чи інших форс-мажорних обставин, які могли призвести до пошкодження газопроводу і окремих його споруд.
1.16. Результати огляду траси заносяться в спеціальний журнал. Про виявлені розгерметизації чи пошкодження ЛЧМГ, інші порушення негайно інформується начальник ЛЕС, диспетчер та керівник структурного підрозділу, який приймає рішення щодо термінів та способу ліквідації виявлених порушень.
1.17. ЛЕС і диспетчерська служба повинні мати затверджений уповноваженою особою газотранспортного підприємства (структурного підрозділу) порядок повідомлення про аварію, порядок збору аварійної бригади та її виїзду до місця аварії. ЛЕС повинна бути укомплектована автотранспортом, спеціальною технікою, інструментами, приладами, засобами зв’язку та витратними матеріалами за затвердженими нормами.
В газотранспортних підприємствах створюється матеріальний резерв об’єктового рівня, що використовується для запобігання, ліквідації надзвичайних ситуацій техногенного і природного характеру та їх наслідків відповідно до вимог Порядку створення і використання матеріальних резервів для запобігання, ліквідації надзвичайних ситуацій техногенного і природного характеру та їх наслідків, затвердженого постановою Кабінету Міністрів України від 29.03.2001 № 308. Номенклатура, обсяги та норми накопичення резерву об’єктового рівня визначаються уповноваженими особами газотранспортних підприємств.
1.18. У разі виявлення розгерметизації ЛЧМГ небезпечна зона повинна бути негайно відгороджена та позначена знаками безпеки.
1.19. Після отримання повідомлення про виявлення аварійної ситуації диспетчер організовує її локалізацію та ліквідацію згідно з ПЛАС, що розроблений відповідно до вимог НПАОП 0.00-4.33-99.
1.20. Не допускається ліквідація наскрізних дефектів ЛЧМГ шляхом їх підчеканення.
В окремих випадках, на термін, необхідний для підготовки ремонтних робіт з усунення наскрізного дефекту, допускається його тимчасова герметизація шляхом встановлення тимчасових бандажів.
2. Переходи через природні та штучні перешкоди
2.1. Балочні та вантові переходи МГ через штучні та природні перешкоди повинні бути обладнані загорожами, що виключають можливість доступу людей до трубопроводу, та захищені від розмивання і пошкодження.
2.2. Переходи МГ через залізниці і автомобільні дороги усіх категорій підлягають обстеженню не рідше одного разу на квартал із проведенням аналізу проб повітря з витяжної свічки.
2.3. На зсувонебезпечних, заплавних та болотистих ділянках МГ та на ділянках, де опори переходів МГ розташовані в русловій частині рік з сильною течією (зокрема гірських річок), повинно здійснюватися періодичне спостереження за станом ґрунтів, опор і просторовим положенням газопроводу. Вимірювання просторового положення газопроводу та контроль стану його опор повинні виконуватись за графіком щорічно після весняної повені та інших випадків різкого підвищення рівня води у ріках.
2.4. У разі заміни або ремонту окремої опори газопроводу повинна бути встановлена тимчасова опора на відстані не більше ніж 2 м від тієї, яка підлягає заміні (ремонту).
2.5. Важкодоступні ділянки МГ в болотистій та гірській місцевості повинні обстежуватися за графіком з періодичністю, встановленою газотранспортним підприємством, із застосуванням гелікоптерів чи інших літальних апаратів (у разі потреби), приладних методів контролю герметичності газопроводу та його корозійного стану.
2.6. Ділянки МГ, прокладені на опорах, підлягають обстеженню за графіком з періодичністю, що встановлюється газотранспортним підприємством.
2.7. У разі виявлення деформацій опор і підвісок необхідно проконтролювати приладним методом напружений стан газопроводу і у разі виявлення недопустимих напруг — здійснити заходи щодо приведення їх до нормативних значень. До здійснення контролю напружено-деформованого стану МГ повинні залучатися спеціалізовані організації, які мають дозвіл Держгірпромнагляду на виконання відповідних робіт підвищеної небезпеки, отриманий згідно з Порядком видачі дозволів.
