Глава втора. ИЗИСКВАНИЯ КЪМ УСТРОЙСТВОТО НА ПРЕНОСНАТА МРЕЖА

Раздел II. Устройство на преносните газопроводи

1. клас 1 е всеки газопроводен участък, разположен в територията по ал. 1, на която са разположени 10 или по-малко жилищни сгради;

2. клас 2 е всеки газопроводен участък, разположен в територията по ал. 1, на която са разположени над 10 до 45 жилищни сгради;

3. клас 3 е:

а) всеки газопроводен участък, разположен в територията по ал. 1, на която са разположени над 45 жилищни сгради;

б) всеки газопроводен участък, който се намира в район, в който преносният газопровод е разположен на разстояние не по-малко от 100 m от сграда или малка, самостоятелно обособена зона за събиране на хора (детска площадка, зона за отдих, открит театър или друго място за обществени събирания), която е заемана от 20 или повече лица най-малко 5 дни в седмицата за 10 седмици на всеки 12-месечен период, като не е необходимо седмиците да са последователни;

4. клас 4 е всеки газопроводен участък, разположен в територия, на която е разположено 4- и повече етажно жилищно застрояване.

(2) При определяне броя на жилищните сгради по ал. 1, т. 1 - 3 всяко самостоятелно жилище в жилищна сграда се приема за отделна жилищна сграда.

(3) Дължините на зоните от клас 2, 3 и 4 се определят при спазване на следните изисквания:

1. зоната на газопроводи клас 4 трябва да завършва на 200 m след най-крайната 4- или повече етажна сграда;

2. зоната на газопроводи клас 2 или клас 3 трябва да завършва на 200 m след най-крайната жилищна сграда на застроената жилищна територия.

(4) Разстоянията по ал. 1 се отнасят и за компресорните станции (КС), газорегулиращите станции (ГРС) и другите съоръжения на преносната мрежа. Минималните отстояния от преносни газопроводи, работещи с коефициент на проектиране, ненадвишаващ F=0,72, до сгради се определят съгласно приложение № 1.

1. коефициентът на проектиране F се определя, както следва:

а) за клас 1 - F = 0,72;

б) за клас 2 - F = 0,6;

в) за клас 3 - F = 0,5;

г) за клас 4 - F = 0,4;

2. коефициентът на проектиране F = 0,6 или по-малко се прилага за стоманени преносни газопроводи клас 1 при:

а) преминаване през блата;

б) пресичане с железопътни линии;

в) пресичане с автомагистрали и пътища I, II и III клас;

г) пресичане с въздушни електропроводи високо напрежение;

д) връзка на газопроводи с газови съоръжения чрез кранове, колена, тройници и сепаратори, когато дължината на стоманените тръби от двете страни на съоръжението е не по-малка от 10 m;

3. коефициентът на проектиране F = 0,5 или по-малък се прилага за участъци клас 2, при които газопроводът пресича път без кожух;

4. коефициентът на проектиране F = 0,5 или по-малък се прилага за газопроводи клас 1 или клас 2 от:

а) стоманени тръби в компресорни станции, газорегулиращи станции (ГРС), автоматични газорегулиращи станции (АГРС) и газоизмервателни станции (ГИС);

б) стоманени тръби, намиращи се по платформи за добив на природен газ в открито море.

(2) Тръбите на преносните газопроводи трябва да са с дебелина на стената, достатъчна за поемане на вътрешното налягане на газа и очакваните външни налягания и натоварвания, на които ще бъде подложен газопроводът по време на неговата експлоатация.

(3) Преносните газопроводи в зависимост от експлоатационните условия се проверяват за поемане на усилията от:

1. вътрешното налягане;

2. анкерирането или засипването на газопровода и натоварването на пътното движение;

3. налягането по време на изпитването на газопровода и натоварванията от масата на водата;

4. врязванията за монтаж на елементи на газопровода, когато тръбата е под налягане;

5. изтласкващата сила срещу изплуване на газопровода;

6. натоварването от вълни, лед, обледяване, сняг и вятър;

7. слягането от минни разработки;

8. набъбването на почвата поради замръзване;

9. натоварването от свлачищни процеси;

10. сеизмичното натоварване за съответния район;

11. натоварването от предвиждащи се насипи, диги и други подобни;

12. топлинното разширение;

13. ерозията на почвата.

