1.4. Лінійні крани на ЛЧМГ з ДУ понад 500 мм, окрім системи місцевого пневмогідрокерування, повинні мати ручний дублюючий гідропривід.

1.5. Не дозволяється спорудження будівель та споруд в межах охоронних зон МГ (за винятком об’єктів МГ згідно з Правилами охорони магістральних трубопроводів, затвердженими постановою Кабінету Міністрів України від 16.11.2002 № 1747).

1.6. Для забезпечення надійної і безпечної роботи ЛЧМГ газотранспортні підприємства та їх підрозділи повинні:

а) забезпечувати будівництво, реконструкцію та ремонт ЛЧМГ спеціалізованими будівельно-монтажними організаціями чи підрозділами згідно з проектом, що отримав позитивний експертний висновок відповідно до Положення про порядок проведення державної експертизи (перевірки) проектної документації на будівництво та реконструкцію виробничих об’єктів і виготовлення засобів виробництва на відповідність їх нормативним актам про охорону праці, затвердженого постановою Кабінету Міністрів України від 23.06.94 № 431;

б) здійснювати ефективний технічний нагляд за ходом спорудження, ремонту чи реконструкції ЛЧМГ;

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.