Сноска. Утратило силу постановлением Правительства РК от 03.04.2015 № 196 (вводится в действие со дня его первого официального опубликования).
В соответствии с подпунктом 10) статьи 5 Закона Республики Казахстан от 9 января 2012 года «О газе и газоснабжении» Правительство Республики Казахстан ПОСТАНОВЛЯЕТ:
1. Утвердить прилагаемые Правила осуществления централизованного оперативно-диспетчерского управления режимами работы объектов единой системы снабжения товарным газом.
2. Настоящее постановление вводится в действие по истечении десяти календарных дней со дня первого официального опубликования.
Премьер-Министр
Республики Казахстан К. Масимов
Утверждены
постановлением Правительства
Республики Казахстан
от 7 мая 2012 года № 580
Правила
осуществления централизованного
оперативно-диспетчерского управления режимами работы объектов
единой системы снабжения товарным газом
1. Общие положения
1. Настоящие Правила осуществления централизованного оперативно-диспетчерского управления режимами работы объектов единой системы снабжения товарным газом (далее - Правила) разработаны в соответствии с Законом Республики Казахстан от 9 января 2012 года «О газе и газоснабжении» (далее - Закон) и определяют порядок взаимодействия субъектов единой системы снабжения товарным газом при осуществлении централизованного оперативно-диспетчерского управления.
2. Понятия, используемые в настоящих Правилах, применяются в соответствии с Законом.
2. Порядок осуществления централизованного
оперативно-диспетчерского управления
3. Централизованное оперативно-диспетчерское управление (далее - ОДУ) Единой системой снабжения товарным газом осуществляется национальным оператором.
4. Обеспечение взаимодействия национального оператора с газотранспортными и газораспределительными организациями при осуществлении централизованного ОДУ осуществляется на основании договоров.
5. В целях ОДУ в газотранспортных и газораспределительных организациях создаются соответствующие диспетчерские службы.
6. Диспетчерские службы газотранспортных и газораспределительных организаций обеспечивают соблюдение технологических режимов эксплуатации единой системы снабжения товарным газом, устанавливаемых национальным оператором.
В целях технологической интеграции единой системы снабжения товарным газом устанавливается регулирование выходных технологических параметров в рамках технических требований (давление, температура, качественные характеристики, расход газа) на замерном узле.
7. Основными задачами централизованного ОДУ являются:
1) круглосуточное ОДУ и координация работы единой системы снабжения товарным газом;
2) управление снабжением потребителей Республики Казахстан товарным газом через диспетчерские службы газотранспортных и газораспределительных организаций;
3) разработка режимов работы единой системы снабжения товарным газом в соответствии с заключенными договорами транспортировки товарного газа и контроль за их выполнением;
4) контроль работы измерительных комплексов учета газа на замерных узлах и газораспределительных станциях, а также анализ и контроль баланса товарного газа по газотранспортным системам.
8. Оперативное управление и контроль за основными параметрами режима работы оборудования компрессорных станций (далее - КС), газораспределительных станций, подземных хранилищ газа (далее - ПХГ), газоизмерительных станций (далее - ГИС) и линейной части магистральных газопроводов осуществляет диспетчер (сменный инженер) соответствующей диспетчерской службы.
Управление осуществляется из диспетчерского пункта, оснащенного необходимыми средствами связи, телесигнализации, телеуправления, электронно-вычислительной и информационной техники и оперативной технической документацией.
9. В оперативном подчинении диспетчера (сменного инженера) соответствующей диспетчерской службы находится персонал, осуществляющий непосредственное управление режимом работы оборудования, в том числе пуски и остановку оборудования, а также участков газопровода, шлейфов, скважин ПХГ и последствий переключения запорной арматуры.
10. Ведение диспетчерского режима во всех газотранспортных и газораспределительных организациях, их филиалах и/или подразделениях осуществляется по Астанинскому поясному времени круглосуточно.
11. Показание времени в диспетчерских службах должно быть одинаковым для всех объектов единой системы снабжения товарным газом.
12. Прием-передача смены сменным персоналом оформляется записью в журнале.
13. Прием-передача смены во время переключений, пуска и остановки оборудования, аварийных ситуаций не допускается.
14. В случае возникновения аварийных ситуаций, прибывшая смена принимает участие в их ликвидации по усмотрению руководства газотранспортных и газораспределительных организаций.