(2) Разстоянията между крановите възли се определят в зависимост от земетръсната зона, работното налягане, диаметъра на газопровода, времето, което е необходимо за достигане до мястото на крановия възел, необходимостта на крановете за производствени цели, местоположението на най-близкото газопроводно отклонение и наличието на други съществуващи кранове, като разстоянието между крановите възли не може да е по-голямо от 30 кm.

(3) Крановете на спирателните възли трябва:

1. да затварят автоматично при увеличаване над допустимата проектна скорост на пада на налягането или над допустимата проектна разлика в налягането на природния газ преди и след крана;

2. да са свързани със сигнал с компресорните станции.

(4) Спирателни възли се монтират допълнително в следните случаи:

1. в началото на всяко отклонение от преносния газопровод;

2. на преносни газопроводи на разстояние до 500 m до компресорните станции и ГРС;

3. на двата бряга на водни прегради при пресичането им от газопровод, към който е изграден резервен газопровод.

(5) Спирателната арматура с условен диаметър, равен или по-голям от 400 mm, трябва да е с пневматично, хидравлично или електрическо задвижване. Тя се монтира върху фундамент, поставен върху уплътнена основа, като се изолира от фундамента.

(6) Газопроводите и спирателните възли, намиращи се под налягане - байпаси, продухващи линии и връзки, се изработват подземно с кранове за безшахтов монтаж. Задължително се осигурява достъп само до механизма за задвижване на спирателната арматура.

Чл. 18. (1) На преносните газопроводи трябва да се предвидят възли за пускане и приемане на очистващи, разделителни и диагностиращи устройства.

(2) Газопроводът в границите на един участък за почистване трябва да е с постоянен вътрешен диаметър и равнопроходна спирателна арматура без изпъкващи навътре в газопровода възли и детайли.

(3) Газопроводите и възлите за пускане и приемане на очистващите устройства трябва да са снабдени със сигнални уредби, които регистрират преминаването на очистващото устройство.

Чл. 19. (1) На двата края на участъка от газопровода между спирателните възли се монтират свещи за продухване и изпразване на разстояния не по-малки от 15 m от спирателната арматура.

(2) Диаметрите на свещите за продухване и изпразване се определят от условието газът в участъка от газопровода между две спирателни арматури да се изпразва за 1,5 до 2 h.

(2) Към газопроводите се инсталират контролно-измервателни колонки за измерване и контролиране на стационарния, общия поляризационен и поляризационния защитен физикохимичен потенциал (без IR).

(2) Антикорозионните покрития на подземните газопроводи и съоръжения трябва да са със:

1. механична якост, която осигурява запазване на покритието по време на монтажа (при превозване и полагане на тръбите в изкопите) и от натоварването на почвата при експлоатацията на газопровода;

2. пластичност, която осигурява поемане на деформациите при въздействието на ниски или високи температури при извършване на монтажа и в процеса на експлоатация;

3. добра адхезия към метала;

4. изолация срещу провеждане на електрически ток;

5. устойчивост на биологични въздействия.

Чл. 23. Качеството на нанесеното изолационно покритие се проверява и документира съгласно техническата документация и/или инструкциите на производителя на покритието.
Чл. 24. Пускането в действие на електрохимичната защита трябва да се извършва преди предаването на газопроводите в експлоатация, но не по-късно от 6 месеца от полагането й в изкопа, независимо дали е монтиран целият газопровод.

Чл. 25. (1) Електрохимично защитената част на газопровода трябва да е галванически непрекъсната.

(2) Електрохимичната защита се осъществява чрез системата "катод - анод", свързана с източник на постоянен ток (катодна станция).

(2) Електрохимичната защита осигурява защита и срещу въздействията от намиращите се в близост кабели за високо напрежение.

(3) Системата за електрохимичната защита и тръбите трябва да се полагат така, че да не оказват вредно въздействие върху съседните подземни метални съоръжения.

Чл. 27. След извършване на поляризацията на газопровода трябва да се извърши изпитване за установяване ефективността на системата за електрохимична защита.