2.8. Не дозволяється проїзд транспортних засобів і спецтехніки вздовж траси газопроводу на відстані менше ніж 10 м від опор газопроводу.
2.9. Переїжджати через наземні МГ дозволяється через спеціально влаштовані переїзди, що конструктивно не пов’язані з газопроводом. Допустиме навантаження на конструкцію переїзду повинно бути вказано на спеціальному дорожньому знаку, що встановлюється на переїзді.
2.10. Не дозволяється під час завірюхи або туману і видимості менше ніж 10 м проїзд транспортних засобів і спецтехніки вздовж траси газопроводів (за винятком аварійної техніки ЛЕС в аварійних ситуаціях).
2.11. Дюкерні переходи МГ через судноплавні ріки, озера та інші водні перешкоди з глибиною понад 1,5 м від верхньої твірної труби та шириною водного дзеркала понад 50 м, руслова частина яких забаластована, повинні обстежуватися спеціалізованими організаціями, які отримали дозвіл Держгірпромнагляду на цей вид робіт відповідно до вимог Порядку видачі дозволів. Періодичність обстеження технічного стану таких переходів встановлюється газотранспортним підприємством. Дюкерні переходи через судноплавні ріки обстежуються щорічно.
2.12. Не допускається експлуатація дюкерних переходів із пошкодженням ізоляції, в розмитій траншеї з провисанням газопроводу, із зруйнованою футеровкою та без проектного баластування.
VI. Компресорні станції
1. Загальні вимоги до компресорних станцій
1.1. Основне та допоміжне технологічне обладнання КС повинно відповідати вимогам цих Правил, проектної документації, інших нормативних документів та інструкцій заводів — виробників технологічного обладнання.
1.2. Подальша експлуатація ГПА, їх елементів та технологічних обв’язок КС, що відпрацювали встановлений ресурс, допускається після надання уповноваженою спеціалізованою організацією висновку експертизи щодо продовження експлуатації устатковання з установленими в експлуатаційних документах параметрами або щодо продовження експлуатації устатковання з обмеженням її параметрів та/або на визначений строк згідно з вимогами Порядку проведення огляду, випробування та експертного обстеження (технічного діагностування) машин, механізмів, устатковання підвищеної небезпеки, затвердженого постановою Кабінету Міністрів України від 26.05.2004 № 687 (далі — Порядок проведення огляду).
1.3. Технологічне обладнання і системи КС повинні періодично проходити технічний огляд, технічне діагностування, випробування та технічне обслуговування відповідно до вимог Порядку проведення огляду та чинних стандартів газотранспортного підприємства. Відповідні висновки експертизи додаються до експлуатаційної документації (формуляра, паспорта) технологічного обладнання.
1.4. Компресорне обладнання та технологічні трубопроводи КЦ фарбуються згідно з вимогами ГОСТ 14202-69 «Трубопроводы промышленных предприятий. Опознавательная окраска, предупреждающие знаки и маркировочные щитки» та Технічного регламенту, затвердженого постановою Кабінету Міністрів України від 25.11.2009 № 1262.
1.5. ГПА, компресорні та силові циліндри газомотокомпресорів повинні мати нумерацію. Номер агрегату наноситься на силовій і привідній частинах, а також на стінах будівель з боку технологічної обв’язки та фасаду ГПА.
1.6. Труби відведення продуктів згоряння газотурбінних ГПА, газомотокомпресорів та свічки технологічної обв’язки ГПА повинні бути виведені не менше ніж на 2 м вище верху покрівлі будівлі КЦ і на 1 м вище дефлектора вентиляції. Відстань по горизонталі між вихлопними трубопроводами і дефлекторами повинна бути не менше ніж 6 м.