15. Диспетчерские службы газотранспортных и газораспределительных организаций регулярно получают у органов гидрометеорологической службы следующие данные:
1) метеорологические сведения (температура и влажность воздуха, количество осадков, сила и направление ветра, образование гололеда, штормовые и грозовые предупреждения);
2) гидрогеологические и метеорологические прогнозы, необходимые для эксплуатации КС и прилегающих участков газопровода.
3. Функции национального оператора при осуществлении
централизованного ОДУ
16. Национальный оператор при осуществлении централизованного ОДУ выполняет следующие функции:
1) обеспечивает управление режимами работы объектов единой системы снабжения товарным газом через диспетчерские службы газотранспортных и газораспределительных организаций;
2) осуществляет анализ и выявление в единой системе снабжения товарным газом по итогам работы в зимний период объектов с повышенным риском возникновения неисправности;
3) разрабатывает предложения по устранению рисков возникновения неисправности объектов единой системы снабжения товарным газом;
4) составляет общий баланс поступления товарного газа в единую систему снабжения товарным газом и распределения его потребителям, с учетом расхода товарного газа на собственные нужды и потери (далее - СНиП);
5) обеспечивает достоверность учета газа в единой системе снабжения товарным газом;
6) проводит системный анализ причин несоответствия данных по учету товарного газа на объектах единой системы снабжения товарным газом и осуществляет разработку рекомендаций газотранспортным и газораспределительным организациям по повышению точности учета товарного газа;
7) участвует в мероприятиях по внедрению новой техники по учету и химическому анализу товарного газа;
8) участвует в разработке программного обеспечения по расчетам суточного расхода товарного газа и анализу прохождения товарного газа по газотранспортной системе (далее - ГТС);
9) обеспечивает систематический контроль соответствия качественных параметров принимаемого к транспортировке и транспортируемого товарного газа техническим регламентам и национальным стандартам Республики Казахстан;
10) обеспечивает взаимодействие с газотранспортными системами сопредельных государств по управлению и обеспечению устойчивости режимов транспортировки товарного газа;
11) участвует в составлении перспективных и краткосрочных планов (графиков) транспортировки товарного газа;
12) совместно с диспетчерскими службами газотранспортных и газораспределительных организаций способствует выполнению планов по транспортировке товарного газа при минимальных затратах топливно-энергетических ресурсов;
13) разрабатывает схему транспортировки товарного газа по единой системе снабжения товарным газом, обеспечивающую уровни закачки и отбора товарного газа из ПХГ;
14) анализирует причины отклонений фактических режимов от заданных, разрабатывает предложения по оптимизации режима работы по каждой ГТС и в целом по Республике Казахстан;
15) обеспечивает заданные потоки товарного газа при оптимальных режимах работы объектов единой системы снабжения товарным газом;
16) ежесуточно составляет балансы поступления товарного газа в единую систему снабжения товарным газом и распределения его потребителям с учетом расхода на СНиП газотранспортных и газораспределительных организаций;
17) разрабатывает совместно с диспетчерскими службами совмещенные графики планово-профилактических ремонтных работ на объектах единой системы снабжения товарным газом;
18) принимает участие в разработке и реализации проектов и мероприятий по развитию единой системы снабжения товарным газом, в том числе направленных на повышение надежности ее работы;
19) обеспечивает создание и функционирование автоматизированной системы коммерческого учета товарного газа, находящегося в единой системе снабжения товарным газом.
Сноска. Пункт 16 с изменением, внесенным постановлением Правительства РК от 23.07.2013 № 735.
4. Функции диспетчерских служб газотранспортных и
газораспределительных организаций
17. Диспетчерские службы газотранспортных и газораспределительных организаций выполняют следующие функции:
1) совместно с национальным оператором обеспечивают выполнение планов по транспортировке и хранению товарного газа;
2) обеспечивают оперативное управление режимом работы магистральных газопроводов или газораспределительных систем в границах своей ответственности;
3) направляют национальному оператору информацию об изменениях конфигурации газопроводов (ввод новых мощностей, вывод в ремонт участков и т.п.) и ограничительных параметров для своевременной корректировки базы данных;
4) с уведомлением национального оператора согласовывают вывод оборудования и сооружений из работы для ревизии, ремонта, реконструкции и испытаний в случаях, если это приводит к нарушению режима транспортировки товарного газа;
5) обеспечивают переключение запорной арматуры линейной части газопроводов при возникновении аварий;
6) обеспечивают контрольные промеры давлений на линейной части магистральных газопроводов и газораспределительных систем;
7) выполняют анализ гидравлической эффективности и обеспечивают пропуски очистных устройств или заливки метанола;
8) осуществляют оперативный контроль процесса ликвидации аварий;
9) формируют данные по неравномерности газопотребления по кварталам и месяцам;
10) ведут и постоянно уточняют базу данных по конфигурации газопроводов.
18. Диспетчер (сменный инженер) диспетчерской службы газотранспортной или газораспределительной организации выполняет следующие функции:
1) предотвращает работу оборудования и линейной части магистральных газопроводов с параметрами, превышающими допустимые;
2) контролирует гидравлическую эффективность участков газопроводов и отводов;
3) анализирует состояние работы оборудования КС, ГРС, ПХГ и линейной части магистральных газопроводов или газораспределительных систем;
4) принимает необходимые меры по соблюдению установленного режима работы объектов единой системы снабжения товарным газом;
5) информирует национального оператора об изменениях режима работы газопроводов, КС и газораспределительных станций.
5. Режим работы объектов единой системы
снабжения товарным газом
19. Для каждого объекта единой системы снабжения товарным газом Казахстана разрабатываются мероприятия по экономии товарного газа, используемого на СНиП, с указанием должностных полномочий работников по соблюдению норм расхода газа на СНиП и достоверности учета стравливаемого газа и топливного газа.
20. Для каждого уровня ОДУ разрабатываются мероприятия по обеспечению достоверности учета газа на ГИС, замерных узлах и системе передачи данных по объемам газа между уровнями ОДУ.
21. Режим работы магистрального газопровода или газораспределительной системы определяется планами транспортировки или распределения товарного газа, работой газоперерабатывающих заводов, ПХГ, техническим состоянием действующих и развивающихся газотранспортных систем, деятельностью национального оператора и диспетчерских служб газотранспортных и газораспределительных организаций.
22. Режим работы магистральных газопроводов и их конкретных участков рассчитывается и контролируется с учетом технических установленных ограничений рабочих параметров работы оборудования и линейной части.
23. Технологический режим должен обеспечивать перекачку товарного газа с требуемой производительностью, наименьшими эксплуатационными затратами, а также безопасную и безаварийную эксплуатацию газопроводов.
24. При разработке режима работы магистрального газопровода или газораспределительной системы диспетчерская служба газотранспортной или газораспределительной организации осуществляет гидравлические расчеты с учетом его технического состояния и графиком режима работы (годовым, квартальным, месячным).
25. При отклонении фактического режима от расчетного диспетчерская служба принимает меры для восстановления расчетного режима.
26. Линейная часть магистрального газопровода и газораспределительной системы эксплуатируется при оптимальных режимах либо поддерживается диспетчерской службой газотранспортной или газораспределительной организации в регионах с учетом ограничений по давлениям и температурам товарного газа, назначаемым с учетом фактического технического состояния и условий эксплуатации.
27. Частичное и полное снятие ограничений разрешенных рабочих давлений осуществляется после выполнения мероприятий, обеспечивающих надежную эксплуатацию участков газопроводов.
28. На территории КС обеспечиваются периодические (4 раза в сутки) измерения и регистрация температуры наружного воздуха и барометрического давления.
29. Диспетчер (сменный инженер) диспетчерской службы осуществляет контроль рабочих параметров и гидравлическую эффективность линейной части магистральных газопроводов, отводов к газораспределительным станциям с применением средств телемеханики и других средств и способов в границах подразделения и на смежных прилегающих участках.
30. По результатам анализа диспетчер (сменный инженер) диспетчерской службы принимает меры по повышению эффективности газопроводов, заливке метанола и т.п.
31. Технологическим режимом перекачки по магистральным газопроводам задаются значения следующих основных параметров:
1) производительность газопровода;
2) конфигурация газопровода;
3) количество работающих магистральных газоперекачивающих агрегатов на каждой КС и их производительность;
4) рабочее давление на приеме, до и после регулятора давления на каждой газораспределительной станции и ПХГ;
5) максимальное разрешенное рабочее давление нагнетания;
6) максимальное разрешенное и минимально допустимое рабочее давление для линейной части газопровода на входе КС, газораспределительной станции и ПХГ;
7) наибольшая и наименьшая температура товарного газа, закачиваемого в газопровод.