Раздел III. Устройство на технологичната далекосъобщителна мрежа на преносните газопроводи

Раздел IV. Изисквания към разполагането на преносните газопроводи

Чл. 30. Преносните газопроводи се разполагат спрямо подземните и надземните проводи на другите мрежи на техническата инфраструктура в съответствие с действащите нормативни актове и по начин, който не препятства тяхното обслужване.
Чл. 31. (1) Трасето на преносните газопроводи се означава с метални или стоманобетонни стълбове (репери) на всички чупки на газопровода, показващи промяна на неговата посока, и на разстояния, осигуряващи пряка видимост един от друг.

(2) Стълбовете по ал. 1 са с височина най-малко 1,5 m и са оцветени на равни разстояния с хоризонтални черни и жълти ивици, като стълбовете се поставят на 2,5 m от оста на газопровода с указана посока към него.

(3) Преносното предприятие поставя надписи и знаци, указващи за газо-, взриво- и пожароопасност и съдържащи данни за оператора на компресорните станции и другите надземни съоръжения на преносната мрежа и на съоръженията по технологичната далекосъобщителна мрежа.

Чл. 32. Трасето на технологичната далекосъобщителна мрежа на преносната мрежа, както и подземните шахти и другите съоръжения към него се означават с метални или стоманобетонни стълбове с височина най-малко 1,5 m над терена на разстояния, осигуряващи пряка видимост един от друг и оцветени в жълто с червена шапка.
Чл. 33. (1) (Изм. - ДВ, бр. 93 от 2006 г., изм. - ДВ, бр. 79 от 2008 г., в сила от 09.09.2008 г.) При пресичане на подземни преносни газопроводи от пътища Национална агенция "Пътна инфраструктура" - за републиканските пътища, общинските администрации - за общинските пътища, и собствениците на частните пътища поставят пътни знаци с допълнителни табели съгласно Закона за движението по пътищата в местата, където газопроводът се пресича от пътищата, на разстояние 150 m от оста на газопровода в двете направления на пътя.

(2) При пресичане на подземни преносни газопроводи от железопътни линии Изпълнителна агенция "Железопътна инфраструктура" осигурява поставянето на разстояние 800 m от двете страни от оста на газопровода в двете направления на железопътната линия табела с надпис "Внимание! Газопровод с високо налягане!" или друг знак, съответстващ на изискванията за експлоатация на железопътните линии.

Чл. 34. (1) Минималната дълбочина на полагане на подземните преносни газопроводи и кожусите, мерена до горната образуваща на тръбата, е 0,8 m.

(2) Увеличена дълбочина на полагане трябва да се прилага в следните случаи:

1. при диаметър на тръбопровода, по-голям от 1000 mm.

2. при ситуации, при които може да възникне опасност от разместване вследствие на замръзване;

3. в зони, в които селскостопански дейности изискват по-голяма дълбочина;

4. в зони, подлежащи на ерозия.

Чл. 35. Допуска се надземно полагане на преносни газопроводи в планински и блатисти местности при преходи през естествени и изкуствени препятствия и в случаите на:

1. невъзможност за подземен монтаж;

2. при доказана техническа и/или експлоатационна целесъобразност.

Чл. 36. (1) При надземно полагане на преносни газопроводи се осигурява компенсиране на надлъжното им преместване (линейното удължаване). Независимо от способа за компенсиране на надлъжното преместване на газопроводите се поставят колена с радиус не по-малък от 5 пъти диаметъра на газопровода, които да допускат преминаване на съоръженията за почистване на газопровода.

(2) При надземните преносни газопроводи и преходите на газопроводите през естествени и изкуствени препятствия носещата способност се осигурява от тръбата на газопровода. Разстоянието между поддържащите газопровода опори се определя в зависимост от конструкцията на прехода.

Чл. 37. В местата на надземните преносни газопроводи, определени за монтаж на газопроводна арматура, се осигуряват стационарни площадки за обслужване и складиране на необходимите за обслужването материали.
Чл. 38. От двете страни на надземните участъци на преносните газопроводи се поставят предупредителни табели с наименованието на преносното предприятие.
Чл. 39. (1) При преход на преносни газопроводи през река направлението на преминаване се избира на праволинейни, устойчиви на водното течение участъци от течението на реката с полегати неразмивани брегове и при минимална широчина на заливаната от високите води крайбрежна ивица. Трасето се определя при отчитане на резултатите от хидрогеоложките и хидроложките проучвания и предварително необходимите корекции на реката.

(2) Подводното преминаване на газопровода трябва да е перпендикулярно на динамичната ос на течението на реката, като се допуска ъгълът на преминаване да се намали до 60 °.

