База данных

Дата обновления БД:

12.12.2017

Добавлено/обновлено документов:

48 / 203

Всего документов в БД:

79027

Действует

Утверждены Приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 22 января 2015 года №33

Правила эксплуатации магистральных газопроводов

(В редакции Приказа Министра энергетики Республики Казахстан от 21.09.2016 г. №424)

1. Общие положения

1. Настоящие Правила эксплуатации магистральных газопроводов (далее - Правила) разработаны в соответствии с законами Республики Казахстан "О магистральном трубопроводе" от 22 июня 2012 года, "О газе и газоснабжении" от 9 января 2012 года и определяют порядок эксплуатации магистрального газопровода, включающий, в том числе техническое обслуживание, ремонт, техническое диагностирование и оперативно-диспетчерское управление.

2. Порядок эксплуатации магистральных газопроводов

Параграф 1. Линейная часть магистрального газопровода

2. Линейная часть магистрального газопровода (далее - МГ) обеспечивает транспортировку проектных или плановых объемов газа при выполнении следующих технологических операций:

1) очистки полости от твердых и жидких примесей пропуском очистных устройств или продувкой в зависимости от диаметра при необходимости;

2) ввода метанола в полость трубопровода с целью предотвращения образования кристаллогидратов или их разрушения при необходимости;

3) ввода ингибитора коррозии в полость газопровода с целью предотвращения коррозии внутренней поверхности;

4) перепуска газа между отдельными трубопроводами на многониточных системах или пересекающихся газопроводах;

5) отключения и ввод, в случае необходимости, отдельных участков трубопроводов;

6) перепуска газа из системы в систему с различным рабочим давлением.

3. Эффективность и надежность эксплуатации линейной части МГ обеспечивается следующими мерами:

1) периодическим контролем состояния линейной части МГ, визуальными осмотрами и обследованиями с использованием технических средств;

2) поддержанием ее в исправном состоянии за счет своевременного выполнения ремонтно-профилактических работ;

3) проведением внутритрубной диагностики и других методов диагностирования линейной части МГ;

4) поддержанием максимально возможной гидравлической эффективности;

5) своевременной модернизацией и реновацией морально устаревшего или изношенного оборудования;

6) соблюдением требований к охранной зоне и зоне минимальных безопасных расстояний от газопроводов до населенных пунктов, отдельных промышленных и сельскохозяйственных предприятий, зданий и сооружений согласно приложению 1 к настоящим Правилам;

7) своевременным предупреждением аварий, ликвидации отказов и производственных неполадок.

4. Объекты линейной части МГ принимаются в эксплуатацию с учетом требований настоящих Правил.

5. Работа в охранной зоне, в том числе сторонней организацией, ведется с соблюдением требований настоящих Правил.

6. На каждом объекте (крановой площадке, участке) составляется и вывешивается схема расположения объекта (кранов) и трассы трубопровода с указанием охранной зоны, производственной инфраструктуры, принадлежности (собственности) территории (объекта), расположенной и прилегающей к охранной зоне.

7. Схема утверждается руководителем предприятия, подписывается руководителем объекта.

8. Эксплуатация головных сооружений осуществляется с соблюдением настоящих Правил.

9. Качество газа, подаваемого с головных сооружений в МГ, соответствует требованиям государственного стандарта Республики Казахстан СТ РК 1666-2007.

Параграф 2. Оформление линейной части магистрального газопровода

10. Контроль за выполнением работ в охранных зонах и согласование на производство работ в зонах минимальных расстояний осуществляются газотранспортной организацией (далее - ГТО) согласно требованиям настоящих Правил.

11. Разрешение на производство работ выдается ГТО при условии наличия у производителя работ проектной и исполнительной документации, на которой нанесены действующие трубопроводы.

12. Линейная часть МГ обозначается опознавательными знаками (со щитами - указателями) высотой 1,5 - 2 метра (далее - м) на прямых участках в пределах видимости, но не реже, чем через 500 м и на углах поворота газопроводов с указанными на них километражем газопровода и фактической глубиной заложения труб.

13. Если вдоль газопровода проходят воздушные линии связи, то для обозначения трассы газопровода используют опоры связи с указанием на них километража, глубины заложения газопровода и расстояния от оси опоры связи до оси газопровода. На многониточных системах МГ обозначается каждая нитка МГ. Для обозначения мест закрепления трассы газопровода вместо железобетонных столбиков используются контрольно-измерительные колонки, пункты катодной защиты. Километровые столбики окрашиваются в оранжевый цвет. На землях сельскохозяйственного назначения столбики устанавливают на границах обрабатываемых земель, лесопосадок.

14. Установка знаков обозначений МГ оформляется совместными актами подразделений с землепользователями.

15. Места пересечения газопроводов с другими надземными и подземными коммуникациями обозначаются знаками "Газопровод высокого давления" по форме согласно приложению 2 к настоящим Правилам.

16. Подводные переходы газопроводов через судоходные реки и каналы оборудуются знаками по согласованию с бассейновыми управлениями и имеют сигнальные огни, автоматически включающиеся в темное время суток. Подводные переходы газопроводов через несудоходные преграды и овраги обозначаются знаками закрепления трассы и газопровода на местности по форме согласно приложению 3 к настоящим Правилам. Знаки обеспечивают:

1) визуальное обнаружение газопровода при патрулировании любым способом;

2) определение местоположения газопровода при ведении любых работ в охранной зоне газопровода.

17. Каждый столбик оборудуется двумя плакатами: первый - с информацией об охранной зоне, месте залегания и принадлежности газопровода устанавливается вертикально; второй - с указанием протяженности газопровода (для визуального поиска необходимых участков с воздуха) и устанавливается с небольшим наклоном к горизонтали (не более 30о) по форме согласно приложению 3 к настоящим Правилам.

18. Все надземные переходы балочного типа оборудуются ограждениями, исключающими возможность перехода посторонних лиц по газопроводу, окрашены алюминиевой краской, имеют надписи и обозначения по форме согласно приложению 4 к настоящим Правилам.