1.7. На території КЦ, в межах зони обслуговування, поверхні, що мають температуру вище 43 °С, повинні бути теплоізольовані.
1.8. Особи, безпосередньо не зайняті експлуатацією або ремонтом обладнання КС, можуть знаходитися в приміщеннях (укриттях) ГПА, на проммайданчиках КС, станційних комунікаціях та вузлах підключення КС тільки за розпорядженням керівника КС або головного інженера.
1.9. Працівники КС повинні бути забезпечені спеціальним одягом, спеціальним взуттям та іншими ЗІЗ згідно з пунктом 1.11 глави 1 розділу IV цих Правил.
1.10. Пуск ГПА в роботу дозволяється за умови відсутності у машинному залі і галереї нагнітачів (укритті ГПА) сторонніх осіб. Не дозволяється перебування людей в камерах повітряних фільтрів під час пуску і роботи ГПА. Повітрозабірні камери ГПА повинні бути зачинені на замок та опломбовані.
1.11. Пуск в роботу ГПА після ремонту і тривалої (понад 30 діб) зупинки (крім знаходження в резерві) є газонебезпечною роботою та виконується згідно з вимогами глави 3 розділу XIII цих Правил.
1.12. Під час грози не дозволяються пуски і планові зупинки ГПА, переключення на технологічних комунікаціях та на силовому електрообладнанні.
1.13. Не допускається залишати працюючі ГПА, крім повністю автоматизованих, без нагляду працівників КС.
1.14. У разі виявлення витоку газу в КЦ (укритті ГПА) необхідно здійснити аварійну зупинку КЦ (ГПА в укритті), негайно попередити про це працівників, проконтролювати автоматичне включення аварійної вентиляції, вивести з цеху людей та вжити заходів щодо ліквідації витоку.
1.15. Не допускається усунення пропусків на фланцевих з’єднаннях, що знаходяться під тиском.
1.16. Не допускається усунення несправностей на працюючому ГПА, крім випадків, передбачених інструкцією з його експлуатації. У випадку виникнення несправності, що загрожує безпеці працівників чи може призвести до аварійної ситуації, ГПА необхідно негайно зупинити.
1.17. У разі виникнення аварійної ситуації працівники КС зобов’язані діяти згідно з ПЛАС, який розроблено відповідно до вимог НПАОП 0.00-4.33-99.
2. Проммайданчики, будівлі, споруди та приміщення компресорних станцій
2.1. Виробничі майданчики, будівлі, споруди, обладнання і системи КС повинні відповідати проекту. Зміни та відхилення від проектних рішень повинні погоджуватись у встановленому порядку з авторами проекту і вноситись до відповідної проектної та експлуатаційної документації.
2.2. На території КС, де експлуатуються ГПА з газотурбінним приводом, на відстані до 200 м від повітрозабірних камер ГПА не повинно бути джерел пилоутворення (ґрунтових доріг, складування сипучих матеріалів тощо). Територія КС повинна бути озеленена, а відкриті ділянки поблизу повітрозабірних камер повинні бути засіяні газонною травою або заасфальтовані.
2.3. Додатковий контроль повітря робочої зони КС (КЦ) на вміст метану повинен здійснюватися переносними газоаналізаторами згідно з планом-графіком, яким передбачені періодичність та місця відбору проб.
2.4. У приміщеннях КЦ та блочних ГПА не дозволяється установка обладнання, що технологічно не пов’язане з ГПА, та не допускається зберігання витратних матеріалів.
2.5. Під час роботи КЦ не повинен створювати рівні шуму, що перевищують граничнодопустимі норми, встановлені ГОСТ 12.1.003-83 «ССБТ. Шум. Общие требования безопасности» (далі — ГОСТ 12.1.003-83).
2.6. Не дозволяється у будівлі КЦ влаштовувати підвальні та напівпідвальні приміщення.
3. Технологічна обв’язка компресорної станції та вузла підключення компресорної станції до магістральних газопроводів
3.1. На трубопроводах КС повинні бути нанесені стрілки, що вказують напрям руху газу, повітря тощо.