(3) Не се допуска подводно преминаване на газопроводи през бързеи.

(4) Проектната кота на горната образуваща на газопровода при подводно преминаване на реки се определя с 0,5 m по-ниско от прогнозирания граничен профил на размиване на коритото на реката за 25 години от полагането на газопровода, но не по-малко от 1 m под котата на дъното на водния обект по време на полагането на преносния газопровод.

(5) Когато при пресичане на водни прегради леглото на газопровода е от скални почви, разстоянието от горната образуваща на засипания газопровод до котата на дъното на водния обект трябва да е най-малко 0,5 m.

(6) При пресичане на водни обекти с голяма широчина и дълбочина се допуска полагането на газопровода по дъното на водния обект. Ако водният обект е плавателен, се предвиждат подходящи мерки срещу повреди на газопровода от котвите на плавателните съдове и други дънни устройства.

(7) Участъците на преносния газопровод, положени под водни обекти или по тяхното дъно, се осигуряват срещу изплуване.

(8) За потопените под вода газопроводни участъци трябва:

1. да се определи и маркира контролна зона по дължината на подводното трасе;

2. да се увеличи честотата на проверките на газопровода;

3. да се осигури защита срещу намеса на трети лица.

Чл. 40. (1) При преминаване на преносен газопровод през водни прегради със средна широчина над 75 m трябва да има резервен газопровод.

(2) Минималното разстояние между осите на газопроводи, полагани под дъното на водни прегради със средна широчина над 75 m, е не по-малко от 30 m за газопроводи с номинален диаметър до 1000 mm включително и не по-малко от 50 m за газопроводи с номинален диаметър над 1000 mm.

(3) При преминаване през блата и блатисти местности преносните газопроводи се полагат подземно и с минимален брой хоризонтални колена.

Чл. 41. (1) Пресичането на преносни газопроводи с железопътни линии и пътища се извършва в места, където те преминават върху насип или са на нивото на терена.

(2) Ъгълът на пресичане на газопроводите с железопътна линия или път трябва да е от 90° до 60°.

(3) Не се допуска полагане на преносни газопроводи:

1. в насип под железопътни линии и пътища;

2. под стрелки и кръстовища на железопътни линии.

Чл. 42. (1) Пресичането на участъци от преносни газопроводи с железопътни линии, автомагистрали и пътища от I до III клас включително се извършва в защитен кожух от стоманена тръба, диаметърът на която е най-малко с 200 mm по-голям от номиналния диаметър на газопровода.

(2) Краищата на защитния кожух на газопроводите по ал. 1 се извеждат на разстояние най-малко:

1. на 25 m от оста на крайния коловоз на железопътни линии от железопътната инфраструктура;

2. на 15 m от оста на промишлени железопътни клонове;

3. на 10 m от ръба на пътното платно, но на не по-малко от 2 m от основата на насипа.

(3) Краищата на защитните кожуси на газопроводите се уплътняват за осигуряване херметичност на междутръбното пространство.

Чл. 43. (1) На по-високия край на защитния кожух на газопровода се монтира вентилационна свещ (тръба) на хоризонтално разстояние:

1. най-малко 40 m от оста на крайния коловоз на железопътни линии от железопътната инфраструктура;

2. най-малко 25 m от оста на железопътни линии на промишлени железопътни клонове и от основата на насипа на автомобилен път.

(2) Вентилационните свещи по ал. 1 се извеждат най-малко на 5 m над нивото на терена.

(3) При разполагане на основата на вентилационната тръба на защитния кожух по-ниско от кота глава релса на железопътната линия или от банкета на пътя разстоянията по ал. 1 се увеличават с 5 m за всеки метър превишение на кота релса или банкета на пътя над основата на свещта.

Чл. 44. (1) Дълбочината на полагането при преминаване на преносни газопроводи под железопътна линия трябва да е най-малко 2 m, измерена от основата на релсата до горната образуваща на защитния кожух, и най-малко 0,5 m от дъното на отводнителните канавки или дренажи.

(2) Дълбочината на полагането при преминаване на преносни газопроводи под автомобилен път трябва да е най-малко 1,4 m, измерена от нивото на пътната настилка до горната образуваща на защитния кожух, и най-малко 0,4 m под дъното на отводнителните канавки или дренажи.