19. При прокладке МГ в тоннелях компенсаторы перед входом в тоннель перекрываются железобетонными настилами для защиты линейной части газопровода от камнепадов.

20. Входы газопровода в тоннель закрываются ограждениями из металлической решетки или сетки, чтобы исключить возможность проникновения посторонних лиц в тоннель.

21. На ограждении устанавливается знак "Вход воспрещен", "Не курить" по форме согласно приложению 5 к настоящим Правилам. В дополнении к нему указываются наименование объекта, его принадлежность к эксплуатирующей организации, пикеты и нумерация которых приняты в соответствии с единой технологической схемой МГ.

22. При необходимости вывешивается технологическая схема объекта в пределах ограждения, утвержденная главным инженером линейно-производственного управления.

23. На всех участках МГ обеспечивается возможность подъезда к любой точке газопровода для выполнения профилактических, ремонтных и аварийных работ.

24. Для обеспечения подъезда к любой точке на трассе газопровода с минимальными объездами крутые склоны оврагов, ручьев и небольших рек планируются таким образом, чтобы через них мог пройти автотранспорт.

25. Строительные, монтажные и ремонтные работы в охранных зонах МГ, линий и сооружений технологической связи, телемеханики и электрических сетей, входящих в состав МГ, выполняются с соблюдением требований настоящих Правил.

26. Все изменения, касающиеся строительства объектов в охранной зоне МГ, пересечений газопровода коммуникациями другого назначения, а также конструктивные изменения объектов линейной части МГ, своевременно вносятся в исполнительную документацию.

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

28. Водопропуски газопроводов, проложенных в насыпях, дамбах, горах, поддерживаются в рабочем состоянии.

29. ГТО совместно с заинтересованными организациями устанавливает места организованного переезда через газопроводы с целью исключения возможного их повреждения.

30. Подземные газопроводы не имеют оголенных участков, открытых шурфов, приямков и котлованов, за исключением случаев проведения текущих ремонтов и обследований. По окончании таких работ в недельный срок оголенные участки изолируются и засыпаются.

31. На ограждениях устанавливаются знаки, указывающие наименование объекта, принадлежность его эксплуатирующему подразделению, необходимые технологические схемы, километровые пикеты привязки к общей технологической схеме эксплуатационного подразделения. Устанавливаются запрещающие знаки "Газ. С огнем не приближаться" по форме согласно приложению 6 к настоящим Правилам, "Вход воспрещен", "Не курить" по форме согласно приложению 5 к настоящим Правилам.

32. Трассу МГ, проходящего по землям государственного лесного фонда, в пределах 3 м от оси крайнего газопровода в каждую сторону периодически расчищают от поросли и содержат в безопасном и противопожарном состоянии.

33. В период эксплуатации трасса подземного газопровода подлежит осмотру путем обхода, объезда или облета. Периодичность обхода, объезда или облета и объем проверки устанавливается графиком, разработанным линейно-производственным управлением МГ и утвержденным руководством ГТО.

34. Обследование переходов МГ через автодороги всех категорий производится не реже одного раза в год, в том числе с анализом проб воздуха из вытяжной свечи. Результаты обхода, объезда или облета фиксируются в специальном журнале.

35. В случае обнаружения неисправностей или других нарушений, обходчик докладывает о них ответственному за эксплуатацию участка, который в свою очередь, докладывает диспетчеру или начальнику линейно-производственного управления МГ. Последний принимает меры к устранению обнаруженных недостатков.

36. Линейно-эксплуатационная служба имеет утвержденные руководством предприятия план ликвидации аварий, порядок сбора аварийной бригады и выезда к месту аварий, а также перечень необходимых для ликвидации аварий транспортных средств, оборудования, инструмента, материалов, производственно технологической связи, пожаротушения, средствами индивидуальной и коллективной защиты.

37. Внеочередной осмотр и обследование МГ проводится на участке, где после стихийного бедствия могли повредиться газопровод и сооружения его линейной части, и в случаях обнаружения утечки газа из газопровода или арматуры.

38. Газопроводы на переходах через реки, ручьи и балки предохраняют от размывов и повреждений.

39. В линейно-эксплуатационной службе составляются и хранятся у диспетчера и в аварийно-ремонтных транспортных средствах схемы оптимальных путей их движения (маршрутные карты) от мест их базирования ко всем участкам трассы в разные времена года и при различных метеорологических условиях.

40. Движение линейного трубопроводчика (обходчика), бригады при обходе трассы проводится в соответствии с действующими маршрутными картами с учетом метеорологических условий, паводка, оползня и других возможных факторов (препятствий) на трассе.

41. Линейные обходчики, бригады при выезде на трассу обеспечиваются в соответствии с табелем оснащения климатическими, метеорологическими условиями, снабжаются запасами питания и воды, средствами защиты и оказания доврачебной помощи, а также средствами связи с диспетчером.

42. Выход и выезд на трассу МГ линейных обходчиков и бригад для осмотра и обследования, их возвращение или прибытие в контрольные пункты в особо сложных геологических или природных условиях, пустынных или полупустынных районах регистрируются в специальном журнале и контролируются диспетчером или другим ответственным лицом, назначенным руководством линейно-производственного управления МГ. При выполнении работ на трассе и после возвращения персонал докладывает диспетчеру (оператору) о своем местонахождении, выполненной работе, состоянии линейной части и охранной зоны.

43. В случае неприбытия персонала в установленное время в контрольный пункт или отсутствия с ним связи, диспетчер принимает необходимые меры к его поиску и оказанию необходимой помощи.

44. Если в процессе обхода (объезда) обнаружено нарушение герметичности газопровода или другая опасная ситуация, опасная зона ограждается знаками безопасности. При этом извещается дежурный диспетчер или другое лицо, ответственное за эксплуатацию.