3.2. КС повинні відключатися від МГ на вхідному та вихідному шлейфах запірною арматурою з дистанційним та місцевим управлінням та з ручним дублюючим приводом.
3.3. На вхідному трубопроводі відцентрових нагнітачів протягом початкового періоду експлуатації повинні встановлюватись захисні решітки. Зняття захисних решіток допускається лише з відома УМГ.
3.4. На нагнітальному шлейфі КС повинен бути встановлений зворотний клапан.
3.5. Перекривна та регулююча арматура технологічної обв’язки ГПА, обв’язки паливного та пускового газу ГПА, що виведені в ремонт, повинні бути заблоковані, а саме:
а) відключене живлення імпульсним газом електропневматичних вузлів керування арматурою;
б) відключене силове електроживлення електропривідної арматури;
в) забезпечений технічними засобами видимий розрив у трубних проводках від загальностанційного колектора імпульсного газу до пневмогідроциліндрів приводу;
г) заблоковане ручне керування арматурою;
ґ) встановлені відповідні знаки безпеки і плакати: «Не відкривати!», «Не закривати!»;
д) встановлені силові заглушки на трубопроводах паливного і пускового газу ГПА.
3.6. Не дозволяється застосування на технологічних трубопроводах КС перекривної та регулюючої арматури, що не передбачена проектом.
3.7. Перекривна та регулююча арматура, встановлена на технологічних газопроводах, повинна мати:
а) нумерацію згідно із технологічною схемою;
б) чіткі покажчики відкриття і закриття;
в) покажчик напрямку руху потоку газу.
3.8. Перекривну арматуру (за винятком арматури на байпасах) дозволяється відкривати тільки після вирівнювання тиску газу в прилеглих ділянках газопроводу або за наявності перепаду тиску, що не перевищує величини, вказаної в інструкції з експлуатації заводу-виготовлювача.
3.9. Штурвали (маховики) кранів необхідно повертати плавно, без застосування додаткових важелів. Зусилля під час відкривання (закривання) кранів за допомогою маховиків або ручних насосів не повинно перевищувати величин, вказаних в інструкції з експлуатації заводу—виготовлювача арматури.
3.10. На КС повинні бути плани станційних технологічних комунікацій з точними прив’язками до будівель і споруд проммайданчика КС.
3.11. Товщинометрія ерозійно небезпечних ділянок технологічних комунікацій та вузла підключення КС повинна здійснюватися з періодичністю, встановленою УМГ.
3.12. Після завершення ремонту газопроводів КС необхідно здійснити повний радіографічний контроль зварних з’єднань та провести їх гідравлічне випробування. Якщо гідравлічне випробування неможливе, то якість зварних з’єднань повинна відповідати вимогам до «гарантійних» стиків, зазначеним у пункті 1.31 глави 1 розділу ХІІІ цих Правил.
4. Технологічні установки очищення газу
4.1. Експертне обстеження технологічного обладнання УОГ (пилоуловлювачів, фільтрів-сепараторів, дренажних ємностей, тощо) повинно виконуватися згідно з вимогами Порядку проведення огляду та інших чинних нормативно-правових актів з охорони праці.
4.2. УОГ обладнуються системами автоматичного дренування рідини та контролю рівня рідини в апаратах.
Допускається експлуатація ємнісних технологічних апаратів УОГ з незадіяною проектною системою автоматичного дренування рідини у разі, якщо рідина в МГ постійно відсутня.
Контроль рівня рідини в апараті здійснюється щозмінно візуальним контролем по рівнемірному склу або шляхом ручної продувки рівнемірних пристроїв з відповідним записом в оперативному журналі змінного інженера КС.
4.3. Допускається скидання газу з конденсатозбірника в атмосферу через свічку. Свічка повинна бути обладнана вогнеперегороджаючим клапаном та захищена від атмосферних опадів.