Чл. 45. Изискванията към строителните конструкции и елементи, свързани с полагането на подземните и надземните преносни газопроводи, се определят с наредбата по чл. 200, ал. 2 ЗЕ.

Раздел V. Изисквания към монтажа на преносните газопроводи

Чл. 46. При монтажа на преносните газопроводи не се допуска проникване на течности и механични замърсявания в газопровода.
Чл. 47. Всеки заварчик поставя щемпел с номер или шифър на разстояние от 30 до 50 mm от всеки заварен от него шев на металните газопроводи и съоръжения.
Чл. 48. По време на повдигане и спускане на участъците от газопровода в траншеята се вземат мерки срещу получаване на недопустими напрежения в тръбния участък, като след спускането газопроводът не трябва да остава в напрегнато състояние.
Чл. 49. (1) Пълното или частичното обратно засипване на газопроводите, включително уплътняването на насипа, се извършва веднага след полагането му с оглед осигуряване на защита срещу повреди на газопровода и на неговата изолация.

(2) При преминаване през скалисти участъци трябва да се предвиди обратно засипване от меки почви (без скални късове и хумусни почви) или с пясък.

Чл. 50. (1) Покритието на заваръчните съединения и на неизолираните части на тръбите се извършва по технологии, които осигуряват защита на газопровода.

(2) За полагане на покрития при полеви условия се използват материали, които могат да приемат геометрията на арматурите.

(3) Качеството и покритието на връзките (съединенията) се проверяват за съответствие със специфицираните им характеристики.

Раздел VI. Компресорни станции

Чл. 51. (1) Компресорните станции към преносните мрежи са предназначени за повишаване на налягането с цел транспортиране на газа в преносната мрежа.

(2) Компресорните станции са взривоопасни съоръжения с ограничен достъп за посещения и работа.

Чл. 52. (1) Компресорните станции трябва да отговарят на следните изисквания:

1. фундаментите на компресорните агрегати да са отделени от конструкцията на сградата (основи, стени, покривни конструкции и др.) и да са осигурени срещу предаване чрез тях на вибрации на строителните конструкции, машините и газопроводите;

2. газопроводите, свързани към машините, да са закрепени еластично към конструкцията на сградата и да са с подходящи компенсиращи устройства.

(2) На смукателните газопроводи в непосредствена близост до компресорите се монтират филтри и утайници, които не допускат проникване на замърсяване и чужди тела в компресорите. Събраните течни или полутечни отпадъчни продукти се отвеждат чрез тръбопроводи на безопасно място извън сградата на компресора.

(3) Основното и спомагателното технологично оборудване, свързано с повишаване налягането на газа, се монтира в производствената зона на компресорната станция.

(4) За изключване на компресорната станция от преносния газопровод се монтират спирателни съоръжения с дистанционно управление.

(5) На всеки нагнетателен газопровод се монтира обратен клапан.

(6) На входящия и изходящия газопровод на компресорната станция се монтира устройство за изпускане на газа на разстояние, осигуряващо безопасни условия за разсейването му.

Чл. 53. Компресорните агрегати, които при работата си могат да създадат по-високо от максималното работно налягане на свързаните с тях съдове и газопроводи, се съоръжават с предпазни клапани. Предпазните клапани трябва да са оразмерени по подходящ начин и да не допускат повишаването на налягането с повече от 10 на сто от максималното работно налягане на свързаните с компресора съоръжения.
Чл. 54. Компресорните агрегати се съоръжават с автоматична защита, която не допуска работата им при:

1. намаляване на налягането в смукателния газопровод под минимално допустимото - при центробежни компресори;

2. повишаване на налягането след компресора над максимално допустимото;

3. намаляване на налягането в охлаждащата система под минимално допустимото;

4. намаляване на налягането под допустимото в маслената система;

5. повишаване на температурата на газа над допустимата.

Чл. 55. Компресорните станции се съоръжават с аварийна система за изключване, която:

1. е в състояние да изолира компресорната станция от газопровода и да изпусне газа от газопроводите на територията на компресорната станция;

2. осигурява изпускане на газа на място, което не създава опасност;

3. осигурява възможност за изключване на компресорите и електрическите уредби;

4. се управлява най-малко от две места, като едното от тях е извън газоопасната зона.