45. После сообщения диспетчеру:

1) организовывается объезд транспортом участка дороги, близкого к месту утечки газа, а при необходимости, перекрывается движение;

2) вблизи наиболее опасных мест, особенно в ночное время, организовываются посты для предупреждения об опасности и исключения проникновения в опасную зону людей, транспортных средств, животных;

3) при угрозе железнодорожному транспорту принимаются меры к временному прекращению движения поездов.

46. В необходимых случаях диспетчер или ответственное должностное лицо предупреждает об опасности местные исполнительные органы, предприятия, базирующиеся или работающие вблизи этих участков, а также жителей близлежащих населенных пунктов.

47. После прибытия на место аварии руководитель работ проверяет наличие оградительных средств, знаков безопасности и при необходимости выставляет посты, размещает технические средства на безопасном расстоянии от места аварии и устанавливает связь с диспетчером.

48. Ликвидацию неисправностей на МГ, его сооружениях и арматуре, требующих проведения огневых или газоопасных работ, проводят в соответствии требованиями настоящих Правил.

49. Не допускается устранять утечку газа из МГ через трещину, сквозное коррозионное повреждение и поры путем их подчеканки.

50. Допускается в отдельных случаях временная установка бандажей и других устройств по разрешению руководства ГТО.

Параграф 3. Организация эксплуатации линейной части

51. Техническое и методическое руководство эксплуатацией линейной части МГ осуществляется руководителем по направлению данной деятельности и соответствующего производственно технического подразделения ГТО.

52. Техническое и административное руководство эксплуатацией конкретного участка МГ осуществляется руководителем ГТО. Работами на линейной части МГ руководит начальник линейно-эксплуатационной службы.

53. На МГ ГТО оформляется специальный паспорт, составленный в двух экземплярах.

54. К экземплярам паспорта прикладывается его исполнительная схема с нанесенными трубопроводными деталями и указанием типа и марок сталей труб, установленной запорной, регулирующей и другой арматуры. 1 экземпляр паспорта хранится на предприятии, другой - у ответственного за эксплуатацию газопровода, назначенного приказом, по предприятию. Записи, дополнительно вносимые в паспорт газопровода, одновременно фиксируются в обоих экземплярах.

55. Ответственным за общее и безопасное состояние МГ является начальник линейно-производственного управления.

56. Кроме начальника линейно-производственного управления МГ, приказом по линейно-производственному управлению назначаются специально подготовленные работники, ответственные за техническое состояние и безопасную эксплуатацию определенного участка МГ.

57. Основным производственным звеном подразделения по эксплуатации линейной части МГ и установленного на ней оборудования является линейно-эксплуатационная служба.

58. В зависимости от местных условий и технического состояния МГ, ГТО предусматриваются другие организационные формы обслуживания.

59. Линейно-эксплуатационная служба обеспечивает эффективную и безопасную эксплуатацию линейной части оборудования, сооружений при своевременном выполнении технического обслуживания и ремонта, поддержании в готовности к работе закрепленных механизмов и транспортных средств, хранении и пополнении неснижаемого и аварийного запасов труб, оборудования и материалов, ликвидации аварий и производственных неполадок в минимальные сроки, обеспечении герметичности газопроводов и оборудования, предотвращении загрязнений окружающей среды и своевременном ведении технической документации и отчетности.

60. В состав линейно-эксплуатационной службы входят ремонтно-эксплуатационные блоки и промышленные площадки.

61. Эксплуатация, техническое обслуживание и ремонт газораспределительной станции (далее - ГРС), домов операторов и обходчиков, аварийно-ремонтных пунктов осуществляются линейно-эксплуатационной службой в соответствии с распределением сооружений, объектов и границ их обслуживания в подразделении.

62. В зависимости от принятой системы технического обслуживания и ремонта, в состав линейно-эксплуатационной службы входят участки, группы или специалисты по электрохимической защите, контрольно-измерительных приборов и автоматики и телемеханике.

63. Для оперативного устранения аварий, выполнения трудоемких восстановительных и других работ на МГ создаются аварийно-восстановительные поезда.

64. Линейно-эксплуатационная служба выполняет работы по получению, хранению и заливке метанола в МГ в соответствии со стандартами, нормативными документами, инструкциями согласно требованиям СТ ГУ-153-39-187-2006 "Порядок получения от поставщиков, перевозки, хранения, отпуска и применение метанола на газовых промыслах, МГ и станциях подземного хранения газа".

65. Заливка метанола в газопровод осуществляется по распоряжению или разрешению оперативно-диспетчерского управления ГТО.

66. Линейно-эксплуатационная служба выполняет работы по получению, транспортировке, хранению и своевременной заливке одоранта на ГРС и газораспределительном пункте (далее - ГРП), а также осуществляет технический контроль за качеством строительства, капитального ремонта, реконструкции и технического перевооружения объектов линейной части.

67. В отдельных случаях, определяемых ГТО, обеспечение технического контроля возлагается на работников других предприятий или организаций, имеющих лицензию на этот вид деятельности.

68. Подключения к действующим газопроводам других газопроводов или объектов осуществляются линейно-эксплуатационной службой по распоряжению ГТО. При необходимости, для выполнения этих работ ГТО привлекает сторонние организации. При этом, линейно-эксплуатационная служба обеспечивает отключение участка газопровода, выпуск газа, другие работы, исключающие подачу газа, образование взрывоопасной смеси или разлив конденсата в зоне работ.

Параграф 4. Техническое обслуживание линейной части

69. Техническое обслуживание осуществляется линейно-эксплуатационной службой по принадлежности объектов.

70. Аварийно-восстановительный поезд используется для технического обслуживания и ремонта по распоряжению руководства предприятия.

71. Система технического обслуживания и ремонта разрабатывается ГТО и предусматривает:

1) осмотр и диагностические обследования;

2) техническое обслуживание;

3) текущий ремонт;

4) капитальный ремонт;

5) аварийно-восстановительный ремонт;

6) испытания (переиспытания);

7) продление ресурса;

8) сбор, обработку и анализ информации о техническом состоянии;

9) выполнение мероприятий по повышению эффективности, надежности и безопасности.

72. При плановом осмотре проверяются охранная зона и зона минимальных расстояний МГ, переходы через водные преграды, овраги, железные и автомобильные дороги, крановые площадки и площадки аварийных запасов труб, узлы подключения компрессорной станции, 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, знаки обозначений трассы, знаки судоходной обстановки, а также пересечения газопроводов с коммуникациями сторонних организаций (линии электропередачи, нефтепродуктопроводами).

73. Целью осмотра является: определение технического состояния оборудования и коммуникаций; выявление утечек, предаварийных состояний и аварий, других неполадок и повреждений; выявление аварий на близлежащих сооружениях и объектах, реально угрожающих целостности МГ.

74. Обнаруженные при осмотрах нарушения, повреждения и отказы регистрируются в журнале осмотра линейной части МГ.

75. При обнаружении производственных повреждений, характер и размеры которых по оценке лица, выполняющего осмотр, приводят к аварии, осмотр прекращают и принимают меры по предотвращению аварии. Завершение осмотра производится после ликвидации аварийности.

76. Сроки проведения осмотров, их периодичность и объемы устанавливаются предприятием с учетом местных условий (наличие населенных пунктов, переходов), технического состояния газопровода. Осмотры выполняются с использованием транспортных средств: вертолетов, самолетов, автотранспорта.

77. Глубину заложения подземных газопроводов определяет линейно-эксплуатационная служба в местах возможных изменений рельефа местности оползней, размывов, просадки грунта.

78. Обследования газопроводов, проложенных в горных местностях, включает осмотр оползневых мест вблизи газопроводов и компенсаторов.

79. Участки газопроводов, проложенные в подвижных песках и дамбах, обследуют 1 раз в год.

80. По результатам обследований линейно-эксплуатационная служба составляет график выполнения ремонтных работ. Работы, требующие отключения участков газопроводов и ГРС, планируются ГТО по заявкам предприятий.

81. 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.

82. Текущим ремонтом следует считать работы по поддержанию линейной части и ее оборудования в исправном состоянии, работы по повышению надежности и безопасности эксплуатации, аварийно-восстановительные работы.

83. В объем работ по текущему ремонту включаются работы, не предусматриваемые в планах капитального ремонта газопроводов, выявленные в ходе осмотров, обследований и технического обслуживания линейной части, крановых площадок, переходов и пересечений, узлов подключения компрессорной станции, узлов приема и пуска очистных устройств, площадок и зон, прилегающих к ним.

84. ГТО составляют годовые планы-графики выполнения текущего ремонта, которые утверждаются техническим руководителем предприятия.

85. В планы-графики текущего ремонта в течение календарного года вносятся дополнения по результатам выполненных осмотров, обследований, испытаний.

86. Работы по текущему ремонту включают:

1) восстановление обозначения трассы;

2) ремонт труб и изоляционных покрытий газопровода протяженностью до 500 м;

3) замену запорной арматуры до 300 миллиметров (далее - мм) и соединительных деталей;

4) наплавку каверн стенок труб;

5) подсыпку площадок;

6) ремонт ограждений крановых площадок, площадок пуска и приема очистных устройств, метанольниц;

7) восстановление дорог для вдольтрассового проезда и переездов через МГ, подъездов к крановым площадкам и аварийным запасам труб;

8) восстановление проектной глубины заложения газопровода, устранения оголенных и мелкозаложенных участков МГ;

9) закрепление подвижных песков;

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

11) восстановление предусмотренной проектом или инструкцией обваловки, пересыпки в неразрешенных местах переездов и пересечений;

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

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

14) ремонт вертолетных площадок, площадок (стоянок) аварийной техники, территорий и зданий линейно-эксплуатационной службы;

15) устранение утечек газа и свищей, устранение выпучиваний, всплытий, гофр, ремонт фундаментов, опор, креплений и других конструктивных элементов воздушных переходов, надземных участков газопроводов, камер пуска и приема конденсатосборников, узлов сбора и хранения загрязнений, расходомерных пунктов;

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

17) ремонт складов для хранения метанола, одоранта, неснижаемого и аварийного запаса материалов и оборудования.

87. Закрепление песков осуществляется одним из следующих методов:

1) механическими средствами;

2) органическими и неорганическими фиксаторами (нерозином, отходами нефтепродуктов, глинами, цементными растворами);

3) биологическими фиксаторами путем высадки растений для закрепления грунта;

4) комбинированным способом с закреплением песков органическими или неорганическими фиксаторами.

88. Конкретный метод закрепления песков следует принимать в зависимости от местных условий и возможностей эксплуатационных организаций. Ремонт изоляционных покрытий в месте выхода газопровода из грунта осуществляется по плану-графику.

89. Необходимость и сроки выполнения капитального ремонта линейной части МГ и их участков определяются по результатам осмотра, обследований, прогнозируемым режимам транспортировки газа, установленным предельным рабочим давлениям, анализам эксплуатационной надежности и местным условиям.

90. Капитальный ремонт подводных переходов, подводных переходов рек и ручьев глубиной (в межень) до 1,5 м осуществляется в соответствии с действующими нормативными документами.

91. Для сигнализации и защиты МГ от превышения давления системы автоматической защиты на компрессорной станции устанавливаются следующие значения превышения давления: сигнализации - 0,05 - 0,1 Мега Паскаль (далее - МПа) (0,5 - 1 атмосфер (далее - атм), защиты - 0,1 - 0,15 МПа (1 - 1,5 атм).

92. С целью поддержания пропускной способности газопровода и предупреждения накапливания на стенках отложений, а также с целью подготовки участка газопровода к внутритрубной инспекции и переиспытаниям проводится очистка полости МГ пропуском очистных устройств.

93. Оборудование для очистки полости газопроводов обеспечивает выполнение необходимых технологических операций по пуску и приему очистного устройства, контролю за прохождением его по участку, сбору и хранению выносимых из газопровода загрязнений.

94. При необходимости очистки нового газопровода или газопровода, на котором в промежутках между очистными работами проводился ремонт, а также при организации очистки газопровода, ранее не обследованного внутритрубными инспекционными снарядами, производится оценка минимального проходного сечения трубопровода пропуском снаряда-калибра или профилемера.

95. ГТО составляются и утверждаются годовые планы работ по очистке газопроводов с учетом планов перекачки, проведения внутритрубных инспекций и отклонений свойств газа от стандартов. Конструкция очистных устройств исключает возможность перетока через него загрязнений при движении устройства по всей длине очищаемого участка. Очистка полости газопровода выполняется по специальной инструкции, разрабатываемой предприятием по согласованию с ГТО, которая предусматривает:

1) организацию работ по пропуску очистного устройства;

2) технологию пуска и приема очистного устройства;

3) методы и средства контроля за прохождением очистного устройства.

96. Лупинги, резервные нитки и перемычки между параллельными трубопроводами отключаются от основного трубопровода на период прохождения очистных устройств.

97. Сроки и периодичность пропуска очистных устройств определяются, исходя из фактического гидравлического состояния участков газопровода, оперативно-диспетчерским управлением по согласованию с центральным оперативно-диспетчерским управлением ГТО.

98. Ограждения, сооружения для сбора и хранения конденсата находятся в исправном состоянии и исключают доступ посторонних лиц. На ограждении вывешиваются предупредительные плакаты и надписи.

99. Обо всех обнаруженных утечках газа немедленно сообщается диспетчеру. Подразделение незамедлительно определяет место и характер утечки, обеспечивает необходимые меры безопасности (установку знаков, ограждений, охранных постов).

100. Сроки ликвидации утечки устанавливаются по плану ликвидации аварий (отказов).

101. При обнаружении утечки вблизи населенного пункта, железных и автомобильных дорог дополнительно принимаются меры:

1) по предупреждению жителей населенного пункта об опасности;

2) по прекращению движения транспорта в сторону газопровода;

3) по организации, в случае необходимости, объезда на автомобильной дороге, расположенной вблизи места утечки;

4) по прекращению движения поездов при наличии угрозы железнодорожному транспорту;

5) по организации постоянного дежурства линейного персонала на опасных направлениях;

6) по устранению утечки в кратчайший срок.

Параграф 5. Порядок приемки в эксплуатацию магистрального газопровода и подачи газа

102. Не устанавливается запорная арматура с рабочим давлением и температурой, не соответствующим технологическим параметрам процесса транспорта газа.

103. Арматура в комплекте содержится в исправном состоянии, пронумерована в соответствии с технологическими схемами, имеет указатели направления потока газа и указатели положения затвора. На арматуре, имеющей ручной (механический) привод, стрелками обозначаются направления открытия и закрытия. На арматуре надписи и обозначения устанавливаются в соответствии со стандартами и (или) нормативными документами или техническими условиями согласно приложению 7 настоящих Правил. Предохранительные клапаны имеют бирки с указанием давления и даты очередной проверки. Нельзя соединять сбросы газа с предохранительных клапанов разных потребителей на одну свечу и монтаж запорной арматуры после предохранительных клапанов.

104. Краны на линейной части и на многониточных переходах имеют, как правило, автоматы аварийного закрытия кранов (далее - ААЗК), настроенные с учетом возможных изменений режима работы газопроводов.

105. Линейные краны оснащаются техническими манометрами для измерения давления газа до кранов и после них.

106. Операции по управлению, техническому обслуживанию и ремонту арматуры проводятся в соответствии с требованиями инструкций заводов-изготовителей. В гидросистемах кранов с пневмогидравлическим управлением применяются рабочие жидкости в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей по эксплуатации кранов или заменители, разрешенные к использованию.

107. Для смазки и восстановления герметичности запорных кранов применяются консистентные смазки и специальные пасты, рекомендованные заводами-изготовителями и специализированными организациями.

108. К узлам управления, указателям положения запорной арматуры и другим устройствам обеспечивается беспрепятственный доступ для обслуживающего персонала. Площадки обслуживания и ограждения содержатся в чистоте и исправном состоянии.

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

110. Для кранов газопроводов в основном применяется дистанционное и местное пневмогидравлическое управление. Ручное управление осуществляется при отсутствии пневмогидравлического привода или при его отказе.

111. 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 центральной диспетчерской службой (далее - ЦДС) ГТО).

112. Перестановки затворов кранов на линейной части МГ, за исключением аварийных случаев, осуществляются с разрешения ЦДС организации.

113. Запорные краны (кроме свечных и обводных) следует открывать после предварительного выравнивания давления газа до кранов и после них.

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

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

116. 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.

117. Работы по техническому обслуживанию и текущему ремонту регистрируются в технической документации службы.

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

119. В каждом подразделении находится аварийный запас запорной арматуры, количественно соответствующий ОНТП 51-1-85 "Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы". Арматура аварийного запаса хранится на складе в законсервированном состоянии, при этом, она заправляется гидравлической жидкостью и периодически обновляется.

120. Затворы линейных кранов и кранов на перемычках 1 раз в полугодие полностью переставляются с целью проверки их работоспособности. Краны, оснащенные системой дистанционного управления, опробуются в комплексе с этой системой. Порядок проверки и оформления результатов устанавливается ГТО.

121. Крановые площадки линейной части МГ, узлов подключения компрессорной станции, узлов запуска и приема очистных устройств, внутри ограждений планируются, защищаются от залива поверхностными и грунтовыми водами и имеют твердое покрытие (гравий, щебень). К крановым площадкам предусматривается возможность подъезда автомобильного или специального транспорта.

122. Нумерация технологической арматуры на компрессорной станции принимается согласно приложению 8 к настоящим Правилам, на линейной части - согласно приложению 7 к настоящим Правилам.

123. При строительстве объектов и сооружений МГ, их реконструкции, техническом перевооружении или капитальном ремонте служба капитального строительства организовывает технический надзор за производством работ организациями, имеющими лицензии на данный вид деятельности. Законченные строительством МГ подлежат приемке в эксплуатацию в соответствии с действующим законодательством Республики Казахстан в сфере архитектурной, градостроительной и строительной деятельности.

(Пункт 123 изложен в новой редакции в соответствии с Приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 21.09.2016 г. №424)

(см. предыдущую редакцию)

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

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

2) получить от генерального подрядчика проектную, исполнительную и техническую документацию на линейную часть газопровода, компрессорную станцию, ГРС, подземного хранения газа и другие сдаваемые в эксплуатацию объекты;

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

4) произвести очистку полости, испытание газопровода и технологических коммуникаций на прочность и герметичность;

5) провести внутритрубную дефектоскопию трубопроводов линейной части МГ;

6) полностью удалить воду из трубопроводов после гидравлических испытаний;

7) произвести комплексное опробование работоспособности агрегатов и их систем, общестанционного оборудования, запорной арматуры, контрольно-измерительных приборов, систем телемеханики с номинальной и максимальной нагрузками согласно техническим условиям завода-изготовителя, программы пуско-наладочных испытаний разработанные поставщиком оборудования;

8) проверить и комплексно опробовать работоспособность средств производственно технологической и местной связи;

9) проверить и опробовать работоспособность средств электрохимической защиты, узлов приема и пуска очистных устройств;

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

11) проверить и комплексно опробовать объекты природоохранного назначения;

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

125. Приемку в эксплуатацию объектов МГ проводят согласно проекту с учетом изменений и дополнений, согласованных с заказчиком, проектной и эксплуатирующей организацией. До предъявления объекта приемочной комиссии приемку проводит рабочая комиссия, назначаемая ГТО. Эксплуатация МГ, не принятого рабочей комиссией. Линейную часть МГ принимают в эксплуатацию после выполнения комплекса работ по испытанию газопровода. При сдаче в эксплуатацию законченных строительством магистральных трубопроводов строительно-монтажная организация представляет приемочной комиссии техническую документацию в объеме, предусмотренном нормами и правилами в области архитектуры и строительства. Законченные строительством отдельные объекты (дома обходчиков и вахтенного персонала, сооружения электрохимической защиты, линии связи) рабочие комиссии принимают в эксплуатацию вместе со смонтированным в них оборудованием по мере их готовности по актам о приемке, которые утверждаются организацией, назначавшей рабочую комиссию. Трубопровод, принятый, но не введенный в эксплуатацию в течение шести месяцев после его испытания, подлежит повторному испытанию на прочность и герметичность. Технологию и схему заполнения газопровода газом после гидравлических испытаний разрабатывает и осуществляет специальная комиссия, созданная совместным приказом подрядной и эксплуатирующей организации и состоящая из представителей заказчика, подрядчика и эксплуатирующей организации. Технология и схема утверждаются заказчиком и подрядчиком.

126. До приемки оборудования компрессорной станции в эксплуатацию:

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

2) проверить соответствие выполненных сооружений проекту;

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

4) перед началом пусконаладочных работ произвести монтаж, испытание, проба системы пожаротушения;

5) провести пусконаладочные работы принимаемого оборудования;

6) комплексно опробовать работу основного и вспомогательного оборудования аппаратов и контрольно-измерительных приборов и автоматики компрессорного цеха согласно техническим условиям.

127. Система вентиляции, кондиционирования и отопления имеет исполнительные характеристики, и обеспечивает нормальную эксплуатацию и поддержание в состоянии готовности газоперекачивающего агрегата и их вспомогательных систем в любое время года, в том числе в периоды остановок.

128. Перед пуском ГРС следует убедиться в отсутствии посторонних предметов в помещениях станции и на маршруте обслуживания комплекса оборудования, особо тщательно провести проверку отсутствия загазованности помещений, горючих материалов, кислородных и других газовых баллонов, убедиться в готовности средств пожаротушения. Предпусковой осмотр ГРС производится согласно порядку, разработанному с учетом компоновки станции и ее систем. При осмотре необходимо выполнить:

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

2) контроль уровня одоранта в одоризационной установке;

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

4) проверку исправности контрольно-измерительных приборов;

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

6) 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;

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

8) контроль наличия метанола в метанольной установке;

9) проверку работы системы подогрева газа;

10) проверку исправности производственно технологической связи;

11) проверку исправности электроснабжения и учета электроэнергии;

12) проверку исправности функционирования систем автоматизированного управления ГРС, в том числе телемеханики.

129. Пуск ГРС не осуществляется:

1) без соответствующего оформления приемо-сдаточного акта;

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

3) при несоответствии степени очистки и осушки газа для питания пневмоавтоматики систем защиты требованиям государственного стандарта Республики Казахстан СТ РК 1666-2007 "Газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам";

4) при отсутствии производственно технологической связи с диспетчером линейно-производственного управления МГ и потребителем;

5) при отсутствии средств пожаротушения;

6) без письменного подтверждения потребителя о готовности низких сетей к приему газа;

7) без наличия подготовленных операторов;

8) при отсутствии или неисправности систем энергоснабжения;

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

130. Подача газа в коммуникации топливного, пускового, импульсного газа, а также в трубопроводы технологической обвязки компрессорных станций, ГРС и подземного хранения газа для выполнения индивидуальных испытаний оборудования допускается только при условии завершения сварочных и других огневых работ. 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 проектной организацией. Инструкция утверждается подрядной организацией, на которую возлагается обеспечение необходимых мер безопасности. Подача газа в газопроводы потребителя при комплексном опробовании оборудования ГРС не осуществляется.

Параграф 6. Газопроводы

131. Трубы, применяемые для МГ и газопроводов технологической обвязки компрессорных станций, ГРС, газоизмерительных станций, подземных хранилищ газа, а также для аварийного запаса, соответствуют требованиям настоящих Правил.

132. К газопроводам технологической обвязки относятся трубопроводы технологического, топливного, пускового и импульсного газа.

133. Не применяются трубы и фасонные соединительные изделия, не имеющие сертификатов качества изделия и при отсутствии маркировки на поверхности труб.

134. Техническое обслуживание и ремонт МГ и газопроводов технологической обвязки компрессорных станций, ГРС, газоизмерительных станций, подземных хранилищ газа выполняются соответствующими службами по плану-графику, согласованному со сроками ремонта другого технологического оборудования и утвержденному ГТО. Периодически осуществляется контроль крепления газопроводов (фундаментов, опор, подвесок, хомутов), а также вибраций и толщин стенок газопроводов неразрушающими методами в местах, наиболее подверженных эрозионному и коррозионному износу.

135. Периодичность, порядок и объемы контроля определяются ГТО. Сварочно-монтажные работы на действующих или подвергающихся капитальному ремонту газопроводах выполняются в соответствии с требованиями нормативных документов согласно СТ РК ИСО 15614-7-2008 "Технические требования к процедуре сварки. Часть 1. Дуговая сварка".

136. На каждый действующий газопровод (линейная часть, компрессорные станции, ГРС, газоизмерительные станции, подземные хранилища газа) предприятия на основании исполнительной документации разрабатываются технологические карты сварки с указанием применяемых марок сталей труб, типов электродов и условий подготовки стыка к сварке.

137. Подключения к действующим газопроводам (монтаж отводов) выполняются в соответствии с проектом или технической документацией, согласованной ГТО.

138. Конструктивные размеры узла врезки трубы (диаметр, толщина стенки, марка стали) определяется проектом.

139. Допускается подключение отводов к действующим газопроводам безогневым способом по технологии и технической документации, оформленной в установленном порядке.

140. При выявлении в процессе эксплуатации нарушений изоляционных покрытий и недопустимых коррозионных повреждений подземных газопроводов линейной части, технологической обвязки компрессорных станций с участками газопроводов до охранных кранов, ГРС, газоизмерительных станций, подземных хранилищ газа выполняются ремонтные работы и при необходимости, проводится испытание. Не реже 1 раза в 8 лет производится повторное испытание.

141. Подогревание газопроводов линейной части, технологической обвязки компрессорных станций, ГРС, газоизмерительных станций, подземных хранилищ газа открытым огнем с целью ликвидации гидратных пробок не допускается.

142. С целью выявления возможных коррозионных повреждений и обеспечения надежной эксплуатации линейной части МГ необходимо выполнять внутритрубную диагностику не реже 1 раза в 5 лет.

143. Последующие отклонения от указанного срока на основании мониторинга технического состояния трубопроводов и коррозионной активности почв.

Параграф 7. Газопроводы на опорах

144. Участки МГ, проложенные на опорах, подвергаются обследованиям с периодичностью, установленной специальным графиком, утверждаемым руководством ГТО.

145. При достижении деформаций участка МГ его опор и подвесок, близких к предельно допустимым, производится уменьшение их соответствующей регулировкой положения опор и подвесок.

146. Деформации опор и подвесок, превышающие допустимые, а также нарушения их безопасного технического состояния устраняются.

147. На участках с сильнольдистыми, пучинистыми и заболоченными грунтами организовывается наблюдение за температурным режимом грунтов, их состоянием и положением газопровода. Замеры положения газопровода на этих участках по высоте проводятся по графику, но не реже одного раза в три месяца.

148. При нарушении антикоррозионного покрытия газопровода производится его восстановление.

149. В местах пересечения открытых участков газопровода с воздушными линиями электропередачи устанавливаются устройства, защищающие газопровод от передачи на него высокого напряжения при обрыве провода линии электропередачи.

150. Очистка поверхности и нанесение изоляционного покрытия на газопровод с помощью оборудования и механизмов, опирающихся на него, проводится после отключения этого участка газопровода и освобождения его от газа.

151. При замене или ремонте отдельной опоры газопровода устанавливается временная опора на расстоянии не более 2 м от заменяемой (ремонтируемой) опоры.

152. Не допускается проезд транспортных средств и механизмов вдоль трассы на расстоянии ближе 10 м от опор газопровода.

153. Проезд через МГ при его ремонте допускается по специально оборудованному переезду, конструктивно не связанному с газопроводом. Конструкция переезда рассчитывается на максимальный вес оборудования, машин и механизмов, перемещаемых по нему. При видимости менее 10 м не производится проезд транспортных средств и механизмов непосредственно вдоль трассы.

Параграф 8. Газопроводы в тоннелях

154. Эксплуатация МГ, проложенного в тоннелях, осуществляется при концентрации паров и газов, не превышающей предельно допустимую концентрацию. Для безопасного ведения работ на газопроводе в тоннеле разрабатывается специальная инструкция. Монтаж и ремонт газопроводов в тоннеле проводится в соответствии с проектом производства работ по письменному разрешению, утвержденному руководителем (главным инженером) предприятия.

155. Перед входом в тоннель на видном месте вывешивается знак безопасности и плакат на государственном и русском языках с надписью: "Вход посторонним запрещен. Взрывоопасно". За 50 м от входа в тоннель устанавливается знак безопасности с надписью "Курение и разведение огня запрещено".

156. Порталы в тоннеле оборудуются исправными решетчатыми ограждениями на замках, ключи от которых находятся у ближайшего линейного обходчика, начальника линейно-эксплуатационной службы и диспетчера линейно-производственного управления МГ.

157. На газопроводе или на стене тоннеля непосредственно над газопроводом наносятся светлой краской поперечные отметки через каждые 20 м с обозначением над ними расстояния от входа в тоннель и выхода из него. Разметка расстояний в тоннелях выполняется в виде дроби: в числителе - расстояние от входа в тоннель и стрелка по направлению хода газа, взнаменателе - расстояние от выхода из тоннеля.

158. Непосредственно перед обследованием тоннеля и газопровода осматриваются скальные склоны над входами в тоннель для выявления возможного падения скальных обломков и камней на площадку перед порталами входов и на расположенные там компенсаторы газопровода. В соответствии с результатами этих обследований принимаются меры к безопасному удалению этих обломков и камней или их укреплению на склонах. Результаты обследования оформляются актом. Разрешается вход в тоннель группой не менее, чем из двух человек с изолирующими противогазами и аккумуляторными светильниками во взрывозащищенном исполнении после проведения контроля загазованности воздуха в тоннеле.

платный документ

Полный текст доступен после регистрации и оплаты доступа.

1. Общие положения 2. Порядок эксплуатации магистральных газопроводов Параграф 1. Линейная часть магистрального газопровода Параграф 2. Оформление линейной части магистрального газопровода Параграф 3. Организация эксплуатации линейной части Параграф 4. Техническое обслуживание линейной части Параграф 5. Порядок приемки в эксплуатацию магистрального газопровода и подачи газа Параграф 6. Газопроводы Параграф 7. Газопроводы на опорах Параграф 8. Газопроводы в тоннелях Параграф 9. Утилизация газового конденсата Параграф 10. Перечень технической документации, применяемой при техническом обслуживании линейной части магистрального газопровода 3. Проведение газоопасных работ на магистральном газопроводе Параграф 1. Газоопасные работы Параграф 2. Условия допуска персонала к газоопасным работам Параграф 3. Основные требования промышленной безопасности при организации газоопасных работ Параграф 4. Подготовительные работы Параграф 5. Проведение газоопасных работ Параграф 6. Завершающие работы Параграф 7. Организация предупреждений и ликвидации аварий, пожаров, травматизма при эксплуатации линейной части 4. Защита от коррозии Параграф 1. Организация эксплуатации систем электрохимической защиты Параграф 2. Техническое обслуживание средств электрохимической защиты Параграф 3. Перечень технической документации, применяемой при техническом обслуживании средств электрохимической защиты 5. Газораспределительные станции Параграф 1. Организация эксплуатации газораспределительных станций Параграф 2. Перечень технической документации, применяемой при техническом обслуживании газораспределительной станции Параграф 3. Прием в эксплуатацию газораспределительной станции Параграф 4. Особые условия эксплуатации газораспределительной станции Параграф 5. Оборудование газораспределительной станции. Блоки, узлы, устройства Параграф 6. Запорная арматура Параграф 7. Пуск газораспределительной станции после ремонта 6. Компрессорные станции Параграф 1. Организация эксплуатации компрессорных станций Параграф 2. Техническое обслуживание компрессорных станций Параграф 3. Компрессорный цех Параграф 4. Установка очистки газа Параграф 5. Установка охлаждения газа Параграф 6. Системы топливного, пускового и импульсного газа Параграф 7. Маслоснабжение компрессорной станции 7. Подземное хранение газа Параграф 1. Организация эксплуатации подземного хранилища газа Параграф 2. Техническое обслуживание подземных хранилищ газа Параграф 3. Очистка и осушка газа на станциях подземного хранилища газа 8. Техническое диагностирование магистральных газопроводов Параграф 1. Организация технического диагностирования Параграф 2. Техническое диагностирование компрессорной станции магистрального газопровода Параграф 3. Техническое диагностирование линейной части магистрального газопровода 9. Ремонт магистрального газопровода Параграф 1. Общие требования Параграф 2. Земляные работы Параграф 3. Изоляционные работы Параграф 4. Ремонт газораспределительной станции Параграф 5. Подготовка к ремонту газораспределительной станции Параграф 6. Порядок вывода газораспределительной станции в ремонт 10. Проведение огневых работ на магистральном газопроводе Параграф 1. Положения по огневым работам, выполняемым с применением азота Параграф 2. Основные требования промышленной безопасности при организации огневых работ Параграф 3. Подготовительные работы Параграф 4. Подготовка газового оборудования Параграф 5. Подготовка линейной части газопроводов Параграф 6. Огневые работы Параграф 7. Огневые работы на промплощадках и внутри помещений газовых объектов (компрессорных станций, газораспределительных станциях, газоизмерительных станциях, подземных хранилищ газа) Параграф 8. Огневые работы в сосудах и колодцах Параграф 9. Огневые работы на линейной части газопроводов 11. Завершающие работы 12. Оперативно-диспетчерское управление Приложение 1 Приложение 2 Приложение 3 Приложение 4 Приложение 5 Приложение 6 Приложение 7 Приложение 8 Приложение 9 Приложение 10 Приложение 11 Приложение 12 Приложение 13 Приложение 14 Приложение 15 Приложение 16 Приложение 17 Приложение 18 Приложение 19 Приложение 20 Приложение 21 Приложение 22 Приложение 23 Приложение 24 Приложение 25 Приложение 26 Приложение 27 Приложение 28 Приложение 29

Правила эксплуатации магистральных газопроводов
Утверждены Приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 22 января 2015 года №33

О документе

Номер документа:33
Дата принятия: 22/01/2015
Состояние документа:Действует
Начало действия документа:28/03/2015
Органы эмитенты: Государственные органы и организации

Опубликование документа

Информационно-правовая система нормативных правовых актов Республики Казахстан "Адилет" 17 марта 2015 года;

Зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов Республики Казахстан 3 марта 2015 года №10363. 

Примечание к документу

В соответствии с пунктом 4 Приказа Министра энергетики Республики Казахстан от 22 января 2015 года №33 настоящие Правила вводятся в действие по истечении десяти календарных дней после его первого официального опубликования - с 28 марта 2015 года.

Редакции документа

Текущая редакция принята: 21/09/2016  документом  Приказ Министра энергетики Республики Казахстан О внесении изменений в приказ Министра энергетики Республики Казахстан от 22 января 2015 года №33... № 424 от 21/09/2016
Вступила в силу с: 18/11/2016


Первоначальная редакция от 22/01/2015