4.4. Електроустатковання для відкачування газоконденсату з дренажних ємностей повинно бути у вибухозахищеному виконанні.
4.5. Для наливання газоконденсату в автоцистерни повинні бути виділені спеціальні стоянки на безпечній відстані від місць, які є джерелами відкритого вогню, або місць проведення вогневих робіт.
4.6. Зливання газоконденсату з дренажної ємності здійснюється у спеціальні автоцистерни для легких нафтопродуктів, які обладнані заземлювальними пристроями, засобами пожежогасіння (вогнегасники, пісочниці з сухим піском) та іскрогасниками.
4.7. Не допускається наливання газоконденсату в автоцистерни з несправним електрообладнанням, що іскрить.
4.8. Під час наливання газоконденсату двигун автомобіля повинен бути заглушений. Корпус цистерни, рукав для газоконденсату і його металевий наконечник повинні бути заземлені. Наконечник рукава повинен бути опущений до дна цистерни на відстань не більше ніж 200 мм.
4.9. Не дозволяється паління поблизу автоцистерни або в її кабіні.
4.10. У разі розливання газоконденсату на землю необхідно запобігати його спалахуванню. Забруднений конденсатом ґрунт необхідно обробити нейтралізатором і вивезти з території КС.
5. Технологічні установки охолодження газу
5.1. Не допускається експлуатація АПО газу з негерметичними трубними пучками та лобовими кришками.
5.2. Температура газу на виході з УОГ не повинна перевищувати допустиму проектну.
5.3. Майданчики для обслуговування трубних пучків АПО повинні обладнуватися перильною огорожею та стаціонарними драбинами.
5.4. Вентилятори АПО повинні обладнуватися захисними решітками.
6. Технологічні установки підготовки паливного, пускового та імпульсного газу
6.1. Основне та допоміжне технологічне обладнання установок підготовки паливного, пускового та імпульсного газу повинно відповідати вимогам цих Правил, проектної документації, нормативних документів та інструкцій заводів — виробників технологічного обладнання.
6.2. Колектор пускового газу до ГПА в період між пусками агрегату повинен бути відключений.
6.3. Якість імпульсного газу повинна відповідати встановленим вимогам та контролюватись не рідше одного разу на три доби на виході із установки осушення газу. Результати контролю фіксуються в оперативному журналі змінного інженера КС, форма якого затверджена відповідним стандартом газотранспортного підприємства.
6.4. На час ремонту газотурбінних ГПА на трубопроводи паливного та пускового газу на вході в агрегати повинні бути встановлені силові заглушки. Встановлення заглушок фіксується в оперативному журналі змінного інженера КС.
7. Системи безпеки компресорних станцій та газоперекачувальних агрегатів
7.1. КС можуть бути обладнані такими системами та засобами безпеки:
а) системою автоматичного газовиявлення;
б) системою автоматичного пожежогасіння;
в) системою антипомпажного захисту (регулювання);
г) системою аварійної зупинки КС;
ґ) системою захисту від перевищення температури газу на виході КС;
д) системою захисту від перевищення тиску газу в нагнітальному шлейфі КС;
е) системою захисту від зниження тиску газу на вході КС;
є) системою автоматичного захисту КЦ від зниження тиску паливного газу;
ж) аварійним енергозабезпеченням;
з) аварійним освітленням;
и) світловою та звуковою аварійною сигналізацією;
і) системою протипожежного водопостачання (зовнішнього і внутрішнього);
ї) системою пожежної сигналізації.
7.2. КС повинні обладнуватися лише тими системами та засобами безпеки, які передбачені проектом.
7.3. Не допускається експлуатація технологічного обладнання КС з незадіяними чи непрацездатними системами та засобами безпеки, що передбачені проектом.
7.4. Працездатність систем та засобів безпеки КС перевіряється згідно з інструкцією заводу-виробника та інструкціями з їх обслуговування у терміни, встановлені УМГ.