Чл. 56. Компресорните станции с бутални компресори се съоръжават с предпазно устройство, което трябва да гарантира, че максималното допустимо налягане не превишава работното налягане с повече от 10 на сто.
Чл. 57. В компресорни станции с бутални компресори смукателните и нагнетателните колектори се полагат надземно.
Чл. 58. Газопроводите на територията на компресорните станции трябва да отговарят на изискванията на раздел II.
Чл. 59. Изискванията към сградата и помещенията на КС се определят с наредбата по чл. 200, ал. 2 ЗЕ.

Раздел VII. Газорегулиращи станции

Чл. 60. (1) Газорегулиращите станции са взривоопасни съоръжения за регулиране налягането на газа при постъпването му от преносната мрежа в разпределителните мрежи.

(2) В ГРС се предвиждат съоръжения за филтриране, търговско мерене и поддържане температурата на газа в граници, осигуряващи нормална работа на регулаторите на налягане през есенно-зимния период.

(3) Газорегулиращите станции със своите регулиращи линии трябва да осигуряват нормална работа на отделните консуматори.

Чл. 61. Газорегулиращите станции може да се монтират на открито или в закрити помещения.
Чл. 62. Според степента на автоматизация ГРС са:

1. газорегулиращи станции с обслужващ персонал;

2. автоматични газорегулиращи станции.

Чл. 63. (1) Газорегулиращите станции трябва да са съоръжени със:

1. спирателна арматура на входа и на изхода;

2. филтри за очистване на газа;

3. предпазно-отсекателен клапан за високо и ниско налягане пред регулатора на налягане, сработващ, когато налягането след регулатора на налягане превиши стойността на временното работно налягане или спадне с повече от 30 на сто от работното налягане; клапанът се комплектува с уред, сигнализиращ при сработването му, като отварянето на сработил клапан не трябва да може да се извършва автоматично;

4. регулатори на налягане, осигуряващи поддържане на зададеното работно налягане след него в граници от 80 на сто от работното налягане до максималното работно налягане (MOP);

5. предпазно изхвърлящ клапан от страната с ниско налягане с автоматично възстановяване, който сработва, когато налягането след регулатора превиши максималното работно налягане; пропускателната способност на клапана трябва да е най-малко 1 на сто от тази на регулиращата линия, в която е вграден;

6. системи за измерване на природния газ с осигурен байпас на входния край на системата за плавното й запълване с газ и възможност за лесно монтиране на байпасна линия на измервателния прибор;

7. уреди на байпасната връзка за измерване на налягането и температурата на газа на входа и на изхода;

8. изпускателни газопроводи, като не се допуска обединяване на изпускателни газопроводи с различно налягане на газа в тях;

9. изолиращи фланци на входа и изхода на ГРС;

10. байпас вход - изход, върху който се монтират последователно спирателен кран, предпазно-затварящ клапан, ръчен регулиращ кран с пропускателна способност при дадените входно и изходно налягане не по-голяма от тази на станцията и предпазно-изхвърлящ клапан с пропускателна способност, равна на тази на регулиращия кран;

11. газоподгревателна система, осигуряваща температура на газа след подгревателя най-малко 3 °С;

12. електрическо оборудване във взривобезопасно изпълнение;

13. средства за измерване и/или следене на налягането, монтирани преди и след регулатора.

(2) Когато в ГРС е изграден изход на преносна или разпределителна линия до пряк потребител, преди началото на изхода се монтира одорираща инсталация. Не се предвижда одориране на газа в случаите, посочени в чл. 293.

(3) Когато ГРС е с две или повече автоматични регулиращи линии, всяка от които има пропускателна способност, по-голяма от предписаната на станцията, байпас вход - изход съгласно ал. 1, т. 10 не се предвижда.

Чл. 64. Изискванията към сградата, съответно към навеса за разполагане на ГРС и АГРС, се определят с наредбата по чл. 200, ал. 2 ЗЕ.

Раздел VIII. Газоизмервателни станции

Чл. 65. Газоизмервателните станции (ГИС) са съоръжения за измерване количеството на преминалия природен газ, които се монтират в близост до или на газопроводите от преносната мрежа.
Чл. 66. Газоизмервателните станции се изграждат надземно.
Чл. 67. Оборудването на ГИС включва:

1. входящ и изходящ кран;

2. филтър;

3. измервателен уред за количеството преминал газ с корекция по температура и налягане;

4. показващи манометър и термометър;

5. възможност за лесно монтиране на байпасираща измервателния уред линия.

