Държавен вестник, бр. 97, 2002 г., стр. 16

С Т Р .  16
Д Ъ Р Ж А В Е Н   В Е С Т Н И К
Б Р О Й  97
в) 40 на сто—за газопроводи III клас по мес-
тоположение;
г) 75 на сто—за газопроводи IV клас по мес-
тоположение;
д) 100 на сто—за заварените съединения на
територията на КС, ГРС, ГИС и газопроводите
от сондажите до КС;
4. механични изпитвания:
а) 0,5 на сто от контролните заварени съеди-
нения на външните подземни и надземни га-
зопроводи, които се изпълняват чрез електро-
дъгово или газово заваряване, и 2 на сто от из-
пълнените чрез контактно заваряване, взети от
общото число съединения, заварени от всеки
заварчик през календарния месец, но не по-
малко от едно заваръчно съединение;
б) 0,5 на сто от общия брой на заварените
съединения на газопроводния участък, изпъл-
нени чрез автоматично заваряване.
Чл. 76. (1) Контролът без разрушаване на
заварените съединения на газопроводи и съо-
ръжения на преносните мрежи се извършва от
лаборатории, акредитирани от Изпълнителна
агенция “Българска служба за акредитация”.
(2) Класификацията на дефектността на за-
варъчни съединения се определя по БДС 13060.
(3) Когато дефектната част е с дължина, по-
малка от 30 на сто от дължината на шева, се
допуска поправка на шева чрез изсичане на
дефектния участък и ново заваряване, при ус-
ловие че ще се извърши повторна проверка на
целия заварен шев.
Чл. 77. По време на повдигане и спускане на
участъците от газопровода в траншеята се взе-
мат мерки срещу получаване на недопустими
напрежения в тръбния участък, като след спус-
кането газопроводът не трябва да остава в нап-
регнато състояние.
Чл. 78. (1) Пълното или частичното обратно
засипване на газопроводите, включително уп-
лътняването 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 участъ-
ци трябва да се предвиди обратно засипване от
меки почви (без скални късове и хумусни поч-
ви) или с пясък.
(3) Газопроводите се маркират с маркиро-
въчни ленти, положени най-малко на 30 сm над
горната образуваща на тръбата.
Чл. 79. (1) Покритието на заварените съеди-
нения и на неизолираните части на тръбите се
извършва по технологии, които осигуряват за-
щита на газопровода.
(2) За полагане на покрития при полеви ус-
ловия 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.
Г л а в а  ч е т в ъ р т а
ИЗИСКВАНИЯ КЪМ УСТРОЙСТВОТО НА
ПОДЗЕМНИТЕ ГАЗОХРАНИЛИЩА
Раздел I
Общи изисквания
Чл. 80. Подземното газохранилище трябва
да е в състояние да регулира потреблението на
природен газ, а при необходимост—да съхраня-
ва резервен (стратегически) и/или оперативен
резерв от природен газ.
Чл. 81. (1) В зависимост от формата на зале-
жа ПГХ са пластови и масивни.
(2) В зависимост от наличието на изолирани
един от друг пластове (колектори) ПГХ са ед-
нопластови 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 преви-
шава 10 на сто;
3. газохранилище със смесен режим.
Чл. 82. Устройството и експлоатацията на
ПГХ трябва да осигурява 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, необхо-
дими за изграждане и експлоатация на газохра-
нилището;
3. предоставяне на доказателства, че газо-
хранилището е изградено да се експлоатира за
продължителен период чрез съчетаване на хид-
равлична, техническа и технологична целесъ-
образност;
4. удовлетворяване на изискванията за опаз-
ване и допустимо въздействие върху околна-
та среда.
Чл. 83. (1) Технологичните схеми за изграж-
дане и експлоатация на ПГХ се определят в
зависимост от данните на геолого-промишле-
ната документация за експлоатацията на нахо-
дището, като се оценяват:
1. остатъчните запаси от газ, нефт и конден-
зат;
2. техническото състояние и възможност за
използване на съществуващите сондажи и екс-
плоатационно оборудване.
(2) Необходимо е наличните данни от търсе-
що-проучвателните работи и от експлоатация-
та 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 дебе-
лини, литофациални и при необходимост други