Чл. 68. Изискванията към сградата на ГИС се определят с наредбата по чл. 200, ал. 2 ЗЕ.

Раздел IX. Изисквания към устройството на подземните газохранилища, изградени на базата на изтощени газови и нефтени находища

Чл. 69. Подземното газохранилище трябва да е в състояние да регулира потреблението на природен газ, а при необходимост - да съхранява резервен (стратегически) и/или оперативен резерв от природен газ.
Чл. 70. (1) В зависимост от формата на залежа ПГХ са пластови и масивни.

(2) В зависимост от наличието на изолирани един от друг пластове (колектори) ПГХ са еднопластови и многопластови.

(3) В зависимост от проявата на пластовата енергия ПГХ са:

1. газохранилища с газов режим - когато отклонението от газовия режим не превишава 10 на сто;

2. газохранилища с водонапорен режим - когато отклонението от газовия режим превишава 10 на сто;

3. газохранилища със смесен режим.

Чл. 71. Устройството и експлоатацията на ПГХ трябва да осигуряват дълговременното му използване по предназначение при спазване на следните принципни условия:

1. установяване на адекватно проучване и опознаване на геоложката обстановка;

2. придобиване на съответната информация за характеристиката на параметрите, необходими за изграждане и експлоатация на газохранилището;

3. предоставяне на доказателства, че газохранилището е изградено да се експлоатира за продължителен период чрез съчетаване на хидравлична, техническа и технологична целесъобразност;

4. удовлетворяване на нормите за качество на околната среда.

Чл. 72. (1) Технологичните схеми за изграждане и експлоатация на ПГХ се определят в зависимост от данните на геолого-промишлената документация за експлоатацията на находището, като се оценяват:

1. остатъчните запаси от газ, нефт и кондензат;

2. техническото състояние и възможност за използване на съществуващите сондажи и експлоатационно оборудване.

(2) Необходимо е наличните данни от търсещо-проучвателните работи и от експлоатацията на находището да съдържат обем и качество информация, достатъчна за:

1. пространственото очертаване на капана, в който ще се съхранява природният газ;

2. характеризиране на резервоара на ПГХ чрез структурни карти, карти на равните дебелини, литофациални и при необходимост други карти, показващи специфични геоложки и петрофизични особености на пластовете, изграждащи резервоара;

3. идентифициране и характеристика на разломите, включително определяне на техните екраниращи способности, в случай че играят ограничаваща роля за капана;

4. определяне на екраниращите способности на скалите, литоложката характеристика на резервоара, пространствената характеристика на порестостта, проницаемостта, капилярните свойства и наситеността;

5. определяне на водогазовия контакт (газонефтения и водонефтения контакт, когато изходната наситеност съдържа нефт);

6. определяне режима на работа;

7. определяне продуктивността на сондажите;

8. физична и химическа характеристика на остатъчните въглеводороди и пластовите води, както и на природния газ, който ще бъде нагнетяван в газохранилището;

9. характеристика на пластовите температури и налягания.

(3) При недостатъчна изученост на находището и недостатъчна изходна информация се извършват допълнително проучване на находището и допълнително изследване на съществуващия фонд от сондажи.

Чл. 73. (1) Технологичната схема за изграждане и експлоатация на ПГХ трябва да е съобразена с проведено резервоарно симулиране с професионален сертифициран симулатор, както и със съответно симулиране работата на надземните съоръжения.

(2) С технологичната схема за изграждане и експлоатация на ПГХ се определят и обосновават:

1. обемите на активен и буферен газ и техните гранични стойности, максималният контур на разпространение на газонаситената зона, темповете на нагнетяване и добив на газ (включително по сондажи), количеството на сондажите и техният тип и други технологични показатели, позволяващи приемливи варианти за експлоатация;

2. изборът на вариант на изграждане и експлоатация, когато се предвижда експлоатацията да започне преди окончателното просондиране и въвеждане на сондажите и част от надземното оборудване;

3. обемът и последователността на изследователските и други видове работи за уточняване на технологичните показатели на ПГХ;

4. системата за контрол на експлоатацията на ПГХ.

Чл. 74. (1) Когато след изграждането на ПГХ и съответния период на експлоатация се получат несъответствия на фактически и проектни параметри, залегнали в технологичната схема, схемата се допълва и изменя, като при установяване на принципни разлики се създава нова технологична схема за експлоатация.

(2) Алинея 1 се прилага и когато е необходимо разширение на ПГХ, прилагане на нови технологии, оборудване и устройства, подмяна на оборудване или поради други причини, които могат да променят съществено съществуващата технологична схема.

Чл. 75. Надземното оборудване на сондажите включва:

1. колонна глава;

2. фонтанна арматура;

3. тройник за изпитване на сондажите;

4. събирателен газопровод (шлейф) с автоматично или ръчно контролирани кранове за безопасност и пулт за управление;

5. устройство за измерване на налягането и температурата в страничните изводи на фонтанната елха;

6. устройство за нагнетяване на инхибитори на хидратообразуването и/или корозията;

7. площадка за обслужване на фонтанната арматура, ограждение, предупреждаващи и указващи знаци.

Чл. 76. (1) Колонните глави трябва да осигурят надеждно окачване на обсадните колони, както и херметизиране и контролиране на налягането в извънтръбното пространство на сондажа.

(2) Типът, конструкцията и работното налягане на използваните колонни глави трябва да отговарят на изискванията на съответния стандарт за максималното работно налягане на добив и нагнетяване на газа.

Чл. 77. Фонтанната арматура на сондажите трябва да е оразмерена за очакваното работно налягане.
Чл. 78. Колонните глави и фонтанните арматури се изпитват хидравлично, както следва:

1. новите и ремонтираните преди монтиране - на паспортното им работно налягане;

2. след монтиране на сондажа - на налягане с коефициент 1,1 по-голямо от максималните му стойности.

Чл. 79. Подземното оборудване на сондажите включва:

1. помпено-компресорни тръби;

2. експлоатационен пакер;

3. подземно оборудване за безопасност.

Чл. 80. (1) Конструкцията на подземното оборудване се определя от изискванията за осигуряване на:

1. изолиране на експлоатационните колони в сондажите от работната среда в помпено-компресорните тръби;

2. нормална експлоатация на сондажите при проектните технологични режими на нагнетяване и добив на газ;

3. безпрепятствено извършване на технологичните операции за усвояване, изпитване и ремонт на сондажите и на интензификационните работи;

4. безпрепятствено провеждане на геофизични изследвания в процеса на експлоатация;

5. нагнетяване на инхибитор на хидратообразуването и/или корозията през извънтръбното пространство в експлоатационния лифт, а при необходимост - и на забоя на сондажа;

6. извършване на профилактични и изследователски работи;

7. възможност за затваряне на експлоатационния лифт и предотвратяване на свободно фонтаниране в случаи на повреди и разрушаване на колонната глава, фонтанната арматура и/или помпено-компресорните тръби.

(2) Помпено-компресорните тръби трябва да са газохерметични.

Чл. 81. (1) В периода на усвояване на новите сондажи и извършване на интензификационните работи се допуска използване на непълен технологичен комплект подземно оборудване при осигуряване на мерки за безопасност.

(2) При спускане на помпено-компресорни тръби да се осигурява затягане с изискваните въртящи моменти на резбовите съединения и използване на подходящи смазки.

Чл. 82. Изискванията към прокарването на сондажите, конструкцията на сондажите и към извършване на сондирането се определят с наредбата по чл. 200, ал. 2 ЗЕ.

Каталог: files -> documents
documents -> Наредба №36 от 30 ноември 2005 Г. За изискванията към козметичните продукти
documents -> Чл. С наредбата се определят условията и редът за осъществяване на дейностите с взривните вещества, огнестрелните оръжия и боеприпасите
documents -> Закон за устройство на територията в сила от 31. 03. 2001 г
documents -> На 14 февруари съвпадат три празника
documents -> Наредба № рд-02-20-16 от 5 август 2011 Г. За планирането, изпълнението, контролирането и приемането на аерозаснемане и на резултатите от различни дистанционни методи за сканиране и интерпретиране на земната повърхност
documents -> Наредба № н-9 от 16 декември 2009 Г
documents -> Световния ден за възпоменание на жертвите от пътнотранспортни произшествия 16 ноември 2014 година

Изтегляне 1.66 Mb.

Сподели с приятели: