PE-EF-P01 - Przetargi - Gaz

Transkrypt

Załącznik nr 1 do OPZ
Procedura
identyfikacja i o c e n a aspektów środowiskowych
Operatora Gazociągów Przesyłowych GAZ-SYSTEM S.A.
PE-EF-P01
Warszawa, listopad 2015 r.
Procedura identyfikacja i ocena aspektów środowiskowych Operatora Gazociqgow Przesyłowych GAZ-SYSTEM S.A.
Spis treści
Definicje i skróty
3
Cel Procedury
4
Przedmiot
4
Zakres stosowania
4
Rozdział 1
5
Identyfikacja aspektów środowiskowych
5
Rozdział II
7
Zasady oceny aspektów środowiskowych
7
Przepisy końcowe
9
Załączniki
9
Wydanie 5 Wersja 3
PE-EF-P01
Strona 2 z 10
Procedura identyfikacja i ocena aspektów środowiskowych Operatora Gazociągów Przesyłowych GAZ-SYSTEM S.A.
Definicje i skróty
Aspekt środowiskowy - element działań
oddziaływać ze środowiskiem.
Spółki GAZ-SYSTEM S.A. który może wzajemnie
Bieżące aspekty środowiskowe - są to aspekty występujące w trakcie aktualnie prowadzonej
działalności eksploatacyjnej jak również aspekty, które są wynikiem przeszłej działalności,
która nie jest już prowadzona.
Pracownik odpowiedzialny za ochronę środowiska - pracownik Oddziału/Centrali Spółki
GAZ-SYSTEM S.A., kompetentny i uprawniony d o wykonywania czynności w zakresie ochrony
środowiska.
Przyszłe aspekty środowiskowe - są to aspekty, które obecnie nie istnieją, ale mogą powstać
podczas realizacji inwestycji, remontu, jak i w trakcie późniejszej eksploatacji (aspekty
powstawać będą w wyniku prac własnych jak i firm zewnętrznych realizujących zadania na
rzecz Spółki GAZ-SYSTEM S.A.)
Raport Oddziaływania na Środowisko , Karta Informacyjna Przedsięwzięcia - dokumenty
przywołane w ustawie o udostępnianiu informacji o środowisku i jego ochronie, udziale
społeczeństwa w ochronie środowiska oraz o o c e n a c h oddziaływania na środowisko.(Dz. U.
2008 nr 199 poz.1227 z późń. zm.)
Rejestr aspektów środowiskowych (RAŚ) - dokument Zintegrowanego Systemu Zarządzania
zawierający zestawienie występujących w Oddziale lub Centrali aspektów środowiskowych
wraz z ich oceną. Wzór formularza stanowi załącznik nr 1 d o niniejszej Procedury.
Roboty budowlane - definicja zgodna z Regulaminem udzielania zamówień w Operatorze
Gazociągów Przesyłowych GAZ-SYSTEM S.A. (PZ-ZA-R01)
Spółka lub GAZ-SYSTEM S.A. - Operator Gazociągów Przesyłowych GAZ-SYSTEM S.A. z
siedzibą w Warszawie.
Usługi - definicja zgodna z Regulaminem udzielania zamówień w Operatorze Gazociągów
Przesyłowych GAZ-SYSTEM S.A. (PZ-ZA-R01 )
Usługi mające wpływ na środowisko naturalne - usługi, dla których ustalono istnienie
negatywnego oddziaływania na środowisko naturalne
Wpływ na środowisko - każda zmiana w środowisku zarówno korzystna jak i niekorzystna, która
częściowo lub w całości jest spowodowana działaniami Spółki GAZ-SYSTEM S.A. jej wyrobami
lub usługami.
Znaczący aspekt środowiskowy - jest to aspekt środowiskowy, który m a lub może mieć
znaczący wpływ na środowisko, wyznaczony w oparciu o kryteria zawarte w niniejszej
Procedurze.
Wydanie 5 Wersja 3
PE-EF-P01
Zespół Roboczy ds. Zarządzania Środowiskowego - zespół specjalistów z Oddziałów i Centrali
Spółki GAZ-SYSTEM S.A. powołany d o realizacji zadań wynikających z procesu zarządzania
środowiskowego. W skład Zespołu wchodzą pracownicy odpowiedzialni w Oddziałach
i Centrali za ochronę środowiska.
Zespół Środowiskowy - zespół specjalistów Oddziału lub Centrali Spółki GAZ-SYSTEM S.A.
powołany przez Kierownika jednostki organizacyjnej na wniosek Kierownika Działu
Eksploatacji Obiektów w Oddziale, a w Centrali Kierownika Działu Ochrony Środowiska, d o
realizacji zadań wynikających z procesu zarządzania środowiskowego. W skład Zespołu
Środowiskowego wchodzą, oprócz pracowników odpowiedzialnych za ochronę środowiska,
pracownicy zatrudnieni na różnych stanowiskach pracy posiadający wiedzę niezbędną d o
realizowania zadań Zespołu. Zaleca się aby przewodniczącym Zespołu Środowiskowego był
Kierownik Działu Eksploatacji Obiektów w Oddziale, a w Centrali Kierownik Działu
Ochrony Środowiska lub wyznaczony przez niego Pracownik odpowiedzialny za ochronę
środowiska w Oddziale lub odpowiednio w Centrali.
Cel Procedury
Celem Procedury jest zapewnienie stale aktualnej i udokumentowanej informacji
o aspektach środowiskowych występujących w związku z działalnością prowadzoną przez
Spółkę Operator Gazociągów Przesyłowych GAZ-SYSTEM S.A. zwaną w dalszej części
Procedury GAZ-SYSTEM S.A.
Przedmiot
Przedmiotem Procedury jest określenie sposobu postępowania mającego na celu
identyfikowanie i ocenę aspektów środowiskowych związanych z działalnością GAZ-SYSTEM
S.A. które Spółka może nadzorować i na które może mieć wpływ, biorąc p o d uwagę
planowane lub realizowane przedsięwzięcia.
Zakres stosowania
Niniejsza regulacja obowiązuje w e wszystkich Jednostkach Organizacyjnych Spółki.
Wydanie 5 Wersja 3
PE-EF-P01
Strona 4 z 10
Rozdział I
Identyfikacja aspektów środowiskowych
1.
Celem identyfikacji aspektów środowiskowych jest między innymi:
1.1.
1.2.
1.3.
1.4.
1.5.
1.6.
2.
określenie wymagań prawnych, które będą musiały być spełnione w zakresie
ochrony środowiska przy realizowanych robotach budowlanych i usługach
mających wpływ na środowisko oraz bieżącej eksploatacji, zgodnie z Procedurą
dot. identyfikacji wymagań prawnych w zakresie ochrony środowiska,
określenie odpowiednich wymagań dla firm wykonujących prace dla lub w imieniu
GAZ-SYSTEM S.A.,
określenie właściwych sposobów postępowania GAZ-SYSTEM S.A. w odniesieniu do
obowiązujących wymagań prawnych,
wyznaczenie znaczących aspektów środowiskowych w celu ich monitorowania i
zarządzania nimi,
wskazanie ryzyk środowiskowych,
zapewnienie realizacji polityki środowiskowej GAZ-SYSTEM S.A.
Zdarzenia inicjujące proces identyfikacji aspektów środowiskowych to między innymi:
2.1.
2.2.
2.3.
2.4.
2.5.
zidentyfikowanie nowych wymagań prawnych i innych wymagań w zakresie
ochrony środowiska,
zaplanowanie/wykonanie robót budowlanych lub usług, które mogą mieć wpływ
na środowisko,
wystąpienie awarii mającej negatywny wpływ na środowiskowo,
wystąpienie skargi na działalność GAZ-SYSTEM S.A.,
przeprowadzenie audytu środowiskowego, kontroli zewnętrznej.
Dla robót budowlanych lub usług mających wpływ na środowisko naturalne sposób
identyfikację aspektów środowiskowych opisano w punkcie 3.1 Dla pozostałych działań
mających wpływ na środowisko naturalne sposób identyfikacji i oceny aspektów opisano w
punkcie 3.2
3.
Identyfikacja aspektów środowiskowych.
3.1.
Identyfikacja aspektów środowiskowych dla robót budowlanych i usług mających
wpływ na środowisko naturalne.
3.1.1. W przypadku, gdy dla robót budowlanych lub usług mających wpływ na
środowisko naturalne wymagany jest projekt, identyfikacja aspektów
środowiskowych prowadzona jest przez projektantów. Zapisy z identyfikacji
aspektów środowiskowych muszą znajdować się w dokumentacji
projektowej.
Zaleca
się, aby projektant
identyfikując aspekty
środowiskowe
wykorzystywał Załącznik nr 3 d o niniejszej procedury. W przeciwnym
Wydanie 5 Wersja 3
PE-EF-P01
wypadku zobowiązany jest zamieścić w projekcie zapisy równoważne d o
zawartych w ww. załączniku.
Przygotowane zapisy
związane z wynikiem identyfikacji aspektów przez
projektantów, są weryfikowane przez Pracownika odpowiedzialnego za
ochronę środowiska w Oddziale/Centrali podczas opiniowania projektu.
3.2.
3.1.2.
W przypadku zleconej roboty budowlanej lub usługi mającej wpływ na
środowisko innej niż wymieniona w punkcie 3.1.1, identyfikację aspektów
środowiskowych dokonuje dział merytoryczny odpowiedzialny za zgłoszenie
zadania do planu inwestycyjnego/remontowego/zamówień
w porozumieniu z pracownikiem odpowiedzialnym za ochronę środowiska
w Oddziale / Centrali.
Identyfikacja aspektów środowiskowych wykonywana jest na formularzu,
którego wzór stanowi załącznik nr 3. Dokument ten powinien stanowić
załącznik do dokumentacji na podstawie której zostanie wykonane
zadanie.
3.1.3.
Osoba wyznaczona przez kierownika merytorycznie odpowiedzialnego za
realizację zadania na bieżąco prowadzi rejestr posiadanych dokumentów
w zakresie ochrony środowiska (np. decyzji o środowiskowych
uwarunkowaniach, pozwoleń wodnoprawnych wydanych na okoliczność
realizacji zadania, pozwoleń na wycinkę drzew lub krzewów, itp.) w zakresie
realizowanych inwestycji/remontów na formularzu stanowiącym załącznik
nr 2 do niniejszej procedury.
Załącznik prowadzony jest na ogólnie dostępnym dla Oddziału/Pionu dysku
sieciowym wraz z udostępnionymi skanami dokumentów wymienionymi w
załączniku nr 2.
Identyfikacja bieżących aspektów środowiskowych
3.2.1. Każdy pracownik może zgłosić bezpośredniemu przełożonemu informację o
zidentyfikowaniu nowego aspektu środowiskowego. Bezpośredni przełożony
powiadamia o tym fakcie, w sposób zwyczajowo
przyjęty w
Oddziale/Centrali, pracownika odpowiedzialnego w danej jednostce
organizacyjnej za ochronę środowiska.
Pracownik odpowiedzialny za ochronę środowiska w Oddziale/Centrali
ocenia, czy zgłoszenie jest uzasadnione.
Zgłoszenie uznane za nieuzasadnione
wraz z wyjaśnieniem jest
archiwizowane
przez pracownika odpowiedzialnego za ochronę
środowiska w dowolnej formie.
Jeżeli zgłoszenie zostało uznane za uzasadnione pracownik odpowiedzialny
za ochronę środowiska określa, czy zgłoszony aspekt ujęty jest na liście
aspektów środowiskowych obowiązującej w Spółce, znajdującej się
w rejestrze aspektów środowiskowych RAS - wzór formularza rejestru
aspektów środowiskowych stanowi załączniki nr 1 do niniejszej Procedury.
Jeżeli nowy aspekt środowiskowy nie znajduje się w rejestrze aspektów
środowiskowych Spółki, pracownik odpowiedzialny za ochronę środowiska
Wydanie 5 Wersja 3
PE-EF-P01
w Oddziale zgłasza ten fakt do pracowników odpowiedzialnych za ochronę
środowiska w Centrali, którzy aktualizują listę aspektów. Informacje
dotyczące zidentyfikowanego nowego aspektu środowiskowego powinny
zawierać następujące dane: nazwa, źródło i miejsce wystąpienia.
Informację o aktualizacji listy aspektów, osoby odpowiedzialne za ochronę
środowiska w Centrali przekazują osobom odpowiedzialnym za ochronę
środowiska w Oddziałach, które identyfikują, czy nowy aspekt występuje w
ich Oddziale i w ramach prac Zespołu Środowiskowego dokonują
aktualizacji rejestru aspektów środowiskowych.
3.2.2. Do 15 września każdego roku pracownik odpowiedzialny za ochronę
środowiska w Oddziale / Centrali informuje Kierowników komórek
organizacyjnych o konieczności dokonania okresowego przeglądu
aspektów środowiskowych.
Kierownik komórki organizacyjnej wraz z pracownikami dokonują analizy
aspektów środowiskowych.
Kierownik komórki organizacyjnej przekazuje informację z dokonanego
przeglądu,
w
sposób
zwyczajowo
przyjęty
w Oddziale/Centrali
pracownikowi odpowiedzialnemu za ochronę środowiska d o 1 października
każdego roku.
Pracownik odpowiedzialny za ochronę środowiska w Oddziale dokonuje
analizy otrzymanych informacji, a następnie powiadamia pracownika
odpowiedzialnego za ochronę środowiska w Centrali o braku lub
zidentyfikowaniu
nowych
aspektów.
Informacje
dotyczące
zidentyfikowanego nowego aspektu środowiskowego powinny zawierać
następujące dane: nazwa, źródło i miejsce wystąpienia.
Po otrzymaniu
w w . informacji Zespół Roboczy
ds. Zarządzania
Środowiskowego dokonuje analizy zasadności zgłoszeń i aktualizuje listę
aspektów środowiskowych w terminie d o 15 października każdego roku.
Po dokonaniu aktualizacji listy aspektów środowiskowych przez Zespół
Roboczy ds. Zarządzania Środowiskowego, Zespoły Środowiskowe w
Oddziałach dokonują oceny aspektów środowiskowych zgodnie z
Rozdziałem II pkt 1.3.
Ocenę aspektów środowiskowych należy wykonać d o końca października
każdego roku.
3.2.3. Wypełnione formularze przechowywane są w Intranecie na stronie Pionu
Eksploatacji w zakładce Ochrony Środowiska.
Rozdział II
Zasady oceny aspektów środowiskowych
1. Wstęp.
1.1. Przy ocenie aspektów środowiskowych brane są p o d uwagę indywidualne dla
każdego Oddziału/Centrali warunki i rozwiązania techniczne, technologiczne,
eksploatacyjne i administracyjne. Różnorodność tych warunków i rozwiązań
Wydanie 5 Wersja 3
PE-EF-P01
może mieć wpływ na różne wyniki oceny tego samego aspektu środowiskowego
w poszczególnych Oddziałach.
1.2. Aspekty środowiskowe zidentyfikowane zgodnie z opisem postępowania
opisanym w Rozdziale I w punkcie 3.1 niniejszej procedury, nie podlegają ocenie
w g kryteriów określonych w instrukcji stanowiącej załącznik nr 4 d o Procedury.
Dla tych aspektów określone zostały indywidualne d w a kryteria uznawania
aspektów za znaczące.
Aby aspekt został zakwalifikowany d o grupy aspektów znaczących: musi być
aspektem występującym w ramach zadania, dla którego konieczne było
uzyskanie decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach oraz jednocześnie w
decyzji tej został ustanowiony monitoring/nadzór przyrodniczy.
W przypadku znaczących aspektów środowiskowych, działania związane z
monitorowaniem, realizowane są przez dział odpowiedzialny za zadanie w
oparciu o zapisy zawartych umów oraz Raportu oceny oddziaływania na
środowisko. Dowody potwierdzające realizację działań związanych ze znacznymi
aspektami środowiskowymi, zostaną umieszczone w dokumentacji odbiorowej
zadania zgodnie z obowiązującymi regulacjami wewnętrznymi.
1.3. Aspekty środowiskowe zidentyfikowane zgodnie z punktem 3.2. rozdziału I
podlegają ocenie w oparciu o kryteria określone w instrukcji stanowiącej
załącznik nr 4 do Procedury.
1.3.1. W trakcie oceny aspektów środowiskowych Zespół Środowiskowy określa
wpływ danego aspektu na środowisko naturalne oraz warunki, w jakich
dany aspekt może wystąpić.
1.3.2. Podczas określania wpływu działalności GAZ-SYSTEM S.A. na środowisko
należy wziąć p o d uwagę:
1.3.2.1. zużycia energii i zasobów naturalnych,
1.3.2.2. zanieczyszczenie powietrza,
1.3.2.3. zniszczenie struktury gleby i ziemi,
1.3.2.4. naruszenie stosunków wodnych,
1.3.2.5. wpływ na florę i faunę,
1.3.2.6. rodzaje, charakter i ilości odpadów oraz skutki związane z
koniecznością ich zagospodarowania,
uciążliwości
dla środowiska i społeczności lokalnych związane
1.3.2.7.
z na przykład z emisją hałasu, zapachu lub innymi stanami
fizycznymi,
1.3.2.8. inne rodzaje oddziaływań.
1.3.3. Określa się tak dużo wpływów na środowisko, jak tylko jest to możliwe.
Wpływy na środowisko mogą mieć zarówno charakter negatywny jak i
pozytywny.
1.3.4. Dla każdego zidentyfikowanego aspektu środowiskowego określane są
warunki, w jakich on występuje lub może wystąpić takie jak:
1.3.4.1. warunki normalne (planowana i nadzorowana realizacja
Wydanie 5 Wersja 3
PE-EF-P01
Procedura identyfikacja i ocena aspektów środowiskowych Operatora Gazociqgow Przesyłowych GAZ-SYSTEM S.A.
1.3.5.
1.3.6.
procesów/działań, planowe i nadzorowane działania, które
występują okresowo i nie stanowią cyklicznego systemu pracy w
OGP GAZ-SYSTEM S.A. np. inwestycja, remont, modernizacja,
itp.)
1.3.4.2. warunki awaryjne (warunki, inne niż normalne i specjalne,
których wystąpienie może spowodować negatywne skutki dla
środowiska).
Dowodami na prowadzoną ocenę są zapisy zawarte w formularzu,
którego wzór stanowi załącznik nr 1. Wypełnione
formularze
przechowywane są w Intranecie na stronie Pionu Eksploatacji w zakładce
Ochrony Środowiska.
Zasady oceny aspektów środowiskowych są okresowo przeglądane przez
Zespół Roboczy ds. Zarządzania Środowiskowego i w razie potrzeby
aktualizowane.
1.4. Dla znaczących aspektów środowiskowych wyznaczonych przez Zespół
Środowiskowy w Oddziale/Centrali zgodnie z punktem 3.2 rozdziału I,
podejmowane są działania na podstawie procedur wewnętrznych.
Znaczące aspekty środowiskowe są uwzględniane przy ustalaniu celów i zadań
środowiskowych.
Przepisy końcowe
1. Procedura wchodzi w życie z dniem..Ą^.IAIASP''
2.
Czas przechowywania zapisów wynikających z niniejszej Procedury jest określony w
Instrukcji kancelaryjnej (PB-BC-112)
3.
Kierownicy wszystkich Jednostek Organizacyjnych są zobligowani d o stosowania
niniejszej Procedury oraz pełnią nadzór nad jej przestrzeganiem.
4. Wszelkie zmiany d o niniejszej Procedury wprowadza się na zasadach opisanych w
Procedurze Legislacyjnej (BO-DY-P01).
5.
Opiekunem merytorycznym niniejszej
Środowiska Pionu Eksploatacji.
regulacji jest
Kierownik
Działu
Ochrony
Załączniki
Załącznik nr 1 - Formularz-„Rejestr aspektów środowiskowych"
Załącznik nr 2 - Formularz-„Rejestr posiadanych dokumentów w zakresie realizowanych
inwestycji i remontów w Oddziale / Centrali"
Załącznik nr 3 - Formularz Rejestr aspektów środowiskowych dla zadania
Załącznik nr 4 - Instrukcja ,Ocena aspektów środowiskowych"
awdzono p o d względem
PE-EF-P01
Strona 9 z 10
Załącznik nr 3 - Rejestr Aspektów Środowiskowych dla zadania – do procedury PE-EF-P01
pn…………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………
l.p
Grupa aspektów
Aspekt
środowiskowy
Źródła aspektu
środowiskowego
Występuje podczas
zadania
TAK / NIE
Wymagane
-decyzje
-umowy
-zezwolenia
Uwagi/zalecenia/dowody wymagane
podczas odbioru zadania/sposoby
zabezpieczania aspektu
np. kopie kart przekazania odpadów,
pomiary jakości ścieków, oświadczenia itp.
I
II
III
IV
V
VI
VII
1
2
3
n
1
2
3
n
1
2
3
n
1
2
3
n
1
2
3
Aspekty
oddziaływujące
na powietrze
Aspekty
oddziaływujące
na wody i glebę
Zużycie
surowców
Wytwarzanie
odpadów
Pozostałe
aspekty
n
Osoba akceptująca i data akceptacji: …………………………………………………
Wydanie 5 Wersja 3
PE-EF-P01
Strona 1 z 1
Świerklany 16.11.2015
ZAŁĄCZNIK NR 2
do Opisu Przedmiotu Zamówienia
WYTYCZNE W ZAKRESIE PROJEKTOWANIA I WYKONAWSTWA PROCESÓW SPAWALNICZYCH NA OBIEKTACH
SIECI GAZOWYCH ( STACJE/WĘZŁY SYSTEMOWE I ROZDZIELCZE/UKŁADY WEJŚCIOWE-WYJŚCIOWE ZZU).
W zakresie projektowania i wykonawstwa prac spawalniczych należy stosować się obowiązkowo do
wymagań określonych w poniższych dokumentach :
- Rozporządzeniu Ministra Gospodarki z dnia 26 kwietnia 2013 r., w sprawie warunków technicznych,
jakim powinny odpowiadać sieci gazowe i ich usytuowanie (Dz.U. 2013 poz. 640);
- Instrukcji w zakresie wymagań do projektowania gazociągów przesyłowych, stacji gazowych,
systemów ochrony przeciwkorozyjnej gazociągów przesyłowych wysokiego ciśnienia, skrzyżowań
z przeszkodami terenowymi oraz w zakresie pozyskiwania i przechowywania danych przestrzennych
Operatora Gazociągów Przesyłowych GAZ-SYSTEM S.A. nr PE-DY-I02;
- WARUNKACH TECHNICZNYCH w zakresie projektowania, materiałów i elementów stosowanych
Do wytwarzania oraz w zakresie wytwarzania gazociągów przesyłowych budowanych przez
Operatora Gazociągów Przesyłowych GAZ-SYSTEM S.A. uzgodnionych i zatwierdzonych z UDT
a obowiązujących od dnia 15 lipca 2013r.
Operator Gazociągów Przesyłowych ‘Gaz-System” S.A. Oddział w Świerklanach wymaga, by prace
spawalnicze w zakresie projektowania i wykonawstwa spełniały poniższe kryteria:
Wymagane uprawnienia / uznania wytwórcy
- Wykonawca powinien wykazać się wprowadzonym Systemem Zarządzania Jakością zgodnie
z PN-EN ISO 9001;
- wykonawca winien posiadać wprowadzony system zapewnienia jakości w spawalnictwie zgodnie
z PN-EN ISO 3834-2 oraz PN-EN ISO 3834-5;
- wykonawca winien posiadać kwalifikacje nadane w formie decyzji przez UDT w zakresie
wytwarzania,
modernizacji, naprawy gazociągów ( sieci gazowych);
- w zakresie wykonawstwa urządzeń ciśnieniowych podlegających Dozorowi Technicznemu,
wykonawca musi posiadać stosowne uprawnienia nadane przez UDT.
Nadzór spawalniczy/ Spawacze /Operatorzy
- Personel nadzorujący prace spawalnicze powinien być kwalifikowany zgodnie z PN-EN ISO 14731;
Nadzór spawalniczy winien sprawować IWI/EWE ( Międzynarodowy Inżynier Spawalnik);
Nadzór nad pracami spawalniczymi na budowie winna prowadzić osoba z kwalifikacjami min. IWS.
- Spawacze muszą posiadać aktualne Świadectwa wg PN-EN ISO 9606-1 (lub PN-EN 287-1)
w wymaganym zakresie dla realizacji prac spawalniczych wystawione (lub potwierdzone)
obowiązkowo przez UDT.
Dotyczy to również złączy o średnicy D≤ 25 mm oraz złączy odgałęzień rurowych pod kątem ≤ 60º
( przy takich złączach spawacz musi wykazać się odrębnym świadectwem spawacza
wg normy jak wyżej ) !
1
Wykonawstwo połączeń „kabel-rura” może być realizowane tylko przez uprawniony personel
w oparciu
o posiadane świadectwo lutowacza zgodnie z PN-EN ISO 13585 lub operatora
wg PN-EN ISO14732 (wystawione lub potwierdzone obowiązkowo przez UDT).
UWAGA!
Jeśli projekt wykonawczy przewiduje wykonawstwo połączeń rur PE ( włączenia do sieci ś/c (n/c),
zastosowanie instalacji tymczasowej PE itd.) metodą zgrzewania (spawania) , to wykonawca musi
przedstawić uprawnienia kwalifikowanego personelu wykonawczego zgodnie z normą PN-EN 13067.
Uprawnienia personelu muszą wykazywać metodę , grupy materiałowe i podgrupy.
Wykonawstwo badań nieniszczących/ kontrola jakości
- Badania nieniszczące może wykonywać tylko laboratorium z uznaniem ( akredytacją) wg normy
PN-EN ISO/IEC 17025 , personel badań nieniszczących musi posiadać kwalifikacje zgodne
z PN-EN ISO 9712; Zgodnie z wymagania normy, personel badań NDT musi posiadać aktualne
badanie wzroku.
- Przed przystąpienie do realizacji badań, wykonawca ma obowiązek przedstawić do akceptacji użytkownikowi
Sieci gazowej OGP GAZ-SYSTEM Oddział w Świerklanach, wytypowane laboratorium badań
nieniszczących NDT.
- Wykonywanie badań nieniszczących ( VT,PT,MT,UT,RT) winno się odbywać
w oparciu
o
zatwierdzone
w
OGP
„
Gaz-System”
O/Świerklany
instrukcje
badań.
Instrukcje
sporządza certyfikowany personel z min. 2 stopniem certyfikacji.
Dopuszcza się stosowanie raz zatwierdzonych instrukcji/procedur badawczych wielokrotnie.
Jeśli przy realizacji badań nieniszczących będzie konieczna zmiana warunków badania, technik
badawczych, zastosowania specjalistycznego sprzętu, a instrukcja badawcza wcześniej zatwierdzona
nie będzie tego ujmowała, wykonawca ( laboratorium) będzie zobowiązany sporządzić nową
instrukcję i przedłożyć ją do zatwierdzenia przed rozpoczęciem badań.
- Wykonawca przedstawiając Zamawiającemu do uzgodnienia instrukcje technologiczne spawania,
zobowiązany jest jednocześnie przedstawić odpowiednie dokumenty potwierdzające, że laboratorium
mające wykonać badania nieniszczące posiada akredytację zgodną z wymogami
PN-EN ISO/IEC17025.W przypadku braku dokumentu, o którym mowa w zdaniu poprzednim
zamawiający zażąda zmiany zaproponowanego laboratorium, na inne spełniające wymagania
określone przez zamawiającego.
Kwalifikowanie technologii spawalniczych.
- Wykonawca musi posiadać uznanie technologii spawania WPQR(WPAR) na wszystkie rodzaje
wykonywanych złączy spawanych wg PN-EN ISO 15614 ( PN-EN 288-3). Operator gazociągu
wymaga , aby przy kwalifikowaniu technologii spawania przeprowadzona była próba udarności w
temperaturze -30°C dla wykonanych złączy spawanych (wszystkich od grubości 5 mm wzwyż). Jeżeli
uznanie nie będzie obejmowało próby udarności, wykonawca ma obowiązek uzupełnić to badanie na
dodatkowej próbce spawalniczej z tych samych materiałów i dla tych samych technologii spawania ,
które będą wykorzystywane przy realizacji procesów spawalniczych danej inwestycji.
Próbę należy wykonać przed rozpoczęciem prac spawalniczych na elementach o grubości min. 6,3 mm
- W zakresie ewentualnych napraw miejscowych , wykonawca musi wykazać się osobnym uznaniem
na technologię naprawczą . Jeżeli wykonawca nie posiada takiego uznania wg norm jak wyżej,
nie może wykonywać napraw miejscowych, tylko wadliwe złącze musi wyciąć w całości ( włącznie
z usunięciem SWC) i wykonać ponowną spoinę na gotowo.
2
- Również spawane odgałęzienia rurowe przy kącie ≤ 60 ° wymagają osobnego uznania technologii
wg norm jak wyżej.
- Wykonawstwo połączeń spawanych na czynnej sieci gazowej ( np. spawania elementów w zakresie
metody włączeń bezpostojowych) wymaga osobnych uznań w zakresie kwalifikowania technologii
spawania. Warunki określa operator sieci w oparciu o wytyczne normy PN-EN 12732.
- Wykonywanie przyłączy kabli ze ścianką rury ( dotyczy elementów czynnej ochrony katodowej)
dopuszcza się tylko techniką PIN –BRAZING w oparciu o uznaną technologię zgodnie z normą
PN-EN 12732 załącznik H.
Dla metody spawania 111 dopuszcza się zmianę marki materiału dodatkowego przy określonym
oznaczeniu normatywnym pod warunkiem , że wykonane zostanie dodatkowe złącze próbne
z zastosowaniem tych samych parametrów spawania jak w oryginalnym badaniu technologii. Złącze
takie poddaje się obowiązkowej próbie udarności.
Dokumentacja spawalnicza/ Instrukcje WPS:
- OGP „Gaz-System” O/Świerklany wymaga sporządzania do każdego typu złącza spawanego
pisemnej instrukcji technologicznej spawania WPS ( zgodnie z PN-EN ISO 15609-1)
i przekazania jej obowiązkowo do zatwierdzenia przez służby spawalnicze operatora przed
wykonywaniem prac.
UWAGA!
Instrukcje Technologiczne Spawania WPS wykonawca ma obowiązek sporządzić dla złączy:
- wszystkich układów technologicznych;
- rur ochronnych /przewiertowych ( jeśli takie występują w ramach zadania);
- instalacji wydmuchowych (upustowych);
- układu gazowego zasilającego kotłownię (tzw. „ścieżki gazowej”);
- wszystkich instalacji tymczasowych (np. gazociągu obiegowego, instalacji tymczasowej stacji SRP
itd.):
- podlegających naprawie ( spoin naprawczych).
W przypadku połączeń kabli ze ścianką rury ( wykonawstwo elementów ochrony katodowej),
wykonawca sporządza instrukcję technologiczną luto-zgrzewania BPS.
Wraz z Instrukcjami WPS (BPS), wykonawca ma obowiązek przedłożyć kopie WPQR ( z dołączonymi
raportami z badań nieniszczących/niszczących) dla opracowanych instrukcji oraz wykaz ( kopie świadectw)
uprawnionych spawaczy wytypowanych do realizacji zadania oraz świadectw operatorów ( połączenia kabli
ochrony katodowej ze ścianką rurociągu).
- Operator wymaga sporządzenia do zatwierdzenia zbiorczego PLANU SPAWANIA i KONTROLI
ZŁĄCZY dla wykonawstwa wszystkich połączeń spawanych .
- Plan Spawania i Kontroli Złączy musi być uzupełniony o rysunek/rysunki wykonawcze
( zestawieniowe ) wszystkich elementów budowanego obiektu z oznaczonymi spoinami, które
podlegają wykonawstwu w zakresie realizacji zadania. Oznaczenia spoin muszą być jednoznaczne
z tymi opisanymi w Planie Spawania i Kontroli Złączy Spawanych.
Wszelkie operacje cięcia rur przewodowych, łuków , króćców itp. wymagają opisania w Dzienniku Spawania.
- Zmiany konstrukcyjne w zakresie połączeń spawanych oraz technologii wykonania ( w tym materiałowe)
muszą być obowiązkowo każdorazowo uzgadniane ze Spawalnikiem Oddziału OGP „GAZ-SYSTEM” S.A.
w Świerklanach.
W przypadku wykonawstwa prac spawalniczych na sieciach gazowych zarządzanych przez
operatora sieci dystrybucyjnej, stosowną dokumentację spawalniczą oraz dopuszczenie do tych
3
prac należy uzgadniać wcześniej z PSG Sp. z o.o. Oddział w Zabrzu. Kopię zatwierdzonej
dokumentacji należy dołączyć do dokumentacji wykonawczej.
Wykonawstwo prac spawalniczych:
Prace spawalnicze należy prowadzić w oparciu o zatwierdzone przez operatora Instrukcje
Technologiczne Spawania WPS, zgodnie z zapisami Planu Spawania i Kontroli Złączy Spawanych
oraz warunkami określonymi w normie przedmiotowej PN-EN 12732.
Należy przestrzegać bezwzględnie wymogów technologicznych zawartych w WPS/BPS:
- zmiennych zasadniczych parametrów spawania i energii liniowej spawania,
- temperatur: podgrzewania , międzyściegowych, schładzania złącza i ewentualnej obróbki cieplnej,
- stosować zatwierdzone zgodne z instrukcją spawania materiały podstawowe i dodatkowe.
Wykonawca musi stosować przy pracach spawlaniczych:
- urządzenia spawalnicze ( spawarki, agregaty spawalnicze) z regulowaną bezstopniową nastawą
parametrów i możliwością ich bezpośredniego odczytu,
- sprzęt do podgrzewania (palniki propan-butan) lub urządzenia do nagrzewania indukcyjnego (np.
maty grzejne),
- przyrządy do kontroli temperatury ( termometry, pirometry bądź odpowiednie termoindykatory
kredkowe),
- urządzenia do pozycjonowania, centrowania i montażu współosiowego elementów,
- dodatkowe zabezpieczenia miejsc spawania przy wykonawstwie robót spawalniczych w terenie
( namioty spawalnicze, parawany, nagrzewnice ),
- mocowanie uchwytu „masowego” do rur zapewniające bez zwarciowe połączenie na styku,
- Dla materiałów z grupy materiałowej 2 i 3 dopuszcza się cięcie termiczne (np. acetylenowo-tlenowe)
pod warunkiem przeprowadzenia obróbki mechanicznej ciętej powierzchni na szerokości obejmującej
usunięcie strefy SWC . Wymaga się w tym przypadku przeprowadzenia dodatkowych badań UT na
szerokości min. 25 mm licząc od czoła rury.
- Przy cięciu elementów rurowych przygotowywanych do spawania , należy zachowywać
prostopadłość płaszczyzny cięcia w stosunku do ich osi wzdłużnych. Odchyłki cięcia nie powinny
przekraczać: 0,5 mm – dla rur o średnicach do DN 80 , 1 mm – dla rur o średnicach od DN 80 do
DN 200, 1,6 mm dla rur powyżej DN 200;
- Krawędzie złączy winny być przygotowane zgodnie z normami PN-ISO 6761, PN-EN 1708-1 ,
PN-EN ISO 9692-1 oraz Instrukcją Technologiczną Spawania WPS.
Jeśli brzegi do spawania elementów rurowych i armatury są o różnej grubości to należy je przygotować
(wyrównać) zgodnie z załącznikiem „C” normy PN-EN 12732 lub norm jak wyżej;
- Operator gazociągu wymaga, by do procesów spawania elementów rurowych stosować metody:
141 i 141/111 ;
- Odgałęzienia króćców należy wykonywać poprzez zastosowanie elementów kutych lub ciągnionych
( trójniki/ zwężki ) i stosowanie połączeń spawanych doczołowych.
- Dopuszcza się za zgodą służb spawalniczych operatora gazociągu i tylko jeśli średnica odgałęzienia
jest co najmniej o połowę mniejsza od średnicy rury podstawowej, stosowanie spawanych odgałęzień
rurowych. Wymaga się zastosowania „przejściowych” elementów kształtowych typu WELDOLET
chyba, że z obliczeń wytrzymałościowych wynika, iż zastosowanie wzmocnienia takim elementem nie
jest konieczne. Rozwiązanie powyższe, stosuje się wyłącznie do technologicznych układów rurowych
na obiektach gazowych ( nie dotyczy spawanych króćców na czynnej sieci w ramach technologii
hermetycznych i włączeniowych ). Dopuszczenie takowe stosuje się dla średnic rury odgałęźnej do
max. 3” (DN 80) pod warunkiem, że załączona kwalifikowana technologia spawania (WPR), obejmuje
stosowne zakresy średnic i grubości elementów spawanych. Spoiny elementów tego typu należy
wykonywać obowiązkowo z pełnym przetopem.
4
Zastosowanie do odgałęzień kształtek typu WELDOLET o średnicach nominalnych 4” i więcej,
warunkuje się przeprowadzeniem dodatkowego kwalifikowania technologii spawania (WPQR),
która będzie jednoznacznie zgodna w swym zakresie z zaprojektowanymi grubościom ścianek
elementów rurowych , na których mają być one naspawywane.
- Na elementach kształtowych takich jak łuki, kolana, trójniki, zwężki nie dopuszcza się wykonywania
spawanych odgałęzień rurowych. W wyjątkowych przypadkach i tylko jeśli jest to uzasadnione,
operator gazociągu może dopuścić wykonanie takiego odgałęzienia, lecz dotyczy to tylko elementu
typu kolano/łuk i winno ono być zaprojektowane w osi obojętnej elementu kształtowego.
- Bezwzględnie należy przestrzegać minimalnych odległości między spoinami obwodowymi, które
mają wynosić min. 200 mm ( lub min. 0,5 DN przy średnicach powyżej DN 400).
Odległość między spoinami obwodowymi a spoiną odgałęzienia ma wynosić min. 200mm.
- W przypadku zlączy spawanych nie spełniających przyjętych kryteriów odbiorowych dopuszcza się
naprawę, lecz może być ona wyłącznie jednorazowa. W przypadku gdy spoina po naprawie i badaniach
nadal nie spełnia wymogów jakościowych, podlega całkowitemu wycięciu i spawaniu na nowo.
- Spoiny rurociągu obiegowego-tymczasowego (bay’passu) wraz ze spoinami instalacji tymczasowych , spoiny
rur wydmuchowych/upustowych i „ścieżki gazowej” zasilającej kotłownię na obiekcie, podlegają tym samym
warunkom wykonawczym jak elementy technologiczne budowanej sieci gazowej.
- Nie dopuszcza się na elementach rurowych znakowania trwałego stemplami ( np. znakami spawacza).
Opis numeracji spoin, nr znaku spawacza, oznaczeń złącza należy dokonywać przy użyciu wyłącznie
niezmywalnych markerów. Wszystkie wykonane spoiny, bezwzględnie muszą być wykazane na
rysunkach wykonawczych elementów obiektu ( stacji, węzła itp.).
- Przy wykonywaniu włączeń do czynnego gazociągu, dopuszcza się stosowanie trójników i nakładek
rozciętych wyłącznie pełno obwodowych. Wyjątkiem jest spawanie elementów króćców TOR
i króćców do „balonowania” z zastosowaniem nakładek wzmacniających, przy czym musi być
spełniony warunek, że średnica odgałęzienia (króćca) wynosi najwyżej 0,5D rury głównej i obliczenia
wytrzymałościowe potwierdzają możliwość zastosowania takiego rozwiązania konstrukcyjnego.
- Luto-zgrzewanie kabli ochrony katodowej do gazociągu należy wykonywać obowiązkowo przed
właściwymi próbami ciśnieniowymi (wytrzymałościowymi).
- Wykonawstwo spoin łączących armaturę (zawory, zasuwy) z gazociągiem, należy prowadzić z ciągłą
kontrolą temperatur podczas spawania (tzw. monitoring złącza). Z pomiarów wykonawca sporządza
protokół. Wymóg stosuje się do armatury z końcówkami do spawania.
Badanie i kontrola złączy spawanych:
- Badania nieniszczące NDT (VT,PT,MT,RT,UT) prowadzić należy w oparciu o wytyczne aktualnych na dzień
zatwierdzenia projektu wykonawczego ( wykonawstwa obiektu) norm przedmiotowych oraz zgodnie
z zatwierdzonymi przez operatora instrukcjami wykonawczymi przedłożonymi przez laboratorium badań.
► Połączenia spawane doczołowe ( spoiny układów technologicznych, rur upustowychwydmuchowych ,
układów zasilania kotłowni ( „ścieżka gazowa”) oraz elementów
tymczasowych ( tzw. bypassów i stacji tymczasowych) podlegają obowiązkowo:
- badaniom wizualnym ( 100%) ;
- badaniom radiograficznym ( 100%);
- dodatkowo wszystkie spoiny włączeniowe, spoiny nie podlegające próbom ciśnieniowym oraz
spoiny występujące pod przeszkodami terenowymi (jeśli takie wystąpią ) :
● dla rur o grubości ścianek od 6,3 mm podlegają badaniom ultradźwiękowym ;
● dla rur o grubości ścianek do 6,3 mm włącznie podlegają badaniom magnetyczno-proszkowym
►Spoiny odgałęzień rurowych, króćców oraz spoin pachwinowych podlegają obowiązkowo:
5
-
-
badaniom wizualnym 100% ( kontrola wizualna spoin odgałęzień rurowych i króćców
obejmuje bezwzględnie badanie spoiny od strony grani przy użyciu technik pośrednich
( wideoskopowych).
badaniom magnetyczno-proszkowym w zakresie 100% ( dopuszcza się po uzgodnieniach
zastosowanie metody penetracyjnej).
Uwaga! Inwestor zastrzega sobie prawo wnioskowania o przeprowadzenie dodatkowych
badań nieniszczących (objętościowych - RT/UT) przez wykonawcę , jeżeli podczas kontroli
ujawnione zostaną niezgodności spawalnicze/materiałowe na instalacji gazowej.
► Spoiny elementów kształtowych naspawywanych na czynnych sieciach gazowych (gazociągach) oraz odcinki
rur na których będą one zabudowane ,podlegają obowiązkowym badaniom jak niżej:
- miejsca na rurze przewodowej gazowej, gdzie będą umiejscowione i spawane elementy kształtowe
podlegają kontroli MT i UT
w zakresie 100% na obecność ewentualnych wad hutniczych
i rozwarstwień ( badana strefa ma obejmować całą długość naspawywanego elementu zwiększoną o 50
mm z każdej jego strony).
- Badania spawanych trójników dwudzielnych ( fittingów) ,obejmują spoiny wzdłużne łączące
„połówki” przy zastosowaniu badań VT 100% i RT 100%.
Połączenia obwodowe pachwinowe „fitting –rura przewodowa” podlegają badaniom VT i MT 100%.
- Króćce do „balonowania” podlegają kontroli VT( w tym sprawdzenie poprawności wykonania warstwy
przetopowej od wewnętrznej strony króćca) oraz MT, w zakresie 100%. To samo badanie
przeprowadzić dla króćców typu „TOR”.
- Spoiny nakładek wzmacniających podlegają kontroli VT oraz MT w zakresie 100%.
Kryterium odbioru złączy spawanych:
Poziom jakości B wg PN –EN ISO 5817
W przypadku badań magnetyczno-proszkowych (penetracyjnych) obowiązuje poziom akceptacji 2x.
Uwaga: Dopuszcza się odstępstwa dla niektórych niezgodności spawalniczych ale tylko dla spoin
gazociągu przyłączeniowego wg tabeli G.1 normy PN-EN 12732.
Zamiast nieaktualnej normy PN-EN 25817 należy stosować odpowiednie poziomy jakości
z normy PN-EN ISO 5817.
Całkowicie niedopuszczalne są niezgodności typu „przyklejenia” ( 401) oraz „niepełny przetop
grani” ( 402).
Niedopuszczalne jest szlifowanie lica spoiny i stref przyspoinowych tarczami szlifierskimi.
- Wytyczne prowadzenia badań:
*) wizualne wg PN-EN ISO 17637,
*) magnetyczno-proszkowe wg PN-EN ISO 17638 oraz PN-EN ISO 3059
*) penetracyjne wg PN-EN ISO 3452 (cz. 1 - 4) oraz PN-EN ISO 3059
*) radiograficzne wg PN-EN ISO 17636-1 (obowiązkowo technika wykonania – klasa B),
*) ultradźwiękowe wg PN-EN 583 (cz. 1 i 2) , PN-EN ISO 17640.
Ewentualne zmiany w zakresie badań i kontroli połączeń spawanych należy obowiązkowo
6
uzgadniać ze Spawalnikiem Oddziału OGP Gaz-System w Świerklanach.
Wymagania inwestora w zakresie kontroli inspekcyjnych i odbioru złączy spawanych:
-Wykonawca ma obowiązek powiadomić służby spawalnicze inwestora o terminie rozpoczęcia prac
spawalniczych. Wykonawstwo tych prac może nastąpić wyłącznie po pozytywnym zatwierdzeniu
dokumentacji spawalniczej przez uprawniony personel spawalniczy inwestora.
- OGP GAZ-SYSTEM zastrzega sobie prawo do przeprowadzenia kontroli realizowanych prac spawalniczych
oraz do „ rekontroli” badań nieniszczących wykonywanych w trakcie realizacji inwestycji tak przez służby
własne jak i stronę trzecią.
- Wykonawca (lub w jego imieniu laboratorium wykonujące badania NDT ) ma obowiązek przedstawienia
pełnej dokumentacji jakościowej ( protokoły, radiogramy, zdjęcia itp.) na każde wezwanie inwestora
i na każdym etapie realizacji inwestycji.
- Na 7 dni przed planowanymi próbami szczelności i wytrzymałości, wykonawca zobowiązany jest
zgłosić ten fakt do Operatora Gazociągów Przesyłowych Gaz-System S.A. w Świerklanach, by służby
spawalnicze inwestora mogły przeprowadzić wstępną ocenę połączeń spawanych wykonanych na
obiekcie ( dotyczy wszystkich układów naziemnych w stacjach, węzłach , na układach ZZU
i pozostałych) oraz sprawdzić poprawność wykonania badań NDT.
Należy przekazać komplet wszystkich protokołów badań nieniszczących oraz radiogramy z badań RT.
W przypadku stwierdzenia w trybie „rekontroli”, nieprawidłowego wykonania badań nieniszczących
( złej oceny jakościowej wykonanych złączy) lub nie przekazania dokumentacji przez wykonawcę,
inwestor nie dopuści do rozpoczęcia właściwych prób ciśnieniowych elementów prefabrykowanych
bądź całego obiektu.
- Przed odbiorem technicznym obiektu sieci gazowej/ gazociągu, wykonawca ma obowiązek
przedłożyć wcześniej inwestorowi ( min. z 7 - dniowym wyprzedzeniem) pełną dokumentację
spawalniczą powykonawczą w zakresie obejmującym:
- Dzienniki Spawania wraz ze schematami ( rysunkami układów obiektu/lub gazociągu), na
których
opisano wszystkie złącza spawane ( spoiny);
- Świadectwa wszystkich spawaczy, którzy wykonywali spoiny;
- Dokumentację z badań NDT ( badań nieniszczących) i niszczących, jeśli takie
miały być wykonane, w postaci protokołów bądź raportów technicznych;
Dla badań RTG należy bezwzględnie przedstawić radiogramy dla badanych spoin.
Wymagania inwestora w zakresie projektowania :
►Projekt wykonawczy musi jednoznacznie wyszczególniać wszystkie elementy rurowe
(w tym kształtki), które będą podlegały łączeniu metodami spawalniczymi. Dla
elementów tych należ bezwzględnie podawać: rodzaj , średnicę, grubość ścianki,
gatunek materiału.
►Wszystkie
elementy
muszą
być
wyszczególnione
na
rysunkach
złożeniowych/wykonawczych. Wskazanym jest, by oznaczać występowanie złączy
spawanych.
7
►Wszelkie zmiany kierunków przepływu, zmiany średnic należy projektować
z zastosowaniem elementów kutych bądź ciągnionych (kolan, łuków, trójników,zwężek
itp.)
►Dopuszcza się zgodnie z wytycznymi PE-DY-W01 i PE-DY-W02 stosowanie
odgałęzień spawanych, lecz należy stosować się do wymogów powyższych wytycznych i
jednocześnie należy potwierdzić zaprojektowane rozwiązanie konstrukcyjne stosownymi
obliczeniami (obliczenia ścianek rur osłabionych otworami).
W przypadku konieczności zastosowania wzmocnienia elementu, należy zaprojektować
zastosowanie specjalnych kształtek kutych typu: WELDOLET czy SWEEPOLET.
Obliczenia można przeprowadzać wg standardów ASME B31.4-2009 bądź warunków
WUDT-UC WO-O/18
►Zastosowanie technologii włączeń hermetycznych bezpostojowych (TDW)
wymaga przeprowadzenia obliczeń dla wszystkich elementów kształtowych i ich
dobór co do rodzaju, średnic, grubości ścianek, zastosowania dodatkowych
elementów wzmacniających (nakładek). Elementy należy wyszczególnić.
Należy stosować rozwiązania konstrukcyjne w postaci kształtek dwudzielnych pełno
obwodowych.
Obliczenia należy przeprowadzać wg dokumentów normatywnych jak wyżej.
Zastosowanie technologii bezpostojowej należy przedstawić szczegółowo na
rysunku zestawieniowym budowanego obiektu (z umiejscowieniem na sieci
gazowej).
►Jeżeli włączenie obiektu przewiduje się metodą „tradycyjną” za układami ZZU
wlot/wylot ( włączenia do gazociągów liniowych), to należy zaprojektować króćce
balonowe i upustowe wg wymogów jak wyżej.
Dział Techniczny
Specjalista
Jarosław Kurowski
IWE , IWI-C
8
Instrukcja
w zakresie wymagań do projektowania gazociągów przesyłowych, stacji
gazowych, systemów ochrony przeciwkorozyjnej gazociągów przesyłowych
wysokiego ciśnienia, skrzyżowań gazociągów z przeszkodami terenowymi oraz w
zakresie pozyskiwania i przechowywania danych przestrzennych Operatora
Gazociągów Przesyłowych GAZ-SYSTEM S.A.
PE-DY-I02
Warszawa, styczeń 2015 r.
w zakresie wymagań do projektowania gazociągów przesyłowych, stacji gazowych, systemów ochrony
przeciwkorozyjnej gazociągów przesyłowych wysokiego ciśnienia, skrzyżowań gazociągów z przeszkodami
terenowymi oraz w zakresie pozyskiwania i przechowywania danych przestrzennych Operatora Gazociągów
Przesyłowych GAZ-SYSTEM S.A.
Spis treści
Definicje i skróty............................................................................................................................................ 3
Cel Instrukcji .................................................................................................................................................. 7
Przedmiot....................................................................................................................................................... 7
Zakres stosowania ........................................................................................................................................ 7
Paragraf 1 Zasady stosowania .................................................................................................................. 7
Przepisy przejściowe i końcowe ................................................................................................................ 8
Załączniki ....................................................................................................................................................... 8
Wydanie 1 Wersja 1
PE-DY-I02
Strona 2 z 8
Definicje i skróty
Branżowa Mapa Numeryczna (BMN) – Mapa numeryczna sieci i obiektów gazowniczych
prowadzona w GAZ-SYSTEM S.A. Treść geodezyjna BMN zgodna jest z instrukcją K1 – 98 z
uwzględnieniem symboliki i struktury zawartej w instrukcji G7 dla obiektów niemających
odpowiedników w K1. Zakres gazowniczy oparty jest o uzgodnione i zdefiniowane symbole
branżowe.
Dane geodezyjne – Dane przestrzenne o dokładności i sposobie opracowania określonych
przez standardy techniczne dla geodezji (instrukcje techniczne). W GAZ-SYSTEM S.A pod
hasłem danych geodezyjnych należy rozumieć wielkoskalowe opracowania mapowe. Do
danych geodezyjnych zaliczamy również wektorowe i rastrowe mapy topograficzne.
Dane geograficzne – Dane przestrzenne lub dane opisowe o obiektach i zjawiskach
występujących na powierzchni Ziemi i w jej bliskim sąsiedztwie - zarówno pod jak i nad tą
powierzchnią. Przykładem obiektów lub zjawisk sąsiadujących z powierzchnią Ziemi mogą
być: poziom wód gruntowych, zachmurzenie. Dane geograficzne mogą opisywać obiekty i
zjawiska naturalne oraz stworzone przez człowieka.
Dane przestrzenne – Dane dotyczące obiektów, zjawisk lub procesów, które znajdują się w
przyjętym układzie współrzędnych. Dane te określają położenie, wielkość, kształt oraz związki
topologiczne zachodzące między tymi obiektami, zjawiskami lub procesami. Dane
przestrzenne, w formie cyfrowej, mogą występować, jako dane wektorowe i dane rastrowe.
Obraz tych danych składa się na treść Mapy numerycznej.
Droga – Budowla wraz z drogowymi obiektami inżynierskimi, urządzeniami oraz instalacjami
zlokalizowanymi w Pasie drogowym, stanowiąca całość techniczno-użytkową przeznaczoną
do prowadzenia ruchu drogowego.
Droga gminna – Droga publiczna o znaczeniu lokalnym, niezaliczona do innej kategorii,
stanowiąca uzupełniającą sieć dróg służących miejscowym potrzebom, z wyłączeniem dróg
wewnętrznych.
Droga krajowa – Droga publiczna, do której zalicza się:

autostrady i drogi ekspresowe oraz drogi leżące w ich ciągach do czasu wybudowania
autostrad i dróg ekspresowych,

drogi międzynarodowe,

drogi stanowiące inne połączenia zapewniające spójność sieci dróg krajowych,

drogi dojazdowe do ogólnodostępnych przejść granicznych obsługujących ruch
osobowy i towarowy bez ograniczeń ciężaru całkowitego pojazdów (zespołu pojazdów)
lub wyłącznie ruch towarowy bez ograniczeń ciężaru całkowitego pojazdów (zespołu
pojazdów),

drogi alternatywne dla autostrad płatnych,

drogi stanowiące ciągi obwodnicowe dużych aglomeracji miejskich.
UWAGA - Drogi publiczne, ze względu na funkcje w sieci drogowej, dzielą się na następujące
kategorie: drogi krajowe, drogi wojewódzkie, drogi powiatowe, drogi gminne.
Wydanie 1 Wersja 1
PE-DY-I02
Strona 3 z 8
Droga powiatowa – Droga publiczna inna niż Droga krajowa i Droga wojewódzka,
stanowiąca połączenie miast będących siedzibami powiatów z siedzibami gmin i siedzib
gmin między sobą.
Droga wojewódzka – Droga publiczna inna niż Droga krajowa, stanowiąca połączenie
między miastami, mająca znaczenie dla województwa oraz droga o znaczeniu obronnym
niezaliczona do dróg krajowych.
Elementy oznakowania trasy gazociągu – Zbiór elementów takich jak:
- taśma ostrzegająca, siatka ostrzegająca,
- taśma lokalizacyjna,
- słupek oznaczeniowy,
- znacznik elektromagnetyczny,
- tablica orientacyjna,
pozwalających na oznakowanie trasy, punktów załamań i głębokości ułożenia Gazociągu
lub jego odcinków oraz infrastruktury krzyżującej się.
Gazociąg – Rurociąg przesyłowy wysokiego ciśnienia wraz z wyposażeniem, ułożony na
zewnątrz stacji gazowych, obiektów wydobywających, wytwarzających, magazynujących
lub użytkujących gaz ziemny, służący do transportu gazu ziemnego.
GAZ-SYSTEM S.A. lub Inwestor – Operator Gazociągów Przesyłowych GAZ-SYSTEM S.A.
Kąt skrzyżowania – Kąt prosty lub ostry, mierzony w płaszczyźnie poziomej między osią
gazociągu i osią przeszkody terenowej, np. drogi lub linii kolejowej, w punkcie ich przecięcia.
Mapa hybrydowa – Opracowanie składające się z danych wektorowych prezentowanych
na tle skalibrowanej Mapy rastrowej.
Mapa numeryczna – Mapa w formie cyfrowej, której obiekty przedstawione są w formie
obrazów wektorowych i rastrowych. Mapa numeryczna może być częścią Systemu informacji
przestrzennej (Geograficznej + Terenowej). Pełni wtedy funkcję środka do wizualizacji danych
geograficznych zawartych w bazie.
Mapa rastrowa (dane rastrowe) – Grafika rastrowa będąca cyfrową reprezentacją mapy
wykonanej w konkretnej skali i odwzorowaniu kartograficznym. Najczęściej tworzona poprzez
skanowanie map analogowych.
Mapa topograficzna – Mapa w przedziale skalowym przyjmowanym zazwyczaj od 1: 10 000
do 1:200000, o treści ogólnogeograficznej ze szczególnym uwzględnieniem obiektów
topograficznych.
Mapa wektorowa (dane wektorowe) – Mapa w postaci cyfrowej, której elementy treści
opisywane są za pomocą zbiorów punktów o znanych współrzędnych wraz z zasobem
informacji o tych obiektach opisanym za pomocą atrybutów nie przestrzennych
określających ich właściwości.
Wydanie 1 Wersja 1
PE-DY-I02
Strona 4 z 8
Odcinek gazociągu – Część Gazociągu, dla którego przyjęto określone ciśnienie projektowe,
klasę lokalizacji, maksymalne ciśnienie robocze (MOP).
UWAGA - Odcinek gazociągu może być wyróżniony przez jeden lub więcej kryteriów, t.j.:

średnica i grubość ścianki rury, które różnią się od sąsiednich odcinków,

wartość ciśnienia próby wytrzymałości, na podstawie, którego przyjęto wartość
maksymalnego ciśnienia roboczego (MOP) różniącą się od wartości (MOP) sąsiednich
odcinków gazociągu,

klasa lokalizacji lub współczynnik projektowy różniący się od sąsiednich odcinków.
Pas drogowy – Wydzielony liniami rozgraniczającymi drogę grunt wraz z przestrzenią nad i
pod jego powierzchnią, w którym są zlokalizowane Droga oraz obiekty budowlane i
urządzenia techniczne związane z prowadzeniem, zabezpieczeniem i obsługą ruchu, a także
urządzenia związane z potrzebami zarządzania Drogą.
Paszportyzacja, System paszportyzacji – System inwentaryzacji obiektów sieci gazowej wraz z
ich parametrami. W systemie paszportyzacji każdy element posiada tzw. paszport, czyli zbiór
opisujących go atrybutów. Paszporty określają podstawowe parametry oraz relacje
opisywanego obiektu z innymi elementami.
Profil podłużny – Wykres obrazujący, w przewyższeniu, wysokość poszczególnych punktów
Gazociągu w odniesieniu do przyjętego poziomu.
Przepust – Budowla o przekroju poprzecznym zamkniętym, przeznaczona do
przeprowadzania cieków, szlaków wędrówek zwierząt dziko żyjących lub urządzeń
technicznych przez korpus Drogi.
Przeszkoda terenowa – Rozumie się przez to:
a) przeszkodę naturalną - element środowiska, a w szczególności dolinę, bagno, rzekę,
wąwóz, wzniesienie, szlak wędrówek zwierzyny dziko żyjącej,
b) przeszkodę sztuczną - dzieło ludzkie, a w szczególności drogę, linię kolejową, linię
elektroenergetyczną, kanał, rurociąg, ciąg pieszy lub rowerowy.
Przewodowy układ rurowy – Odcinek gazociągu na skrzyżowaniu z przeszkodą terenową o
współczynniku projektowym równym lub mniejszym niż 0,4.
Punkt charakterystyczny gazociągu – Miejsce zainstalowania
Gazociągu lub charakterystyczne miejsce na trasie Gazociągu.
elementu
uzbrojenia
Rura osłonowa – Rura o średnicy większej od gazociągu, zabezpieczająca Przewodowy układ
rurowy przed uszkodzeniem i przenosząca obciążenia zewnętrzne powstające w wyniku
ruchu pojazdów drogowych i kolejowych lub innych oddziaływań.
UWAGA – Rura przeciskowa lub przewiertowa stosowana do wykonania przejścia pod
przeszkodą terenową bez wykonania wykopu może, po ukończeniu budowy, pełnić rolę Rury
osłonowej.
Schemat – Całościowy schemat geodezyjny w określonej skali wybranego obiektu
systemowego takiego jak Tłocznia, Węzeł, Stacja Gazowa, Punkt Pomiarowy, Śluza, Zespół
Zaporowo – Upustowy.
Wydanie 1 Wersja 1
PE-DY-I02
Strona 5 z 8
Siatka ostrzegająca – Siatka z tworzywa sztucznego umieszczana w ziemi nad Gazociągiem i
infrastrukturą krzyżującą się w celu ostrzegania o ich położeniu przy prowadzeniu prac
ziemnych.
Skrzyżowanie – Miejsce, w którym Gazociąg przebiega pod lub nad obiektami budowlanymi,
takimi jak: droga, linia kolejowa, lub obiektami terenowymi, takimi jak: rzeka, kanał, grobla.
Słupek oznaczeniowy – Słupek stosowany do oznakowania trasy Gazociągu i/lub jego
punktu charakterystycznego.
Stacja gazowa –stacja gazowa wysokiego ciśnienia.
System informacji przestrzennej – System pozyskiwania, przetwarzania i udostępniania
danych, w których zawarte są informacje przestrzenne oraz towarzyszące im informacje
opisowe o obiektach wyróżnionych w części przestrzeni, objętej funkcjonowaniem systemu.
Tablica orientacyjna – Płyta, na której w trwały sposób umieszczono informację o punkcie
charakterystycznym Gazociągu.
Taśma lokalizacyjna – Dwuwarstwowa taśma z polietylenu zawierająca miedzy warstwami
czynnik lokalizacyjny, umieszczana w ziemi wzdłuż Gazociągu w celu ustalenia trasy i
głębokości jego ułożenia.
Taśma ostrzegająca – Taśma z tworzywa sztucznego umieszczana w ziemi nad Gazociągiem i
infrastrukturą krzyżującą się w celu ostrzegania o ich położeniu przy prowadzeniu prac
ziemnych.
Tunel – Budowla przeznaczona do przeprowadzenia Drogi, samodzielnego ciągu pieszego
lub pieszo-rowerowego, szlaku wędrówek zwierząt dziko żyjących lub innego rodzaju
komunikacji gospodarczej przez lub pod przeszkodą terenową, a w szczególności: tunel,
przejście podziemne.
UDT – Urząd Dozoru Technicznego.
Układ rurowy – połączone rury i kształtki.
UWAGA - Gazociąg wybudowany w terenie pierwszej klasy lokalizacji spełnia wymagania
wytrzymałościowe Przewodowego układu rurowego.
Znacznik elektromagnetyczny – Bierny układ rezonansowy indukcyjno-pojemnościowy (LC) o
ustalonej stałej częstotliwości, w trwałej obudowie, umieszczany nad lub pod punktem
charakterystycznym Gazociągu w celu jego wykrywania z powierzchni terenu.
Wydanie 1 Wersja 1
PE-DY-I02
Strona 6 z 8
Cel Instrukcji
Celem Instrukcji jest wprowadzenie jednolitych zasad przy projektowaniu nowo budowanych,
przebudowywanych i remontowanych gazociągów przesyłowych, stacji gazowych
wysokiego ciśnienia, systemów ochrony przeciwkorozyjnej gazociągów przesyłowych
wysokiego ciśnienia a także skrzyżowań gazociągów przesyłowych z przeszkodami
terenowymi oraz jednolitych zasad pozyskiwania, przechowywania i aktualizacji danych
przestrzennych wykorzystywanych dla GAZ-SYSTEM S.A.
Przedmiot
Instrukcja określa minimalne wymagania, które należy stosować przy projektowaniu
gazociągów przesyłowych, stacji gazowych wysokiego ciśnienia, systemów ochrony
przeciwkorozyjnej gazociągów przesyłowych wysokiego ciśnienia a także skrzyżowań
gazociągów przesyłowych z przeszkodami terenowymi oraz jednolite zasady pozyskiwania,
przechowywania i aktualizacji danych przestrzennych wykorzystywanych dla GAZ-SYSTEM S.A.
Zakres stosowania
Instrukcja swym zakresem obejmuje wszystkich pracowników zaangażowanych w proces
projektowania nowo budowanych, przebudowywanych i remontowanych gazociągów
przesyłowych, stacji gazowych wysokiego ciśnienia, systemów ochrony przeciwkorozyjnej
gazociągów przesyłowych wysokiego ciśnienia, a także skrzyżowań gazociągów
przesyłowych z przeszkodami terenowymi jak również powinna być stosowana przy ustalaniu
wymagań i zaleceń dla projektantów i wykonawców świadczących usługi na rzecz GAZSYSTEM S.A.
Jednocześnie Instrukcja obowiązuje podczas wszystkich procesów w wyniku, których
powstają opracowania mapowe, w szczególności: aktualizacji istniejących zasobów,
planowaniu, budowie, przebudowie i remontach infrastruktury przesyłowej GAZ-SYSTEM S.A.
Paragraf 1
Zasady stosowania
1. Przy projektowaniu gazociągów należy stosować Załącznik nr 1 do niniejszej Instrukcji.
2. Przy projektowaniu stacji gazowych należy stosować Załącznik nr 2 do niniejszej Instrukcji.
3. Przy projektowaniu systemów ochrony przeciwkorozyjnej gazociągów przesyłowych
wysokiego ciśnienia należy stosować Załącznik nr 3 do niniejszej Instrukcji.
4. Przy pozyskiwaniu i przechowywaniu danych przestrzennych należy stosować Załącznik nr
4 do niniejszej Instrukcji.
5. Przy projektowaniu skrzyżowań gazociągów z przeszkodami terenowymi, jak również przy
projektowaniu obiektów budowlanych na trasie już istniejących gazociągów należy
stosować Załącznik nr 5 do niniejszej Instrukcji.
Wydanie 1 Wersja 1
PE-DY-I02
Strona 7 z 8
Przepisy przejściowe i końcowe
Za wdrożenie niniejszej regulacji jest odpowiedzialny Pion Eksploatacji.
Za wdrożenie niniejszej regulacji w poszczególnych Jednostkach Organizacyjnych Spółki
odpowiedzialny jest Dyrektor danej Jednostki Organizacyjnej Spółki.
Instrukcja obowiązuje od dnia 15 stycznia 2015 roku i ma zastosowanie tylko dla zadań nowo
rozpoczynanych.
Załączniki
Załącznik nr 1 – Zasady projektowania gazociągów przesyłowych wysokiego ciśnienia
Operatora Gazociągów Przesyłowych GAZ-SYSTEM S.A.
Załącznik nr 2 – Zasady projektowania stacji gazowych wysokiego ciśnienia Operatora
Załącznik nr 3 – Zasady projektowania systemów ochrony przeciwkorozyjnej gazociągów
przesyłowych wysokiego ciśnienia Operatora Gazociągów Przesyłowych GAZ-SYSTEM S.A.
Załącznik nr 4 – Zasady pozyskiwania i przechowywania danych przestrzennych Operatora
Załącznik nr 5 – Zasady projektowania skrzyżowań gazociągów przesyłowych z przeszkodami
terenowymi.
Wydanie 1 Wersja 1
PE-DY-I02
Strona 8 z 8
Załącznik nr 1
Zasady
projektowania gazociągów przesyłowych wysokiego ciśnienia Operatora
Załącznik nr 1
Zasady projektowania gazociągów przesyłowych wysokiego ciśnienia Operatora Gazociągów Przesyłowych GAZSYSTEM S.A.
Spis treści
1.
Wymagania ogólne. ........................................................................................................................... 3
2.
Wymagania szczegółowe. Gazociągi wraz z elementami. ..................................................... 11
3.
Uwagi końcowe ................................................................................................................................. 30
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 2 z 30
Załącznik nr 1
1. Wymagania ogólne.
1.1.
Projektowanie sieci gazowych o maksymalnym ciśnieniu roboczym MOP powyżej 1,6
MPa należy wykonywać w szczególności w oparciu o następujące przepisy:
1.1.1.
Ustawę z dnia 7 lipca 1994 r. Prawo budowlane (Dz.U. 2013 poz. 1409).
1.1.2.
Ustawę z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne (Dz.U. 2012 poz. 1059 z
późniejszymi zmianami).
1.1.3.
Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 26 kwietnia 2013 r. w sprawie
warunków technicznych, jakim powinny odpowiadać sieci gazowe i ich
usytuowanie (Dz.U. 2013 poz. 640).
1.1.4.
Rozporządzenie Ministra Transportu, Budownictwa i Gospodarki Morskiej z dnia
25 kwietnia 2012 r. w sprawie szczegółowego zakresu i formy projektu
budowlanego (Dz. U. 2012 poz. 462).
1.1.5.
Obwieszczenie Ministra Transportu, Budownictwa i Gospodarki Morskiej z dnia
10 maja 2013 r. w sprawie ogłoszenia jednolitego tekstu rozporządzenia
Ministra Infrastruktury w sprawie szczegółowego zakresu i formy dokumentacji
projektowej, specyfikacji technicznych wykonania i odbioru robót
budowlanych oraz programu funkcjonalno-użytkowego (Dz.U. 2013 poz. 1129).
1.1.6.
Ustawa z dnia 17 maja 1989 r. Prawo geodezyjne i kartograficzne (Dz.U. 2010 Nr
193 poz. 1287).
1.1.7.
Ustawa z dnia 30 sierpnia 2002 r. o systemie zgodności (Dz.U. 2002 Nr 166 poz.
1360).
1.1.8.
Ustawa z dnia 16 kwietnia 2004 r. o wyrobach budowlanych (Dz.U. 2014 poz.
883).
1.1.9.
Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 28 grudnia 2009 r. w sprawie
bezpieczeństwa i higieny pracy przy budowie i eksploatacji sieci gazowych
oraz uruchomienia instalacji gazowych gazu ziemnego (Dz.U. 2010 Nr 2 poz. 6).
1.1.10.
Normę PN-EN 1594 „Systemy dostawy gazu. Gazociągi o maksymalnym
ciśnieniu roboczym wyższym niż 16 bar. Wymagania funkcjonalne.
W przypadkach szczególnych i za zgodą zamawiającego dopuszcza się stosowanie
innych metod obliczeń, niż zawarte w normie PN-EN 1594.
1.2.
1.3.
Maksymalny zakres temperatury pracy sieci gazowej należy przyjmować:

od 0°C do +50°C dla elementów zlokalizowanych poniżej strefy przemarzania
lub w pomieszczeniach ogrzewanych;

od -29°C do +60°C w pozostałych przypadkach.
Wymagania materiałowe ogólne:
1.3.1.
Dopuszczone do stosowania przy remontach i budowie sieci gazowej są
wyłącznie wyroby spełniające jeden z poniższych warunków: art.10 ustawy z
dnia 7 lipca 1994r. Prawo budowlane oraz art. 5, 8 i 10 ustawy z dnia 16
kwietnia 2004 r. o wyrobach budowlanych (Dz.U. 2014 poz. 883.)
1.3.2.
Oznakowanie znakiem CE (oznacza zgodność z normą zharmonizowaną lub
europejską aprobatą techniczną) lub oznakowanie znakiem budowlanym,
przy czym producent musi wydać deklarację zgodności z Polską Normą lub
aprobatą techniczną.
1.3.3.
Wyrób budowlany nieobjęty zakresem przedmiotowym zharmonizowanych
specyfikacji technicznych, może być udostępniony na rynku krajowym, jeżeli
został legalnie wprowadzony do obrotu w innym państwie członkowskim Unii
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 3 z 30
Załącznik nr 1
Europejskiej lub państwie członkowskim Europejskiego Porozumienia o Wolnym
Handlu (EFTA) – stronie umowy o Europejskim Obszarze Gospodarczym.
1.3.4.
W dokumentach odniesienia (normach, aprobatach technicznych,
europejskich uznaniach materiałów) musi być zaznaczone, że są to wyroby
dopuszczone do zastosowania w sieciach gazowych, w zakresie ciśnień i
temperatur (również minimalnych) występujących w projekcie.
1.3.4.1. Dla wyrobów należy przedstawić przynajmniej:
1.3.4.2. Dokument jakościowy (świadectwo odbioru) wg PN-EN 10204, zgodny
z wymaganiami określonych w normie wyrobu, projekcie.
1.3.4.3. Deklarację zgodności.
1.3.4.4. W przypadku wyrobów wykonanych zgodnie z aprobatą techniczną
wymagane jest załączenie tej aprobaty.
1.3.4.5. Wszystkie materiały obciążone ciśnieniem powyżej 16bar powinny
spełniać wymagania pkt.8 normy PN-EN 1594:2014.
1.3.4.6. Do nowobudowanych sieci gazowych można stosować stale
przeznaczone na urządzenia ciśnieniowe o Re≥360 MPa, a w
pozostałych przypadkach o Re≥240 MPa.
1.3.4.7. Wymagane dokumenty jakościowe zgodnie z pkt. 8.1.5 normy PN-EN
1594:2014. Świadectwo odbioru 3.2 wg PN-EN 10204. dla rur o średnicy
równej lub większej od DN500 i armatury/kształtek równej lub większej
od DN200. W przypadku zakupu niewielkich partii rur lub armatury, dla
których utrudnione byłoby uzyskanie świadectwa 3.2 wg PN-EN
10204:2006, dopuszcza się świadectwo 3.1 wg PN-EN 10204:2006.
1.4.
Rury:
1.4.1.
Rury stalowe powinny spełniać wymagania normy PN-EN ISO 3183-05 w klasie
PSL 2. Rury o średnicy DN500 i większej, wykonane ze stali L450ME(X65ME) lub
wyższej powinny spełniać wymagania podane w wytycznych PI-ID-W01. W
przypadku budowy nowych gazociągów zaleca się stosowania niniejszych
wytycznych również dla gazociągów o mniejszych średnicach lub niższych
gatunków stali niż L450ME(X65ME). Jeżeli jest to możliwe, rury powinny być
kształtowane termomechanicznie. Rury osłonowe powinny być wykonane
zgodnie z norma PN-EN 10217-1 lub PN-EN 10217-3 oraz posiadać świadectwo
odbioru 3.1. Rodzaj powłoki na rurze osłonowej powinien być zgodny z ST-IGG0601:2012
1.4.2.
Nominalna grubość ścianki rurociągu o średnicy od DN15 oraz MOP>16bar nie
może być mniejsza niż 3mm dla rurociągów o średnicy nominalnej do DN50
oraz nie mniejsza niż 4 mm dla rurociągów o średnicy nominalnej równej lub
wyższej DN50.
1.4.3.
Do grubości obliczeniowych dla średnic od DN15 zaleca się dodać naddatek
na korozję wielkości max. 1mm.
1.4.4.
Wytwórca rur oraz pośrednik powinni posiadać certyfikowane systemy
kompleksowego zapewnienia jakości zgodnie PN-EN ISO9001 lub równoważne,
w zakresie wytwarzania rur. Wytwórca rur powinien ponadto spełniać
wymagania jakościowe w spawalnictwie zgodnie z normami PN-EN ISO 3834-1
i PN-EN ISO 3834-2 lub równoważne potwierdzone stosownym certyfikatem.
1.4.5.
Za zgodą zamawiającego dla rur ze szwem spiralnym dopuszcza się dostawy
rur ze szwem łączącym taśmy. Dopuszcza się maksymalnie jeden szew łączący
taśmy na rurze.
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 4 z 30
Załącznik nr 1
1.4.6.
Dla rur ze szwem wzdłużnym nie dopuszcza się rur z dwoma szwami
wzdłużnymi.
1.4.7.
Badania udarności należy wykonywać zgodnie z wymaganiami normy PN-EN
ISO 3183-05. Badania udarności należy wykonywać w temperaturze -290C lub
niższej.
1.4.8.
Dla rur ze szwem dodatkowo wymagane są badania udarności szwu rury i
strefy wpływu ciepła wg p. M.4.4.2 normy PN-EN ISO 3183:2013-05 w -200C.
Wymagania i warunki badań jak dla materiału rodzimego.
1.4.9.
Równoważnik węgla CEV nie powinien przekraczać wartości 0,43.
1.4.10.
Wymagana próba kafarowa DWTT zgodnie z normą PN-EN ISO 3183:2013-05.
Dla rur o średnicy DN500 i większej, o gatunku stali co najmniej L485ME(X70ME)
próbę należy przeprowadzić z uwzględnieniem wytycznych PI-ID-W01. Dla rur
wykonanych ze stali niższego gatunku, wyższego jednak od L360, należy próbę
kafarową przeprowadzić w temperaturze -290C. Dla każdej partii rur wytwórca
jest zobowiązany dostarczyć świadectwo odbioru typu 3.2 dla średnicy DN500 i
powyżej oraz typu 3.1 dla pozostałych średnic (3.1 dla blachy, taśmy stalowej
oraz powłok ochronnych) wg PN-EN10204, które powinno spełniać
następujące wymogi:

Być zgodne z wymaganiami normy PN-EN ISO 3183-05.

Zawierać informację w zakresie własności mechanicznych, składu
chemicznego oraz technologii wytopu stali.

Określać zakres i rodzaj przeprowadzonych badań nieniszczących,
wraz z poziomami akceptacji wg stosownych norm i przepisów.

Określać zakres i rodzaj obróbki cieplnej.

Określać rodzaj prowadzonych prób ciśnieniowych wraz z podaniem
wartości ciśnienia próby i czasu trwania próby.

Określać osiągnięty przy próbie wodnej poziom wytężenia materiału w
stosunku do minimalnej granicy plastyczności.

Zawierać informację w zakresie ekspandowania i odciążenia rur.

Zawierać wyniki badań parametrów (w tym również grubości) izolacji
zewnętrznej oraz malowania wewnętrznego przez niezależną od
wydziału produkcyjnego komórkę jakości.

Dodatkowo dla rur o średnicy ≥ DN500 wprowadza się następujące
wymagania dodatkowe:

Dla rur HFW (tj. zgrzewanych prądami wielkiej częstotliwości) z
obrobioną cieplnie zgrzeiną wymagane są badania metalograficzne
oraz badania twardości potwierdzające obróbkę cieplną zgrzeiny (pkt.
B3 e)3)i) PN-EN ISO 3183:2013).

Dla każdej rury należy przeprowadzić ciśnieniową próbę wodną do
100% umownej granicy plastyczności materiału rury wg p. 9.4 normy
PN-EN ISO 3183:2013.
 Zakres badań nieniszczących rur zgodnie z wymaganiami normy
PN-EN ISO 3183 z uwzględnieniem dodatkowych wymagań:
 Wymagane badania rozwarstwień na korpusie rury wg PN-EN
10893-8 lub PN-EN10893-9 – klasa dopuszczalności U2
 Wymagane badania rozwarstwień na krawędziach taśmy/blachy w
obszarze przyległym do zgrzeiny/ spoiny wg PN-EN-10893-9 lub PNEN- 10893-8 – klasa dopuszczalności U2.
 Badanie rozwarstwień na końcach rur (w obrębie 25mm z obu
końców) zgodnie wymaganiami p. 9.10.4 normy PN-EN ISO
3183:2013.
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 5 z 30
Załącznik nr 1



1.5.
Dodatkowo dla rur HFW - badania ultradźwiękowe usterek
wzdłużnych zgrzeiny (włącznie z końcami rur) wg PN-EN10893-10 lub
PN-EN 10893-11 – klasa dopuszczalności U2/C (U2).
o Dodatkowo dla rur SAW (spawanych łukiem krytym) i COW
(spawanie kombinowane: łukiem krytym i w osłonie gazów):
o Badania
ultradźwiękowe
na
wykrycie
usterek
wzdłużnych/poprzecznych spoiny wg PN-EN 10893-11 – klasa
dopuszczalności U2/U2H z uwzględnieniem dodatkowych
wymagań określonych w normie PN-EN ISO 3183-05.
Badania radiograficzne złączy spawanych wg PN-EN 10893-6 –
klasa obrazu R1, kryteria akceptacji złączy spawanych oraz
wymagania dotyczące czułości badania wg PN-EN ISO 3183-05.
Badania radiograficzne złączy spawanych na końcach rur (końce
nie przebadane oraz obszar naprawiany) PN-EN10893-6 – klasa
jakości obrazu R1 na wady wzdłużne oraz poprzeczne.
Kształtki:
1.5.1.
Wymaga się zastosowania kształtek kutych lub ciągnionych bez szwu wg PNEN10253-2. Trójniki główne na gazociągi przystosowane do tłokowania
powinny być wykonane zgodnie z normą PN-EN 10253-2 typu B ze
wzmocnieniem całkiem na zewnątrz. Nie dopuszcza się stosowania trójników
ze spawanym odgałęzieniem z zastrzeżeniem p. 1.5.4. Kształtki ze szwami
wzdłużnymi dopuszcza się w szczególnych przypadkach po uzgodnieniu z
inwestorem.
1.5.2.
Nominalna grubość ścianki elementów kształtowych nie może być mniejsza niż
4mm.
1.5.3.
Wytrzymałość ciśnieniowa kształtek musi być co najmniej równa wytrzymałości
ciśnieniowej rur z którymi będą łączone.
1.5.4.
W uzasadnionych przypadkach dopuszcza się stosowanie odgałęzień
spawanych, gdy średnica odgałęzienia jest co najmniej o połowę mniejsza od
średnicy rury podstawowej. W takim przypadku należy przewidzieć dodatkowe
elementy wzmacniające (tulejki, weldolety, nakładki pełnoobejmujące).
Zastosowanie weldoletów o średnicy powyżej DN200 należy każdorazowo
uzgodnić z zamawiającym.
1.5.5.
Zakres ciśnień i temperatur roboczych elementów kształtowych, powinien być
potwierdzony w dokumencie odbioru elementu lub deklaracji zgodności
producenta.
1.5.6.
Dla kształtek o grubości ścianki powyżej 5 mm i średnicy DN150 i powyżej
wymaga się badań udarności zgodnie z wymaganiami normy PN-EN 1594 przy
czym temperatura weryfikacji powinna być nie wyższa niż -300C.
1.5.7.
Dopuszcza się zastosowania stali termomechanicznie walcowanej na
elementy kształtowe poddawane obróbce na ciepło. W przypadku
niemożności zastosowania łuków giętych na zimno, Inwestor dopuszcza
stosowanie łuków giętych indukcyjnie po każdorazowym uzgodnieniu pod
kątem technicznym. Łuki gięte na zimno wykonać zgodnie z normą PN-EN
1594, a łuki gięte na gorąco zgodnie z normą PN-EN 14870-1. Świadectwo 3.2
w przypadku wykonywania łuku przez tą samą firmę co rury, wymagane tylko
dla łuku. Jeżeli jest gięta na zimno rura o średnicy powyżej DN300 lub stosunku
średnicy do grubości ścianki większej niż 70:1, należy wziąć pod uwagę użycie
wewnętrznego trzpienia- zgodnie z normą ISO 13623.
1.5.8.
Nie zezwala się na zastosowanie łuków segmentowych.
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 6 z 30
Załącznik nr 1
1.6.
1.5.9.
Każdy element o średnicy powyżej DN40 powinien być oznakowany w sposób
trwały przez producenta identyfikowalnym numerem lub znakiem
pozwalającym przyporządkować go do danego dokumentu jakościowego.
1.5.10.
W przypadku kształtek ciągnionych, których częścią składową są złącza
spawane wymaga się, aby były one wykonywane w oparciu o uznane
technologie spawania oraz poddane w 100% badaniom nieniszczącym
radiograficznym lub ultradźwiękowym a kryteria akceptacji nie były gorsze niż
wymagania dla złączy rur wg PN-EN ISO 3183.
1.5.11.
Kształtka DN500 i powyżej powinna być poddana hydraulicznej próbie
wytrzymałości przez producenta do ciśnienia wywołującego w ściance
naprężenia 95% granicy plastyczności Re. Dla kształtek poniżej DN500
hydrauliczna próba wytrzymałości u producenta do ciśnienia wywołującego
w ściance naprężenia 95% granicy plastyczności Re, powinna być wykonana
dla jednej sztuki z partii, lecz nie mniej niż 1 sztuka na 100. Dla gazociągów,
które będą poddane próbie specjalnej kształtki należy poddać próbie
hydrostatycznej o ciśnieniu próby wywołującemu w ściance naprężenia równe
100% granicy plastyczności.
1.5.12.
Dla nowobudowanych układów rurowych należy stosować kołnierze
wykonane w oparciu o normę PN-EN 1759 w uzasadnionych przypadkach
dopuszcza się normę PN-EN 1092-1 (odkuwki wg PN-EN 10222) tej samej klasy
wytrzymałościowej, co rura, z którą będzie łączony kołnierz. W uzasadnionych
przypadkach można stosować inne normy, po wcześniejszym uzgodnieniu z
inwestorem.
1.5.13.
Kołnierze należy dodatkowo oznakować rodzajem przylgi.
Armatura zaporowo – upustowa:
1.6.1.
Wymaga się, aby korpus był wykonany
manometryczne w wykonaniu nierdzewnym.
ze
stali
lub
staliwa.
Kurki
1.6.2.
Armatura zaporowo-upustowa powinna spełniać następujące warunki
techniczne:
1.6.2.1.
Armatura powinna w szczególności spełniać wymagania następujących
norm: PN-EN558, PN-EN12982, PN-EN 1983, PN-EN 13942 oraz PN-EN1984,
1.6.2.2.
Armatura pełnoprzelotowa,
1.6.2.3.
Armatura o średnicy DN100 i większej w wykonaniu z kulą „ujarzmioną”,
1.6.2.4.
Zawory z korpusem spawanym (dla wersji podziemnej); z możliwością
doszczelnienia zaworu z powierzchni gruntu,
1.6.2.5.
Główna
armatura
zaporowa
powinny
posiadać
systemem
obustronnego uszczelnienia kuli z odprowadzeniem przecieku. System
ten powinien zapewniać uszczelnienie kuli z odprowadzeniem
przecieków w przypadku obustronnego obciążenia kuli ciśnieniem jak
również jednostronnego obciążenia kuli ciśnieniem dla każdej ze stron,
1.6.2.6.
Automatyczna regulacja uszczelnień,
1.6.2.7.
Brak potrzeby smarowania,
1.6.2.8.
Konstrukcja zaworu powinna zapewnić możliwość wykonywania
czynności eksploatacyjnych z powierzchni gruntu,
1.6.2.9.
Odwodnienie korpusu (armatury podziemnej), wyprowadzone na
powierzchnię, przymocowane do kolumny, zakończone zaworem
kulowym wraz z śrubą odpowietrzającą oraz z zabezpieczeniem przed
niekontrolowanym wypływem gazu,
1.6.2.10. Zawory kulowe powinny zapewniać szczelność zamknięcia klasy A wg
PN-EN12266-1,
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 7 z 30
Załącznik nr 1
1.6.2.11.
1.6.2.12.
1.6.2.13.
Zasuwy na układach obejściowych zaworów liniowych powinny
zapewniać szczelność zamknięcia klasy A dla płytowych i C dla
klinowych wg PN-EN12266-1,
Zawory kulowe powinny być wykonane z zabezpieczeniem
antystatycznym wg normy PN-EN12266-2,
Napędy i armatura powinny być skonfigurowane i dostarczone wraz z
wyposażeniem do ich obsługi i serwisowania. Instrukcje obsługi i
serwisowania muszą być dostarczone w oryginale i w języku polskim
(tłumaczenie techniczne).
1.6.3.
Dostawca napędów i armatury powinien zagwarantować odpowiednie
przeszkolenie personelu do ich obsługi. Zaleca się, aby rozruch napędów i
armatury zamontowanej na czynnych gazociągach (powyżej DN300) był
wykonywany przez serwis dostawcy tych urządzeń.
1.6.4.
Główna armatura zaporowa powinna spełniać wymagania Polskich Norm
oraz wytyczne dla zaworów kulowych PI-ID-W02, dla zasuw klinowych PI-IDW03, dla napędów armatury PI-ID-W04.
1.7.
Wymagane uprawnienia dla wykonawców:
1.7.1.
Decyzja o stwierdzeniu przygotowania zawodowego do pełnienia
samodzielnych funkcji technicznych w budownictwie wraz z zaświadczeniem o
przynależności do okręgowej izby.
1.7.2.
Budujący sieć gazową powinni posiadać certyfikowany system zarządzania
jakością według normy PN-EN ISO 9001.
1.7.3.
Wykonawcy złączy spawanych powinni posiadać certyfikowany system
jakości w spawalnictwie zgodnie z PN-EN ISO 3834-1 i PN-EN ISO 3834-2.
1.7.4.
Laboratorium wykonujące badania niszczące i nieniszczące powinno
posiadać
akredytację
zgodnie
z
wymaganiami
PN-EN
ISO/lEC
17025:2005/AC:2007. Akceptację do prowadzenia badań nieniszczących i
niszczących uzyskują również laboratoria posiadające: świadectwo uznania
lub świadectwo podwykonawstwa spełniania wymagań normy PN-EN ISO
17025 i będące podwykonawcami akredytowanych laboratoriów.
Zamawiający dopuszcza również laboratoria badawcze posiadające
akredytację w danej metodzie badawczej.
1.7.5.
Wykonawcy urządzeń podlegających Dozorowi
posiadać stosowne uprawnienia wystawiane
Technicznego.
Technicznemu
przez Urząd
powinni
Dozoru
1.8.
Rozpoczęcie robót może nastąpić wyłącznie po protokolarnym przekazaniu placu
budowy.
1.9.
Osoby personelu wykonawczego i nadzorującego muszą posiadać uprawnienia
zgodne z obowiązującymi przepisami (prawo budowlane, prawo energetyczne itp.).
1.10.
Wszystkie prace spawalnicze należy prowadzić zgodnie z wymaganiami PN-EN
12732. Dla średnic DN ≥500 wszystkie prace spawalnicze należy prowadzić zgodnie z
wymaganiami i zaleceniami określonymi w wytycznych PI-ID-W05 w zakresie ich
obowiązywania.
1.11.
Wymagane uprawnienia personelu spawalniczego przy budowie sieci gazowej:
1.11.1.
świadectwo kwalifikacyjne uprawniające do zajmowania się eksploatacją
urządzeń, instalacji i sieci na stanowisku eksploatacji w zależności od rodzaju
wykonywanych prac zgodnie z zapisami SESP.
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 8 z 30
Załącznik nr 1
1.11.2.
spawacze muszą posiadać uprawnienia do spawania w zakresie materiału,
średnic, grubości, rodzaju złącza zgodnie z:

PN-EN 287-1 lub PN ISO 9606,

PN-EN1418 lub załącznikiem A normy PN-EN 12732.
1.11.3.
personel nadzoru spawalniczego – winien posiadać uprawnienia inżyniera
spawalnika zgodnie z PN-EN ISO 14731; wraz z aktualnym certyfikatem
kompetencji.
1.11.4.
personel prowadzący badania nieniszczące – winien posiadać kwalifikacje
zgodne z PN-EN ISO 9712 lub PN-EN 473.
1.12.
Personel nadzorujący prace gazoniebezpieczne – winien posiadać kwalifikacje w
zakresie dozoru urządzeń energetycznych w zależności od rodzaju wykonywanych
prac zgodnie z zapisami SESP.
1.13.
Wykonawcy zobowiązani są do prowadzenia weryfikacji spawaczy do zadań (w
warunkach budowy) w oparciu o wymagania normy PN-EN12732 oraz instrukcji
technologicznych spawania zaakceptowanych przez GAZ-SYSTEM S.A. O terminie i
miejscu wykonania złączy dopuszczających należy powiadomić GAZ-SYSTEM S.A.
1.14.
Instrukcje technologiczne spawania należy opracować w oparciu o normę PN-EN
288-2/A1 lub PN-EN ISO 15609-1 i przedłożyć GAZ-SYSTEM S.A., w celu akceptacji,
przed rozpoczęciem prac spawalniczych.
1.15.
Przed przystąpieniem do prac spawalniczych należy sporządzić Plan spawania i
kontroli złączy spawanych, który należy uzgodnić w GAZ-SYSTEM S.A..
1.16.
Dopuszcza się zastosowanie elektrod celulozowych tylko do budowy części liniowej
gazociągu i tylko dla złączy poddawanych próbie ciśnieniowej. Przy zastosowaniu
elektrod celulozowych wymagane jest uznanie w oparciu o normę PN-EN 288-9 lub
PN-EN ISO 15614-1.
1.17.
Wymagania w zakresie uznawania technologii spawania:
1.17.1.
Dla złączy doczołowych uznanie w oparciu o normę PN-EN 288-9 lub PN-EN
288-3/A1 lub PN-EN ISO 15614-1 lub aktualniejsze ich wydania.
1.17.2.
Naprawa złączy spawanych wymaga dodatkowych uznanych technologii
spawania w przypadku gatunków stali co najmniej L360 (X50).
1.17.3.
Zaleca się określenie ilości
technologicznych spawania.
1.17.4.
Dopuszcza się zastępowanie materiałów dodatkowych (elektrod, drutów itp.)
innymi zamiennikami o tym samym oznaczeniu normatywnym pod warunkiem
akceptacji przez służby spawalnicze OGP.
1.17.5.
GAZ-SYSTEM S.A. będzie akceptował uznane technologie spawania przez inne
jednostki zatwierdzające (np. UDT, Instytut Spawalnictwa, PRS i inne) po ich
wcześniejszym przedłożeniu do akceptacji, jeśli spełniają w/w wymagania.
1.17.6.
Wymaga się w uzasadnionych przypadkach przeprowadzenia procedury
uznania technologii spawania w obecności przedstawiciela GAZ-SYSTEM S.A.
1.17.7.
Na budowie wymagana jest
uprawnieniami min. EWS lub EWT.
1.17.8.
Dla materiałów o granicy plastyczności powyżej 360 MPa zaleca się
zastosowanie automatycznych ukosowarek skrawających.
wprowadzanego
obecność
ciepła
nadzoru
w
instrukcjach
spawalniczego
z
1.18.
Zaleca się, aby długość pojedynczej rury spawanej do gazociągu nie powinna być
mniejsza niż 0,5xDN, lecz nie mniej niż 200mm. Dla średnic DN700 i powyżej długość
powinna być minimum 1000mm.
1.19.
Rury, części rur i inne elementy, należy przed cięciem przenieść oznaczenie.
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 9 z 30
Załącznik nr 1
1.20.
Dla materiałów z grupy 2 i 3 wg PN-EN ISO 15614 (Re>360MPa) dopuszcza się cięcia
palnikiem acetylenowo – tlenowym pod warunkiem spełnienia wymagań
określonych w pkt. 1.21 poniżej.
1.21.
W przypadku cięcia termicznego (palnik acetylenowo – tlenowy lub plazma)
wymaga się obróbki mechanicznej ciętych powierzchni do głębokości minimum
strefy wpływu ciepła (SWC). W takim przypadku wymagane są badania
ultradźwiękowe na szerokości min 25 mm licząc od czoła rury.
1.22.
Wszelkiego rodzaju odgałęzienia rurowe należy projektować i wykonywać jako
złącza doczołowe z pełnym przetopem jeśli nie uzgodniono inaczej.
1.23.
Druki dzienników spawania, badań spoin, protokołów wykonania złączy, dopuszczeń
spawaczy należy uzgodnić w GAZ-SYSTEM S.A. na etapie uzgodnień technologii
spawania, przed przystąpieniem do budowy. Dopuszcza się uzgodnienia wieloletnie.
1.24.
Wymagania spawalnicze dla projektowania
analogiczne jak dla elementów docelowych.
1.25.
Wymagania dla badań:
elementów
tymczasowych
są
1.25.1.
Laboratorium wykonujące badania niszczące i nieniszczące powinno
posiadać
akredytację
zgodnie
z
wymaganiami
PN-EN
ISO/lEC
17025:2005/AC:2007. Akceptację do prowadzenia badań nieniszczących i
niszczących uzyskują również laboratoria posiadające: świadectwo uznania
lub świadectwo podwykonawstwa spełniania wymagań normy PN-EN ISO
17025 i będące podwykonawcami akredytowanych laboratoriów.
Zamawiający dopuszcza również laboratoria badawcze posiadające
akredytację w danej metodzie badawczej.
1.25.2.
Zakres badań – zgodnie z wymaganiami i zaleceniami normy PN-EN 12732, z
uwzględnieniem dodatkowych wymagań:
1.25.2.1.
W przypadku złączy doczołowych (spoiny obwodowe łączące rury)
wymagane 100% badań radiograficznych lub po uzgodnieniu
ultradźwiękowych. W przypadku złączy pachwinowych wymagane 100%
badań penetracyjnych lub magnetyczno – proszkowych.
1.25.2.2.
Badania penetracyjne lub magnetyczno - proszkowe - 100% złączy
spawanych króćców/ odgałęzień rurowych.
1.25.2.3.
Zaleca się badania radiograficzne lub ultradźwiękowe - 100% złączy
spawanych króćców/ odgałęzień rurowych.
1.25.2.4.
Spoiny gwarantowane (nie poddawane próbie ciśnieniowej) oprócz
badań wizualnych i radiograficznych – winny być poddane dodatkowo
100% badaniom ultradźwiękowym (dla grubości ścianki równej i większej
od 8mm). Dla spoin o grubości poniżej 8 mm oprócz badań wizualnych i
radiograficznych – winny być poddane dodatkowo 100% badaniom
magnetyczno-proszkowym.
1.25.2.5.
Badania ultradźwiękowe rozwarstwień zgodnie z załącznikiem B normy
PN-EN 12732 – przed spawaniem króćców, odgałęzień i innych
elementów do rurociągu oraz przed wykonaniem cięcia.
1.26.
Wymagania badań nieniszczących dla projektowania elementów tymczasowych są
analogiczne jak dla elementów docelowych.
1.27.
Wymagania w zakresie złączy spawanych
1.27.1.
Kryteria akceptacji złączy spawanych – poziom jakości B zgodnie z PN-EN ISO
5817 z odstępstwami dla niektórych niezgodności wg tablic G1 i G3 normy PNEN 12732 oraz załącznikiem E tej normy.
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 10 z 30
Załącznik nr 1
1.27.2.
W protokołach z badań należy każdorazowo zamieszczać wszystkie wykryte
rodzaje i poziomy niezgodności spawalniczych złączy spawanych (w tym
również dopuszczalne).
1.27.3.
Przed badaniami wymaga się usunięcia wszelkich zanieczyszczeń złącza typu
żużel lub odpryski.
1.27.4.
Personel oceniający powinien posiadać przynajmniej uprawnienia drugiego
stopnia w wykonywanej metodzie badań wg PN-EN ISO 9712 lub PN-EN 473 lub
PN-EN 473:2002/A1:2006.
1.27.5.
Zaleca się badania wizualne poprawności przetopu króćców spawanych, w
szczególności dla średnic odgałęzienia powyżej DN50.
1.27.6.
Badania radiograficzne:
1.27.6.1.
Wymagana technika klasy B (ulepszona) badania radiograficznego – wg
PN-EN 1435:2001/A2:2005.
1.27.6.2.
Minimalna ilość ekspozycji wg rysunku A1 lub A2 zgodnie z załącznikiem
A normy PN-EN 1435:2001/A2:2005 jeśli nie uzgodniono inaczej.
1.27.7.
Wzory protokołów badań i instrukcje prowadzenia badań należy uzgodnić w
GAZ-SYSTEM S.A. przed przystąpieniem do prac. W przypadku wzorów
protokołów dopuszcza się uzgodnienie wieloletnie.
1.27.8.
Naprawy złączy spawanych:
1.27.8.1.
Każdą naprawę należy udokumentować.
1.27.8.2.
W przypadku wykrycia pęknięć w złączu lub gdy więcej niż 20% spoiny
wykazuje niedopuszczalne niezgodności złącze należy wyciąć i wykonać
ponownie.
1.27.8.3.
Dopuszcza się jednorazową naprawę złącza.
1.27.9.
Badania niszczące złączy spawanych:
1.27.9.1.
Pobranie próbek następuje
uzgodniono inaczej.
przed
próbą
ciśnieniową,
jeśli
nie
1.27.9.2.
GAZ-SYSTEM S.A. ma prawo wyboru złączy, które mają zostać
skierowane do badań niszczących.
1.27.9.3.
Zakres badań musi być co najmniej zgodny z zakresem badań
technologii spawania w oparciu o które wykonano złącza. Zamawiający
może zwiększyć zakres badań.
2. Wymagania szczegółowe. Gazociągi wraz z elementami.
2.1.
Wymagania projektowe:
2.1.1.
Dokumentacja projektowa gazociągu przesyłowego wysokiego ciśnienia
powinna zawierać:
2.1.1.1.
Projekt Budowlany dla wszystkich branż, w rozumieniu art. 34 ustawy
Prawo budowlane, opracowany zgodnie z aktami prawnymi
wymienionymi w szczególności w pkt. 1.1. niniejszych Zasad, zawierający:
a) część opisową, w tym między innymi:
 opis stanu istniejącego,
 opis stanu projektowanego,
 sposób połączenia projektowanego
projektowaną siecią gazową,
Wydanie 1 Wersja 1
gazociągu
z
istniejącą
i
Strona 11 z 30
Załącznik nr 1
 wyznaczenie stref zagrożenia wybuchem,
 wymagania Zamawiającego, uzgodnienia szczegółowe,
 niezbędne decyzje administracyjne i uzgodnienia wraz z decyzjami
wodno-prawnymi,
 wypisy z ewidencji gruntów i budynków dla nieruchomości, na których
zlokalizowany będzie gazociąg wraz z obiektami towarzyszącymi (śluzy,
Zespoły Zaporowo-Upustowe (ZZU), Stacje Ochrony Katodowej (SOK), itp.),
uzyskane bezpośrednio przed złożeniem wniosku o wydanie decyzji o
pozwoleniu na budowę,
 wykaz właścicieli gruntów z adresami wg danych z katastru nieruchomości
(ewidencji gruntów), lokalizacją działek, a także określeniem klas użytków
rolnych i leśnych, długości przecięcia działek przez gazociąg,
powierzchnie stref kontrolowanej i montażowej,
 decyzje o środowiskowych uwarunkowaniach,
 wyniki badań geotechnicznych gruntów przeznaczonych na lokalizację
gazociągu i obiekty naziemne,
 opinie i uzgodnienia z właścicielami i zarządcami występującego
uzbrojenia, w tym protokoły uzgodnienia dokumentacji przez powiatowe
Zakłady Uzgadniania Dokumentacji,
 wszelkie inne uzgodnienia umożliwiające uzyskanie przez Zamawiającego
ostatecznej decyzji pozwolenia na budowę dla całego gazociągu i
wszystkich obiektów towarzyszących,
 informację o bezpieczeństwie i ochronie zdrowia, uwzględniającą
specyfikę obiektu budowlanego i warunki prowadzenia robót
budowlanych,
 demontaż lub przebudowę istniejących obiektów, w razie konieczności,
 inwentaryzacja drzew i krzewów niezbędnych do usunięcia z terenu
budowy.
b) część rysunkową, w tym między innymi:
 aktualna mapa zasadnicza do celów projektowych w skali 1:1000 lub
1:500 (dla wybranych odcinków) z naniesioną trasą gazociągu wraz z
obiektami towarzyszącymi,
 mapy ewidencji gruntów w skali 1:5000 lub 1:2000 z naniesioną trasą
gazociągu, zaktualizowane nie później niż na uzyskane bezpośrednio
przed złożeniem wniosku o wydanie decyzji o pozwoleniu na budowę,
 mapy topograficzne w skali 1:10 000 z naniesioną trasą gazociągu,
 mapy kolejowe z naniesioną trasą gazociągu,
 mapy leśne z naniesioną trasą gazociągu,
 lokalizacja
śluz
zaprojektowania),
nadawczo-odbiorczych
tłoka
(w
przypadku
 lokalizacja zespołów zaporowo-upustowych (ZZU) wraz z układami
połączeń z istniejącymi i projektowanymi gazociągami wysokiego
ciśnienia,
 skrzyżowania gazociągu z terenami kolejowymi na mapie sytuacyjnej
wydanej przez właściwe kolejowe oddziały geodezyjne wraz z profilem
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 12 z 30
Załącznik nr 1
podłużnym odcinka szlaku w miejscu skrzyżowań z projektowanym
gazociągiem,
 skrzyżowania gazociągu z drogami publicznymi wraz z projektami
organizacji ruchu podczas wykonywania robót na mapie sytuacyjnej w
skali 1:200 wraz z profilem podłużnym,
 skrzyżowania gazociągu z rzekami i ciekami podstawowymi o szerokości
lustra wody 1 m i większej na mapie sytuacyjnej w skali 1:200 wraz z
profilem podłużnym,
 profil podłużny terenu w skali 1:1000/1:100, uzupełniony o profil
geologiczny, wraz projektem pionowej lokalizacji gazociągu, w podziale
na gminy i odcinki arkuszy, obejmujące nie więcej niż 1500 m trasy
gazociągu,
 tymczasowe drogi dojazdowe i przejazdy dla realizacji robót,
 projekty technologiczne organizacji robót w przypadku zastosowania
nietypowych rozwiązań technicznych wykonania gazociągów.
2.1.1.2.
Projekt Wykonawczy, w skład którego wchodzi:
a) Projekt branży technologicznej gazociągu i obiektów towarzyszących
zawierający część opisową, w tym między innymi:
 opis stanu istniejącego,
 opis stanu projektowanego,
 obliczenia wytrzymałościowe,
 zastosowane rozwiązania techniczne,
 sposób połączenia projektowanego
projektowaną siecią gazową,
gazociągu
z
istniejącą
i
 wyznaczenie stref zagrożenia wybuchem,
 wymagania Zamawiającego, uzgodnienia szczegółowe,
 opis prób ciśnieniowych i przeprowadzenia rozruchu,
 warunki techniczne wykonania i odbioru robót (WTWiO),
 specyfikacja techniczna wykonania i odbioru robót budowlanych
(STWIORB),
 projekty technologiczne organizacji robót w przypadku zastosowania
nietypowych rozwiązań technicznych wykonania gazociągów,
 wstępne projekty organizacji robót na węzłach przesyłu gazu zawierające
główne wytyczne dla wykonawcy robót budowlanych oraz ramowy
harmonogram prac przełączeniowych,
 niezbędne decyzje administracyjne i uzgodnienia,
 wyniki badań geotechnicznych gruntów przeznaczonych na lokalizację
gazociągu i obiekty naziemne,
 uzgodnienia z właścicielami i zarządcami występującego uzbrojenia, w
tym protokoły uzgodnienia dokumentacji przez powiatowe Zakłady
Uzgadniania Dokumentacji,
 wszelkie inne niezbędne uzgodnienia,
 demontaż istniejących obiektów, w razie konieczności,
 zestawienie rur, armatury i urządzeń wraz z pełnymi specyfikacjami
technicznymi,
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 13 z 30
Załącznik nr 1
 zestawienie wszelkich wymagań i działań wynikających z wydanych opinii,
uzgodnień, decyzji itp., do których wykonania zostanie zobowiązany
inwestor,
 projekt lub zapisy i rysunki dotyczące ochrony przed korozją, wg wymagań
i zawartości określonych w standardzie technicznym ST–IGG–0601:2012
Ochrona przed korozją zewnętrzną stalowych gazociągów lądowych Wymagania funkcjonalne i zalecenia,. Zawartość projektu wykonawczego
w zakresie ochrony przed korozją winna być zgodna z załącznikiem B tego
standardu.
b) Wymagania w zakresie ochrony środowiska, które powinny być ujęte i
opisane w dokumentacji projektowej:
 wykaz wymagań prawnych z zakresu ochrony środowiska mających
zastosowanie w trakcie realizacji zadania oraz wynikające z nich
wymagania, które powinien spełnić wykonawca – włącznie z wykazem
niezbędnych do uzyskania decyzji administracyjnych wymaganych w
związku z realizacją inwestycji oraz w związku z eksploatacją,
 uzyskanie wszelkich niezbędnych uzgodnień, decyzji i pozwoleń w zakresie
ochrony środowiska wymaganych przez obowiązujące ustawodawstwo
zgodnie z przewidywanym zakresem prac, dotyczące etapu realizacji
inwestycji,
 w przypadku, gdy dla planowanego zadania (inwestycji, remontu) nie jest
wymagana decyzja o środowiskowych uwarunkowaniach, a wymagane
jest pozwolenie na budowę, przeprowadzenie przez projektanta
identyfikacji aspektów środowiskowych i ocenę ich wpływu na środowisko.
Możliwe jest stosowanie do identyfikacji i oceny aspektów środowiskowych
formularza, którego wzór stanowi załącznik nr 1 do Procedury PE-EE-P01
Identyfikacja i ocena aspektów środowiskowych Operatora Gazociągów
 wykaz zawierający rodzaje i ilości odpadów wraz z podaniem ich kodów
(wg obowiązującego Rozporządzenia w sprawie katalogu odpadów)
wytwarzanych podczas realizacji zadania wraz z określeniem sposobu
postępowania z wytworzonymi odpadami stosownie do obowiązującej
Ustawy o odpadach,
 wielkość zapotrzebowania na wodę, źródło poboru wody,
 wykaz zawierający, ilość, rodzaj, źródło wytwarzania i sposób
odprowadzania ścieków. W przypadku wykonywania prób hydraulicznych
należy, oprócz określenia sposobu zagospodarowania wytworzonego
ścieku dołączyć do dokumentacji uzgodnienie z odbiorcą ścieku w
zależności od zaproponowanego rozwiązania,
 rodzaj i wielkość emisji zanieczyszczeń gazowych, pyłowych i płynnych, z
podaniem zasięgu ich rozprzestrzeniania się,
 właściwości akustyczne oraz emisja drgań, a także emisja
promieniowania,
w
szczególności
jonizującego,
pola
elektromagnetycznego i innych zakłóceń, z podaniem odpowiednich
parametrów tych czynników i zasięgu ich rozprzestrzeniania się,
 wpływ obiektu budowlanego na istniejący drzewostan, powierzchnię
ziemi, w tym glebę, wody powierzchniowe i podziemne,
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 14 z 30
Załącznik nr 1
 ilość drzew i krzewów przeznaczonych do wycięcia z inwentaryzacją na
mapie (jeżeli występują na terenie planowanej Inwestycji (operat
dendrologiczny),
 wykaz rzeczowy i ilościowy składników majątku, które stanowić będą złom,
 określenie maksymalnego poziomu natężenia hałasu w granicy działki
Inwestora, jaki może być emitowany podczas eksploatacji obiektu, przy
założeniu maksymalnego projektowanego ciśnienia i natężenia przepływu
gazu oraz porównanie wartości obliczonych z dopuszczalnymi określonymi
w obowiązkowych przepisach prawa w tym również przepisach prawa
lokalnego,
c) Dokumentacja projektowa powinna być zgodna z Obwieszczeniem Ministra
Transportu, Budownictwa i Gospodarki Morskiej z dnia 10 maja 2013 r. w
sprawie ogłoszenia jednolitego tekstu rozporządzenia Ministra Infrastruktury w
sprawie szczegółowego zakresu i formy dokumentacji projektowej,
specyfikacji technicznych wykonania i odbioru robót budowlanych oraz
programu funkcjonalno-użytkowego (Dz.U. 2013 poz. 1129).
d) Dla inwestycji określonych jako strategiczne zaleca się, żeby firma
wykonujące prace budowlane była w posiadaniu systemu bazodanowego
umożliwiającego prowadzenie dokumentacji prac budowlanych, w tym
robót zanikowych.
e) W przypadku prac budowlanych przy istniejących gazociągach:
 należy opracować zestawienie miejsc stanowiących potencjalne
zagrożenie bezpieczeństwa wykonywania robót oraz proponowany
sposób zabezpieczenia na poszczególnych odcinkach,
 przed przystąpieniem do robót ziemnych Wykonawca wytyczy i oznaczy
zaprojektowany pas montażowy. W obrębie wyznaczonego pasa
montażowego wymaga się wyznaczenia i opalikowania przebiegu
istniejącej infrastruktury technicznej, a przede wszystkim gazociągów
wysokoprężnych jak również istniejącej sieci gazowej dystrybucyjnej,
 konstrukcje podziemne i naziemne należy oznakować z podaniem
lokalizacji, rodzaju, głębokości oraz charakterystyki konstrukcji. System
oznakowania miejsc pracy powinien być utrzymany w dobrym stanie
przez cały okres robót. Przed faktycznym rozpoczęciem prac należy
dokonać wstępnego przeglądu miejsca prac, a rezultat wyniku przeglądu
odnotować w dokumentacji budowy „Dziennik Budowy”,
 szczegółowe warunki techniczne do projektowania,
 należy zidentyfikować i zlokalizować na mapie miejsca w postaci
wskazania strefy oddziaływania robót budowlanych na istniejącą
infrastrukturę, ze szczególnym uwzględnieniem istniejących gazociągów,
 wprowadzenia do dokumentacji projektowej rozdziału - wytyczne
prowadzenia prac w strefie montażowej w sytuacji jej zbliżenia do
istniejącej infrastruktury. Wytyczne te będą określać sposób organizacji
robót w pasie montażowym, oraz wytyczne bezpiecznego wykonywania
prac budowlanych,
 wykonanie w ramach dokumentacji projektowej obliczeń i analizy
technicznej w zakresie oddziaływania na istniejącą infrastrukturę nacisku
wywołanego odkładem mas ziemnych, drgań i obciążeń wynikających z
lokalizacji drogi montażowej, wpływu leja depresji od prowadzonych prac
odwodnieniowych, drgań generowanych od pracujących urządzeń,
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 15 z 30
Załącznik nr 1
 wykonanie badań geotechnicznych w celu określenia stabilności gruntów
w miejscach zbliżeń, aby zidentyfikować potencjalne grunty
niebezpieczne.
f)
Część rysunkowa, w tym między innymi:
 aktualna mapa zasadnicza do celów projektowych w skali 1:1000 lub
1:500 (dla wybranych odcinków) z naniesioną trasą gazociągu wraz z
obiektami towarzyszącymi,
 lokalizacja
śluz
zaprojektowania),
nadawczo-odbiorczych
tłoka
(w
przypadku
 lokalizacja zespołów zaporowo-upustowych (ZZU) wraz z układami
połączeń z istniejącymi i projektowanymi gazociągami wysokiego
ciśnienia,
 skrzyżowania gazociągu z terenami kolejowymi na mapie sytuacyjnej w
 skrzyżowania gazociągu z drogami publicznymi wraz z projektami
organizacji ruchu podczas wykonywania robót na mapie sytuacyjnej w
 skrzyżowania gazociągu z rzekami i ciekami podstawowymi o szerokości
lustra wody 1 m i większej na mapie sytuacyjnej w skali 1:200 wraz z
profilem podłużnym,
 profil podłużny terenu w skali 1:1000/1:100, uzupełniony o profil
geologiczny, wraz projektem pionowej lokalizacji gazociągu, w podziale
na gminy i odcinki arkuszy,
 szczegółowe rysunki konstrukcyjne,
 rysunki konstrukcyjne łuków zimnogiętych wykonywanych na budowie i
łuków indukcyjnych wraz z ich naniesieniem na mapy zasadnicze i
wynikającymi z ich kształtu powierzchniami zajęcia terenu,
 schematy technologiczne inwestycji jako całości oraz szczegółowe
schematy obiektów (również w formie numerycznej w formacie *.DWG lub
*.DGN po uzgodnieniu z Zamawiającym).
 inwentaryzacja geodezyjna powinna być zgodna z Załącznikiem nr 4 do
Instrukcji PE-DY-I02.
g) Projekty niezbędnych przewiertów kierunkowych w miejscach krzyżowania się
gazociągu z przeszkodami terenowymi, zawierające co najmniej:
 analizę warunków geologicznych, hydrogeologicznych, morfologicznych
oraz lokalizacje infrastruktury,
 określenie punktów wejścia i wyjścia,
 przyjęcie typu trajektorii przewiertu oraz obliczenie jej parametrów
geometrycznych,
 określenie liczby etapów poszerzania (liczba marszy),
 wstępny dobór urządzeń i narzędzi wiertniczych,
 dobór płuczki wiertniczej,
 określenie wielkości sił działających na przewód wiertniczy i rurociąg
podczas prowadzenia prac.
h) Projekty tymczasowych dróg dojazdowych i przejazdów dla realizacji robót.
i)
Projekt prób ciśnieniowych (w uzasadnionych przypadkach również prób
specjalnych).
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 16 z 30
Załącznik nr 1
j)
Projekt rozruchu gazociągu.
k) Projekty niezbędnych przewiertów kierunkowych w miejscach krzyżowania się
gazociągu z przeszkodami terenowymi, zawierające co najmniej:
 analizę warunków geologicznych, hydrogeologicznych, morfologicznych:
Wydanie 1 Wersja 1

do
dokumentacji
geologicznej
powinna
być
dołączona
dokumentacja
fotograficzna
przedstawiająca
próbki
gruntu
wyjmowane z otworów geologicznych metr po metrze,

próbki gruntu wyjmowane z otworów geologicznych powinny być
zmagazynowane w skrzynkach, zdeponowane w miejscu wskazanym
przez zlecającego i dostępne dla wykonawcy przewiertu w trakcie
jego realizacji,

w przypadku przejścia pod rzekami i zbiornikami wodnymi dla potrzeb
projektu HDD należy określić przebieg dna i głębokość wody,

otwory wykonywane z pobraniem rdzenia należy zlikwidować metodą
cementowania lub iłowania,

dla dokładnego rozpoznania warunków geologicznych powinny być
stosowane wiercenia badawcze wspomagane sondowaniem lub
badaniami geofizycznymi,

na podstawie wykonywanych
następujące parametry:
badań
powinny
być
określone

stopień zagęszczenia – dla gruntów luźnych,

stopień plastyczności – dla gruntów spoistych,

wytrzymałość na ściskanie,

skład granulometryczny,

wilgotność naturalna,

spójność,

gęstość objętościowa,

moduł odkształcenia,

edometryczny moduł ściśliwości,

wytrzymałość dla litych skał,

jakość skał – sprawdzenie jednorodności skał w każdym kierunku.

zaleca się przyjęcie odległości miedzy otworami 100 metrów, jednak
decyzję o zmianie odległości na podstawie wyników otrzymanych w
trakcie wiercenia podejmuje geolog,

w przypadku wiercenia pod rzekami, zbiornikami wodnymi itp., o
znacznej szerokości lustra wody (>100m) należy wykonać wiercenie
badawcze w nurcie rzeki, zbiornika,

w sekcji wejściowej i wyjściowej nie należy wykonywać płytszych
otworów geologicznych niż w sekcji środkowej pomimo płytszego
przebiegu osi przewiertu w tych sekcjach,

badania granulometryczne muszą być wykonane na planowanej
głębokości trajektorii przewiertu,

w przypadku przejść pod rzekami i zbiornikami wodnymi dla potrzeb
projektu HDD należy określić przebieg dna i głębokość wody,

otwory geologiczne należy wykonać poza osią przewiertu,
naprzemiennie raz po jego lewej stronie raz po prawej. Odległość
Strona 17 z 30
Załącznik nr 1
otworów od osi przewiertu jest zależna od geologii, nie mniejsza
jednak niż 5m (zalecane 10m),
 przyjęcie typu trajektorii przewiertu oraz obliczenie jej parametrów
geometrycznych (wykonanie badań geologicznych do głębokości
poniżej 10 metrów od osi przewiertu dla przewiertów długich (>500 m) lub
5 metrów od osi przewiertu dla przewiertów krótkich (<500 m),
 opracowanie wstępnego profilu przewiertu na podstawie analizy ciśnień
płuczki w otworze wiertnicznym oraz na podstawie archiwalnych badań
geologicznych (o ile są dostępne),
 analizę warunków lokalizacji infrastruktury.
2.1.1.3.
Projekty branżowe:
a)
Projekty sterowania
węzłami.
układami
zaporowo-upustowymi,
b)
Projekty przyłączy energetycznych zasilających:
układami
śluz
i
 układy zaporowo – upustowe,
 stacje ochrony katodowej,
 układy śluz.
2.2.
c)
Projekt ochrony katodowej opracowany zgodnie z Załącznikiem nr 3 do
d)
Badania geotechniczne gruntów przeznaczonych na lokalizacje gazociągu i
obiektów naziemnych.
e)
Operaty wodnoprawne.
f)
Operaty dendrologiczne.
g)
Projekt naprawy urządzeń drenarskich i cieków wodnych.
h)
Projekt rekultywacji gruntów.
i)
Projekt organizacji badania tłokiem inspekcyjnym.
2.1.1.4.
Kosztorys Inwestorski oraz Przedmiar Robót opracowane zgodnie z
wymaganiami ustawy „Prawo zamówień publicznych” i odpowiednimi
aktami wykonawczymi.
2.1.1.5.
Zbiorcze Zestawienie Kosztów.
2.1.1.6.
Wszelkie inne niewymienione, a niezbędne do wykonania opracowania,
projekty budowlane i wykonawcze dla infrastruktury związanej
bezpośrednio z projektowanym gazociągiem umożliwiające uzyskanie
przez Zamawiającego decyzji o pozwoleniu na budowę i spełnienie
przez ten gazociąg wymaganych funkcji, czyli przesyłania gazu.
2.1.1.7.
Uzgodnienia wykonanych projektów i opracowań z Zamawiającym.
Standardowa głębokość posadowienia części liniowej gazociągu powinna wynosić
ok. 1,2m licząc od górnej płaszczyzny rury do poziomu gruntu. Maksymalna
głębokość posadowienie gazociągu nie powinna przekraczać bez powodu 2m
licząc od górnej płaszczyzny rury do poziomu gruntu. Głębokość posadowienia rury
ochronnej powinna wynosić minimalnie 1m licząc od górnej płaszczyzny rury
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 18 z 30
Załącznik nr 1
2.3.
2.4.
2.5.
2.6.
ochronnej do poziomu gruntu. Przy projektowaniu włączenia metodą hermetyczną
należy zachować minimalną głębokość posadowienia pozostających na
przewodzie rurowym króćców do prac hermetycznych równą 1m.
Bierną i czynną ochronę antykorozyjną należy projektować zgodnie z Załącznikiem
nr 3 do Instrukcji PE-DY-I02.
Na ogrodzeniu obiektu liniowego (ZZU, ZW, śluza lub odwadniacz) muszą zostać
umieszczone czytelne tablice informujące o zakazie używania otwartego ognia,
tablice z informacją o numerach telefonów alarmowych oraz tablice z
oznaczeniami obiektów.
Tablice mają być zgodne z wzorami zamieszczonymi w księdze wizualizacji GAZSYSTEM S.A.
W dokumentacji projektowej należy zamieścić schematy zawierające wszystkie
elementy obiektu. Armaturę i urządzenia należy oznakować symbolami zgodnie z
tabelą (numer obiektu, oznaczenie literowe oraz nr kolejny armatury danego rodzaju
– np.: zawór kulowy liniowy zabudowany na ZZU nr 211 – 211 ZKL 1; zawór kulowy
obejściowy na ZZU – 211 ZKO 1):
Zawór kulowy
Zasuwa klinowa
Zasuwa płytowa
Armatura liniowa
ZKL
ZaKL
ZPL
Armatura obejściowa
ZKO
ZaKO
ZPO
Armatura upustowa
ZKU
ZaKU
ZPU
Zespół zaporowo-upustowy
Zespół włączeniowy
Punkt pomiaru ciśnienia
Monoblok izolujący
Śluza nadawcza
Śluza odbiorcza
Śluza uniwersalna
Zbiornik kondensatu
Zespół odwadniający
Kompensator liniowy
2.7.
2.8.
2.9.
2.10.
ZZU
ZW
M
MI
SN
SO
SU
ZbK
ZOD
KL
Przy budowie gazociągów o średnicy większej lub równej DN300 zaleca się
wykonywanie prób specjalnych.
Nowobudowane gazociągi o średnicy większej lub równej DN200 powinny być
przystosowane do inspekcji wewnętrznej z wykorzystaniem tłoków pomiarowych.
Nowobudowany gazociąg przystosowany do tłokowania należy poddać tzw.
„zerowej” inspekcji tłokami pomiarowymi. Przeprowadzenie inspekcji tłokami
pomiarowymi należy wykonać przed upływem 1 roku.
Dla nowobudowanych gazociągów (w tym również przebudowywanych odcinków)
o średnicy DN200 i powyżej zaleca się wykonanie inwentaryzacji geodezyjnej
wszystkich wykonanych spoin obwodowych.
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 19 z 30
Załącznik nr 1
2.11.
Elementy gazociągów należy wykonywać zgodnie z zamieszczonymi rysunkami od
rys. 1 do rys.9.
SCHEMAT LINIOWEGO ZZU
LEGENDA
Oznaczenie
ZKL
ZKU
ZKU
ZK50
Zawór kulowy
nadziemny DN50
do spawania
ZaKU
Zasuwa klinowa
upustowa
podziemna
( lub nadziemna )
(*) patrz uwaga nr 3
Punkt pomiaru
ciśnienia
ZK50
ZKU
ZKO
Szt.
1
2
( lub 1+1zasuwa
płytowa )*
ZaKU
ZaKU*
ZKL
Zawór kulowy
liniowy
do spawania
podziemny
Zawór kulowy
upustowy
podziemny
( lub nadziemny )
ZK50
ZKO
Nazwa
ZKO
Zawór kulowy
obejściowy
do spawania
podziemny
( OPCJA )
2
2
( lub 1 )*
3
( lub 5 )
(2)
UWAGI:
1.Układ przedstawiony linią kropkową stosować tylko w uzasadnionych przypadkach ( opcja do podłączania nowych odbiorców ).
2.Dopuszcza się, w uzasadnionych przypadkach, zabudowę zaworów kulowych upustowych ZKU i zasuw upustowych ZaKU jako
nadziemne. Wówczas nie zabudowuje się punktów pomiaru ciśnienia z wykorzystaniem zaworów ZK50.
3.Dopuszcza się, w uzasadnionych przypadkach, w miejsce jednego zaworu kulowego ZKU zabudowę zasuwy płytowej.
Wówczas nie zabudowujemy zasuwy upustowej ZaKU*.
4.Dla gazociągów do DN 200 włącznie dopuszcza się opcję zabudowy kurka ZKL jako nadziemnego ( schemat ZZU – wersja nadziemna ).
5.Zaleca się zabudowę punktu pomiaru ciśnienia na każdym układzie rurowym ograniczonym armaturą zaporową.
Rys.1.
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 20 z 30
Załącznik nr 1
SCHEMAT KĄTOWEGO ZZU
LEGENDA
Oznaczenie
Nazwa
Zawór kulowy
liniowy
do spawania
podziemny
2
ZKL
ZK50
ZKU*
ZKL
Szt.
ZaKU
ZKU
Zawór kulowy
upustowy
podziemny
( lub nadziemny )
ZK50
Zawór kulowy
nadziemny DN50
do spawania
ZaKU
Zasuwa klinowa
upustowa
podziemna
( lub nadziemna )
ZaKU*
ZKL
ZK50
ZKU
ZaKU*
Punkt pomiaru
ciśnienia
3
( lub 1+2 zasuwy
płytowe )*
3
3
( lub 1 )*
4
( lub 7 )
ZK50
ZKU*
UWAGI:
1.Dopuszcza się, w uzasadnionych przypadkach, zabudowę zaworów kulowych upustowych ZKU i zasuw upustowych ZaKU jako nadziemne.
Wówczas nie zabudowuje się punktów pomiaru ciśnienia z wykorzystaniem zaworów ZK50.
2.Dopuszcza się, w uzasadnionych przypadkach, w miejsce zaworów kulowych upustowych ZKU* zabudowę zasuw płytowych.
Wówczas nie zabudowujemy zasuw upustowych ZaKU*.
4.Dla gazociągów do DN 200 włącznie dopuszcza się opcję zabudowy kurków ZKL jako nadziemnych.
5.Zaleca się zabudowę punktu pomiaru ciśnienia na każdym układzie rurowym ograniczonym armaturą zaporową
Rys.2.
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 21 z 30
Załącznik nr 1
SCHEMAT KĄTOWEGO ZZU - DWUSTRONNEGO
ZK50
ZKO
ZKU*
ZaKU
LEGENDA
ZaKU*
ZKL
Oznaczenie
Nazwa
Zawór kulowy
liniowy
do spawania
podziemny
ZK50
Szt.
1
ZKL
ZKU
Zawór kulowy
upustowy
podziemny
( lub nadziemny )
ZK50
Zawór kulowy
nadziemny DN50
do spawania
ZKU
ZaKU*
ZKO
ZK50
ZKU* (*) patrz uwaga nr 2
UWAGI:
1.Dopuszcza się, w uzasadnionych przypadkach, zabudowę zaworów kulowych upustowych ZKU i zasuw
upustowych ZaKU jako nadziemne. Wówczas nie zabudowuje się punktów pomiaru ciśnienia
z wykorzystaniem zaworów ZK50.
2.Dopuszcza się, w uzasadnionych przypadkach, w miejsce zaworów kulowych upustowych ZKU* zabudowę
zasuw płytowych. Wówczas nie zabudowujemy zasuw upustowych ZaKU*.
3.Dla gazociągów do DN 200 włącznie dopuszcza się opcję zabudowy kurków ZKL i ZKO jako nadziemne.
4.Zaleca się zabudowę punktu pomiaru ciśnienia na każdym układzie rurowym ograniczonym armaturą
zaporową.
ZaKU
Zasuwa klinowa
upustowa
podziemna
( lub nadziemna )
Punkt pomiaru
ciśnienia
ZKO
Zawór kulowy
obejściowy
do spawania
podziemny
3
( lub 1+2 zasuwy
płytowe )*
3
3
( lub 1 )*
4
( lub 7 )
2
Rys.3.
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 22 z 30
Załącznik nr 1
SCHEMAT LINIOWEGO ZZU do DN200 włącznie (opcja nadziemna )
LEGENDA
Oznaczenie
Szt.
1
Zawór kulowy
upustowy
kołnierzowy
nadziemny
2
Zasuwa klinowa
upustowa
kołnierzowa
nadziemna
1
ZKL
ZKU
ZKU
ZaKU
ZKL
Nazwa
Zawór kulowy
liniowy
kołnierzowy
nadziemny
ZaKU
Punkt pomiaru
ciśnienia
Zawór kulowy
do spawania
ZKU
2
( lub 3 )
2
UWAGI:
1.Przed punktem pomiaru ciśnienia zlokalizowanym na gazociągu, należy zainstalować zawór kulowy odcinający do spawania.
3. Należy zapewnić odpowiednią sztywność kolumn upustowych w czasie upuszczania gazu.
4. Dopuszcza się zabudowę zaworu kulowego liniowego jako opcja podziemna.
Rys.4.
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 23 z 30
Załącznik nr 1
SCHEMAT ZESPOŁU WŁĄCZENIOWEGO
LEGENDA
Oznaczenie
ZKU* ZaKU *
ZKL
ZKU
Zawór kulowy
upustowy
podziemny
( lub nadziemny )
ZK50
Zawór kulowy
nadziemny DN50
do spawania
ZaKU
Zasuwa klinowa
upustowa
podziemna
( lub nadziemna )
ZK50
ZKL**
Nazwa
Zawór kulowy
liniowy
do spawania
Podziemny
( lub kołnierzowy )
Szt.
1
( lub 1zasuwa
płytowa )**
1
( lub 1zasuwa
płytowa )*
1
1
( lub brak zasuwy )*
ZaKL**
Punkt pomiaru
ciśnienia
(**) patrz uwaga nr 5
2
Zasuwa klinowa
1
liniowa
UWAGI:
do spawania
( lub brak zasuwy )**
1.Dopuszcza się, w uzasadnionych przypadkach, zabudowę zaworu kulowego upustowego ZKU i zasuwy
Podziemna
ZaKL**
upustowej ZaKU jako elementy nadziemne. Wówczas nie zabudowuje się punktu pomiaru ciśnienia
( lub kołnierzowa )
z wykorzystaniem zaworu ZK50.
2.Dopuszcza się, w uzasadnionych przypadkach, w miejsce zaworu kulowego upustowego ZKU* i zasuwy ZaKU*, zabudowę
zasuwy płytowej.
4.Dla krótkich odcinków włączeniowych dopuszcza się rezygnację z zabudowy układu wydmuchowego i punktu pomiaru ciśnienia.
5.Dopuszcza się stosowanie zasuwy klinowej liniowej ZaKL przy długich odcinkach gazociągu za zespołem włączeniowym.
Dopuszcza się, w uzasadnionych przypadkach, w miejsce zaworu kulowego liniowego ZKL** i zasuwy klinowej liniowej
ZaKL**,zabudowę zasuwy płytowej.
Rys.5.
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 24 z 30
Załącznik nr 1
SCHEMAT ZESPOŁU ODWADNIAJĄCEGO
LEGENDA
Oznaczenie
ZaKU*
ZKU
Nazwa
Zawór kulowy
nadziemny,
upustowy
Zasuwa klinowa
nadziemna
upustowa
ZKU*
Szt.
3
( lub 2+1zasuwa
płytowa )*
1
( lub brak zasuwy )*
ZaKU
ZKU
Punkt pomiaru
ciśnienia
ZKU
1
UWAGI:
1.Dopuszcza się, w uzasadnionych przypadkach, w miejsce zaworu kulowego
ZKU* i zasuwy ZaKU*, zabudowę zasuwy płytowej.
2.Dopuszcza się inne rozwiązania konstrukcyjne zabezpieczenia końcówki
upustowej zespołu odwadniającego.
3.Armarura odcinająca zespołu odwadniającego montowana w pozycji pionowej.
Zbiornik kondensatu
Rys.6.
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 25 z 30
Załącznik nr 1
Rys. nr 7
Rys. nr 8
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 26 z 30
Załącznik nr 1
Rys. nr 9
2.12. Wymagania projektowe:
2.12.1. W uzasadnionych przypadkach w miejscu montażu elementów gazociągu
należy przewidzieć pełną wymianę gruntu rodzimego w obrębie granicy
układu. Przewidzieć podparcie zaworów i zasuw podziemnych na płytach
fundamentowych. Zasypać piaskiem i zagęścić, przeprowadzić badania
stopnia zagęszczenia (minimalny wskaźnik zagęszczenia wynosi 0,95).
2.12.2. Izolację na elementach wystających powyżej poziomu gruntu należy
wyprowadzić na wysokość co najmniej 30cm i wykonać zgodnie z
Załącznikiem nr 3 do Instrukcji PE-DY-I02.
2.12.3. Kołnierze – wg PN-EN 1759-1, w uzasadnionych przypadkach Zamawiający
dopuszcza kołnierze wg PN-EN 1092-1.
2.12.4. Uszczelki - zgodne z ASME B16.20, w uzasadnionych przypadkach Zamawiający
dopuszcza uszczelki wg PN-EN 1514-2.
2.12.5. Zamawiający na etapie zamówienia powinien określić typ przylgi – zaleca się
stosowanie przylgi płaskiej.
2.12.6. Uszczelki – zaleca się stosowanie uszczelek wielokrawędziowych.
2.12.7. Elementy złączne - sworznie gwintowane zgodne z PN-EN1515-1 lub ASME
B16.5oraz nakrętki zgodne z PN-EN1092-1 lub ASME B16.5 oraz niezbędne
podkładki sprężynujące. Długość sworzni powinna uwzględniać stosowanie
wszystkich elementów połączenia i zapewniać min. 1,5 zwoju gwintu wolnego
nad nakrętką.
2.12.8. Śruby, sworznie gwintowane, nakrętki powinny spełniać wymagania PN-EN
1515-1, PN-EN 1515-2, PN-EN 1515-3, PN-ISO 8992, PN-EN 20898-2 i PN-EN ISO
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 27 z 30
Załącznik nr 1
4016 lub PN-EN ISO 898-1 oraz być wykonane w średnio dokładnej klasie
wyrobu oznaczonej literą B. Do każdej partii śrub i nakrętek należy wymagać
od dostawcy atestu.
2.12.9. Elementy złączne muszą być wykonane lub zabezpieczone przeciwkorozyjnie
za pomocą metod galwanicznych.
2.12.10. Zakres projektu wykonawczego należy każdorazowo uzgodnić z GAZ-SYSTEM
S.A.
2.12.11. Wszelkie zmiany w stosunku do zatwierdzonego projektu należy formalnie
uzgadniać z projektantem oraz z GAZ-SYSTEM S.A.
2.12.12. Na układach obejściowych zaworów liniowych należy stosować łuki kute lub
ciągnione o promieniu min. 2xDN średnicy obejścia.
2.12.13. Układy technologiczne zespołów śluz nadawczych, odbiorczych lub
uniwersalnych wymagają każdorazowo indywidualnego projektu, który musi
być uzgodniony z GAZ-SYSTEM S.A.
2.12.14. Instalacje śluz oddzielone monoblokami izolującymi należy uziemić.
2.12.15. Na układzie śluz zastosować dwa sygnalizatory przejścia tłoka – na śluzie oraz
za układem obejściowym zespołu śluzy.
2.12.16. Na układzie śluz odbiorczych zastosować zbiorniki kondensatu umożliwiające
opróżnianie podciśnieniowe, a w przypadku przewidywania dużych ilości
kondensatów należy przewidzieć możliwość podłączania zabezpieczającej
kolumny filtroseparacyjnej. Dopuszcza się stosowanie przewoźnych zbiorników
odbioru kondensatu.
2.12.17. Należy stosować manometry klasy 1.6 w wykonaniu morskim (wzmocnionym).
2.12.18. Układ odbioru kondensatu odwadniaczy należy wykonać o średnicy DN50 i
zakończyć kołnierzem zaślepiającym z korkiem odpowietrzającym lub innym
rodzajem zabezpieczenia.
2.12.19. Kolumny napędów armatury podziemnej należy wyprowadzić na wysokość
1,2m ponad poziom terenu.
2.12.20. Manometry należy wyprowadzić na wysokość co najmniej 0,8m ponad poziom
terenu. Średnica przewodu zasilającego manometry (wychodzącego z ziemi)
nie może być mniejsza niż DN50. Pod manometrem należy zamontować zawór
spawany o średnicy równej średnicy gazociągu wyjściowego z ziemi.
Dopuszcza się stosowanie połączenia kołnierzowego na zaworze od strony
manometru. Dla gazociągów przebiegających równolegle wyjścia do kurków
manometrycznych zaleca się stosowanie większych średnic przewodów
zasilających manometry w przypadku konieczności stosowania elementów do
przetłaczania gazu.
2.12.21. Kolumny upustowe:
2.12.21.1. Dobór wielkości kolumny upustowej należy dokonać zgodnie z
załączoną poniższej tabelą:
1000
800 700
500 400 350
300 250 200 150 100 80 50
Średnica
gazociągu
Średnica
kolumny
upustowej
Wydanie 1 Wersja 1
300
(250)
250
200
(150)
150
150
100
(150)
100
100
80
80
50
50
50
Strona 28 z 30
Załącznik nr 1
2.12.21.2. Kolumny należy wyprowadzić 1,8m (z możliwością przedłużenia do 3m
na czas upustu) ponad poziom terenu i zakończyć kołnierzem z korkiem
do odpowietrzania. W uzasadnionych przypadkach kolumny należy
wyprowadzić na wysokość 3m ponad poziom terenu.
2.12.21.3. Zaleca się lokalizować kolumny na terenie obiektów.
2.12.21.4. Strefy zagrożenia wybuchem 2 od połączeń rozłącznych powinny
znajdować się wewnątrz ogrodzenia obiektu.
2.12.22. Oznakować strefy zagrożenia wybuchem (tablice „UWAGA GAZ”, „STREFA
ZAGROŻENIA WYBUCHEM 2”. Strefy zagrożenia wybuchem należy obliczyć
zgodnie ze PK-KD-W02.
2.12.23. Oznakowanie obiektu za pomocą następujących tablic informacyjnych:
2.12.23.1. właściciel obiektu przy wejściu (wejściach) na obiekt,
2.12.23.2. w przypadku zespołu zaporowo-upustowego (ZZU) – numer ZZU
(numerację nadaje OGP).
2.12.24. Na obiektach place technologiczne i ewentualnie drogi dojazdowe wyłożyć
kostką betonową ograniczoną krawężnikami. Pozostały teren obiektów
wysypać kamieniem nieiskrzącym układanym na geowłókninie (teren obiektu
należy zabezpieczyć przed możliwością gromadzenia się wody).
2.12.25. Ogrodzenie obiektów wykonać o min. wysokości 1.8m na podmurówce min.
0.3m ponad poziom terenu. Poszczególne elementy ogrodzenia należy
zabezpieczyć przed kradzieżą.
2.12.26. Na ZZU nowoprojektowanych gazociągów określonych jako strategiczne
zaleca się zastosować system kontroli dostępu (SKD), system dozorowy CCTV
(monitoring wizyjny), i system sygnalizacji włamania i napadu.
2.13. Próby ciśnieniowe powinny być zgodne Rozporządzeniem Ministra Gospodarki z dnia
26 kwietnia 2013 r. w sprawie warunków technicznych, jakim powinny odpowiadać
sieci gazowe i ich usytuowanie oraz z zapisami Wytycznych technicznych
podpisanych przez GAZ-SYSTEM S.A. i UDT.
2.14. Trasę gazociągu oznakować zgodnie z normami ST-IGG 1001, 1002, 1003 i 1004. W
dokumentacji
projektowej
przedstawić
lokalizację,
a
w
dokumentacji
powykonawczej domiary lokalizacyjne słupków znacznikowych. Gdy brak jest
przeciwskazań technicznych zaleca się lokalizację słupków w miejscach
nieograniczających możliwości korzystania z nieruchomości, np. na granicy działek.
2.15. Dokumentacja powykonawcza powinna być opracowana i przekazana również w
formie cyfrowej (*.pdf).
2.16. W przypadku budowy obiektów na gazociągach o średnicy DN200 i większej:
2.16.1. Wszelkie trójniki i odgałęzienia na gazociągu liniowym muszą być
przystosowane do przepuszczenia tłoków.
2.16.2. Gdy średnica odgałęzienia przekracza połowę średnicy gazociągu głównego
wymagane jest zastosowanie trójników z wyciąganą szyjką wyposażonych w
prowadnice tłoków, fittingów wyposażonych w kupony lub innych rozwiązań
uniemożliwiających zablokowanie tłoka.
2.17. Rury osłonowe.
2.17.1. Rury osłonowe należy projektować i wykonywać zgodnie z wymaganiami
normy PN-EN 1594.
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 29 z 30
Załącznik nr 1
2.17.2.
2.17.3.
Skrzyżowania gazociągu należy wykonywać zgodnie z Załącznikiem nr 5 do
Stosowanie rur osłonowych należy ograniczyć do niezbędnego minimum.
3. Uwagi końcowe.
3.1.
Dopuszcza się, za zgodą GAZ-SYSTEM S.A. stosowanie norm z datą wydania inną niż
w niniejszym opracowaniu w przypadku ich aktualizacji.
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 30 z 30
Załącznik nr 2
Zasady
projektowania stacji gazowych wysokiego ciśnienia Operatora Gazociągów
Załącznik nr 2
Zasady projektowania stacji gazowych wysokiego ciśnienia Operatora Gazociągów Przesyłowych GAZ-SYSTEM S.A.
Spis treści
1.
Wymagania ogólne. ........................................................................................................................... 3
2.
Wymagania szczegółowe. ................................................................................................................ 6
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 2 z 26
Załącznik nr 2
1.1.
Projekt należy opracować zgodnie z wymaganiami ustawy z dnia 7 lipca 1994r.
Prawo budowlane (Dz.U. z 2013 poz.1409. z późn. zm.).
1.2.
Projekt powinien spełniać wymagania określone w procedurze SESP P.02.O.12.
Ponadto powinien zawierać wymagane uzgodnienia oraz decyzje administracyjne
w tym w szczególności niezbędne uzgodnienia UDT.
1.3.
Dokumentację projektową należy dostarczyć w formie papierowej i elektronicznej
oraz uzgodnić z GAZ- SYSTEM S.A.
1.4.
Projekt budowlany stacji gazowej powinien zawierać:
1.4.1.
1.4.2.
1.5.
Część opisową, w tym między innymi:

opis stanu istniejącego,

opis stanu projektowanego,

sposób wpięcia stacji gazowej do istniejących gazociągów,

obliczenia stref zagrożenia wybuchem,

wymagania Inwestora, notatki służbowe, ustalenia,

mapę ewidencji gruntów,

wypis z rejestru gruntów,

wypis z księgi wieczystej,

uzgodnienia z właścicielami i użytkownikami gruntów i sieci,

informację o bezpieczeństwie i ochronie zdrowia, uwzględniającą specyfikę
obiektu budowlanego i warunki prowadzenia robót budowlanych,

wytyczne dotyczące demontażu istniejących obiektów,

opis do projektu zagospodarowania terenu,

decyzję o ustaleniu lokalizacji inwestycji celu publicznego lub wypis z
miejscowego planu zagospodarowania przestrzennego.
Część rysunkową, w tym między innymi:

mapę zasadniczą do celów projektowych,

mapę zbiorczą, ze wszystkimi projektowanymi obiektami oraz pełnym
uzbrojeniem

projekt zagospodarowania terenu sporządzony na aktualnej mapie do
celów projektowych.
Projekt wykonawczy stacji gazowej powinien zawierać:
1.5.1.
Część opisową z podziałem na poszczególne branże, w tym między innymi:

opis stanu istniejącego,

opis stanu projektowanego,

dobór urządzeń wraz z obliczeniami,

obliczenia wytrzymałościowe,

opis zastosowanych rozwiązań technicznych,

opis prób szczelności i wytrzymałości,

sposób wpięcia stacji gazowej do istniejących gazociągów,

wytyczne dotyczące demontażu istniejących obiektów.

szczegółowe warunki techniczne do projektowania;
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 3 z 26
Załącznik nr 2
1.5.2.
1.6.

opis rozwiązań zapewniających ciągłość dopływu paliwa gazowego do
istniejących odbiorców w czasie projektowanej modernizacji lub remontu
stacji

zestawienie urządzeń i materiałów dla poszczególnych branż.
Część rysunkową, w tym między innymi:

projekt zagospodarowania terenu sporządzony na aktualnej mapie do
celów projektowych,

rysunki zasięgu stref zagrożonych wybuchem,

schematy technologiczne,

schemat prób ciśnieniowych,

rysunki konstrukcyjne i montażowe,

rysunki sposobu wpięć do czynnych gazociągów

Schematy ideowe połączeń urządzeń AKPiA, telemetrii i elektryki.
Wymagania w zakresie ochrony środowiska, które powinny być ujęte i opisane w
dokumentacji projektowej:
1.6.1.
Wykaz wymagań prawnych z zakresu ochrony środowiska mających
zastosowanie w trakcie realizacji zadania oraz wynikające z nich wymagania,
które powinien spełnić wykonawca – włącznie z wykazem niezbędnych do
uzyskania decyzji administracyjnych wymaganych w związku z realizacją
inwestycji oraz w związku z eksploatacją.
1.6.2.
Uzyskanie wszelkich niezbędnych uzgodnień, decyzji i pozwoleń w zakresie
ochrony środowiska wymaganych przez obowiązujące ustawodawstwo
zgodnie z przewidywanym zakresem prac, dotyczące etapu realizacji
inwestycji.
1.6.3.
W przypadku, gdy dla planowanego zadania (inwestycji, remontu) nie jest
wymagana decyzja o środowiskowych uwarunkowaniach, a wymagane jest
pozwolenie na budowę, przeprowadzenie przez projektanta identyfikacji
aspektów środowiskowych i ocenę ich wpływu na środowisko. Możliwe jest
stosowanie do identyfikacji i oceny aspektów środowiskowych formularza,
którego wzór stanowi załącznik nr 1 do Procedury PE-EE-P01 Identyfikacja i
ocena aspektów środowiskowych Operatora Gazociągów Przesyłowych GAZSYSTEM S.A.
1.6.4.
Wykaz zawierający rodzaje i ilości odpadów wraz z podaniem ich kodów (wg
Rozporządzenia z dnia 9 grudnia 2014r. w sprawie katalogu odpadów, Dz. U. z
2014r., poz. 1923) wytwarzanych podczas realizacji zadania wraz z określeniem
sposobu postępowania z wytworzonymi odpadami stosownie do Ustawy o
odpadach z dnia 14 grudnia 2012r. (Dz. U. z 2013r., poz. 21 z późn. zm.).
1.6.5.
Wielkość zapotrzebowania na wodę, źródło poboru wody.
1.6.6.
Wykaz zawierający, ilość, rodzaj, źródło wytwarzania i sposób odprowadzania
ścieków.
W przypadku wykonywania prób hydraulicznych należy, oprócz określenia
sposobu zagospodarowania wytworzonego ścieku dołączyć do dokumentacji
uzgodnienie z odbiorcą ścieku w zależności od zaproponowanego
rozwiązania.
1.6.7.
Rodzaj i wielkość emisji zanieczyszczeń gazowych, pyłowych i płynnych, z
podaniem zasięgu ich rozprzestrzeniania się.
1.6.8.
Właściwości akustyczne oraz emisja drgań, a także emisja promieniowania, w
szczególności jonizującego, pola elektromagnetycznego i innych zakłóceń, z
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 4 z 26
Załącznik nr 2
podaniem odpowiednich
rozprzestrzeniania się.
parametrów
tych
czynników
i
zasięgu
ich
1.6.9.
Wpływ obiektu budowlanego na istniejący drzewostan, powierzchnię ziemi, w
tym glebę, wody powierzchniowe i podziemne.
1.6.10.
Ilość drzew i krzewów przeznaczonych do wycięcia z inwentaryzacją na mapie
jeżeli występują na terenie planowanej Inwestycji (operat dendrologiczny).
1.6.11.
Wykaz rzeczowy i ilościowy składników majątku, które stanowić będą złom.
1.6.12.
Określenie maksymalnego poziomu natężenia hałasu w granicy działki
Inwestora, jaki może być emitowany podczas eksploatacji obiektu, przy
założeniu maksymalnego projektowanego ciśnienia i natężenia przepływu
gazu oraz porównanie wartości obliczonych z dopuszczalnymi określonymi w
obowiązkowych przepisach prawa w tym również przepisach prawa
lokalnego.
1.7.
Strefy zagrożone wybuchem dla stacji gazowej należy wyznaczyć w oparciu o PKKD-W02. Poszczególne elementy stacji gazowej należy tak zaprojektować aby strefy
zagrożenia wybuchem znajdowały się w obszarze objętym ogrodzeniem obiektu.
Powyższe wymaganie nie dotyczy stref od upustów powstających przy
nadzorowanych pracach eksploatacyjnych.
1.8.
Obliczenia wytrzymałościowe elementów rurowych należy wykonywać zgodnie z
obowiązującą normą PN-EN 1594 „Infrastruktura gazowa – Rurociągi o
maksymalnym ciśnieniu powyżej 16 bar – Wymagania funkcjonalne” z
uwzględnieniem następujących wymagań:
1.9.
Wymagania materiałowe ogólne:
1.9.1.
Dopuszczone do stosowania przy remontach i budowie sieci gazowej są
wyłącznie wyroby spełniające warunki zawarte w art.10 ustawy z dnia 7 lipca
1994r. Prawo budowlane (Dz. U. z 2013r., poz. 1409 z późn. zm.) oraz art. 5, 8 i 10
ustawy z dnia 16 kwietnia 2004r. o wyrobach budowlanych Dz.U.2004 nr 92
poz.881. Wyroby muszą być oznakowane znakiem CE, atestem ATEX (o ile jest
wymagany) lub znakiem budowlanym, przy czym producent musi wydać
deklarację zgodności z Polską Normą lub aprobatą techniczną.
1.9.2.
Wyrób budowlany nieobjęty zakresem przedmiotowym zharmonizowanych
specyfikacji technicznych, może być udostępniony na rynku krajowym, jeżeli
został legalnie wprowadzony do obrotu w innym państwie członkowskim Unii
Europejskiej lub państwie członkowskim Europejskiego Porozumienia o Wolnym
Handlu (EFTA) – stronie umowy o Europejskim Obszarze Gospodarczym.
1.9.3.
W dokumentach odniesienia (normach, aprobatach technicznych,
europejskich uznaniach materiałów) musi być zaznaczone, że są to wyroby
dopuszczone do zastosowania w sieciach gazowych, w zakresie ciśnień i
temperatur (również minimalnych) występujących w projekcie.
1.9.4.
Dla wyrobów należy przedstawić przynajmniej:

dokument jakościowy (świadectwo odbioru) wg PN-EN 10204, wg
wymagań określonych w normie wyrobu, projekcie.

deklarację zgodności.
1.9.5.
W przypadku wyrobów wykonanych
wymagane przedstawienie tej aprobaty.
1.9.6.
Wszystkie materiały obciążone ciśnieniem sieci gazowej wysokiego ciśnienia
(MOP powyżej 16bar) powinny spełniać wymagania pkt.8 normy PN-EN
1594:2014 – dotyczy nowobudowanych i modernizowanych obiektów.
Wydanie 1 Wersja 1
zgodnie
z
aprobatą
techniczną
Strona 5 z 26
Załącznik nr 2
1.9.7.
Wymagane dokumenty jakościowe zgodnie z p.8.1.5normy PN-EN 1594:2014.
Zaleca się świadectwo odbioru 3.2 wg PN-EN 10204 dla rur o średnicy równej
lub większej od DN500 i armatury równej lub większej od DN200.
1.10.
Rury. Na stacjach gazowych należy stosować rury zgodnie z wymaganiami
określonymi w „Zasadach projektowania gazociągów przesyłowych wysokiego
ciśnienia Operatora Gazociągów Przesyłowych GAZ-SYSTEM S.A.”.
1.11.
Kształtki. Na stacjach gazowych należy stosować kształtki zgodnie z wymaganiami
określonymi w „Zasadach projektowania gazociągów przesyłowych wysokiego
ciśnienia Operatora Gazociągów Przesyłowych GAZ-SYSTEM S.A.”.
1.12.
Armatura odcinająca. Na stacjach gazowych należy stosować armaturę zgodnie z
wymaganiami określonymi w „Zasadach projektowania gazociągów przesyłowych
wysokiego ciśnienia Operatora Gazociągów Przesyłowych GAZ-SYSTEM S.A.”.
1.13.
Kołnierze. Kołnierze należy wykonać z odkuwek wg PN-EN10222 tej samej klasy
wytrzymałościowej co rura, z którą będzie łączony kołnierz. Zaleca się zastosowania
kołnierzy z przylgami płaskimi RF wg PN-EN 1759 w uzasadnionych przypadkach
dopuszcza się B2 wg PN-EN1092-1. Kołnierze należy dodatkowo oznakować
rodzajem przylgi.
1.14.
Uszczelki. Zaleca się zastosowanie uszczelek spiralnych (np. wg PN-EN1514-2) lub wg
PN-EN 12560-2, albo uszczelek metalowych rowkowanych z nakładkami (np. wg PNEN1514-6) lub PN-EN 12560-6. Wymiary uszczelek oraz śrub powinny być
dostosowane do rodzaju połączeń kołnierzowych. Wszelkie śruby, szpilki, nakrętki
powinny być trwale oznaczone w sposób umożliwiający ich powiązanie z
odpowiednim certyfikatem materiałowym.
1.15.
Spawalnictwo. Na stacjach gazowych należy stosować wymagania w zakresie
spawalnictwa określone w „Zasadach projektowania gazociągów przesyłowych
wysokiego ciśnienia Operatora Gazociągów Przesyłowych GAZ-SYSTEM S.A.”.
1.16.
Zabezpieczenie przed korozją. Na stacjach gazowych należy stosować wymagania
w zakresie zabezpieczenia przed korozją określone w „Zasadach projektowania
systemów ochrony przeciwkorozyjnej gazociągów przesyłowych Operatora
Gazociągów Przesyłowych GAZ-SYSTEM S.A.”.
2. Wymagania szczegółowe.
2.1.
2.2.
Parametry wyjściowe do zaprojektowania stacji gazowej. W celu przeprowadzenia
obliczeń i doboru poszczególnych urządzeń stacji, GAZ- SYSTEM S.A. określi

projektowaną przepustowość stacji gazowej – QDmax i QDmin,

maksymalne ciśnienie robocze wejściowe – MOPwej,

maksymalne ciśnienie wejściowe stacji – Pwejmax,

minimalne ciśnienie wejściowe stacji – Pwejmin,

maksymalne ciśnienie robocze wyjściowe – MOPwyj,

maksymalne ciśnienie wyjściowe stacji – Pwyjmax,

minimalne ciśnienie wyjściowe stacji – Pwyjmin,

rodzaj gazu wg PN-C-04750,

wymaganą temperaturę gazu po redukcji,

zakres regulacji stężenia THT w gazie.
W dokumentacji należy zamieścić łączny schemat stacji gazowej zawierający
wszystkie elementy. Armaturę i urządzenia na schemacie należy oznaczyć
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 6 z 26
Załącznik nr 2
symbolami zgodnie z poniższym kluczem (oznaczenie literowe, po którym następuje
cyfra nadana wg kierunku przepływu gazu):

złącze izolujące: ZI

zespół zaporowo upustowy wejściowy: ZZUwej

zespół zaporowo upustowy wyjściowy: ZZUwyj

zespół przewodu awaryjnego: ZPA

zespół odwadniacza: ZO

zespół filtroseparatorów: ZFS

zespół filtrów: ZF

nawanialnia: N

filtr: F

filtroseparator: FS

podgrzewacz: PG

filtropodgrzewacz: FP

reduktor: R

reduktor monitor aktywny: RMA

reduktor monitor pasywny: RMP

zawór szybko zamykający: ZSZ

reduktor z zaworem szybko zamykającym: RZSZ

wydmuchowy zawór upustowy: WZU

zawór regulacyjny: ZR

gazomierz turbinowy: GT

gazomierz rotorowy: GR

gazomierz ultradźwiękowy: GU

gazomierz zwężkowy: GZ

gazomierz miechowy: GM

kocioł: K

pompa: P

armatura odcinająca: AO

zasuwa: Z

zawór zwrotny: ZZ

manometr: M

manometr rejestrujący: Mr

termometr: T

termometr rejestrujący: Tr

rejestrator wielopunktowy: Rw

pomiar ciśnienia (zdalny): PT

pomiar ciśnienia (lokalny): PI

pomiar temperatury (zdalny): TT

pomiar temperatury (lokalny): TI

sygnalizacje na kurkach: GA

sygnalizacja na filtrach: PDS
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 7 z 26
Załącznik nr 2
2.3.
2.4.

korekcja: FQiR

pomiar częstotliwości : FV

pomiar składu gazu: QX

sterowanie elektryczne: PVC

sterowanie elektrohydrauliczne: HVS

pomiar pkt rosy: MIR
Projektując stację gazową należy przyjąć następującą kolorystykę oznakowań:

gazociągi – kolor żółty,

rurociągi czynnika grzewczego – kolor czerwony zasilanie i kolor niebieski
powrót,

pokrętła armatury – kolor czerwony,

kierunki przepływu – kolor czarny,

gazociągi o ciśnieniu powyżej 1,6MPa – cztery paski czerwone o szerokości
15mm i odległości między nimi 20mm,

gazociągi o ciśnieniu od 0,5MPa do 1,6MPa włącznie – na obwodzie trzy
paski czerwone o szerokości 15mm i odległości między nimi 20mm,

gazociągi o ciśnieniu od 10kPa do 0,5MPa włącznie – dwa paski czerwone
o szerokości 15mm i odległości między nimi 20mm,

gazociągi o ciśnieniu do 10 kPa włącznie – jeden pasek czerwony,

rury wydmuchowe i upustowe
zabezpieczających – kolor żółty,

armatura i pozostałe urządzenia – kolor żółty lub kolor dostawcy,

oznakowanie uziomów – kolor żółto-zielony,

oznakowanie progów i stopni – kolor żółto-czarny.
z
urządzeń
odpowietrzających
i
Zagospodarowanie terenu stacji gazowej.
2.4.1.
2.4.2.
Stację gazową w zależności od pełnionej funkcji należy wyposażyć w:

złącza izolujące na wlocie i wylocie stacji przed zespołem zaporowo
upustowym wejściowym i za zespołem zaporowo upustowym wyjściowym,

zespół zaporowo upustowy wejściowy,

zespół filtroseparatorów lub filtrów,

przewód wejściowy,

układ redukcyjny,

układ regulacyjny,

układ pomiarowy,

system transmisji danych,

przewód wyjściowy,

zespół zaporowo upustowy wyjściowy.
GAZ- SYSTEM S.A. każdorazowo określi potrzebę dodatkowego wyposażenia w:

zespół przewodu awaryjnego,

zespół odwadniacza,

kotłownię oraz podgrzewacze lub filtropodgrzewacze,

urządzenia do nawaniania gazu,

układ poboru próbki do pomiaru stężenia THT w gazie,
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 8 z 26
Załącznik nr 2
2.5.

układ poboru próbki do pomiarów jakości gazu,

system ochrony obiektu.
Część architektoniczno – budowlana.
2.5.1.
Wszystkie elementy stacji gazowej należy tak zaprojektować, aby znajdowały
się na ogrodzonym terenie.
2.5.2.
Należy zapewnić dojazd do obiektu.
2.5.3.
Elementy stacji gazowej rozmieścić w sposób zapewniający swobodny dojazd
i dojście do stacji zgodnie z obowiązującymi przepisami.
2.5.4.
Należy zapewnić drogi i chodniki do wszystkich elementów technologicznych
stacji, ze szczególnym uwzględnieniem urządzeń, które wymagają okresowej
wymiany, opróżniania, napełniania czy dojazdu ciężkiego sprzętu
serwisowego. Place technologiczne oraz drogi i ciągi komunikacyjne stacji
gazowej wyłożyć kostką betonową lub kamienną, natomiast pozostałą część
terenu kamieniem układanym na folii paro przepuszczalnej lub geowłókninie.
2.5.5.
Właściwe utwardzenie terenu potwierdzić protokołem z pomiaru zagęszczenia
gruntu (0,95).
2.5.6.
Należy tak zaprojektować spadki terenu, aby zapewnić
odprowadzenie wody opadowej od kontenerów stacji gazowej.
2.5.7.
Należy stosować kontenery prefabrykowane: żelbetowe lub stalowe. W
uzasadnionych przypadkach dopuszcza się lokalizowanie stacji gazowych w
budynkach.
2.5.8.
Pomieszczenia przeznaczone na układy redukcyjne, pomiarowe i nawanialnie
powinny spełniać wymagania określone dla pomieszczeń zagrożonych
wybuchem.
2.5.9.
Pomieszczenia powinny umożliwiać
prowadzenie prac serwisowych.
2.5.10.
Wentylację pomieszczeń kontenera należy wyznaczyć w oparciu o PK-KD-W02
„Wytyczne siec przesyłowa gazu ziemnego - Strefy zagrożone wybuchem Urządzenia, systemy ochronne i pracownicy w przestrzeniach zagrożonych
wybuchem”.
2.5.11.
Ściany działowe pomiędzy pomieszczeniami zagrożonymi a niezagrożonymi
wybuchem powinny być wykonane jako gazoszczelne. Ściana gazoszczelna
powinna być odporna na parcie poziome o wartości co najmniej 15 kN/m 2.
Dopuszcza się przejścia przez ściany gazoszczelne za pomocą przepustów
gazoszczelnych. W przypadku kontenerowej zabudowy stacji zaleca się
stosowanie oddzielnych obudów z zachowaniem wolnej przestrzeni między
nimi.
2.5.12.
Drzwi i otworów wentylacyjnych pomieszczeń zagrożonych i niezagrożonych
wybuchem nie należy lokalizować po tej samej stronie.
2.5.13.
Masa przykrycia dachu nad pomieszczeniami zagrożonymi wybuchem, liczona
bez obciążeń pochodzących od konstrukcji nośnej dachu, takich jak
podciągi, wiązary i belki, nie może przekraczać 75 kg/m2 rzutu poziomego.
2.5.14.
Stację gazową należy oznakować tablicami informacyjnymi umieszczonymi w
widocznym miejscu na ogrodzeniu obiektu od strony wejścia. Wzornictwo oraz
treść tych tablic informacyjnych określono w obowiązującym w Spółce
Systemie Identyfikacji Wizualnej.
2.5.15.
Tablice ostrzegawcze
informować o:
Wydanie 1 Wersja 1
umieszczone
swobodną
z
każdej
obsługę
strony
naturalne
urządzeń
obiektu
oraz
powinny
Strona 9 z 26
Załącznik nr 2
2.6.
2.7.

zagrożeniu wybuchem,

zakazie palenia tytoniu i używania otwartego ognia,

zakazie używania urządzeń mogących powodować zapłon w strefach
zagrożenia wybuchem,

zakazie wstępu osób niepowołanych.
Złącza izolujące.
2.6.1.
W przypadku gazociągów na wejściu i wyjściu stacji gazowej wykonanych ze
stali, należy stosować monobloki zgodnie z wymaganiami określonymi w
Zasadach projektowania systemów ochrony przeciwkorozyjnej gazociągów
przesyłowych Operatora Gazociągów Przesyłowych GAZ-SYSTEM S.A.
2.6.2.
Zaleca się lokalizację monobloku pod ziemią, w odległości co najmniej 7xDN
od armatury bądź elementów kształtowych.
Zespoły zaporowo upustowe.
2.7.1.
Armatura ZZUwej. Główną armaturę odcinającą zastosować zgodnie z
wymaganiami określonymi w „Zasadach projektowania gazociągów
przesyłowych wysokiego ciśnienia Operatora Gazociągów Przesyłowych GAZSYSTEM S.A.”.
2.7.2.
Armatura ZZUwyj. Główną armaturę odcinającą zastosować zgodnie z
wymaganiami
określonymi
„Zasadach
projektowania
gazociągów
przesyłowych wysokiego ciśnienia Operatora Gazociągów Przesyłowych GAZSYSTEM S.A.”.
2.7.3.
Zespoły zaporowo upustowe zabudować jako podziemne. W uzasadnionych
przypadkach dopuszcza się stosowanie w wykonaniu nadziemnym.
2.7.4.
Nie należy stosować średnic armatury głównej odcinającej mniejszej niż DN80.
2.7.5.
Zespoły zaporowo upustowe należy lokalizować w odległości minimum 5m od
obudów elementów technologicznych stacji gazowych.
2.7.6.
Kolumny należy wyprowadzić na wysokość 1,6m (z możliwością przedłużenia
do 3m na czas upustu) ponad poziom terenu i zakończyć kołnierzem
zaślepiającym z korkiem do odpowietrzania.
2.7.7.
Średnicę wylotu kolumny upustowej należy dobierać wg wzoru:
d  0.05  D 2 [mm]
gdzie:
d – średnica armatury odpowietrzającej i kolumny upustowej w [mm],
D – średnica przewodu odprężanego w [mm].
Wynik należy zaokrąglić do szeregu średnicy nominalnej w górę. Średnica rury
upustowej nie może być mniejsza niż DN50.
2.7.8.
2.8.
Zespoły zaporowo upustowe zaleca się lokalizować w pobliżu głównego
wejścia na teren stacji. W wyjątkowych sytuacjach kiedy warunki terenowe nie
pozwalają na takie rozwiązanie zespoły można lokalizować w innych
miejscach jednak powinny być one widoczne z głównego wejścia na teren
stacji.
Zespół odwadniacza.
Na etapie wydawania szczegółowych warunków technicznych do projektowania,
GAZ- SYSTEM S.A. rozważy konieczność wyposażenia stacji gazowej w zespół
odwadniacza.
2.9.
Zespół przewodu awaryjnego.
2.9.1.
Każdy przewód awaryjny powinien być wyposażony w:
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 10 z 26
Załącznik nr 2

armaturę odcinającą na wejściu i wyjściu,

zawór lub przepustnica regulująca,

zawór szybko zamykający,

manometr przed i za zaworem regulującym,

przewód upustowy za zaworem odcinającym,

element okular
odcinającym,

opcjonalnie na wyjściu przed armaturą odcinającą króciec z zaworem do
montażu nawanialni tymczasowej.
–
zaślepka
zamontowany
za
wlotowym
zaworem
2.9.2.
Przepustowość przewodu awaryjnego powinna być równa przepustowości
projektowej stacji gazowej. Urządzenia zainstalowane w przewodzie
awaryjnym do końcowej armatury włącznie powinny spełniać wymagania
wytrzymałościowe dostosowane do MOPwej gazociągu zasilającego stację.
2.9.3.
Wszystkie urządzenia zainstalowane na przewodzie awaryjnym powinny być
dostosowane do pracy na wolnym powietrzu w temperaturze otoczenia (od
-29°C do +60°C.
2.9.4.
Do ręcznej regulacji ciśnienia należy stosować zawory lub przepustnice
regulujące, przeznaczone do gazu ziemnego.
2.9.5.
Wymagania dla zaworu szybko zamykającego zostały określone w punkcie
2.13.
2.9.6.
Dopuszcza się stosowanie zaworów szybko zamykających zintegrowanych z
zaworem regulującym, przy zachowaniu funkcjonalnej niezależności urządzeń.
2.9.7.
Wymagania dla wydmuchowego zaworu upustowego zostały określone w
punkcie 2.13.
2.9.8.
Wymagania dla armatury odcinającej zostały określone w punkcie 2.13.
Przewód awaryjny. Przykładowy schemat.
2.10.
Zespół filtroseparatorów.
2.10.1.
Na etapie wydawania szczegółowych warunków technicznych do
projektowania, GAZ- SYSTEM S.A. rozważy konieczność wyposażenia stacji
gazowej w zespół filtroseparatorów.
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 11 z 26
Załącznik nr 2
2.10.2.
Dobór filtroseparatorów przeprowadzić z uwzględnieniem kryteriów: prędkości
przepływu gazu w króćcu wlotowym, a także skuteczności filtrowania.
2.10.3.
Każdy filtroseparator powinien posiadać możliwość szczelnego i pewnego
odcięcia za pomocą elementów okular – zaślepka.
2.10.4.
Filtroseparator należy wyposażyć w manometr różnicowy (ze stykiem
kontaktowym włączonym w system transmisji danych), do pomiaru różnicy
ciśnień pomiędzy króćcem wejściowym a wyjściowym. Armatura odcinająca
na wejściu dla danego filtroseparatora powinna być wyposażona w obejście
umożliwiające wyrównanie ciśnienia pomiędzy gazociągiem zasilającym a
przestrzenią filtracyjną urządzenia.
2.10.5.
Umożliwić upust gazu z przestrzeni poszczególnych filtroseparatorów.
2.10.6.
W razie konieczności zabudować podest do obsługi filtroseparatorów.
2.10.7.
W dolnej części filtroseparatora stosować króciec z kołnierzem umożliwiającym
podłączenie
przewodu
do
usuwania
zanieczyszczeń.
Konstrukcja
filtroseparatora powinna zabezpieczać przed wpływem niskich temperatur na
zbiornik kondensatu (zanieczyszczeń).
Zespół filtroseparatorów. Przykładowy schemat.
2.11.
Filtry gazu.
2.11.1.
Dobór filtrów przeprowadzić z uwzględnieniem kryterium prędkości przepływu
gazu w króćcu wlotowym. Prędkość ta powinna być nie większa niż 20m/s.
2.11.2.
Każdy filtr powinien posiadać możliwość szczelnego i pewnego odcięcia za
pomocą elementów okular – zaślepka.
2.11.3.
Filtr wyposażyć w manometr różnicowy (ze stykiem kontaktowym włączonym w
system transmisji danych), do pomiaru różnicy ciśnień pomiędzy króćcem
wejściowym a wyjściowym. Armatura odcinająca na wejściu dla danego
filtroseparatora powinna być wyposażona w obejście umożliwiające
wyrównanie ciśnienia pomiędzy gazociągiem zasilającym a przestrzenią
filtracyjną urządzenia.
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 12 z 26
Załącznik nr 2
2.11.4.
Zapewnić odprowadzenie gazu poza obudowę stacji z przestrzeni filtra.
2.11.5.
W dolnej części filtra stosować króciec z kołnierzem umożliwiającym
podłączenie przewodu do usuwania zanieczyszczeń. Konstrukcja filtra
powinna zabezpieczać przed wpływem niskich temperatur na zbiornik
kondensatu (zanieczyszczeń).
2.12.
Podgrzewacze.
2.12.1.
gazowej w podgrzewacze gazu.
2.12.2.
Każdy podgrzewacz powinien posiadać możliwość szczelnego i pewnego
odcięcia za pomocą elementów okular – zaślepka.
2.12.3.
Zapewnić odprowadzenie
podgrzewacza.
2.12.4.
Podgrzewacze pracujące w układzie zamkniętym wyposażyć w głowice z
płytkami bezpieczeństwa, zabezpieczające przed przedostaniem się gazu do
części wodnej. Dopuszcza się inne rozwiązania tych zabezpieczeń o ile są
uznawane przez UDT.
2.12.5.
Za podgrzewaczami zabudować armaturę odcinającą, umożliwiającą
zamienną pracę pojedynczego podgrzewacza dla każdego z ciągów
redukcyjnych. W trakcie normalnej pracy układy te powinny być rozdzielone.
gazu
poza
obudowę
stacji
z
przestrzeni
Podgrzewacze. Przykładowy schemat.
2.13.
Układ redukcyjny.
2.13.1.
Każdy ciąg redukcyjny powinien być wyposażony w:
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 13 z 26
Załącznik nr 2

armaturę odcinającą na wejściu i wyjściu z elementami okular – zaślepka
zamontowanymi od strony odcinanego układu,

reduktor podstawowy,


wydmuchowy zawór upustowy,

drugi zawór szybko zamykający albo drugi reduktor pełniący rolę monitora,

aparaturę kontrolno – pomiarową,

przewód upustowy

tłumik hałasu.
Uwaga:
2.13.2.

W uzasadnionych przypadkach dopuszcza się układy redukcyjne bez
wydmuchowych zaworów upustowych (stacja pracująca w pierścieniu,
rozległa sieć dystrybucyjna itp.

W przypadku braku kotłowni lub dla stacji charakteryzujących się dużą
sezonową zmiennością przepływu, które przy mniejszych przepływach
pracują bez podgrzewu strugi gazu należy wyposażyć w urządzenia do
podgrzewu pilotów sterujących pracą reduktorów podstawowych oraz
reduktorów monitorujących.
System redukcji ciśnienia oraz ciśnieniowego bezpieczeństwa.
System redukcji ciśnienia powinien zagwarantować poziom emisji hałasu
zgodny z wymogami przepisów ochrony środowiska.
System sterowania ciśnieniem powinien utrzymywać jego wartość po redukcji
w wymaganym zakresie i powinien zapewniać, że nie przekroczy
dopuszczalnego poziomu.
Zawory szybko zamykające, wydmuchowe zawory upustowe oraz reduktory
powinny mieć taką szybkość działania i powinny być tak nastawione, aby
ciśnienie wyjściowe po redukcji nie wzrosło ponad wartość maksymalnego
ciśnienia przypadkowego MIP.
Maksymalne ciśnienie przypadkowe MIP na wyjściu ze stacji gazowej powinno
być mniejsze od ciśnienia próby wytrzymałości sieci gazowej zasilanej ze stacji.
Zależność między maksymalnym ciśnieniem roboczym MOPwyj, górnym
poziomem ciśnienia roboczego OPwyj, tymczasowym ciśnieniem roboczym TOP
i maksymalnym ciśnieniem przypadkowym MIP na wyjściu ze stacji
przedstawiono w poniższej tabeli:
MOPwyj
MOPwyj > 4,0
1,6 < MOPwyj ≤ 4,0
0,5 < MOPwyj ≤ 1,6
0,2 < MOPwyj ≤ 0,5
0,01 < MOPwyj ≤ 0,2
MOPwyj ≤ 0,01
OPwyj ≤
1,025 MOPwyj
1,025 MOPwyj
1,050 MOPwyj
1,075 MOPwyj
1,125 MOPwyj
1,125 MOPwyj
TOP ≤
1,10 MOPwyj
1,10 MOPwyj
1,20 MOPwyj
1,30 MOPwyj
1,50 MOPwyj
1,50 MOPwyj
MIP ≤
1,15 MOPwyj
1,15 MOPwyj
1,30 MOPwyj
1,40 MOPwyj
1,75 MOPwyj
2,50 MOPwyj
Uwaga:

podane wartości MOPwyj w MPa,

podane wartości współczynników dotyczą górnego poziomu OPwyj, TOP i
MIP w zależności od MOPwyj. Dolną wartość współczynników określa
Inwestor,
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 14 z 26
Załącznik nr 2

wartości współczynników są zależne od precyzji działania urządzeń
redukcyjnych i zabezpieczających stacji gazowej. W przypadku
zastosowania
bardziej
precyzyjnych
urządzeń
redukcyjnych
i
zabezpieczających, wartości tych współczynników mogą być mniejsze.
System ciśnieniowego bezpieczeństwa powinien pracować w taki sposób, aby
w razie uszkodzenia systemu redukcji ciśnienia nie dopuścić na wyjściu po
redukcji do przekroczenia dopuszczalnych poziomów ciśnienia, uwzględniając
tolerancję nastawy.
W stacjach gazowych należy stosować system redukcji ciśnienia oraz system
ciśnieniowego bezpieczeństwa jeżeli są zasilane z rurociągów wysokiego
ciśnienia o MOP > 1,6 MPa oraz w których jest spełniony warunek MOP wej MOPwyj > 1,6 MPa wg poniższego schematu:
2.13.3.
Reduktory ciśnienia.
Reduktory ciśnienia powinny spełniać wymagania PN-EN 334. Reduktory
należy dobierać wg charakterystyk deklarowanych przez ich producentów
tak, aby zapewnić po redukcji wymagany strumień objętości gazu przy
minimalnym ciśnieniu roboczym wejściowym i określonym przez Inwestora
ciśnieniu roboczym wyjściowym.
Reduktory powinny spełniać wymagania dotyczące klasy dokładności
zgodnie z poniższą tabelą:
Klasa dokładności
AC 1
AC 2,5
AC 5
AC 10
AC 20
AC 30
Wydanie 1 Wersja 1
Dopuszczalna dodatnia i ujemna
zmiana wartości nastawionego ciśnienia
± 1 % *)
± 2,5 % *)
± 5 % *)
± 10 % *)
± 20 % **)
± 30 % **)
Strona 15 z 26
Załącznik nr 2
*)
lecz nie niższa niż ± 0,1 kPa
tylko dla nastaw < 20 kPa
**)
Dla podanych w powyższej tabeli dopuszczalnej dodatniej i ujemnej zmiany
wartości nastawionego ciśnienia, amplituda wszystkich wahań zachodzących
w warunkach ustalonych nie może przekraczać 20% klasy dokładności AC,
przy czym nie może być większa niż 0,1kPa.
Reduktory powinny spełniać wymagania dotyczące klasy ciśnienia w stanie
zamknięcia zgodnie z tablicą:
Klasa ciśnienia w
Dopuszczalna dodatnia zmiana wielkości
stanie zamknięcia regulowanej w granicach strefy ciśnienia zamknięcia
SG 2,5
2,5 % *)
SG 5
5 % *)
SG 10
10 %
SG 20
20 %
SG 30
30 %
SG 50
50 %
*) lecz nie niższa niż ± 0.1 kPa
2.13.4.
Zawory szybko zamykające.
Zawory szybko zamykające powinny być montowane przed reduktorami lub
jako zespolone z reduktorem monitorem.
Zawory szybko zamykające powinny spełniać wymagania PN-EN 14382.
Zawory szybko zamykające należy dobrać wg charakterystyki deklarowanej
przez producenta.
Zawory szybko zamykające powinny spełniać zadeklarowane wymagania klas
dokładności zgodnie z poniższą tabelą:
Klasa dokładności Dopuszczalne odchylenie
AG 1
± 1 % *)
AG 2,5
± 2,5 % *)
AG 5
± 5 % *)
AG 10
± 10 % *)
AG 20
± 20 % **)
AG 30
± 30 % **)
*) lecz nie niższa niż ± 0,1 kPa
**) tylko dla nastaw < 20 kPa
Zawory szybko zamykające powinny umożliwiać ręczne otwarcie oraz być
wyposażone wskaźnik (sygnalizator) jego położenia wpięty w system telemetrii.
Dopuszcza się stosowanie zaworów szybko zamykających zintegrowanych z
reduktorem, przy zachowaniu funkcjonalnej niezależności urządzeń.
2.13.5.
Wydmuchowe zawory upustowe.
Wydmuchowe zawory upustowe należy dobrać wg charakterystyki
deklarowanej przez producenta tak, aby miały przepustowość do 2%
przepustowości maksymalnej ciągów redukcyjnych, na których są
zamontowane.
Wydmuchowe zawory upustowe powinny spełniać
wymagania klas dokładności zgodnie z poniższą tabelą:
Wydanie 1 Wersja 1
zadeklarowane
Strona 16 z 26
Załącznik nr 2
Klasa dokładności Dopuszczalna dodatnia i ujemna
zmiana wielkości regulowanej
AG 1
± 1 % *)
AG 2,5
± 2,5 % *)
AG 5
± 5 % *)
AG 10
± 10 % *)
AG 20
± 20 % **)
AG 30
± 30 % **)
*) lecz nie niższa niż ± 0,1 kPa
**) tylko dla nastaw < 20 kPa
Wyprowadzone na zewnątrz stacji wyloty rur wydmuchowych umożliwiające
wyrzut gazu do góry, należy zabezpieczyć przed wpływem opadów
atmosferycznych. Dopuszcza się by zawory upustowe były wyposażone w
urządzenie kontroli zadziałania ze stykiem kontrolnym stanu położenia
podłączonym do nadrzędnego systemu telemetrii.
2.14.
Układ pomiaru ilości paliwa gazowego. Poniższe wytyczne należy stosować przy
projektowaniu nowych oraz modernizacji istniejących układów pomiarowych. W
uzasadnionych przypadkach dopuszcza się odstępstwa od zawartych poniżej
wymagań, jednakże każdorazowo powinny być one uzgodnione z Pionem
Eksploatacji.
2.14.1.
2.14.2.
Układy pomiarowe powinny być zgodne z podziałem na rodzaje: U1, U2, U3
określonym w IRiESP.
W układach pomiarowych należy stosować następujące typy gazomierzy:

zwężkowe,

turbinowe,

rotorowe,

ultradźwiękowe,

masowe,

miechowe,
dla których wymagania konstrukcyjne oraz instalacyjne przedstawiono w
następujących normach i ich uaktualnieniach:

PN-EN 12261 Gazomierze - Gazomierze turbinowe,

PN-EN 12480 Gazomierze - Gazomierze rotorowe,

PN-ISO 17089-1 Pomiar przepływu płynu w przewodach zamkniętych -Gazomierze ultradźwiękowe -- Część 1: Gazomierze do pomiarów
rozliczeniowych i bilansowych,

PN-EN ISO 5167-1 Pomiary strumienia płynu za pomocą zwężek
pomiarowych wbudowanych w całkowicie wypełnione rurociągi o
przekroju kołowym -- Część 1: Zasady i wymagania ogólne,

PN-EN ISO 5167-2 Pomiary strumienia płynu za pomocą zwężek
pomiarowych wbudowanych w całkowicie wypełnione rurociągi o
przekroju kołowym. Część 2: Kryzy,

AGA Report No. 11 API MPMS Chapter 14.9 Measurement of Natural Gas by
Coriolis Meter,
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 17 z 26
Załącznik nr 2

PN-EN 1359 Gazomierze -- Gazomierze miechowe.
2.14.3.
Zastosowany typ gazomierzy powinien być adekwatny do projektowanego
miejsca jego instalacji, a sposób instalacji spełniać wymagania producenta
gazomierzy.
2.14.4.
Minimalne wymagania konstrukcyjne dla zabudowy poszczególnych typów
gazomierzy w układach pomiarowych typu U1oraz U2.
2.14.4.1.
Gazomierze turbinowe.
Przed gazomierzem turbinowym należy zabudować prosty dolotowy odcinek rurowy
o długości minimum 7 DN wraz z prostownica Sprenkla. Za gazomierzem należy
zabudować prosty wylotowy odcinek rurowy o długości minimum 5DN, w którym
należy zabudować tuleje do pomiaru temperatury (roboczą i kontrolną).
2.14.4.2.
Gazomierze rotorowe.
Przed gazomierzem rotorowym należy zabudować prosty dolotowy odcinek rurowy
o długości minimum 4 DN, w którym należy zabudować tuleje do pomiaru
temperatury (roboczą i kontrolną). Za gazomierzem należy zabudować prosty
wylotowy odcinek rurowy o długości minimum 2DN.
2.14.4.3.
Gazomierze ultradźwiękowe.
Przed gazomierzem ultradźwiękowym należy zabudować prosty dolotowy odcinek
rurowy o długości minimum 10 DN poprzedzony prostownicą oraz dodatkowym
odcinkiem prostym o długości minimum 3DN. Za gazomierzem należy zabudować
prosty wylotowy odcinek rurowy o długości minimum 3DN, w którym należy
zabudować tuleje do pomiaru temperatury (roboczą i kontrolną).
2.14.4.4.
Pozostałe typy gazomierzy.
Należy stosować odcinki dopływowe i odpływowe zgodne z wymaganiami
zawartymi w normach oraz zgodne z wymaganiami producentów gazomierzy.
Wymagania te powinny określać minimalne długości odcinków dla projektowanej
klasy pomiarowej oraz powinny wynikać z przeprowadzonych i udokumentowanych
badań laboratoryjnych lub polowych.
2.14.5.
Minimalne wymagania konstrukcyjne dla zabudowy
konfiguracji gazomierzy w układach pomiarowych typu U3.
2.14.5.1.
poszczególnych
Szeregowa instalacji gazomierza ultradźwiękowego i turbinowego.
Przed gazomierzem ultradźwiękowym należy zabudować prosty dolotowy odcinek
rurowy o długości minimum 10 DN poprzedzony prostownicą oraz dodatkowym
odcinkiem prostym o długości minimum 3DN. Za gazomierzem należy zabudować
prosty wylotowy odcinek rurowy o długości minimum 3DN, w którym należy
zabudować tuleje do pomiaru temperatury (roboczą i kontrolną). Przed
gazomierzem turbinowym należy zabudować prosty dolotowy odcinek rurowy o
długości minimum 5 DN. Za gazomierzem należy zabudować prosty wylotowy
odcinek rurowy o długości minimum 5DN, w którym należy zabudować tuleje do
pomiaru temperatury (roboczą i kontrolną).
2.14.5.2.
Szeregowa instalacji dwóch gazomierzy ultradźwiękowych.
Przed pierwszym gazomierzem ultradźwiękowym należy zabudować prosty
dolotowy odcinek rurowy o długości minimum 10 DN poprzedzony prostownicą oraz
dodatkowym odcinkiem prostym o długości minimum 3DN. Za nim należy
zabudować prosty wylotowy odcinek rurowy o długości minimum 3DN, w którym
należy zabudować tuleje do pomiaru temperatury (roboczą i kontrolną). Przed
drugim gazomierzem ultradźwiękowym należy zabudować prosty dolotowy odcinek
rurowy o długości minimum 10 DN. Za gazomierzem należy zabudować prosty
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 18 z 26
Załącznik nr 2
wylotowy odcinek rurowy o długości minimum 3DN, w którym należy zabudować
tuleje do pomiaru temperatury (roboczą i kontrolną).
2.14.5.3.
Szeregowa instalacji dwóch gazomierzy turbinowych.
Przed pierwszym gazomierzem turbinowym należy zabudować prosty dolotowy
odcinek rurowy o długości minimum 7 DN wraz z prostownica Sprenkla. Za
gazomierzem należy zabudować prosty wylotowy odcinek rurowy o długości
minimum 5DN, w którym należy zabudować tuleje do pomiaru temperatury
(roboczą i kontrolną). Przed drugim gazomierzem turbinowym należy zabudować
prosty dolotowy odcinek rurowy o długości minimum 7 DN wraz z prostownicą
Sprenkla. Za gazomierzem należy zabudować prosty wylotowy odcinek rurowy o
długości minimum 5DN, w którym należy zabudować tuleje do pomiaru
temperatury (roboczą i kontrolną).
2.14.6.
W przypadku zaprojektowania pozostałych typów gazomierzy należy stosować
odcinki dopływowe i odpływowe zgodne z wymaganiami zawartymi w
normach oraz zgodne z wymaganiami producentów gazomierzy. Wymagania
te powinny określać minimalne długości odcinków dla projektowanej klasy
pomiarowej ze szczególnym uwzględnieniem zaburzeń generowanych przez
konfigurację orurowania dolotowego. Długości odcinków powinny wynikać z
przeprowadzonych i udokumentowanych przez producenta badań
laboratoryjnych lub środowiskowych.
2.14.7.
W układzie pomiarowym typu U-1 z jednym ciągiem pomiarowym, należy
stosować obejście ciągu pomiarowego z zamknięciem zapewniającym
szczelność oraz możliwość wstawienia elementu okular-zaślepka.
2.14.8.
W odcinkach pomiarowych nie dopuszcza się montażu elementów innych niż
gniazda termometryczne (pomiarowe, kontrolne).
2.14.9.
Parametry odcinków dolotowych i wylotowych takie jak: średnica, geometria
oraz sposób wykonania powierzchni wewnętrznych powinny być zgodne z
odpowiednimi normami przedmiotowymi oraz wymaganiami producenta
gazomierzy.
2.14.10. W
układach
pomiarowych
służących
do
wewnętrznych
celów
technologicznych lub bilansowych dopuszcza się stosowanie układu typu U-1,
bez względu na wielkość strumienia gazu. Dla tego typu układów nie jest
również konieczne stosowanie długości odcinków opisanych w 2.14.4. jednak
w przypadku zmniejszenia ich długości należy przedstawić szczegółowe
uzasadnienie.
2.14.11. Należy przewidzieć montaż podpór zapewniających stabilność orurowania
układu pomiarowego oraz bezpieczny demontaż gazomierzy.
2.14.12. Układ pomiarowy należy wyposażyć w przeliczniki objętości o zasilaniu
sieciowym, posiadające minimum 4 porty COM typu RS, komunikujące się
protokołami transmisji Gaz-Modem 1 i Gaz-Modem 2 (lub nowszym) oraz
Modbus. Z obsługą menu w j. polskim, z mechanicznym zabezpieczeniem
przed dokonywaniem zmian konfiguracyjnych, z możliwością założenia
plomby zabezpieczającej. W uzasadnionych przypadkach dopuszcza się
stosowanie przeliczników objętości o zasilaniu bateryjnym. Przeliczniki należy
podłączyć do systemu transmisji danych.
2.14.13. Wartości mierzonego strumienia objętości lub masy z gazomierza powinna być
przesyłana do przelicznika poprzez minimum 2 niezależne łącza impulsowe lub
cyfrowe. W przeliczniku powinno następować porównanie i weryfikacja
poprawności danych otrzymywanych poprzez te łącza.
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 19 z 26
Załącznik nr 2
2.14.14. Gazomierze posiadające wbudowane funkcje diagnostyczne powinny być
wyposażone dodatkowo w jedno wyjście cyfrowe umożliwiające zdalną
komunikację i diagnostykę gazomierzy poprzez projektowane kanały
transmisyjne (preferowany interfejs Ethernet).
2.14.15. Nie jest zalecane wykorzystywanie dodatkowych wyjść/wejść przelicznika do
realizacji sygnalizacji alarmów/stanów niezwiązanych bezpośrednio z układem
pomiarowo-rozliczeniowym.
2.14.16. W
układach
pomiarowo-rozliczeniowych
jeden
współpracować wyłącznie z jednym gazomierzem.
przelicznik
może
2.14.17. Dla projektowanych rozliczeniowych układów typu U-3 należy przewidzieć
wzorcowanie gazomierzy przy ciśnieniu zbliżonym do roboczego, w komplecie
z odcinkami dolotowym, wylotowym wraz z tulejami termometrycznymi oraz
prostownicą strumienia (jeśli została przewidziana). Liczba punktów oraz
ciśnienie wzorcowania powinny za każdym razem zostać określone przez
użytkownika.
2.14.18. Przetworniki ciśnienia w układach pomiarowych powinny być wyposażone w
zawory trójdrogowe lub zblocza wraz z odpowiednimi króćcami, umożliwiające
wzorcowanie przetworników zewnętrznym wzorcem ciśnienia bez konieczności
ich demontażu z instalacji.
2.14.19. Wszystkie przetworniki powinny być wyposażony w zworę umożliwiającą
blokowanie funkcji konfiguracyjnych przetwornika.
2.14.20. Sposób montażu urządzeń pomiarowych powinien zapewniać łatwość
dostępu oraz ergonomię pracy służb eksploatacyjnych.
2.14.21. Układ pomiarowy należy zabezpieczyć przed przepływem wstecznym.
Odstąpienie od zabezpieczenia przed takim przepływem powinno być
rozważone w przypadku, gdy w bezpośrednim sąsiedztwie projektowanego
układu pomiarowego znajduje się układ redukcyjny.
2.14.22. Należy minimalizować wpływ warunków zewnętrznych na wskazania urządzeń
pomiarowych. Warunki pracy wszystkich urządzeń powinny zawierać się w
zakresie ich specyfikacji technicznych.
2.14.23. Układ pomiarowy należy zabudować w kontenerze.
2.14.24. Układ pomiarowy gazu na potrzeby własne zaleca się zlokalizować przed
głównym układem pomiarowo - rozliczeniowym oraz wyposażyć go w
rejestrację przyrostów objętości i włączyć w system transmisji danych.
2.14.25. Na czas rozruchu układu pomiarowego (około 2 miesiące) przed
gazomierzami turbinowymi oraz rotorowymi należy przewidzieć montaż filtrów
stożkowych.
2.14.26. W przypadku zastosowania w układzie pomiarowym gazomierzy masowych
należy zaprojektować sposób i częstotliwość uaktualniania składu gazu w
przeliczniku na potrzeby wyznaczenia strumienia objętości w warunkach
bazowych. Skład gazu może być wynikiem pomiaru realizowanego lokalnie na
obiekcie lub być przypisywany na podstawie danych z systemu nadrzędnego.
2.14.27. W przypadku zastosowania gazomierzy masowych do pomiarów przy
ciśnieniach powyżej 2MPa, układ pomiarowy strumienia masy powinien
realizować korekcję wskazań gazomierza wynikającą z rzeczywistego ciśnienia
roboczego w układzie pomiarowym.
2.15.
Układ pomiaru jakości paliwa gazowego.
2.15.1.
Każdorazowo
przed
zastosowaniem
producent/dostawca urządzeń powinien
Wydanie 1 Wersja 1
nowego
typu
urządzeń
przedstawić wyniki badań
Strona 20 z 26
Załącznik nr 2
środowiskowych potwierdzające właściwości metrologiczne urządzeń w
warunkach zbliżonych do występujących w projektowanym miejscu instalacji.
Badania takie powinny zostać przeprowadzone przez laboratorium badawcze
posiadające akredytację w odnośnym zakresie.
2.15.2.
Dopuszcza się zastosowanie innych niż chromatografy procesowe urządzeń do
pomiaru parametrów fizykochemicznych gazu, np. urządzenia korelacyjne.
Chromatograf procesowy.
2.15.3.
2.15.4.
Projektując instalację chromatografu procesowego należy wypełnić zalecenia
Standardu Technicznego ST-IGG-0205:2011 „Ocena jakości gazów ziemnych.
Część 1: Chromatografy gazowe procesowe do analizy składu gazu
ziemnego” ze szczególnym uwzględnieniem wymagań opisanych w punktach:

pkt 4.7 „Zalecenia instalacyjne”

pkt 4.3 „Zakres analityczny chromatografów gazowych”

pkt.4.4 „Wzorcowanie procesowych chromatografów gazowych”
Na podstawie analizy składu gazu procesowy chromatograf gazowy powinien
wyliczać następujące parametry zgodnie z PN-EN ISO 6976:2005:

ciepło spalania,

wartość opałowa,

gęstość normalna,

gęstość względna,

dolna liczba Wobbego,

górna liczba Wobbego,
2.15.5.
Butle z gazami
grawimetryczną.
wzorcowymi
powinny
być
wykonywane
metodą
2.15.6.
Przed instalacją na obiekcie skład mieszanin wzorcowych do chromatografów
należy poddać weryfikacji w niezależnym laboratorium badawczym,
akredytowanym w odnośnym zakresie.
2.15.7.
W miejscach gdzie zachodzi konieczność analizy zawartości związków siarki
należy przewidzieć montaż procesowych chromatografów gazowych
wyposażonych w detektory specyficzne dla związków siarki takie jak: detektor
płomieniowo-fotometryczny (FPD), detektor elektrochemiczny (ED), pulsacyjny
detektor
płomieniowo-fotometryczny(PFPD)
lub
detektor
chemiluminescencyjny (SCD). Chromatograf do analizy związków siarki
powinien wyznaczać stężenie dla następujących komponentów: siarkowodór
H2S, siarka merkaptanowa oraz siarka całkowita.
2.15.8.
Całość instalacji chromatografu, wraz z instalacjami pomocniczymi powinny
być skompletowane przez producenta chromatografu i stanowić jednolite
rozwiązanie techniczne.
2.15.9.
Na etapie specyfikacji zamówienia oraz po uruchomieniu chromatografu
autoryzowany serwis producenta powinien potwierdzić kompletność i
poprawność wykonania instalacji.
2.15.10. Po uruchomieniu chromatografu należy przeprowadzić sprawdzenie jego
właściwości metrologicznych. Sprawdzenie powinno być wykonane przez
laboratorium akredytowane w odnośnych zakresie.
Pomiar temperatury punktu rosy.
2.15.11. Projektowane urządzenia pomiarowe powinny pozwolić
temperatury punktu rosy wody i/lub punktu rosy węglowodorów.
Wydanie 1 Wersja 1
na
pomiar
Strona 21 z 26
Załącznik nr 2
2.15.12. Higrometry należy zaprojektować w pobliżu miejsca poboru próbek.
2.15.13. Układ pomiarowy temperatury punktu rosy powinien posiadać zintegrowany
pomiar ciśnienia próbki gazu w warunkach roboczych i umożliwiać wskazania
temperatury punktu rosy przy ciśnieniu rzeczywistym jak również przy ciśnieniu,
które odpowiada warunkom kontraktowym (np.5,5 MPa).
2.15.14. W celu uniknięcia przestojów w pomiarach projektowane rozwiązanie
techniczne
powinno
posiadać
program
wymiany
rekalibracyjnej,
umożliwiający zachowanie kalibracji fabrycznej urządzenia bez konieczności
jego demontażu i wysyłki do producenta.
2.15.15. Zmiany temperatury zewnętrznej w zależności od pory dnia (dzień/noc) nie
powinny mieć znaczącego wpływu na dokładność pomiaru.
2.15.16. Dokładność wskazań higrometrów, uwzględniająca wpływ temperatury
otoczenia, powinna być lepsza niż +/- 3 °C.
2.16.
Układ regulacyjny.
2.16.1.
Na etapie wydawania szczegółowych warunków do projektowania GAZSYSTEM S.A. rozważy konieczność wyposażenia stacji gazowej w układ
regulacji sterowania strumieniem lub ciśnieniem.
2.16.2.
Układ regulacyjny powinien posiadać możliwość miejscowego (z poziomu
napędu) i lokalnego (z poziomu obiektu) sterowania w trybie ręcznym i
automatycznym. Konieczność sterowania zdalnego (np. poprzez system
SCADA), GAZ-SYSTEM S.A. określi na etapie wydawania szczegółowych
warunków technicznych do projektowania.
2.16.3.
W układzie regulacji należy montować armaturę odcinającą, z sygnalizacją
położenia.
2.16.4.
Dla układu regulacji należy montować obejście. W przypadkach, gdy istnieje
potrzeba zapewnienia wysokiego bezpieczeństwa zasilania, należy
zaprojektować bypass układu regulacji wyposażony w zawór ze zdalnie
sterowanym napędem.
2.17.
AKPiA.
2.17.1.
Obwody
zasilające
urządzeń
powinny
posiadać
zabezpieczenia
przepięciowe. Konfiguracja i rodzaj zabezpieczeń oraz podział obwodów
zabezpieczanych powinny uwzględniać sposób współpracy urządzeń i ich
funkcję (np. redundancję).
2.17.2.
Na potrzeby urządzeń AKP oraz układu transmisji danych należy opcjonalnie
przewidzieć układ podtrzymania zasilania, pozwalający na pracę urządzeń po
zaniku zasilania sieciowego przez czas nie krótszy niż 4 godzin.
2.17.3.
W projekcie wykonawczym należy przedstawić odpowiednie obliczenia
uwzględniające rzeczywistą pojemność akumulatorów i pobór prądu
zaprojektowanych urządzeń.
2.17.4.
W układach podtrzymania zasilania należy przewidzieć zdalny monitoring
stanu i sygnalizacje uszkodzenia/zużycia akumulatorów. Preferowane jest
stosowanie akumulatorów „bezobsługowych”.
2.17.5.
W przypadku braku możliwości doprowadzenia przyłącza sieciowego do
obiektu należy zaprojektować system zasilania oparty na innych
alternatywnych źródłach, np. ogniwach słonecznych.
2.17.6.
Urządzenia AKPiA oraz transmisji danych należy zamontować w kontenerze
ogrzewanym i wentylowanym. Załączanie grzejnika elektrycznego powinno
odbywać się poprzez niezależny termostat.
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 22 z 26
Załącznik nr 2
2.17.7.
Stację gazową należy wyposażyć co najmniej w dodatkowe pomiary zdalne:

nadciśnienia gazu na wlocie, z rejestracją,

nadciśnienia gazu na wylocie i po każdym stopniu redukcji, z rejestracją,

temperatury gazu po układzie redukcji lub regulacji,

potencjału ochrony katodowej gazociągu/gazociągów wejściowych w/c.
Uwaga.
W przypadku stacji gazowych, na których jest zainstalowana stacja ochrony
katodowej (SOK), należy zapewnić możliwość zdalnego sterowania SOK oraz
transmisję jej parametrów wyjściowych tj. potencjału, prądu i napięcia poprzez
modemy stacji gazowej.
2.17.8.
Przetworniki ciśnienia powinny być wyposażone w zawory trójdrogowe lub
zblocza wraz z odpowiednimi króćcami, umożliwiające wzorcowanie
przetworników zewnętrznym wzorcem ciśnienia bez konieczności ich
demontażu z instalacji.
2.17.9.
Instalacja impulsowa do przetworników ciśnienia powinna być wykonana ze
stali nierdzewnej z zachowaniem odpowiedniego spadku lub syfonów.
2.17.10. Stację gazową należy wyposażyć w zależności od jej przeznaczenia, co
najmniej w sygnalizacje:

otwarcia drzwi poszczególnych pomieszczeń stacji,

zaniku napięcia zasilającego,

awarii zbiorczej z kotłów,

przekroczenia dopuszczalnego spadku ciśnienia na filtroseparatorze oraz
filtrze,

zadziałania zaworów szybko zamykających,

przekroczenia stanów
pomieszczeniach stacji.
alarmowych
stężenia
gazu
w
wybranych
2.17.11. Wszystkie urządzenia oraz kable i przewody oznakować tabliczką
identyfikacyjną zawierającą numer projektowy. Oznaczenia powinny być
odporne na warunki atmosferyczne i przymocowane do urządzenia w sposób
trwały.
2.17.12. W przypadku zastosowania urządzeń podlegających indywidualnemu
zaprogramowaniu (np. sterowniki PLC), wraz z dokumentacją odbiorową,
należy dostarczyć kody źródłowe (programy wykonawcze) dla tych urządzeń
w wersjach umożliwiających pełną edycję oraz interfejsy służące do
komunikacji z urządzeniem.
2.17.13. Na nowoprojektowanych lub gruntownie modernizowanych stacjach
gazowych zaleca się zaprojektowanie system sygnalizacji włamania i napadu i
powiązanego z nim system kontroli dostępu (SKD).
2.17.14. W przypadku obiektów o szczególnym znaczeniu należy dodatkowo
przewidzieć zastosowanie Telewizyjnych systemów dozorowych (CCTV).
2.18.
Kotłownia.
2.18.1.
gazowej w kotłownię.
2.18.2.
Należy stosować kotłownie, pracujące w układzie zamkniętym. W
uzasadnionych przypadkach dopuszcza się stosowania kotłowni pracujących
w układzie otwartym.
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 23 z 26
Załącznik nr 2
2.18.3.
Pomieszczenie kotłowni oraz instalację gazową zasilającą kotłownię należy
projektować z uwzględnieniem wymogów zawartych w normie PN-B-02431-1
Ogrzewnictwo - Kotłownie wbudowane na paliwa gazowe o gęstości
względnej mniejszej niż 1.
2.18.4.
Zasilanie gazowe kotłowni należy wpiąć przed układem pomiarowym stacji
gazowej.
2.18.5.
Praca kotłów sterowana temperaturą gazu po redukcji w zakresie od 0°C do
15°C.
2.18.6.
Instalacja gazowa do kotłowni powinna być wyposażona w:

armaturę odcinającą na wejściu i wyjściu,

reduktor,


gazomierz z obejściem, gazomierza,

automatyczny zawór odcinający dopływ gazu do kotłowni.
2.18.7.
Wydajność maksymalna reduktora i gazomierza musi być co najmniej równa
sumie maksymalnego poboru gazu przez wszystkie zainstalowane kotły.
2.18.8.
Należy stosować przewody instalacji gazowej o średnicy nie mniejszej niż
średnica podłączenia gazomierza. W uzasadnionych przypadkach należy
przewidzieć montaż zbiornika buforowego gazu. Dla kotłowni należy dobrać
średnice przewodów instalacji gazowej poprzez wykonanie obliczeń z
uwzględnieniem akumulacji gazu w instalacji.
2.18.9.
Stosować płyny niezamarzające do instalacji grzewczych stalowych.
2.18.10. Stosować kominy ze stali kwasoodpornej, izolowane na całej długości,
wykonane z typowych elementów systemów kominowych, zakończone
daszkiem. Komin należy wynieść co najmniej 1m ponad dach.
2.18.11. Powierzchnia czynna wentylacji nawiewnej min. 5cm2 na 1 kW, ale nie mniej
niż 200 cm2. Wentylację wywiewną realizować przez izolowane kominy
zakończone daszkiem.
2.18.12. Instalacje i urządzenia kotłowni należy izolować termicznie.
2.18.13. W obliczeniach na zapotrzebowanie mocy cieplnej kotłowni zaleca się przyjąć

temperatura gazu po redukcji – 0°C,

współczynnik Joule’a –Thomsona – 0,5°C/0,1MPa,

minimalna sprawność podgrzewacza – 0,9.
2.18.14. Indywidualne wymagania w zakresie kotłowni pozostaną określone w
szczegółowych warunkach technicznych do projektowania stacji gazowej.
2.19.
Nawanialnia.
2.19.1.
gazowej w nawanialnię.
2.19.2.
Należy stosować nawanialnie automatyczne, umożliwiające precyzyjną
regulację dawki THT – sterowaną na podstawie objętości przepływającego
gazu.
2.19.3.
Zbiorniki z nawaniaczem, armatura i instalacja powinny być wykonane ze stali
kwasoodpornej.
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 24 z 26
Załącznik nr 2
2.19.4.
Każda nawanialnia powinna być wyposażona w wannę, zapobiegającą
wylaniu się nawaniacza. Pojemność wanny co najmniej równa pojemności
zbiornika.
2.19.5.
Zbiornik należy wyposażyć w końcówkę do napełniania THT.
2.19.6.
Nawanialnia powinna umożliwiać odczyt ilości nawaniacza w zbiorniku
roboczym i magazynowym.
2.19.7.
Komunikaty sterownika nawanialni powinny być wyświetlane w języku polskim.
2.19.8.
Nawanialnia powinna być włączona w system transmisji danych.
2.19.9.
W pomieszczeniu nawanialni należy zapewnić temperaturę min. +5°C.
2.19.10. Miejsce dawkowania THT lokalizować za układem pomiarowym stacji.
2.19.11. Odpowietrzenie instalacji nawanialni zapewnić poprzez zastosowanie filtra
pochłaniającego opary THT.
2.19.12. Zaleca się umiejscowienie punktu poboru próbki i pomiaru stężenia THT na
terenie stacji gazowej, przed zespołem zaporowo upustowym wyjściowym.
2.19.13. Indywidualne wymagania w zakresie punktu poboru próbki i pomiaru stężenia
THT pozostaną określone w szczegółowych warunkach technicznych do
projektowania stacji gazowej.
2.20.
Instalacje elektryczne.
2.20.1.
Zapewnić zasilanie stacji gazowej w energię elektryczną. Zaprojektować
podziemne przyłącze kablowe oraz podejście do agregatu.
2.20.2.
Zasilanie w energię elektryczną zaleca się zrealizować z sieci niskiego napięcia
230/400 V i częstotliwości 50 Hz a w przypadku braku takiej możliwości poprzez
stację transformatorową ze średniego napięcia.
2.20.3.
W przypadku, gdy przerwy w zasilaniu w energię elektryczną mogą zagrozić
bezpiecznej pracy obiektu, należy zapewnić zasilanie awaryjne np. w postaci
agregatu prądotwórczego z automatycznym systemem sterowania SZR.
Indywidualne wymagania w tym zakresie pozostaną określone w
szczegółowych warunkach technicznych do projektowania stacji gazowej.
2.20.4.
Rozdzielnicę główną wyposażyć w wyłącznik przeciwpożarowy z możliwością
wyłączania obwodów zasilania RG za UPS.
2.20.5.
Obwód UPS-a zasilić wykorzystując automatyczny przełącznik faz z fazą
priorytetową.
2.20.6.
Oświetlenie terenu poprzez lampy z energooszczędnymi źródłami światła
zainstalowanymi na słupach wykonanych z materiałów odpornych na korozję.
2.20.7.
Urządzenia i instalacje elektryczne zainstalowane w całości w przestrzeniach
niezagrożonych wybuchem powinny spełniać wymagania odpowiednich
norm: PN-HD 60364-1:2010, PN-HD 60364-4-41:2009, PN-HD 60364-4-43:2012, PNHD 60364-4-41:2009, PN-IEC 60364-4-482, PN-IEC 60364-5-53, PN-HD 60364-554:2013, PN-HD 60364-5-56:2013, PN-IEC 60364-5-537, PN-HD 60364-4-41:2009i
PN-EN 60529.
2.20.8.
Urządzenia elektryczne i instalacje elektryczne w przestrzeniach zagrożenia
wybuchem, w zależności od rodzaju strefy i kategorii zagrożenia wybuchem
powinny być w wykonaniu przeciwwybuchowym odpowiednio zgodnie z PNEN 60079-0, PN-EN 60079-2, PN-EN 60079-5, PN-EN 60079-6, PN-EN 60079-11, PNEN 60079-18, PN-EN 60079-25 i oznaczone cechą przeciwwybuchowości
.
2.20.9.
Złącza główne powinny być lokalizowane poza przestrzeniami zagrożonymi
wybuchem, w odległości min. 1m od granic tych przestrzeni. Złącze główne
lokalizować w linii ogrodzenia z możliwością odczytu wskazań licznika energii
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 25 z 26
Załącznik nr 2
elektrycznej bez konieczności wchodzenia na teren stacji gazowej.
Rozdzielnice elektryczne należy lokalizować poza przestrzeniami zagrożonymi
wybuchem.
2.20.10. Instalacje
elektryczne
odbiorcze
powinny
mieć
zabezpieczenia
przeciążeniowo-zwarciowe
i różnicowoprądowe. Doboru elementów
zabezpieczenia przeciążeniowo-zwarciowego i różnicowoprądowego należy
dokonać zgodnie z PN-HD 60364-4-41:2009, PN-HD 60364-4-43:2012i PN-IEC
60364-4-473. Urządzenia oświetleniowe, grzejne, aparatura kontrolnopomiarowa i inne urządzenia elektryczne powinny być zasilane oddzielnymi
obwodami zgodnie z PN-HD 60364-5-51.
2.20.11. Instalacje i urządzenia elektryczne w przestrzeniach zagrożonych wybuchem
powinny być zabezpieczone przed przepięciami, zgodnie z odpowiednimi
normami.
2.20.12. Ochrona przeciwporażeniowa instalacji powinna spełniać wymagania PN-HD
60364-4-41:2009. W przypadku stosowania ochrony dodatkowej przez
samoczynne
wyłączenie
zasilania,
należy
stosować
wyłączniki
różnicowoprądowe.
2.20.13. Instalacje uziemienia. Dla zewnętrznych urządzeń technologicznych stacji
należy wykonać uziom technologiczny. Uziomy łączyć w ziemi za
pośrednictwem bednarki. Uziom kontenerów połączyć z uziomem
technologicznym. Wszystkie podziemne połączenia taśmy uziomów
wykonywać jako spawane. Połączenia wyrównawcze wykonać jako skręcane
podłączając do kołnierza pomiędzy nakrętkę a podkładkę koronkową
(nacinającą) odcinek bednarki z przyspawaną ocynkowaną podkładką. Do
uziomu łączyć poprzez zacisk kontrolny. Rezystancja uziemienia powinna być
zgodna z obowiązującymi przepisami i uwzględniająca stosowaną aparaturę.
W celu zachowania ciągłości obwodu elektrycznego na połączeniach
kołnierzowych stosować dwie śruby z podkładkami sprężystymi lub
koronkowymi o przekroju dostosowanym do wielkości kołnierza lecz nie
mniejszym niż 50 mm2. Dla połączeń skręcanych (za wyjątkiem
samouszczelniających) stosować opaski przed i za połączeniem spięte linką
uziemiająca o odpowiedniej średnicy zgodnej z obowiązującymi przepisami.
2.21.
Próby ciśnieniowe powinny być zgodne z Rozporządzeniem Ministra Gospodarki z
dnia 26 kwietnia 2013r., w sprawie warunków technicznych, jakim powinny
odpowiadać sieci gazowe i ich usytuowanie (Dz.U. 2013 poz. 640), Normą PN-EN
1594 oraz PN-EN 12327 Infrastruktura gazowa -- Próby ciśnieniowe, procedury
uruchamiania i unieruchamiania - Wymagania funkcjonalne.
2.22.
Kolorystyka nowobudowanych obiektów. W przypadku, gdy nie ma przeciwskazań
urbanistycznych, dla poszczególnych elementów stacji powinny być zastosowane
następujące kolory:
inne elementy
elewacja
stolarka
(kratki went.,
dach
ogrodzenie
rynny itp.)
kontener
RAL 7035
RAL 7035
RAL 7035
RAL 7035
RAL 6018
blaszany
elewacja z
naturalny kolor
kamyczka nat.
kamyczka
budynek
murowany
Wydanie 1 Wersja 1
RAL 7035
RAL 7035
RAL 7035
RAL 7035
RAL 6018
RAL 7040
RAL 7040
RAL 7040
RAL 6018
Strona 26 z 26
Załącznik nr 3
Zasady
projektowania systemów ochrony przeciwkorozyjnej gazociągów przesyłowych
wysokiego ciśnienia Operatora Gazociągów Przesyłowych
GAZ-SYSTEM S.A.
Załącznik nr 3
Zasady projektowania systemów ochrony przeciwkorozyjnej gazociągów przesyłowych wysokiego ciśnienia Operatora
Spis treści
1.
Wymagania ogólne ............................................................................................................................ 3
2.
Wymagania szczegółowe ................................................................................................................. 3
Formularz nr 1 Ocena zagrożenia korozyjnego dla projektowanego gazociągu oraz
zaproponowane środki ochrony ............................................................................................................ 17
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 2 z 17
Załącznik nr 3
1. Wymagania ogólne
1.1. Zaprojektować należy skuteczny system ochrony przeciwkorozyjnej gazociągu wraz z
zespołami zaporowo – upustowymi (ZZU), obejmujący ochronę bierną, ochronę
katodową i (jeśli wystąpi taka potrzeba) ochronę przed oddziaływaniem prądu
przemiennego, zgodnie ze standardami technicznymi:
 ST-IGG-0601:2012 Ochrona przed korozją zewnętrzną stalowych gazociągów
lądowych - Wymagania funkcjonalne i zalecenia,
 ST-IGG-0602:2013 Ochrona przed korozją zewnętrzną gazociągów stalowych
układanych w ziemi - Ochrona katodowa - Projektowanie, budowa i
użytkowanie,
z uwzględnieniem specyficznych wymagań szczegółowych, podanych w dalszych
punktach (które są uszczegółowieniem, uzupełnieniem wymagań lub wyborem
rozwiązań spośród zalecanych lub podanych jako przykłady w ww. standardach).
1.2. Zaprojektować należy skuteczną ochronę przed korozją elementów technologicznych
obiektów śluz. Oprócz ochrony biernej należy zaprojektować (dla uzbrojenia
podziemnego) ochronę katodową, jeśli zagrożenie korozyjne w miejscu lokalizacji
obiektu będzie średnie lub wysokie.
1.3. Zawartość projektu wykonawczego gazociągu w zakresie ochrony przed korozją, z
wyłączeniem ochrony katodowej i ochrony przed oddziaływaniem prądu
przemiennego,
winna
być
zgodna
z
załącznikiem
B
standardu
ST–IGG–0601:2012; zapisy i rysunki dotyczące biernej ochrony przed korozją mogą być
ujęte
w formie
oddzielnego
tomu
projektu
wykonawczego.
Zawartość projektu branżowego ochrony katodowej i ewentualnie ochrony gazociągu
przed oddziaływaniem prądu przemiennego winna być zgodna z załącznikiem C
standardu ST–IGG–0602:2013.
1.4. Założenia i szczegółowe rozwiązania ochrony przeciwkorozyjnej
uzgadniane ze służbami ochrony antykorozyjnej GAZ-SYSTEM S.A.
powinny
być
2. Wymagania szczegółowe
2.1. Prace przedprojektowe
2.1.1. Na mapach topograficznych w skali 1:10 000 lub 1:25 000 (po uzgodnieniu
z Zamawiającym) powinny być zaznaczone trasy napowietrznych linii WN
mogących oddziaływać na projektowany gazociąg. Na mapach powinna być
zaznaczona lokalizacja innych obiektów posiadających ochronę katodową
(m.in. gazociągów, ropociągów, zbiorników), które krzyżują się, przebiegają
równolegle lub znajdują się w bliskiej odległości od projektowanego gazociągu.
2.1.2. Należy przeprowadzić rozpoznanie zagrożenia korozyjnego na trasie
projektowanego gazociągu wg zakresu określonego w B.1 punkt 1. standardu
ST-IGG-0601:2012. Należy wykonać odpowiednie pomiary zagrożenia
korozyjnego co najmniej wg punktu 10.1 standardu ST–IGG–0602:2013,
z uwzględnieniem kryteriów wg PN-EN 12501-2. Wyniki oceny należy zestawić w
formie dokumentu wg Załącznika nr 1 lub podobnego.
2.1.3. Ocenę ryzyka korozji w miejscach lokalizacji obiektów śluz przeprowadzić
zgodnie z PN-EN 12501-1 i PN-EN 12501-2.
2.1.4. Należy przeprowadzić ocenę oddziaływań mechanicznych środowiska na trasie
projektowanego gazociągu w celu dobrania właściwych powłok izolacyjnych.
Dla odcinków układanych techniką HDD niezbędne jest przeprowadzenie
dokładnego rozpoznania struktury geologicznej na trasie przewiertu.
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 3 z 17
Załącznik nr 3
2.2. Wymagania dotyczące biernej ochrony przed korozją
2.2.1. Przewód gazowy winien być zaprojektowany z rur pokrytych zewnętrznymi
fabrycznymi powłokami izolacyjnymi 3LPE (3LPP) odpowiedniej klasy zgodnie z
nomą PN-EN 21809-1:2011. Patrz pkt. 2.2.3, 2.2.5, 2.2.6 i 2.2.7.
2.2.2. Do izolacji połączeń spawanych należy dobrać opaski termokurczliwe kl. C50 ze
zdolnością samolikwidacji przestrzeni powietrznych pod powłoką lub opaski
termokurczliwe kl. C50 na podkładzie epoksydowym lub opaski 2A i 2B zgodnie z
normą PN-EN 21809-3.
2.2.3. Łuki powinny być pokryte powłoką fabryczną, np. poliuretanową kl. B wg PN-EN
10290, lub 3LPE odpowiedniej klasy; jeśli spełnienie tego wymagania będzie
niemożliwe, to powinny być zabezpieczone na placu budowy powłokami
nawojowymi klasy C50 zgodnie z PN-EN 12068:2002; wewnętrzna taśma
dobranego systemu powinna być samowulkanizująca; przyczepność do
podłoża stalowego dobranej powłoki powinna wynosić co najmniej 40N/cm.
2.2.4. Do napraw defektów w powłokach fabrycznych dobrać materiały
kompatybilne z tymi powłokami, odpowiednie do wielkości defektów.
2.2.5. W przypadku zastosowania rozwiązania skrzyżowania gazociągu z przeszkodą
terenową techniką przewiertu kierunkowego (HDD), w zależności od wyników
rozpoznania geologicznego, należy dobrać powłoki i ewentualne dodatkowe
zabezpieczenia wg standardu ST – IGG – 0601:2012 pkt 5.1.10.
2.2.6. Odcinki gazociągu montowane pod przeszkodami terenowymi bezwykopowo,
bez stosowania rur osłonowych lub przejściowych, winny być pokryte
powłokami 3LPP klasy C; dla połączeń spawanych dobrać dedykowane dla
takich sytuacji systemy izolacyjne, np. opaski termokurczliwe z osłoną, materiały
kompozytowe chemoutwardzalne lub utwardzane promieniami UV. Możliwe jest
stosowanie powłok i zabezpieczeń tak jak w przypadku odcinków układanych
techniką HDD, a także odpowiednich powłok poliuretanowych o grubości co
najmniej 2,5 mm.
2.2.7. Dla nowobudowanych gazociągów, na odcinkach zagrożonych korozją
naprężeniową rury powinny być pokryte powłokami zgodnymi z PN-EN 218091:2011 (3LPE/3LPP) odpowiedniej klasy (zalecana minimum B2 lub C2), z
podkładem epoksydowym FBE o grubości minimum 125 um. Opaski na
podkładzie epoksydowym klasy C50 zgodne z PN-EN 12068:2002 lub 2B zgodne z
ISO 21809-3:2008. Powłoki wykonywane na placu budowy na połączeniach rur i
łukach powinny uniemożliwiać powstawanie trwałych przestrzeni powietrznych
pod powłoką, np. powłoki 2B lub 2C, zgodne z ISO 21809-2:2008. Należy
dodatkowo przy projektowaniu nowobudowanych gazociągów lub remontów
uwzględnić wymagania podane w pkt 6.6 ST-IGG-0601:2012.
2.2.8. Armatura podziemna powinna być zabezpieczona fabrycznymi powłokami na
bazie żywic poliuretanowych wg DIN 30677 cz. 2, lub powłokami
poliuretanowymi klasy B wg PN-EN 10290 o grubości co najmniej 1500 µm.
2.2.9. Dla odcinków rur w obszarach przejść „ziemia – powietrze” powinny być
zaprojektowane odpowiednie zabezpieczenia przeciwkorozyjne wg załącznika
C standardu ST – IGG – 0601: 2012, rys. C1 lub z powłoki poliuretanowej odpornej
na UV o grubości co najmniej 1500 μm.
2.2.10. Dla miejsc styków nadziemnych układów rurowych z podporami powinny być
zaprojektowane odpowiednie zabezpieczenia przeciwkorozyjne układów
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 4 z 17
Załącznik nr 3
rurowych w tych miejscach. Rura w miejscu styku powinna być pokryta powłoką
poliuretanową o grubości nie mniejszej niż 1500 μm, a pomiędzy łożem podpory
a rurą powinna być umieszczona przekładka izolacyjna.
2.2.11. Dla stalowych rur osłonowych (jeśli ich zastosowanie jest nieodzowne) należy
dobrać powłoki izolacyjne, odpowiednie do sposobu montażu rury osłonowej.
Należy uwzględnić wymagania podane w pkt 7.2 ST-IGG-0601:2012.
2.2.12. W przypadku rur osłonowych usytuowanych w terenie trudno dostępnym, np. w
głębi gruntów rolniczych, na dużych głębokościach (powyżej 3m),
na skrzyżowaniach z torami zelektryfikowanej trakcji kolejowej, w terenach
szczególnie
zagrożonych
korozją
(bagna,
torfowiska),
w
miejscach nadmiernego oddziaływania prądu AC, należy zaprojektować
wypełnienia rur osłonowych specjalną masą izolacyjną. Należy uwzględnić
wymagania podane w pkt 7.2 ST-IGG-0601:2012.
2.2.13. W przypadku rur osłonowych usytuowanych w terenie łatwo dostępnym, np.
pod drogami (jeśli te rury są nieodzowne) – wypełnień izolacyjnych nie
projektować. Przewidzieć zabezpieczenia przeciwkorozyjne wg punktu 7.2.11
standardu ST – IGG – 0601: 2012.
2.2.14. Należy przewidzieć obsypkę piaskową dla podziemnych elementów
technologicznych ZZU, obiektów śluz, nie przeznaczonych do ochrony
katodowej, jeżeli grunt rodzimy będzie inny niż piaszczysty.
2.2.15. Zaleca się układanie gazociągów w obsypce piaskowej w gruntach o niskiej
rezystywności, a także w przy nadmiernych oddziaływaniach prądu AC.
2.2.16. Dla naziemnych elementów technologicznych należy dobrać powłoki malarskie
z farb nowej generacji, epoksydowych i poliuretanowych, o dużej zawartości
składników nielotnych. Całkowita grubość systemu powłokowego powinna
mieścić się w granicach 250 – 300 µm. W projekcie należy wskazać przykładowe
systemy malarskie, podać ilości i grubości poszczególnych warstw, określić
podstawowe wymagania dotyczące aplikacji powłok oraz wymagania dot.
dokumentowania i odbioru powłok.
2.2.17. Zaleca się, aby przestrzeń między kołnierzami złączy naziemnych zabezpieczać
masą izolującą.
2.2.18. W projekcie należy zawrzeć zapis, iż „Przed przystąpieniem do robót w zakresie
ochrony biernej Wykonawca prac jest zobowiązany do uzgodnienia z
Zamawiającym materiałów izolacyjnych oraz technologii izolowania cz.
podziemnej i technologii malowania cz. nadziemnej.”
2.3. Kryteria odbiorowe izolacji „po zasypaniu”
2.3.1. Kryteria odbiorowe powłoki izolacyjnej „po zasypaniu” należy ustalać stosownie
do zagrożenia korozyjnego występującego na trasie gazociągu. Powinny być
tak ustalone, aby:
 uzyskać skuteczną ochronę katodową w defektach powłoki izolacyjnej przy
potencjałach załączeniowych, które nie będą bardziej ujemne niż -1,3 V
względem siarczano-miedzianej elektrody odniesienia - CSE (dalej zwaną
CSE),
 zbędne było wykonywanie pomiarów
skuteczności ochrony katodowej,
intensywnych
w
badaniach
 możliwy był zdalny monitoring ochrony katodowej II stopnia,
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 5 z 17
Załącznik nr 3
 możliwe było zdalne monitorowanie ewentualnych ingerencji stron trzecich
naruszających izolację gazociągu,
z zastrzeżeniem wymagań wg 2.3.2.a), 2.3.2.b), 2.3.2.c), 2.3.2.d), 2.3.2.e), 2.3.2.f) i
2.3.2.g).
2.3.2. Wstępnie należy przyjąć, iż:
a)
pobór prądu ochrony katodowej przy potencjale załączeniowym -1,3 V
względem CSE przez odcinek gazociągu o długości ok. 60 km nie powinien
być większy niż podany w tablicy 1,
lub
jednostkowa rezystancja przejścia gazociągu rCO po zasypaniu, w tym dla
każdego pododcinka gazociągu wyznaczonego przez punkty PIs
i monobloki izolujące, nie powinna być mniejsza niż wg tablicy 1;
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 6 z 17
Załącznik nr 3
Tablica 1 – Dopuszczalne pobory prądu polaryzacji katodowej (przy
Eon=-1,3 V wzgl. CSE), wymagane rezystancje przejścia i jednostkowe rezystancje
przejścia dla odcinka gazociągu długości 60 km
Średnica
nominalna
rurociągu
DN [mm]
Dopuszczalny pobór
prądu [mA]
Wymagana
rezystancja przejścia
RCO, co najmniej [Ω]
Wymagana
jednostkowa
rezystancja przejścia
rCO, co najmniej
[Ωm2]
100
0,5
830
1,7x107
150
0,5
770
2,3x107
200
0,6
560
2,3x107
250
0,6
530
2,7x107
300
0,7
500
3,0x107
400
0,8
450
3,4x107
500
0,9
400
3,8x107
700
1,1
350
4,6x107
1000
1,3
270
5,2x107
b)
na obszarach skrzyżowań gazociągu z zelektryfikowanymi liniami kolejowymi
(ok. 500 m przed i 500 m za skrzyżowaniem), oraz na obszarach zagrożenia
korozją przemiennoprądową, jeśli jako zabezpieczenie przed tym rodzajem
korozji przyjęto bezdefektowe powłoki izolacyjne, jednostkową rezystancja
przejścia nie powinna być mniejsza niż 108 Ωm2;
c)
dla krótkich gazociągów o długościach nie większych niż 1 km,
odgałęziających się od istniejących pokrytych powłokami izolującymi złej
jakości/zdegradowanymi, a na początku gazociągu nie przewidziano
monobloku izolującego (patrz 2.4.3), jednostkowa rezystancja po zasypaniu
nie powinna być mniejsza niż 108 Ωm2;
d)
dla nowych odcinków gazociągów, które będą włączone do gazociągów
istniejących (np. tzw. „przekładki” – patrz 2.4.4) bez zastosowania złączy
izolujących, powłoka izolacyjna powinna być bezdefektowa (jednostkowa
rezystancja po zasypaniu nie powinna być mniejsza niż 108 Ωm2);
e)
jeśli trasa projektowanego gazociągu przebiegać będzie przez obszary
oddziaływań stożków potencjałowych istniejących uziomów anodowych,
to na tych odcinkach należy zastosować bezdefektowe powłoki izolacyjne
wyrażające się rezystywnością powłoki nie mniejszą niż 108 Ωm2;
f)
dla odcinków, które będą układane w terenie o dużym potencjalnym
zagrożeniu korozją mikrobiologiczną, rozważyć i ewentualnie przewidzieć
powłokę bezdefektową o jednostkowej rezystancji przejścia nie mniejszej niż
108 Ωm2;
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 7 z 17
Załącznik nr 3
g)
na odcinkach usytuowanych za tłoczniami gazu (zagrożonych korozją
naprężeniową) kryterium odbiorowe dla całego odcinka (lub dłuższego –
patrz 2.4.5) należy dobrać w ten sposób, aby skuteczną ochronę katodową
w
defektach
powłoki
izolacyjnej
uzyskać
przy
potencjałach
załączeniowych określonych względem CSE, które nie będą bardziej
ujemne niż -1,2 V (wg zał. A.1, A.2 lub A.3 standardu ST-IGG-0601:2012,
przyjmując potencjał ochrony w defekcie -0,95 V);
h)
dla odcinków układanych techniką przewiertów kierunkowych (HDD)
natężenie pobieranego prądu polaryzacji katodowej nie powinno być
większe niż 0,5 mA, przy potencjale załączeniowym E on = -1,3 V względem
CSE;
i)
w przypadku obiektów śluz, dla których projektuje się ochronę katodową,
natężenie pobieranego prądu polaryzacji katodowej przy potencjale
załączeniowym Eon = -1,3 V względem CSE nie powinno być większe niż 0,5
mA;
j)
dla obiektów śluz bez ochrony katodowej jednostkowa rezystancja przejścia
podziemnego układu nie powinna być mniejsza niż 108 Ωm2
2.3.3. W projekcie należy zawrzeć zapis, iż w przypadku niespełnienia kryterium
odbiorowego powłoki izolacyjnej „po zasypaniu”, Wykonawca winien ustalić
i usunąć przyczyny tego stanu własnym kosztem i staraniem.
2.3.4. W projekcie należy zawrzeć zapis, że w przypadku niespełnienia kryterium
odbiorowego na odcinku ułożonym techniką HDD i braku technicznych
możliwości naprawy powłoki, Wykonawca zobowiązany jest do wydzielenia
tego odcinka złączami izolującymi (jeśli nie były przewidziane w projekcie –
patrz 2.4.7), zaprojektowania i wykonania indywidualnej ochrony katodowej
tego odcinka oraz wykazania, iż spełnione są kryteria ochrony katodowej przy
zachowaniu ewentualnych ograniczeń potencjałowych (nieprzekraczalnie
potencjału krytycznego), jeśli takie zostały określone – własnym kosztem
i staraniem. Rozwiązania projektowe ochrony katodowej i technika stwierdzania
skuteczności ochrony katodowej winny być uzgodnione ze służbą ochrony
antykorozyjnej Zamawiającego.
2.3.5. Należy zapewnić ciągłość ochrony katodowej odcinków gazociągu przed i za
odcinkami układanymi techniką HDD wydzielonymi monoblokami izolującymi.
2.3.6. Na etapie opiniowania założeń projektowych lub uzgodnień roboczych
projektu, po wykonaniu badań zagrożenia korozyjnego, po ostatecznym
ustaleniu trasy gazociągu i rozmieszczenia złączy izolujących oraz odcinków
układanych techniką HDD, Projektant winien uzgodnić ze służbą ochrony
antykorozyjnej Zamawiającego kryteria odbiorowe izolacji „po zasypaniu”.
2.4. Sekcjonowanie elektryczne gazociągu, monobloki izolujące
2.4.1. Gazociąg winien być elektrycznie oddzielony od obiektów śluz, stacji i węzłów
gazowych oraz tłoczni gazu.
2.4.2. Stosowanie monobloków izolujących na części liniowej gazociągu, w tym
sekcjonowanie elektryczne, należy ograniczyć tylko do przypadków
niezbędnych, odrębnie uzasadnionych względami technicznymi oraz
potwierdzonych odrębną analizą dla każdego przypadku.
2.4.3. Monoblok izolujący należy zaprojektować na początku gazociągu
projektowanego, jeśli będzie on wyprowadzony z gazociągu istniejącego
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 8 z 17
Załącznik nr 3
pokrytego powłoką złej jakości/zdegradowaną, a jego długość będzie większa
niż 1 km. W przypadku gazociągów krótszych stosowanie monobloku
izolującego nie jest konieczne, jednakże powłoka izolacyjna gazociągu nowego
powinna być bezdefektowa (o jednostkowej rezystancji przejścia co najmniej
108 Ωm2), a na początku gazociągu powinien być zaprojektowany punkt
pomiarowy PIs.
Może być zasadne zaprojektowanie monobloku izolującego na początku
gazociągu o mniejszej długości, jeśli okaże się to wskazane w celu ochrony np.
przed korozją przemiennoprądową lub powodowaną przez prądy błądzące.
2.4.4. Ewentualne zastosowanie złączy izolujących w miejscach połączeń nowego
odcinka gazociągu z gazociągiem istniejącym (np. w związku z tzw.
„przekładkami”) powinno być analizowane indywidualnie, przede wszystkim
w zależności od zagrożenia korozyjnego i długości takiego odcinka oraz
ewentualnej potrzeby uzyskania sekcjonowania elektrycznego istniejącego
gazociągu.
2.4.5. Należy zaprojektować złącze izolujące na końcu odcinka zagrożonego korozją
naprężeniową, w odległości co najmniej ok. 32 km od tłoczni gazu.
2.4.6. Może być konieczne zaprojektowanie monobloków izolujących także w celu
zabezpieczenia gazociągu przed korozją przemiennoprądową, jeśli wystąpi
taka potrzeba (patrz 2.8.1).
2.4.7. Może być konieczne zaprojektowanie monobloków izolujących dla wydzielenia
odcinka układanego techniką HDD, jeśli ryzyko nadmiernego uszkodzenia
powłoki izolacyjnej podczas przeciągania odcinka będzie duże.
2.4.8. Rozmieszczenie monobloków izolujących na trasie gazociągu, poza obiektami
śluz, stacji gazowych i węzłów, winno być uzgodnione ze służbami ochrony
2.4.9. Dobrane monobloki izolujące winny charakteryzować się następującymi
cechami:
a) co najmniej dziesięcioletnią gwarancją niezawodnej pracy, udzieloną
przez producenta lub zapewnieniem dziesięcioletniego minimalnego
czasu niezawodnego działania udzielonego przez producenta,
b) rezystancja skrośna monobloku izolującego nie powinna być mniejsza niż
1 GΩ,
c) powinny być zabezpieczone podziemnymi iskiernikami (usytuowanie
iskiernika – wewnętrzny/zewnętrzny – uzgodnić ze służbą ochrony
antykorozyjnej Zamawiającego),
d) powinny
być
pokryte
zewnętrznymi,
poliuretanowymi kl. B wg PN-EN 10290,
fabrycznymi
powłokami
e) od strony wewnętrznej powinny być również pokryte powłokami
izolacyjnymi, tak jak dla wody (epoksydowymi, poliuretanowymi),
zabezpieczającymi monoblok przed zwarciem po namagnesowaniu
gazociągu podczas badania tłokiem inteligentnym,
f)
brakiem przebić i wyładowań podczas 1 minutowej próby napięciowej
napięciem 5000 V AC,
g)
próbą hydrostatyczną o wartości ciśnienia projektowego w czasie co
najmniej 5 minut.
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 9 z 17
Załącznik nr 3
2.5. Separacja elektryczna
2.5.1. Gazociąg powinien być odizolowany od uziomów, konstrukcji uziemionych
i metalowych elementów posadowionych w ziemi, pozbawionych powłok
izolacyjnych, zgodnie z zasadami podanymi w punkcie 8.1.3 standardu
ST–IGG–0602:2013, z wyłączeniem dla ZZU rozwiązań wg PRZYKŁAD 3 i PRZYKŁAD
4.
2.5.2. Na terenach ZZU gazociągu powinna być zapewniona możliwość wykonywania
celowego połączenia układu technologicznego z uziomem odgromowym za
pomocą odłącznika.
2.5.3. Jeśli ochrona katodowa podziemnego uzbrojenia obiektów śluz zaprojektowana
będzie jako ochrona za pomocą anod galwanicznych, to uziom ze stali
ocynkowanej powinien być połączony z naziemnymi elementami
technologicznymi w kilku miejscach za pomocą iskierników w wykonanie Ex.
2.5.4. W każdym przypadku podziemna armatura ZZU gazociągu, obiektów śluz
i węzłów powinna być oddzielona od płyt fundamentowych za pomocą
mechanicznie wytrzymałych i niehigroskopijnych przekładek (płyt) izolacyjnych
(np. z tekstolitu szklanego – TSE).
2.5.5. W każdym przypadku śluzy powinny być odizolowane od betonowych
fundamentów.
2.5.6. Rury upustowe i wydmuchowe powinny być pokryte powłokami izolacyjnymi
także na odcinkach umieszczonych w betonowych postumentach.
2.5.7. Jeśli ochrona katodowa obiektów śluz realizowana będzie prądem
z zewnętrznego
źródła,
to
dopuszczalne
jest
łączenie
elementów
technologicznych z uziomami.
2.6. Wymagania dotyczące ochrony katodowej podziemnego uzbrojenia obiektów śluz
2.6.1. Jeśli zagrożenie korozyjne w miejscu lokalizacji obiektu śluzy będzie średnie lub
wysokie, to należy zaprojektować ochronę katodową podziemnego uzbrojenia.
2.6.2. Ochronę katodową zaprojektować/realizować następująco:
a)
na obiektach bez zasilania energią elektryczną z sieci elektroenergetycznej,
w gruntach o rezystywności poniżej 30 Ωm, za pomocą cynkowych anod
galwanicznych; uziom z anod cynkowych obliczyć tak, aby pełnił on
jednocześnie rolę uziomu odgromowego, przy czym rezystancja uziemienia
anod nie powinna być większa niż 70% maksymalnej dopuszczalnej
rezystancji dla tradycyjnych uziomów odgromowych obiektów zagrożonych
wybuchem; dodatkowo należy zaprojektować uziom tradycyjny ze stali
ocynkowanej i przyłączyć go do układu technologicznego w kilku punktach
za pośrednictwem nadziemnych iskierników w wykonaniu Ex;
b)
na obiektach bez zasilania energią elektryczną z sieci elektroenergetycznej,
w gruntach o rezystywności od 30 Ωm do 100 Ωm, za pomocą
galwanicznych anod magnezowych; uziom z anod galwanicznych powinien
pełnić także rolę uziomu odgromowego; w każdym przypadku uziom
”anodowo – odgromowy” należy uzupełnić uziomem tradycyjnym ze stali
ocynkowanej przyłączonym do układu technologicznego poprzez iskierniki;
c)
prądem z zewnętrznego źródła; uziom anodowy winien być wykonany
z rozproszonych płytkich anod żelazokrzemowych (rozwiązanie preferowane)
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 10 z 17
Załącznik nr 3
lub z anody kablowej. Ochronę obiektu śluzy prądem z zewnętrznego źródła
powinno się stosować gdy obiekt jest bezpośrednio uziemiony;
d)
należy
zaprojektować
co
najmniej
jeden
rezystancyjny
korozymetryczny do monitorowania szybkości korozji.
2.6.3. Niestosowanie ochrony katodowej obiektów
w następującej sytuacji i pod warunkami:
śluz
może
mieć
czujnik
miejsce
a) zagrożenie korozją jest niskie,
b) dobranie
odpowiednich
powłok
izolacyjnych,
zastosowanie
i wyegzekwowanie powłok izolacyjnych bez defektów (po zasypaniu) – patrz
2.3.2.j),
c) wskazanie w projekcie środków umożliwiających otrzymanie po zasypaniu
bezdefektowych powłok izolacyjnych oraz utrzymanie powłok w takim stanie
w okresie użytkowania,
d) zaprojektowanie rozwiązań umożliwiających kontrolowanie w okresie
użytkowania, czy powłoki izolacyjne są bezdefektowe [na podst. art. 5, ust.1,
pkt 3), art. 62, ust.1, pkt 1) i 2) ustawy z dnia 7 lipca 1994r Prawo budowlane
(Dz.U. 1994nr89 poz. 414)],
e) zaprojektowanie co najmniej dwóch odpowiednich rezystancyjnych czujników
korozymetrycznych w celu monitorowania szybkości korozji w miejscach o
potencjalnie największym zagrożeniu korozyjnym (które może pojawić się, jeśli
powstaną defekty izolacji).
2.6.4. Powinna być zapewniona możliwość wykonywania celowego połączenia
elektrycznego pomiędzy odcinkami gazociągu przed i za obiektem śluzy
(bocznikowanie obiektu śluzy).
2.7. Wymagania dotyczące ochrony katodowej gazociągu wraz z ZZU
2.7.1. Projektant winien uzgodnić sposób realizacji ochrony
Zamawiający wcześniej nie wskazał takiego sposobu.
katodowej,
jeśli
Dla niektórych odcinków wydzielonych złączami izolującymi, np. na odcinkach
układanych techniką HDD lub na odcinkach wydzielonych monoblokami
w związku z zabezpieczeniem przed korozją przemiennoprądową, może
zachodzić potrzeba zastosowania ochrony za pomocą magnezowych anod
galwanicznych.
2.7.2. Zapotrzebowanie prądu polaryzacji katodowej projektowanego gazociągu
obliczać przyjmując jednostkową rezystancję przejścia rco=106 Ωm2, jeśli
kryterium odbiorowe „po zasypaniu” jest zgodne z tablicą 1. Patrz 2.7.5.3 i
2.7.5.6.
2.7.3. Stacje ochrony katodowej należy zlokalizować w miarę możliwości na/przy
terenach obiektów gazowniczych.
2.7.4. Ostateczną lokalizację stacji ochrony katodowych Projektant powinien
uzgodnić ze służbami ochrony antykorozyjnej Zamawiającego, po ustaleniu
ostatecznej trasy gazociągu i rozmieszczenia złączy izolujących.
2.7.5. Wymagania dotyczące stacji ochrony katodowej i urządzeń polaryzujących
2.7.5.1. W stacjach anod galwanicznych stosować wysokonapięciowe anody
magnezowe o potencjałach -1,5 ÷ -1,7 V względem CSE.
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 11 z 17
Załącznik nr 3
2.7.5.2. W stacjach ochrony katodowej z zewnętrznym źródłem prądu rozwiązania
uziomów anod polaryzacyjnych – zależnie od warunków miejscowych
i zapotrzebowania prądu. Preferowany materiał anodowy w uziomach
płytkich - żeliwo wysokokrzemowe.
2.7.5.3. Rozwiązania stacji ochrony katodowej powinny umożliwiać ich prawidłową
pracę zarówno dla obliczeniowego poziomu izolacji, jak i dla poziomu
wynikającego ze spełnienia kryteriów odbiorowych „po zasypaniu”. Może
być konieczne zaprojektowanie oprócz uziomu z anod polaryzacyjnych –
uziomu z galwanicznych anod magnezowych (przewidzianego do
ewentualnej pracy przy poziomie izolacji wynikającym ze spełnienia
kryteriów odbiorowych izolacji gazociągu „po zasypaniu”).
2.7.5.4. Zaprojektowane urządzenia polaryzujące powinny spełniać wymagania
określone w załączniku B standardu ST-IGG-0602.
2.7.5.5. Dobrane źródła polaryzacji katodowej (zewnętrznego prądu) powinny być
automatyczne, zdalnie sterowane i monitorowane. Powinny one m.in.:
 realizować funkcję galwanostatu i/lub potencjostatu i/lub zasilacza
napięciowego;
 umożliwiać pracę przerywaną za pomocą przerywacza wewnętrznego
i za pomocą przerywacza zewnętrznego; zakres nastaw przerywacza
wewnętrznego powinien być szeroki, oprócz nastaw „klasycznych (12/3.
27/3 itp.) powinna być zapewniona możliwość indywidualnych nastaw
czasu pracy i przerwy z rozdzielczością 0,1 sek.;
 umożliwiać w razie potrzeby pracę równoległą;
 umożliwiać osiągnięcie natężenia prądu wyjściowego wielokrotnie
większego od roboczego w celu wykonywania pomiarów rezystancji
przejścia odcinków/gazociągu przy zwiększonym prądzie polaryzacji
(patrz 2.7.5.6),
 umożliwiać zdalną zmianę trybu i parametrów pracy, zdalne zadawanie
pracy przerywanej, zdalne zadawanie wykonywania pomiarów
potencjału wyłączeniowego,
 wykonywać zdalne pomiary (transmisję wyników) napięcia i natężenia
prądu
wyjściowego,
potencjału
załączeniowego,
potencjału
wyłączeniowego,
 umożliwiać synchronizację czasu wg GPS lub DCF,
 konstrukcja źródeł powinna być modułowa i wymienna.
Zamawiający może określić, iż powinny one być kompatybilne z istniejącymi
stacjami katodowymi na gazociągach Zamawiającego.
2.7.5.6. Znamionowy prąd wyjściowy urządzenia ustalić na podstawie obliczeń
zapotrzebowania prądu przez projektowany gazociąg (patrz 2.7.2) oraz
prądu o zwiększonym natężeniu niezbędnego do wyznaczania rezystancji
przejścia odcinków/gazociągu, z ewentualnym uwzględnieniem poboru
prądu przez istniejące sąsiednie gazociągi (jeśli tak określił Zamawiający)
i należy uzgodnić ze służbą ochrony antykorozyjnej Zamawiającego.
2.7.5.7. Obudowy (szafy) urządzeń polaryzujących powinny być wykonane
z tworzywa sztucznego koloru szarego lub żółtego (w uzgodnieniu z
Zamawiającym);
gabaryty
powinny
umożliwiać
zamontowanie
źródła/źródeł prądu i wyposażenia oraz ich funkcjonalne rozmieszczenie.
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 12 z 17
Załącznik nr 3
2.7.5.8. Projektant winien uzgodnić na roboczo ze służbami ochrony antykorozyjnej
Zamawiającego typy źródeł prądu zewnętrznego, obudów, rodzaj
zastosowanej aparatury i osprzętu (zacisków, zabezpieczeń nadprądowych
i przepięciowych i in.), sposób rozmieszczenia wyposażenia w szafach,
usytuowanie szafy (w kontenerze lub na wolnym powietrzu) oraz układ stacji
katodowej.
2.7.6. Wymagania dotyczące punktów pomiarów elektrycznych
2.7.6.1. Należy zaprojektować punkty pomiarów elektrycznych (PPE) zgodnie
z wymaganiami i zaleceniami określonymi w punkcie 9.1.1 i w załączniku A
standardu ST–IGG–0602:2013; mogą być stosowane punkty o funkcjach
łączonych, np. PIsR, PIsR/PWP, PIsROgCXr itp.
2.7.6.2. Projektant winien na roboczo uzgodnić ze służbami ochrony antykorozyjnej
Zamawiającego konfigurację (typy i rozmieszczenie) PPE.
2.7.6.3. Do czasu ustanowienia wewnętrznego standardu technicznego GAZSYSTEM S.A. dotyczącego sposobu oznaczania PPE, kabli i zacisków, należy
stosować oznaczenia typów punktów oraz kabli i zacisków wg załącznika A
ww. standardu IGG; zapisać w projekcie, iż kable PPE w częściach
podziemnych oznaczać znacznikami cyfrowymi co 2 m, natomiast
w słupku/szafce stosować pełne oznaczenia literowo – cyfrowe.
2.7.6.4. Słupki pomiarowe powinny być wykonane z wytrzymałego tworzywa
sztucznego koloru żółtego (np. z modyfikowanego PCV), w powłokach
odpornych na UV (np. PMMA), a szafki z tworzywa sztucznego, koloru
żółtego; w słupkach stosować zaciski laboratoryjne, w szafkach – listwy
zaciskowe/zaciski laboratoryjne (wg ustaleń ze służbą ochrony
antykorozyjnej Zamawiającego). Na obszarach, na których mają miejsce
częste uszkodzenia mechaniczne, kradzieże lub dewastacje urządzeń,
należy stosować słupki i szafki z innych materiałów, np. słupki betonowe lub
stalowe Projektant winien uzgodnić na roboczo ze służbami ochrony
antykorozyjnej
Zamawiającego
typy
słupków
i szafek,
zacisków
laboratoryjnych, listew zaciskowych lub innych zacisków.
2.7.6.5. Szafki stosować w punktach, w których będą zamontowane urządzenia
telemetrii, w punktach przy skrzyżowaniach z trakcją elektryczną (PDE),
w punktach przy złączach izolujących, na terenach ZZU, śluz i węzłów.
Fundamenty szafek usytuowanych na zamkniętych terenach ZZU, obiektów
śluz i węzłów winny być wykonane z tworzywa sztucznego.
2.7.6.6. Na terenach zamkniętych (śluzy, ZZU, stacje gazowe, węzły) stałe elektrody
odniesienia (jeśli mają być stosowane) powinny być umieszczone
w pionowych rurach osłonowych z tworzywa sztucznego bez dna, z korkiem
termicznym i pokrywą.
2.7.6.7. Na skrzyżowaniach lub zbliżeniach z trakcją elektryczną prądu stałego
zaprojektować punkty PDE pojedyncze lub o funkcji łączonej z innymi
punktami (połączenie potencjałowe 4 mm2, połączenie drenażowe 16
mm2, stała elektroda odniesienia CSE), z zastosowaniem szafek z tworzywa
sztucznego, koloru żółtego; do szafki powinny być także doprowadzone
dwa kable o przekroju 16 mm2 na stałe przyłączone do szyny (jeśli operator
trakcji wyrazi na to zgodę).
2.7.6.8. Punkty PWP projektować na skrzyżowaniach lub zbliżeniach z obcymi
konstrukcjami chronionymi katodowo oraz w wybranych miejscach
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 13 z 17
Załącznik nr 3
z gazociągami Zamawiającego (w celu umożliwienia realizacji ochrony
tymczasowej projektowanego gazociągu); punkty PWP (tak jak i pozostałe)
lokalizować w miejscach, jeśli to możliwe, łatwo dostępnych.
2.7.6.9. Punkty PIs (PIsE) powinny być usytuowane m.in.:

przy ZZU zasilanych energią elektryczną,

na początku gazociągu odgałęziającego się od gazociągu
istniejącego, jeśli w miejscu tym nie zastosowano złącza (monobloku)
izolującego (patrz 2.4.3),

na końcach odcinków układanych techniką HDD, które nie będą
wydzielone złączami izolującymi.
2.7.6.10. W punktach prądowych (PIs) odległość pomiędzy punktami przyłączeń
wewnętrznych kabli potencjałowych służących do pomiaru spadku
napięcia w rurociągu oraz odległość pomiędzy punktami przyłączeń kabla
potencjałowego (GP) oraz najbliższego kabla drenażowego (GD) winny
być nie mniejsze niż wg tablicy 2.
2.7.6.11. Na odcinkach zagrożonych korozją powodowaną przez prąd przemienny
w wybranych punktach usytuowanych w miejscach o największym
zagrożeniu zaprojektować rezystancyjne czujniki korozymetryczne.
Tablica 2 – Minimalne długości odcinków pomiarowych spadku napięcia w rurociągu
oraz minimalne odległości pomiędzy punktami przyłączeń kabli GD i GP w punktach
PIs
Lp
2.8.
Średnica nominalna
gazociągu
DN [mm]
Długość odcinka
pomiarowego spadku
napięcia [m]
Odległość pomiędzy
sąsiadującymi punktami
przyłączeń kabli GP i GD
[m]
1
do 150
20
0,5
2
200 - 250
20
0,8
3
300
20
1
4
400 - 500
30
1,5
5
700
50
2
6
1000
70
3
Wymagania dotyczące
przemiennego
ochrony
gazociągu
przed
oddziaływaniem
prądu
2.8.1. Zabiegi zmniejszające gęstość prądu a.c. przepływającego pomiędzy
gazociągiem a środowiskiem elektrolitycznym poniżej 20 A/m 2 powinny być
dobrane w zależności od skali zagrożenia, zgodnie z punktem E.6 standardu
ST–IGG–0602:2013. Nie dopuszcza się rozwiązań powodujących nadmierną
polaryzację katodową gazociągu. W pierwszej kolejności, przy słabych
oddziaływaniach – przewidzieć pośrednie doziemianie gazociągu poprzez
odpowiednie układy i zastosowanie obsypki piaskowej gazociągu na krótkich
odcinkach. Jeśli takie rozwiązanie okaże się nieracjonalne lub nieskuteczne z
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 14 z 17
Załącznik nr 3
powodu wielkości oddziaływań i kosztów, może być konieczne wydzielenie za
pomocą monobloków izolujących odcinków gazociągu, w których indukują się
siły elektromotoryczne a.c., oraz zastosowanie na tych odcinkach powłok
izolacyjnych bez defektów, co wyraża się wymaganą jednostkową rezystancją
przejścia (po zasypaniu) nie mniejszą niż 108 Ωm2.
2.8.2. Gazociąg winien być zabezpieczony przed pojawieniem się pomiędzy nim a
ziemią niebezpiecznego napięcia elektrycznego, np. w stanach awaryjnych linii
przesyłowych WN, lub w wyniku wyładowań atmosferycznych. Preferowany
sposób ochrony – uziemianie poprzez iskierniki o niskim napięciu zapłonu (100 V)
i prądzie wyładowczym co najmniej 100 kA (8/20 μs).
2.9.
Wymagania dotyczące zdalnego monitoringu i sterowania ochroną przeciwkorozyjną
2.9.1. Ochrona katodowa powinna być zdalnie monitorowana i zdalnie sterowana.
2.9.2. Zaprojektować system zdalnego monitoringu II stopnia wg załącznika D
standardu ST-IGG-0602:2013 (patrz rozdział D.4 tego załącznika).
2.9.3. Zamawiający może określić, iż system sterowania i monitorowania powinien być
kompatybilny z funkcjonującym u Zamawiającego.
2.9.4. Zdalne sterowanie i monitorowanie stacji ochrony katodowej z zewnętrznym
źródłem prądu – patrz 2.7.5.5.
2.9.5. Uwzględnić co najmniej następującą konfigurację monitoringu:
2.9.5.1. Z terenów ZZU i obiektów śluz zasilanych energią elektryczną oraz z terenów
węzłów i z terenów pobliskich istniejących stacji gazowych (w pobliżu
których, w odległościach nie większych niż 100m, ułożony będzie
projektowany gazociąg) zaprojektować monitorowanie potencjałów
załączeniowych gazociągu.
2.9.5.2. Jeśli Zamawiający nie określi inaczej, to na terenach ZZU i śluz zasilanych
energią
elektryczną
pomiędzy
punktami
pomiarowymi
PIsE
a
kontenerami/pomieszczeniami AKP zaprojektować siedmiożyłowe linie
kablowe sygnalizacyjne w izolacji Xs, ekranowane, doprowadzające do
kontenera (urządzenia pomiarowego) następujące wielkości: potencjał
załączeniowy gazociągu i spadek napięcia w rurociągu. Jeśli niedostępne
będą systemy (na rynku) pomiarowe umożliwiające zdalne pomiary
rezystancji przejścia odcinków gazociągu (patrz 2.9.6), to w pomieszczeniu
AKP winno być zarezerwowane miejsce dla zamontowania w przyszłości
urządzenia monitorującego tę wielkość.
2.9.5.3. Na skrzyżowaniach i zbliżeniach z trakcją elektryczną zaprojektować
monitorowanie potencjału załączeniowego gazociągu. Ewentualne
monitorowanie napięcia gazociąg – szyna – wg ustaleń ze służbą ochrony
2.9.5.4. W stacjach anod galwanicznych przewidzieć monitorowanie potencjału
załączeniowego gazociągu i natężenia prądu polaryzacji oraz funkcję
zdalnego przyłączania/odłączania uziomu z anod.
2.9.5.5. Na odcinkach zagrożonych korozją przemiennoprądową w wybranych
punktach przewidzieć monitorowanie napięcia przemiennego pomiędzy
gazociągiem a ziemią.
2.9.5.6. Może być konieczne zapewnienie możliwości zdalnego zwierania
i rozwierania złączy izolujących w punktach pomiarowych oraz pomiaru
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 15 z 17
Załącznik nr 3
potencjału gazociągu i natężenia
bocznikującym złącza izolujące.
prądu
płynącego
w przewodzie
2.9.6. Kwestia zdalnego wykonywania pomiarów rezystancji przejścia odcinków
gazociągu z wykorzystaniem punktów PIs (przy zwiększonym na czas pomiarów
prądzie polaryzacji) powinna być rozpatrywana w zależności od długości
odcinków wydzielonych złączami izolującymi i poboru prądu przez te odcinki
oraz dostępności systemów realizujących te pomiary.
2.9.7. Projektant, po ustaleniu trasy gazociągu, rozmieszczenia ZZU, obiektów śluz
i złączy izolujących oraz po rozpoznaniu zagrożenia korozyjnego winien
uzgodnić ze służbami ochrony antykorozyjnej Zamawiającego konfigurację
zdalnie monitorowanych punktów i wielkości.
2.10. Wymagania dotyczące sposobu łączenia kabli ochrony katodowej do gazociągu
2.10.1. Przytwierdzenie przewodu elektrycznego instalacji ochrony katodowej do
metalicznie czystej powierzchni ścianki rur gazociągu należy wykonać metodą
automatycznego lutowana twardego (pin brazing), w odległości co najmniej
150 mm od osi spoiny złącza.
2.10.2. Wykonawca musi posiadać kwalifikowaną technologię lutowania twardego wg
PN-EN 12732 i PN-EN ISO 14555. Należy opracować Instrukcję Technologiczną
Automatycznego Lutowania Twardego, która wymaga zatwierdzenia przez
Inwestora.
2.10.3. Należy zaproponować graniczną oporność przyłączenia kabla do gazociągu.
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 16 z 17
Załącznik nr 3
Formularz nr 1
Ocena zagrożenia korozyjnego dla projektowanego gazociągu oraz zaproponowane
środki ochrony
Rodzaj zagrożenia na odcinku
gazociągu
Korozja ziemna (ogólnie)
Odcinek gazociągu
(od km… do
km….lub Pz - Pz)*
Zaproponowany sposób ochrony
przed zagrożeniem
powłoka izolacyjna, ochrona
katodowa
Korozja mikrobiologiczna
Korozja galwaniczna
Korozja powodowana przez
prąd przemienny
Korozja powodowana prądami
błądzącymi
Korozja naprężeniowa
Zagrożenie korozyjne
podziemnego uzbrojenia
obiektów śluz
Zagrożenie korozyjne odcinków
układanych techniką HDD
Oddziaływania obcych stożków
anodowych/pól elektrycznych
Korozja gazociągu w rurach
osłonowych i w innych
miejscach o ograniczonym
dostępie prądu ochrony
katodowej
Inne
* w przypadku braku zagrożenia napisać „nie występuje”, jeśli zagrożenie występuje –
określić, na jakim odcinku/obiekcie gazociągu
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 17 z 17
Załącznik nr 4
Zasady
pozyskiwania i przechowywania danych przestrzennych Operatora Gazociągów
Załącznik nr 4
Zasady pozyskiwania i przechowywania danych przestrzennych Operatora Gazociągów Przesyłowych GAZ-SYSTEM S.A.
Spis treści
1. WPROWADZENIE ...................................................................................................................................3
2. DANE PRZESTRZENNE GAZ-SYSTEM S.A. ...........................................................................................3
3. STANDARD DANYCH GEODEZYJNYCH............................................................................................4
4. STANDARD DANYCH POMOCNICZYCH ........................................................................................16
5. STANDARD DANYCH GEOGRAFICZNYCH ....................................................................................18
6. ZASÓB DANYCH PRZESTRZENNYCH W GAZ-SYSTEM S.A. ...........................................................20
7. PRZYJĘCIE DANYCH DO ZASOBÓW GAZ-SYSTEM S.A. ..............................................................22
8. AKTUALNOŚĆ DANYCH .....................................................................................................................23
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 2 z 24
Załącznik nr 4
1. Wprowadzenie.
Kluczowym zadaniem GAZ-SYSTEM S.A. jest transport paliw gazowych siecią przesyłową na
terenie całego kraju. Skumulowana długość systemu przesyłowego wynosi ok. 10 000
kilometrów.
Wypełnienie podstawowych obowiązków operatorskich wymaga pełnej dokumentacji
geodezyjnej sieci przesyłowej.
Zmiany zasobów mapowych dokonywane są w ramach planowych aktualizacji, prac
remontowych oraz nowych inwestycji infrastrukturalnych. W obliczu wdrożenia Systemu
Paszportyzacji szczególnie istotne staje się zachowanie jednorodności danych, co da
możliwość jego bezproblemowego zasilania.
Zastosowane rozwiązania, jak również obiektywna
przestrzennych wymuszają zdefiniowanie ich standardu.
potrzeba
normalizacji
danych
Przyjęte regulacje dadzą gwarancję wysokiej jakości map i danych przestrzennych
wykorzystywanych w GAZ-SYSTEM S.A.
2. Dane przestrzenne GAZ-SYSTEM S.A.
Wytyczne definiują standard danych przestrzennych wykorzystywanych w GAZ-SYSTEM S.A.
Ogólnie można wśród nich wyróżnić:
o
dane geodezyjne – o dokładności i sposobie opracowania określonych przez standardy
techniczne dla geodezji (instrukcje techniczne). W GAZ-SYSTEM S.A. pod hasłem danych
geodezyjnych należy rozumieć wielkoskalowe opracowania mapowe,
o
dane geograficzne – pozostałe dane
występujących na powierzchni Ziemi.
o
dane pomocnicze – dodatkowe dane, związane bezpośrednio z danymi geodezyjnymi,
gromadzone w zasobach GAZ-SYSTEM S.A.
przestrzenne
o
obiektach
i
zjawiskach
Zasób danych geodezyjnych (mapy wektorowe i rastrowe) jak i częściowo pomocniczych
(wyniesienia) prowadzony jest w systemie geodezyjnym V-Mapa 3.5 w konfiguracji dla
GAZ-SYSTEM S.A. oraz paszportyzacji EwistaGIS i jako takie podlega ich wymaganiom.
Dane geograficzne (GIS) wspomagają działanie Systemu Paszportyzacji.
Dane przestrzenne wykorzystywane są w trzech poziomach prezentacji:
o
o
o
poziom mapy zasadniczej – największa dokładność opracowań geodezyjnych,
zobrazowanie poszczególnych elementów sieci w ich rzeczywistym odniesieniu
przestrzennym (dane geodezyjne)
poziom mapy topograficznej – zobrazowanie w skalach 1:10 000 – 1:100000, pomocne w
pracach planistycznych. Obiekty sieci gazowej wyświetlane w pewnej generalizacji.
poziom mapy przeglądowej – zobrazowanie poniżej 1:100000. Duża generalizacja
danych, widok schematu sieci gazowej.
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 3 z 24
Załącznik nr 4
3. Standard danych geodezyjnych.
Danymi geodezyjnymi w GAZ-SYSTEM S.A. są dane przestrzenne o dokładności i
sposobie opracowania określonych przez standardy techniczne dla geodezji
(instrukcje techniczne):
a) Branżowa Mapa Numeryczna,
b) Profile podłużne przebiegu sieci gazowej,
c) Wyniesienia obiektów gazowniczych,
d) Wektorowe i rastrowe mapy topograficzne.
3.1. Branżowa Mapa Numeryczna (BMN)
3.1.1.Branżowa Mapa Numeryczna jest mapą numeryczną sieci oraz obiektów
gazowniczych i stanowi podstawowy zasób geodezyjny w GAZ-SYSTEM S.A.
3.1.2.Treść geodezyjna BMN zgodna jest z instrukcją K1 1998 (Podstawowa
Numeryczna Mapa Kraju) oraz G7 (GESUT) z uwzględnieniem zawartej w nich
symboliki dla obiektów niemających odpowiedników w K1, poszerzona o obiekty
branżowe.
3.1.3.Elementy branżowe powinny być opracowane zgodnie z symboliką branżową,
zdefiniowaną w niniejszym dokumencie.
3.1.4.BMN prowadzona jest, jako mapa hybrydowa, co oznacza jednoczesne
wykorzystanie danych wektorowych oraz rastrowych.
3.2. Technologia opracowania map
3.2.1.Bazą dla pozyskiwanych danych może być:
3.2.1.1.
Bezpośredni pomiar z zastosowaniem wymagań
geodezyjnych instrukcji i wytycznych (K-1, G-4,).
3.2.1.2.
odpowiednich
Konwersja istniejących opracowań numerycznych.
3.2.1.3.
Skanowanie pierworysów lub matryc mapy zasadniczej, po wniesieniu
wszystkich zrealizowanych w danym temacie elementów treści mapy w
ODGiK,
3.2.1.4.
Wektoryzacja obrazu rastrowego zeskanowanej mapy zasadniczej lub
digitalizacji matryc lub pierworysów mapy zasadniczej).
3.2.2.Pomiary sytuacyjno – wysokościowe, zgodnie z instrukcją G-4, poprzedzone
powinny być wywiadem terenowym.
3.2.3.Położenie punktów charakterystycznych gazociągu i urządzeń gazowych należy
określać za pomocą pomiaru bezpośredniego.
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 4 z 24
Załącznik nr 4
3.2.4.Detekcja istniejących urządzeń podziemnych za pomocą wykrywacza
elektromagnetycznego, w opracowywanym pasie wokół gazociągu.
3.2.5.W przypadku realizacji wszelkich zadań jak i aktualizacji zasobu należy usunąć z
mapy te elementy, które zlikwidowano i opisać przewody wyłączone z
eksploatacji, jako nieczynne.
3.2.6.Podstawą do opracowania są pliki otrzymane od Zamawiającego,
3.3. Odwzorowanie i układ współrzędnych
3.3.1.Mapy muszą być wytworzone w jednolitym państwowym układzie
współrzędnych prostokątnych 1965 lub 2000 jednolicie dla całego obszaru
danego Oddziału. Współrzędne elementów opracowania X,Y znajdujące się w
innych układach zostaną przetransformowane przez Wykonawcę danej sekcji
mapowej do ww. układu. Decyzję o układzie w jakim prowadzony jest zasób w
danym Oddziale podejmuje jego Dyrektor.
3.3.2.Układ wysokości obowiązujący w danym ODGiK.
3.4. Wektorowa BMN
Wektorowa Branżowa Mapa Numeryczna (BMN) jest podstawowym źródłem danych
przestrzennych w GAZ-SYSTEM S.A.
3.4.1.Wymagania ogólne
3.4.1.1.
Pas opracowania: min. 50 m na każdą stronę od osi gazociągu, wraz z
gazowniczymi budowlami technicznymi (tłocznie, węzły, stacje, śluzy,
zespoły zaporowo-upustowe, stacje ochrony katodowej, itp.) również z
pasem min. 50m od ich granicy, przy czym podstawowym założeniem jest,
iż cała strefa wynikająca z odległości podstawowych, zmniejszonych lub
strefy kontrolowanej określonych na podstawie dokumentacji projektowej
od budynków mieszkalnych musi być pokryta opracowaniem.
3.4.1.2.
W pasie należy opracować położenie gazociągu (przebieg sytuacyjno
- wysokościowy) oraz wszelką inną infrastrukturę podziemną, naziemną i
nadziemną, w tym obiekty terenowe.
3.4.1.3.
Należy dokonać aktualizacji zasobu mapowego prowadzonego przez
Ośrodek Dokumentacji Geodezyjnej i Kartograficznej.
3.4.1.4.
Na mapach powykonawczych w wersji papierowej niezbędne jest
zaznaczenie elementów zrealizowanych w danym zadaniu. Ponadto, jeśli
zadanie tego wymaga należy zaktualizować i uzupełnić opracowania w
instytucjach i przedsiębiorstwach prowadzących zasób mapowy również
branżowy (np. wykonanie opracowań poprzez wniesienie wszystkich
zrealizowanych sieci i urządzeń do zasobu PKP wraz z przekazaniem dla
Zamawiającego potwierdzonej kopi wykonanych opracowań mapowych).
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 5 z 24
Załącznik nr 4
3.4.1.5.
Należy przekazać inwentaryzację geodezyjną (np. odbudowanych
instalacji drenarskich) do odpowiednich organów i instytucji (w tym Agencji
Nieruchomości Rolnej) zgodnie z wymaganiami i w zakresie określonym
w decyzjach i uzgodnieniach wydanych przez te organy i instytucje,
3.4.1.6.
W sytuacji, gdy ODGiK dla opracowywanego obszaru nie posiada
mapy zasadniczej, należy założyć nową mapę w podziale sekcyjnym.
3.4.1.7.
Potwierdzone mapy z ODGiK muszą być odbitką pierworysu lub
matrycy mapy zasadniczej. W przypadku map numerycznych – wyplotem.
W żadnym przypadku odbitki mapy zasadniczej nie można traktować, jako
mapy branżowej, która posiada inne elementy i opisy niż oryginał w zasobie
geodezyjnym.
3.4.1.8.
Treść potwierdzonej mapy z zasobu geodezyjnego musi zgadzać się, co
do najmniejszego szczegółu (ilość i dokładne rozmieszczenie wszystkich
nowopowstałych i już istniejących elementów także wszystkich opisów musi
być zgodna z oryginałem w zasobie). Przekazana mapa z zasobu musi być
wierną kopią w sensie powielenia (elektronicznego kopiowania np.
korzystając z urządzeń kserujących) i będzie traktowana, jako odbitka
pierwowzoru. Odbitka mapy zasadniczej musi być wykonana po
naniesieniu wszystkich zmian najpierw na pierworysie lub na matrycy, a
następnie z uaktualnionych opracowań dopiero tworzonej kopii mapy
zasadniczej. Nie dopuszcza się takiego stanu, w którym Wykonawca
wrysowuje osobno jakąkolwiek treść mapy na przekazywane dla
Zamawiającego odbitki pierworysu lub matrycy, a osobno na pierworys lub
matrycę mapy zasadniczej znajdującą się w ODGiK (lub w sposób
odwrotny).
3.4.1.9.
Niezbędne jest dokonywanie wszelkich redakcji mapowych na
mapach zasadniczych poprzez umieszczanie nowych elementów na
mapie bądź skorygowanie przebiegu błędnie naniesionej infrastruktury
technicznej
(elementów
uzbrojenia
technicznego
i
szczegółów
sytuacyjnych) w opracowywanym pasie na wszystkich skalach mapowych
prowadzonych przez Ośrodek Dokumentacji Geodezyjnej i Kartograficznej.
Na przykład dotyczy to sytuacji, w której Wykonawca przekaże
zaklauzulowaną mapę z Ośrodka Dokumentacji Geodezyjnej i
Kartograficznej w skali 1:1000 a w zasobie Ośrodka Dokumentacji
Geodezyjnej i Kartograficznej prowadzona jest także mapa w skali 1:500 lub
na odwrót, jeśli przekaże mapę w skali 1:500, a w Ośrodku Dokumentacji
Geodezyjnej i Kartograficznej jest również prowadzona mapa w skali 1:1000,
nawet w sytuacji gdy takiej mapy Wykonawca z różnych względów nie
otrzymał z Ośrodkowi Dokumentacji Geodezyjnej i Kartograficznej.
Potwierdzeniem poprawnie wykonanego zamówienia jest przekazanie
zaklauzulowanej mapy zasadniczej.
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 6 z 24
Załącznik nr 4
3.4.1.10. Nowo pozyskane elementy muszą spełniać parametr dokładności 0,30,5 mm w skali mapy przy porównaniu materiałów wejściowych z
materiałami wyjściowymi, poprzez plotowanie fragmentów mapy lub
porównanie obrazu rastrowego z wektorowym na ekranie monitora.
3.4.1.11. Należy zachować zgodność styków arkuszy, obrębów i odcinków
gazociągów. Wszystkie elementy treści w części wektorowej, które znajdują
się także na sąsiednich sekcjach muszą zachowywać ciągłość (brak
załamania na granicy sekcji), posiadać wspólny wierzchołek. Nie
dopuszcza się, aby istniały jakiekolwiek przerwy w treści mapy pomiędzy
sąsiednimi plikami mapowymi.
3.4.1.12. Kartowanie w pliku wektorowym należy wykonać w następujący
sposób:
o
w przypadku, gdy bezpośrednio w osi gazociągu występuje
jakakolwiek armatura (kurek, zasuwa, itp.) lub inne elementy np.
(spawy) należy w każdym z tych elementów dla gazociągu umieścić
osobny wierzchołek odcinka liniowego,
o
w przypadku, gdy podawane są rzędne: terenu, gazociągu, urządzeń
krzyżujących się w takich miejscach należy umieścić również pikietę
określoną za pomocą współrzędnych z pomiaru bezpośredniego w
terenie.
o
wszystkie elementy graficzne muszą posiadać informację opisane za
pomocą atrybutów nieprzestrzennych określające ich właściwości
takie jak: data kartowania, data pomiaru geodezyjnego, KERG,
metoda pozyskania danych, nazwa wykonawcy geodezyjnego.
3.4.1.13. W przypadku pomierzenia elementów BMN metodą pomiaru
bezpośredniego w terenie należy przedmiotowe elementy umieścić na
mapie wektorowej i określić, jako elementy ze współrzędnych. Dla
elementów infrastruktury podziemnej, które swoim położeniem odbiegają
od lokalizacji na mapie w ODGiK, należy poza obszarem z pomiaru
bezpośredniego w tzw. wykopie otwartym poprzez urządzenia lokalizacyjne
skorygować i uzupełnić przebiegi do całości opracowywanego pasa tak,
aby były zgodne ze stanem faktycznym w terenie.
3.4.1.14. Należy dokonać pomiaru nieujawnionych lub skorygowania przebiegu
błędnie naniesionej infrastruktury technicznej (elementów uzbrojenia
technicznego i szczegółów sytuacyjnych) należącej do Zamawiającego na
pierworysach mapy zasadniczej i plikach BMN (wektorowo-rastrowych) w
pasie opracowania.
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 7 z 24
Załącznik nr 4
3.4.1.15. W przypadku prac przewiertowych dla nowych gazociągów po
wykonaniu przejścia pilota HDD Wykonawca robót udokumentuje
poprawność wykonania przewiertu względem dokumentacji projektowej,
która zostanie potwierdzona przez Wykonawcę geodezyjnego. Otrzymane
dane będą stanowiły podstawę do wkreślenia przebiegu gazociągu na
mapach i do opracowania profili podłużnych wykonanych przez
uprawnionego geodetę. Dla odcinków sieci gazowej wykonanych w takiej
technologii należy umieścić odpowiednią adnotację na mapie w Ośrodku
Dokumentacji Geodezyjnej i Kartograficznej i branżowej mapie hybrydowej
tak, aby jednoznacznie wskazywało, że opracowywany odcinek powstał
na podstawie danych otrzymanych od Wykonawcy przewiertu,
3.4.2.Zakres tematyczny
3.4.2.1.
Przedmiotem opracowania, oprócz istniejącej treści mapowej będącej
w zasobie ODGiK, jest także uzupełnienie do pełnej treści (rozumiane jako
nowy pomiar w terenie wszystkich elementów niewykazanych na mapach,
wraz z dokonaniem poprawy błędnie naniesionych elementów) we
wskazanym pasie wszystkich elementów z instrukcji K-1 wraz elementami
branżowymi. Do pełnej treści mapy zasadniczej zaliczamy wszystkie obiekty
obligatoryjne i fakultatywne z instrukcji K1.
3.4.2.2.
W przypadku braku na mapach zasadniczych w ODGiK jakichkolwiek
elementów obligatoryjnych i fakultatywnych zgodnych z instrukcją K1,
należy te elementy umieścić na branżowej mapie hybrydowej części
wektorowej, np. brakujące elementy ewidencji gruntów i budynków - aby
były zgodne ze stanem faktycznym w zasobie geodezyjnym, itd.
3.4.2.3.
W
pasie
opracowania
należy umieścić
fragmenty granic
administracyjnych z opisem nazw jednostek administracyjnych, które
rozgraniczają (województwo, powiat, gmina, obręb).
3.4.2.4.
W przypadku, gdy Wykonawca realizuje zadanie, które dotyczy
odległego terminu zakończenia całości zadania, a w międzyczasie
przekaże zrealizowane elementy sieci gazowej bez zakończenia całości
inwestycji (wybudowania wszystkich zaplanowanych elementów w
określonym pasie sieci gazowej), zobowiązany jest po zakończeniu całości
zadania do ponownego przekazania wykonanych opracowań wg
przedmiotowego standardu zawierającego wszystkie zrealizowane obiekty
w terenie.
3.4.2.5.
Podstawowe elementy branżowe na mapie hybrydowej wymagające
opracowania:
 wszystkie elementy armatury gazowej podziemnej i nadziemnej,
 układy zaporowo – upustowe,
 kolumny wydmuchowe,
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 8 z 24
Załącznik nr 4
 filtry oraz zespoły filtrów,
 rury ochronne,
 rury przeciskowe,
 odwadniacze,
 kurki,
 zasuwy,
 śluzy nadawczo-odbiorcze tłoka czyszczącego,
 fittingi, króćce,
 monobloki izolacyjne,
 elementy ochrony przeciwkorozyjnej,
 przewody i urządzenia elektroenergetyczne towarzyszące obiektom
systemowym (mufy, szafki sterownicze, złącza kablowe itp.),
 przewody aparatury kontrolno-pomiarowej,
 przewody telemetryczne,
 przewody odgromowe,
 przewody uziemiające,
 przewody ochronny katodowej,
 przewody ochrony anodowej,
 przewody antenowe,
 oznaczenie zasięgu stref kontrolowanych lub odległości podstawowych
od budynków mieszkalnych wynikające z dokumentacji projektowej i
powykonawczej,
 słupki trasowe oraz pomiarowe wraz z kilometrażem według odległości
zredukowanej (tzw. odległości na mapie) Dla nowobudowanych
gazociągów inwentaryzowanych w wykopie należy podać również
kilometraż według odległości przestrzennej,
 podanie średnicy zewnętrznej przewodów
 kompensatory,
 obciążniki,
 znaczniki lokalizacyjne skrzyżowań z innymi sieciami (np. EMS),
 spawy wraz z ich numerami prowadzonymi wg dziennika spawania,
 opaski kompozytowe,
 odtworzone przewody i urządzenia melioracje, które zostały uszkodzone
na etapie budowy.
3.4.2.6.
Sposób prowadzenia elementów branżowych na mapie hybrydowej:
 przy przejściu gazociągu przez przeszkody terenowe (wykorzystując
odnośnik) podać rzędną osi oraz górnej powierzchni rury gazociągu (w
przypadku pomiaru w wykopie) oraz rzędną terenu, na gazociągu co
50m, a także na punkcie załamania trasy (w płaszczyźnie poziomej i
pionowej) oraz w punktach charakterystycznych takich jak:
o przekroczenia rowów, krawędzi drogi, krawędzi chodnika/ścieżki
rowerowej, oś drogi,
o miejsca podlegające inwentaryzacji tj. wszystkie rodzaje dróg,
cieków/rowów, torów kolejowych,
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 9 z 24
Załącznik nr 4
o skrzyżowania






z ciekami/rowami melioracyjnymi – opracowanie
obejmuje również zbadanie zagłębienia gazociągu pod dnem cieku,
z przewiertu sterowanego przeliczając z układu lokalnego przewiertu
na układ naszego opracowania, wysokość lustra wody na dzień
opracowania,
o końce rur ochronnych i przeciskowych wraz z kolumnami
wentylacyjnymi i przewodami połączeniowymi;
o rzędne rury łączącej kolumnę wydmuchową z gazociągiem, rzędne
gazociągów oraz infrastruktury towarzyszącej (tj. np. kabli) w
miejscach skrzyżowań z obcą infrastrukturą zaznaczyć na jednym
odnośniku,
o w przypadku kolizji z urządzeniami podziemnymi należy podać rzędne
– terenu, góry i osi rury gazociągu, urządzenia kolidującego.
w przypadku przewiertów sterowanych wykonanych w układzie lokalnym
(X,Y,Z) otrzymane wartości należy przeliczyć na układ współrzędnych
prostokątnych 1965, a rzędne wysokościowe podać w układzie zgodnym
z mapą w ODGiK,
spawy na elementach liniowych znajdujących się pod ziemią (tylko dla
map opracowywanych po wejściu w życie przedmiotowych
wytycznych) np.:
o pomiędzy rurami na gazociągach DN200 i większych obowiązkowo, a
dla pozostałych średnic fakultatywnie,
o przy podziemnych zespołach zaporowo-upustowych - obowiązkowo,
o przy
kurkach, zasuwach, odwadniaczach, kompensatorach,
monoblokach,
trójnikach
i
innych
elementach
mających
bezpośrednie połączenie z rurą gazociągu - obowiązkowo,
o umieścić na mapie wektorowej za pomocą symbolu graficznego
lokalizację wykonanych spawów - dotyczy tylko nowobudowanych
gazociągów.
dla nowobudowanych odcinków gazociągów znajdujących się pod
ziemią należy podać odległości przestrzenne pomiędzy miejscami
pomiaru rzędnej gazociągu,
w przypadku zmiany trasy gazociągów należy pozyskać informację z
dokumentacji powykonawczej przełożeń nt. wyłączonych z ruchu
odcinków. Jeżeli pozostawiono w gruncie odcinki nieczynnych rur należy
je uwidocznić na mapie branżowej z sygnaturą „nieczynny”.
dla gazociągów wykonanych przed rokiem 2001 zakres stref
kontrolowanych i zmniejszonych lub stref kontrolowanych po roku 2001
powinny wynikać z dokumentacji projektowej i powykonawczej.
w miejscu skrzyżowania gazociągu z drogami utwardzonymi: (betonowe,
asfaltowe, utwardzone kruszywem) a także pod drogami, które zawierają
rury ochronne i przeciskowe, torami kolejowymi, rzekami, ciekami
wodnymi oraz w przypadku wykonania przewiertu sterowanego
dołączyć
profil
podłużny gazociągu
wykonany w
skali
1:
100
100
(z
uwzględnieniem położenia rur ochronnych i przeciskowych).
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 10 z 24
Załącznik nr 4
 rury ochronne – na końcach należy podać rzędną terenu, góry i osi rury
ochronnej i przewodowej (w przypadku pomiaru w wykopie),
 rury przeciskowe – na końcach należy podać rzędną terenu, góry i osi
rury przeciskowej i przewodowej (w przypadku pomiaru w wykopie),
3.4.3.Rozwarstwienie i topologia mapy zasadniczej
Rozwarstwienie i topologia mapy zasadniczej musi być zgodne z wymaganiami
określonymi dla systemu V-Mapa 3.5 w konfiguracji dla GAZ-SYSTEM S.A.
3.4.4.Warunki techniczne plików wektorowych
Pliki wektorowe muszą spełniać warunki techniczne określone dla systemu V-Mapa 3.5
w konfiguracji dla GAZ-SYSTEM S.A użytkowanego w Spółce.
3.4.5.Podział sekcyjny
Całość opracowania mapy podzielona na zbiory zgodnie z podziałem sekcyjnym dla
skali 1:2000 układu 1965 lub 2000, jednolicie dla całego obszaru danego Oddziału.
W ramach pracy należy dostarczyć również plik obejmujący całość opracowania,
bez podziału na sekcje.
3.4.6.Nazewnictwo sekcji
Nazwy sekcji nie mogą zawierać żadnych znaków rozdzielających, powinien być to
jednolity ciąg cyfr. Nazwy sekcji powinny być zgodne z PUWG1965 lub 2000
odpowiednio dla każdej ze stref. Zasięg stref PUWG 1965 określa instrukcja techniczna
O1/O2.
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 11 z 24
Załącznik nr 4
3.5. Rastrowa BMN
Branżowa Mapa Numeryczna w części rastrowej jest uzupełnieniem części
wektorowej o informacje przestrzenne znajdujące się poza pasem opracowania. Jest
wierną kopią mapy z ODGiK.
3.5.1.Wymagania ogólne dla zasadniczych map rastrowych
3.5.1.1.
Obrazy rastrowe pełnych arkuszy map zasadniczych obejmujące
zasięg opracowania, sporządzone po aktualizacji mapy zasadniczej
wykonanym pomiarem. Konieczne jest dostarczenie sekcji całkowicie
pokrywających bufor min. 100m wokół osi gazociągu. Warunkiem jest
pokrycie pasa min. 100m wokół gazociągu. W przypadku przetwarzania
całych sekcji wymagane jest, aby dostępna dla Zamawiającego była
pełna treść mapowa z pełnych sekcji źródłowych również poza pasem
100m.
3.5.1.2.
Jeżeli w danym ODGiK nie są dostępne mapy analogowe, należy
pozyskać dane wektorowe w buforze pomiędzy 50 a 100 m na stronę od osi
gazociągu i opracować je do formatu V-Mapy bez aktualizacji lub
przetworzenie pełnych sekcji do formatu rastrowego..
3.5.1.3.
Zeskanowany obraz musi podlegać oczyszczeniu i przycięciu do
wielkości obejmującej obszar arkusza (bez opisów poza ramkowych).
3.5.1.4.
Skan map źródłowych należy wykonać z dokładnością min. 300 dpi,
jednolitą dla całego opracowania.
3.5.1.5.
Rastry mapy zasadniczej powinny być utworzone w podziale sekcyjnym
dla skali 1:2000 układu 1965 lub 2000. W przypadku gdy na danym obszarze
obowiązuje układ 2000 lub lokalny, Wykonawca musi zeskanować,
skalibrować, przetransformować, skleić i dociąć opracowanie do sekcji wg
podziału sekcyjnego dla skali 1:2000 układu 1965 lub 2000 w zależności w
jakim układzie prowadzony jest zasób w danym Oddziale.
3.5.1.6.
Sekcje docelowe należy tworzyć poprzez scalenie dostępnych, dla
danego obszaru, sekcji źródłowych o największych możliwych skalach:
1:500, 1:1000 lub jeśli brak 1:2000.
3.5.1.7.
Kalibrację należy wykonać metodą afiniczną w oparciu o siatkę krzyży
lub punkty osnowy geodezyjnej na min 16 punktów dopasowania z
odrzuceniem punktów o największych odchyłkach. Wynikiem opracowania
musi być również raport zawierający analizę dokładności.
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 12 z 24
Załącznik nr 4
3.5.1.8.
Pozostałe wymagania są zgodne z § 48 i § 49 ROZP. MINISTRA SPRAW
WEWNĘTRZNYCH I ADMINISTRACJI z dnia 9 listopada 2011 r. w sprawie
standardów technicznych wykonywania geodezyjnych pomiarów
sytuacyjnych i wysokościowych oraz opracowywania i przekazywania
wyników tych pomiarów do państwowego zasobu geodezyjnego i
kartograficznego (Dz. U. 2011.263.1572).
3.5.2.Specyfikacja plików rastrowych
o Format plików rastrowych – GeoTIFF z właściwą georeferencją.
o Głębia kolorów – 1bit (czarno-biały). Niedozwolone jest ustawianie obrazu, jako
dwukolorowy.
o Treść należy ustawić na kolor czarny, a tło bezbarwne typu „no data”.
o Kompresja – CCITT FAX4.
o Pliki typu untiled, bez piramid zobrazowania, color map typu discret.
Nazwy sekcji nie mogą zawierać żadnych znaków rozdzielających, powinien być
to jednolity ciąg cyfr. Nazwy sekcji powinny być zgodne z PUWG1965 lub 2000
odpowiednio dla każdej ze stref. Zasięg stref PUWG 1965 określa instrukcja
techniczna O1/O2.
3.6. Zaklauzulowane odbitki mapy zasadniczej
Mapa analogowa zawierająca nazwę firmy, która wykonała inwentaryzacje, pieczątkę
podpis uprawnionego Geodety, numer KERG oraz klauzulę inwentaryzacji
powykonawczej z Ośrodka Dokumentacji Geodezyjno-Kartograficznej o przyjęciu
opracowania do zasobu, lub przez inne instytucje i przedsiębiorstwa prowadzące swój
zasób mapowy np. PKP.
3.7. Profile podłużne przebiegu sieci gazowej
a) Sporządzony, na podstawie opracowania wysokościowego, profil podłużny
gazociągu w skali 1:100 (poziomo) i 1:100 (wysokościowo) w miejscach określonych
w punkcie 2. Profil należy wykonać z uwzględnieniem położenia:
o rur ochronnych, przeciskowych oraz ich wymiarów
o infrastruktury
towarzyszącej (jak np.: słupki trasowe i pomiarowe, kable
pomiarowe, kolumny wydmuchowe wraz z rurą łączącą z rurą ochronną).
b) Profil wykonywany w miejscach skrzyżowań gazociągu z:
o drogami,
o torami kolejowymi,
o rzekami,
o ciekami wodnymi
c) Profil wykonywany zostanie również w przypadku przewiertów sterowanych.
3.7.1.Nazewnictwo i format plików profilów
Profile – aktualna nazwa sekcji w układzie 1965 lub 2000 w zależności w jakim
układzie prowadzony jest zasób w danym Oddziale, na której znajduje się obiekt
charakterystyczny, z suffixem „-pX” symbolizującym profil oraz kolejny numer dla
danej sekcji. Przykładowo dla pierwszego profilu na sekcji 421.444.19 nazwa pliku
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 13 z 24
Załącznik nr 4
powinna wyglądać następująco „42144419-p1”. W przypadku wykorzystywania
plików udostępnionych przez Zamawiającego dla nowych elementów
nazewnictwo powinno być kontynuowane wykorzystując kolejny wolny numer
porządkowy. Nazwy sekcji powinny być zgodne z PUWG1965 lub 2000
techniczna O1/O2.
3.7.2.Oznaczanie profili na mapach
o Profile należy oznaczać za pomocą odnośnika na mapach wykorzystując
właściwą warstwę V-Mapa.
o Tekst na odnośniku powinien składać się z nazwy pliku profilu. Przykładowo dla
pierwszego profilu na sekcji 421.444.19 nazwa odnośnika powinna wyglądać
następująco „42144419-p1”.
3.8. Schematy obiektów gazowniczych
a) Całościowy schemat geodezyjny w określonej skali dla wybranych obiektów
systemowych oraz miejsc charakterystycznych.
b) Obiekty, dla których należy tworzyć schematy to:
o stacja gazowa,
o tłocznia,
o punkt pomiarowy,
o zespół zaporowo – upustowy,
o węzeł gazowy,
o odwadniacz,
o zespół śluz tłoka,
c) Schemat przedstawia cały obszar obiektu. Należy je stworzyć na podstawie
branżowej mapy numerycznej (na podstawie której jest prowadzony w określonej
skali) oraz projektu powykonawczego.
d) Schemat powinien być opracowany z wykorzystaniem symboliki branżowej. W
przypadku braku jakiegokolwiek symbolu należy wykorzystać symbol armatury
gazowej (kropka + g) i za pomocą opisu słownego z wykorzystaniem odnośnika
wstawić opis danego elementu np. króciec do balonowania.
3.8.1.Nazewnictwo i format plików schematów
Nazwy plików reprezentujących schematy należy tworzyć według wzoru: aktualna
nazwa sekcji, na której znajduje się obiekt charakterystyczny, z suffixem „-sX”
symbolizującym schemat oraz kolejny numer dla danej sekcji. Przykładowo dla
drugiego schematu na sekcji 421.444.19 nazwa pliku powinna wyglądać
następująco „42144419-s2”. W przypadku wykorzystywania plików udostępnionych
przez Zamawiającego dla nowych elementów nazewnictwo powinno być
kontynuowane wykorzystując kolejny wolny numer porządkowy. Nazwy sekcji
powinny być zgodne z PUWG1965 lub 2000 odpowiednio dla każdej ze stref. Zasięg
stref PUWG 1965 określa instrukcja techniczna O1/O2.
3.8.2.Oznaczanie schematów na mapach
o Schematy należy oznaczać za pomocą odnośnika na mapach wykorzystując
właściwą warstwę V-Mapa.
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 14 z 24
Załącznik nr 4
o Tekst na odnośniku powinien składać się z nazwy pliku schematu. Przykładowo
dla drugiego schematu na sekcji 421.444.19 nazwa odnośnika powinna wyglądać
następująco „42144419-s2”.
3.9. Rastrowa mapa topograficzna
3.9.1.Wymagania ogólne dla topograficznych map rastrowych
3.9.1.1.
Dla systemu V-Mapa rastry wymagane są w przypadku braku lub
nieaktualności posiadanych opracowań u Użytkownika. Decyzję w tej
sprawie każdorazowo podejmuje Zamawiający w zależności od przedmiotu
opracowania.
3.9.1.2.
Zeskanowane arkusze map topograficznych, najnowszej edycji
(niezależnie od układu), pokrywające zasięg gazociągu w skali 1:10000 lub
1:25000. W przypadku gdy pozyskane mapy są w układzie innym niż 1965
lub 1992 Wykonawca musi zeskanować, skalibrować, przetransformować,
skleić i dociąć opracowanie do sekcji wg podziału sekcyjnego dla skali
1:10000 lub 1:25000 układu 1965 lub 1992.
3.9.1.3.
Skanowanie map źródłowych musi nastąpić z dokładnością min. 300
dpi, jednolitą dla całego opracowania.
3.9.1.4.
Kalibracja w oparciu o siatkę krzyży i/lub ramkę na min 16 punktów
dopasowania z odrzuceniem punktów o największych odchyłkach.
Wynikiem opracowania musi być również raport zawierający analizę
dokładności. Zeskanowany obraz musi podlegać „oczyszczeniu" i
przycięciu do wielkości obejmującej obszar arkusza (bez opisów poza
ramkowych).
3.9.1.5.
Pozostałe wymagania są zgodne z § 48 i § 49 ROZP. MINISTRA SPRAW
standardów technicznych wykonywania geodezyjnych pomiarów
sytuacyjnych i wysokościowych oraz opracowywania i przekazywania
wyników tych pomiarów do państwowego zasobu geodezyjnego i
kartograficznego (Dz.U. 2011. 263.1572).
o Głębia kolorów – 16 bit.
o Kompresja – LZW.
o Pliki typu untiled, bez piramid zobrazowania.
to jednolity ciąg cyfr. Nazwy sekcji powinny być zgodne z PUWG1965 lub 1992
techniczna O1/O2.
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 15 z 24
Załącznik nr 4
3.10.
Wektorowa mapa topograficzna
3.10.1. Warunki techniczne plików wektorowych
Wektorowa mapa topograficzna prowadzona jest w formie mapy branżowej,
która bazuje na przebiegu sieci gazowej z branżowej mapy numerycznej w części
wektorowej. Mając na uwadze jej tworzenie i aktualizację, jest samodzielnie
prowadzona przez Użytkownika systemu. Pliki wektorowe muszą spełniać warunki
techniczne określone dla systemu V-Mapa 3.5 w konfiguracji dla GAZ-SYSTEM S.A
użytkowanego w Spółce. Poszczególne elementy mapy topograficznej mogą
być tworzone wyłącznie z wykorzystaniem symboliki branżowej, mogą zostać
użyte w sposób fakultatywny i zawierać elementy dostępne dla Użytkownika.
3.10.2. Podział sekcyjny
Pliki wektorowe w formacie DGN prowadzone są w podziale sekcyjnym 25 000
i/lub 10 000 układu 1965 jednolitym dla całego Oddziału
3.10.3. Nazewnictwo sekcji
to jednolity ciąg cyfr. Nazwy sekcji powinny być zgodne z PUWG1965
techniczna O1/O2.
3.10.4. Rozwarstwienie i topologia mapy zasadniczej
Rozwarstwienie i topologia mapy zasadniczej musi być zgodne z wymaganiami
określonymi dla systemu V-Mapa 3.5 w konfiguracji dla GAZ-SYSTEM S.A
użytkowanego w Spółce.
3.11.
Wymiana danych z wykonawcami geodezyjnymi
Wykonawca realizując zlecenie otrzymuje od GAZ-SYSTEM S.A pliki źródłowe, które
podlegają modyfikacji. W przypadku, gdy dla obszaru opracowania brak jest plików
źródłowych Wykonawca zakłada je zgodnie z instrukcją systemu V-Mapa 3.5 w
konfiguracji dla GAZ-SYSTEM S.A. użytkowanego w Spółce.
4. Standard danych pomocniczych.
Jako dane pomocnicze należy rozumieć dodatkowe dane, związane bezpośrednio z
danymi geodezyjnymi, wykorzystywane w GAZ-SYSTEM S.A, takie jak:
o dokumentacja fotograficzna obiektów gazowych,
o wykazy współrzędnych,
o zestawienia tabelaryczne,
4.1. Dokumentacja fotograficzna
Dokumentację fotograficzną należy wykonać dla następujących obiektów:
o stacja gazowa,
o tłocznia,
o punkt pomiarowy,
o zespół zaporowo – upustowy,
o odwadniacz,
o przekroczenie/skrzyżowanie dla którego został wykonany profil podłużny,
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 16 z 24
Załącznik nr 4
o węzeł gazowy,
o SOK (stacja ochrony katodowej)
o kolizja – obiekty budowlane będące w granicach strefy odległości podstawowych,
zmniejszonych lub strefy kontrolowanej
Wykonane zdjęcia powinny przejrzyście odzwierciedlać rozmieszenie wszystkich
elementów wchodzących w skład obiektów systemowych i które jednocześnie
pozwolą na rozpoznanie zastosowanej armatury.
W przypadku wykonania zdjęć podczas realizacji prac w trakcie budowy, należy
również dołączyć zdjęcia po zakończeniu zadania.
Należy dołączyć dokumentację zdjęciową, która zostanie wykonana dla całego
obiektu, nawet w przypadku, gdy opracowaniu podlega jedynie jego fragment.
4.1.1.Wymagania techniczne zdjęć
Zdjęcia powinny charakteryzować się:
o Rozdzielczość: nie mniejsza niż 5 MPix (2592 x 1944),
o głębia kolorów: 24 bit,
o format zapisu: JPEG, kompresja na poziomie 85%.
o Zdjęcia powinny poosiadać georeferencję w układzie WGS84.
4.1.2.Liczebność i nazewnictwo
o Należy dołączyć minimum 3 zdjęcia dla każdego obiektu.
o Nazwy
plików zdjęć należy tworzyć wykorzystując
z dodanym sufiksem „-zX”, gdzie X – kolejny numer zdjęcia.
nazwę
obiektu
o Dla obiektów, dla których określenie nazwy jest utrudnione, nazwy plików zdjęć
należy tworzyć wykorzystując nazwę sekcji z dodanym sufiksem „-X-zY”, gdzie X –
kolejny numer obiektu na danej sekcji, Y – numer zdjęcia (np. 325143125-s2-z5).
o Dla kolizji nazwy plików zdjęć należy tworzyć wykorzystując nazwę sekcji z
dodanym sufiksem „-kX-zY”, gdzie X – kolejny numer obiektu na danej sekcji, Y –
numer zdjęcia (np. 325143125-k2-z5).
4.2. Wykazy współrzędnych
4.2.1.Należy sporządzić wykaz wszystkich pomierzonych z pomiaru bezpośredniego
elementów w układzie współrzędnych 1965, 2 000, WGS 84 w pliku txt.
4.2.2.Należy opracować wykaz współrzędnych GPS (WSG 84) umożliwiających m.in.
wprowadzenie danych do systemów nawigacyjnych obejmujący:
o
o
punkty załamania trasy gazociągu,
lokalizację układów/obiektów technologicznych (ZZU, ZP, SG, SP, SOK).
4.3. Zestawienia tabelaryczne
4.3.1.Wykonawca zobligowany jest do podania w zestawieniu tabelarycznym
długości gazociągu w podziale na obręby, gminy i powiaty w rozróżnieniu na
odległości zredukowane.
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 17 z 24
Załącznik nr 4
5. Standard danych geograficznych
Jako dane geograficzne należy rozumieć pozostałe dane przestrzenne o obiektach i
zjawiskach występujących na powierzchni Ziemi, wykorzystywane przez GAZ-SYSTEM S.A. W
szczególności:
o
Elementy Bazy Danych Obiektów Topograficznej (BDOT10k),
o
Elementy Bazy Danych Obiektów Ogólnogeograficznych (BDOO),
o
Ortofotomapy,
o
Rastrowe mapy topograficzne,
o
Pozostałe dane przestrzenne GIS.
5.1. Elementy Bazy Danych Obiektów Topograficznej (BDOT10k)
Zasób BDOT10k w GAZ-SYSTEM S.A. pełni rolę danych przestrzennych drugiego poziomu
prezentacji.
5.1.1.Wymagania ogólne dla BDOT10k
o Dane gromadzone w ciągłej bazie danych - brak podziału sekcyjnego danych.
o Poziom topograficzny składa się z komponentu TOPO.
o Dane powinny pochodzić z komponentu TOPO BDOT10k lub równoważne.
o Standardowe dane topograficzne (TOPO BDOT10k) powinny charakteryzować
się brakiem
mapowych.
redakcji
kartograficznej
-
rzeczywista
lokalizacja
obiektów
o Układ odniesień przestrzennych: 1992.
o Układ odniesień wysokości: Kronsztadt.
o Format danych: ESRI SHP
o W przypadku braku pokrycia danego obszaru mapami wektorowymi BDOT10k
należy pozyskać najnowsze dostępne dla danego obszaru mapy topograficzne
w skali 1:10000. Przekazaniu podlegają wówczas skalibrowane obrazy rastrowe
wraz z zakupionymi wersjami papierowymi.
5.1.2.Rozwarstwienie BDOT10k
Szczegółowy zakres informacyjny określa Rozporządzenie Ministra Spraw
Wewnętrznych i Administracji z dnia 17 listopada 2011 r. w sprawie bazy danych
obiektów topograficznych oraz bazy danych obiektów ogólnogeograficznych, a
także standardowych opracowań kartograficznych
5.2. Elementy Bazy Danych Obiektów Ogólnogeograficznych (BDOO)
Baza Danych Ogólnogeograficznych pełni funkcje mapy przeglądowej, obrazującej
znaczne obszary działania GAZ-SYSTEM S.A.
5.2.1.Wymagania ogólne dla BDOO
o Dane gromadzone w ciągłej bazie danych - brak podziału sekcyjnego danych.
o Dane powinny pochodzić z Bazy Danych Obiektów Ogólnogeograficznych lub
równoważnej.
o Układ odniesień przestrzennych: 1992.
o Układ odniesień wysokości: Kronsztadt.
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 18 z 24
Załącznik nr 4
o Format danych: ESRI SHP
5.2.2.Rozwarstwienie BDOO
Szczegółowy zakres informacyjny określa Rozporządzenie Ministra Spraw
Wewnętrznych i Administracji z dnia 17 listopada 2011 r. w sprawie bazy danych
obiektów topograficznych oraz bazy danych obiektów ogólnogeograficznych, a
także standardowych opracowań kartograficznych Elementy branżowe mapy
przeglądowej powinny być utworzone na podstawie danych mapy zasadniczej z
dokonaniem niezbędnej redakcji kartograficznej.
5.3. Ortofotomapy
Ortofotomapy są uzupełnieniem drugiego poziomu prezentacji danych przestrzennych.
5.3.1.Wymagania ogólne na Ortofotomapy
o Pas opracowania – min. 100 m na każdą ze stron od osi gazociągu.
o Dla obiektów powierzchniowych (Tłocznie, Stacje Gazowe, itp.) – min. 100 m
poza ich granice.
o Zdjęcia powinny charakteryzować się brakiem chmur i ich cieni na obrazie.
o Rozdzielczość ortofotomapy: pixel < 10 cm.
o Średni błąd położenia pixela na ortofotomapie nie większy niż 3 x wielkość
pixela.
5.3.2.Pliki graficzne ortofotomapy
o Format GeoTIFF z właściwą georeferencją.
o Głębia koloru – 24 bit (RGB – pojedynczy kanał 8 bit).
o Pliki typu untiled, nie powinny zawierać piramid zobrazowania.
5.3.3.Podział sekcyjny i odwzorowanie
o Pliki graficzne ortofotomapy w podziale sekcyjnym skali 1:2000
o Układ współrzędnych PUWG 2000, pas zgodny z obowiązującym dla danego
terenu.
to jednolity ciąg cyfr.
5.4. Rastrowe mapy topograficznej
Rastrowe mapy topograficzne w systemie paszportyzacji są uzupełnieniem TBD
w przypadku braku dostępności danych wektorowych na danym obszarze.
5.4.1.Wymagania ogólne dla topograficznych map rastrowych
o Zeskanowane arkusze map topograficznych, najnowszej edycji (niezależnie od
układu), pokrywające zasięg gazociągu w skali 1:10000 lub 1:25000. W
przypadku gdy pozyskane mapy są w układzie innym niż 1942, 1965 lub 1992
Wykonawca musi zeskanować, skalibrować, przetransformować, skleić i dociąć
opracowanie do sekcji wg podziału sekcyjnego dla skali 1:10000 lub 1:25000
układu 1942, 1965 lub 1992.
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 19 z 24
Załącznik nr 4
o Skanowanie map źródłowych musi nastąpić z dokładnością min. 300 dpi,
jednolitą dla całego opracowania.
o Kalibracja w oparciu o siatkę krzyży i/lub ramkę na min 16 punktów
dopasowania z odrzuceniem punktów o największych odchyłkach. Wynikiem
opracowania musi być również raport zawierający analizę dokładności.
Zeskanowany obraz musi podlegać „oczyszczeniu" i przycięciu do wielkości
obejmującej obszar arkusza (bez opisów poza ramkowych).
o Pozostałe wymagania powinny być zgodne z § 48 i § 49 ROZP. MINISTRA SPRAW
standardów technicznych wykonywania geodezyjnych pomiarów sytuacyjnych
i wysokościowych oraz opracowywania i przekazywania wyników tych
pomiarów do państwowego zasobu geodezyjnego i kartograficznego.
o Głębia kolorów – 24bit.
o Pliki typu untiled, bez piramid zobrazowania.
to jednolity ciąg cyfr.
5.5. Pozostałe dane przestrzenne GIS
Wszystkie pozostałe dane przestrzenne GIS w GAZ-SYSTEM S.A. powinny być
gromadzone w formacie ESRI SHP. Szczegółowe wymagania techniczne odnośnie
warstw innych niż opisane w tym dokumencie powinny być określone każdorazowo w
specyfikacji przetargowej.
6. Zasób danych przestrzennych w GAZ-SYSTEM S.A.
Zasób danych przestrzennych w GAZ-SYSTEM S.A. prowadzony jest w Systemie Paszportyzacji.
Dane geodezyjne obsługiwane są przez system V-Mapa 3.5 w konfiguracji dla GAZ-SYSTEM
S.A. użytkowany w Spółce. Dane geograficzne obsługuje System Ewista GIS.
System V-Mapa 3.5 w konfiguracji dla GAZ-SYSTEM S.A. użytkowany w Spółce jest źródłem
danych przestrzennych dla systemu Ewista GIS.
6.1. System V-Mapa
6.1.1.Baza danych systemu V-Mapa
Baza danych mapowych w systemie V-Mapa 3.5 w konfiguracji dla GAZ-SYSTEM
S.A. użytkowanej w Spółce prowadzona jest w Centrali Spółki, jako baza globalna
zawierająca cały zasób mapowy GAZ-SYSTEM S.A. oraz w poszczególnych
Oddziałach, jako bazy Oddziałowe. Stan bazy centralnej i lokalnej powinien być
zgodny.
6.1.2.Weryfikacja wpływających danych
Dane wpływające od Wykonawców podlegają obowiązkowej kontroli. Kontroli
wektorowych plików cyfrowych należy dokonać przy użyciu mechanizmów
kontrolnych wbudowanych w aplikację V-Mapa 3.5 w konfiguracji dla GAZ-SYSTEM
S.A. użytkowanej w Spółce. Wynik kontroli musi być pozytywny. W przypadku
stwierdzenia w raporcie kontroli błędów, uwag lub nieprawidłowości zasób taki
należy zwrócić Wykonawcy w celu jego poprawy.
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 20 z 24
Załącznik nr 4
6.1.3.Aktualizacja bazy danych V-Mapa
Wgranie nowego zasobu do bazy danych mapowych systemu V-Mapa 3.5 w
konfiguracji dla GAZ-SYSTEM S.A. użytkowanej w Spółce może nastąpić tylko, gdy
wynik kontroli wgrywanych plików jest bez uwag. Zaleca się, aby aktualizacja
zasobu centralnego jak i lokalnego odbyła się w niewielkich odstępach czasu.
6.2. System Ewista GIS
6.2.1.Baza danych mapowych systemu Ewista GIS
Baza danych mapowych w systemie EwistaGIS prowadzona jest z wykorzystaniem
narzędzi firmy ESRI. Dane geodezyjne wprowadzane do systemu pochodzą z
systemu V-Mapa 3.5 w konfiguracji dla GAZ-SYSTEM S.A. użytkowanej w Spółce.
Dane te (w szczególności dane wektorowe) przed wprowadzeniem muszą być
odpowiednio zmodyfikowane. Dane geograficzne wprowadzane do systemu
pochodzą od firm zewnętrznych.
6.2.2.Weryfikacja wpływających danych
Dane wczytywane do systemu podlegają obowiązkowej kontroli. Importując dane
należy w opcjach importu ustawić opcje kontroli. W przypadku, gdy w raporcie z
wstępnej kontroli pojawią się błędy importu właściwego nie należy dokonywać do
czasu wyjaśnienia wszystkich wątpliwości związanych z importowanym zasobem.
6.2.3.Aktualizacja bazy danych Ewista GIS
Wprowadzenie nowego zasobu może nastąpić tylko wtedy, gdy kontrole nie będą
wykazywać błędów.
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 21 z 24
Załącznik nr 4
7. Przyjęcie danych do zasobów GAZ-SYSTEM S.A.
7.1. W wyniku prowadzenia prac inwestycyjnych/modernizacyjnych/remontowych albo
aktualizacji danych geodezyjnych Wykonawca przekazuje następujące materiały:
7.1.1.Pliki mapy numerycznej w formacie *.dgn V8 zgodnym z aplikacją V-Mapa 3.5 w
konfiguracji dla GAZ-SYSTEM S.A. użytkowanej w Spółce na platformie Bentley w
podziale arkuszy w skali 1:2000 układu 1965 lub 2000 w zależności w jakim
układzie prowadzony jest zasób w danym Oddziale z symboliką elementów w
skali 1:500.
7.1.2.Pliki całościowe mapy numerycznej, bez podziału na arkusze w formacie DGN
V8, zgodne z aplikacją V-Mapa 3.5 w konfiguracji dla GAZ-SYSTEM S.A.
użytkowanej w Spółce, we właściwych strefach odwzorowawczych (zgodnych z
obowiązującymi na danym obszarze).
7.1.3.Pliki rastrowe mapy zasadniczej (jeżeli zostały pozyskane lub wytworzone) w
podziale arkuszy dla skali 1:2000 (bez opisów pozaramkowych, w przypadku map
w innych skalach należy je scalić do skali 1:2000). Format GeoTIFF z ustaloną
georeferencją. Układ współrzędnych 1965 lub 2000 w zależności w jakim układzie
prowadzony jest zasób w danym Oddziale.
7.1.4.Pliki rastrowe mapy topograficznej w podziale arkuszy w skali 1:25000 lub 1:10000
układu 1965 lub 1992 (bez opisów pozaramkowych). Format GeoTIFF z ustaloną
georeferencją. Decyzja w sprawie skali i układu odniesienia zostanie uzgodniona
z Zamawiającym przy realizacji przedmiotu opracowania.
7.1.5.Szczegółowe szkice gazowniczych urządzeń technicznych w formie numerycznej
– schematy wraz z wydrukami.
7.1.6.Profile podłużne w formie numerycznej wraz z wydrukiem.
7.1.7.Czytelne kopie geodezyjnych szkiców pomiarowych w formie papierowej
zawierające wszystkie pomierzone elementy wraz z numerami pikiet. Szkice
musza być opisane numerem sekcji mapy w skali, jakiej dostarczona jest mapa z
ODGiK, zawierać nr KERG, oznaczenie kierunku północy, nazwę obrębu i gminy.
7.1.8.Zdjęcia urządzeń gazowniczych w formie numerycznej – pliki formatu *.jpg.
7.1.9.Cztery egzemplarze map z ODGiK (4 egzemplarze, w tym 1 egzemplarz w
podziale sekcyjnym – format A1). Zaklauzulowane odbitki mapy zasadniczej po
wykonaniu pomiaru w terenie. Wielkość przekazywanych materiałów nie
powinna przekraczać rozmiaru A1. W przypadku, gdy ODGiK wydaje mapę
kolorową należy dodatkowo dołączyć także wersję czarno-białą (dotyczy
wszystkich 4 egzemplarzy mapy). Należy dołączyć mapę przeglądową tych
arkuszy z narzuconym podziałem sekcyjnym 1:2000 w ukł. 1965 i 2000.
7.1.10. Wykazy współrzędnych w układzie 1965, 2000 i WGS-84 w pliku txt, tak jak w pkt
7.2 niniejszego paragrafu.
7.1.11. Papierowe arkusze mapy topograficznej, z której wykonywane były skany, w
jednym egzemplarzu.
7.1.12. Wydruk w skali 1:500 branżowej mapy hybrydowej przekazanej w formie plików
z zaznaczeniem elementów pomierzonych w postaci sekcyjnej lub map
trasowych z przebiegiem sieci gazowej.
7.1.13. Zestawienia tabelaryczne długości gazociągu w podziale na obręby, gminy
i powiaty w rozróżnieniu na odległości zredukowane.
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 22 z 24
Załącznik nr 4
7.1.14. Przekazywane materiały ww. plikach należy nagrać na cyfrowy nośnik danych
(CD-ROM lub DVD, itp.) i dołączyć do dokumentacji w dwóch egzemplarzach.
7.2. Wszystkie powyższe materiały wykonane dla Zamawiającego mają zostać
przekazane w formie operatu zawierającego kompletne materiały, nie dopuszcza się
sytuacji, w której część danych jest przekazana osobno np. łącznie z techniczną
dokumentacją powykonawczą. Ponadto wymagane jest, aby opracowanie będące
przedmiotem przekazania do Działu Technicznego było zweryfikowane i
potwierdzone przez osobę ze strony Zamawiającego bezpośrednio nadzorującą
wykonanie danego zadania w terenie.
7.3. W wyniku aktualizacji danych geograficznych Wykonawca przekazuje następujące
materiały:
7.3.1.Pliki całościowe mapy numerycznej, bez podziału na arkusze w formacie SHP.
7.3.2.Przekazywane materiały ww. plikach należy nagrać na cyfrowy nośnik danych
(CD-ROM lub DVD, itp.) i dołączyć do dokumentacji w dwóch egzemplarzach.
Na przekazywanych nośnikach danych oprócz plików, które podlegały
opracowaniu, należy także przekazać pliki w odrębnym katalogu pod nazwą np.
otrzymane opracowanie, w nim to powinny znajdować się pliki, które
udostępnione zostały do kartowania – stan przed zrealizowaniem
przedmiotowego zadania.
8. Aktualność danych.
8.1. Weryfikacja i ocena aktualności danych
Weryfikację i ocenę aktualności map należy dokonywać podczas normalnego
użytkowania zasobu. W przypadku stwierdzenia dużych rozbieżności w treści zasobu w
stosunku do stanu faktycznego (spowodowane np. szybką urbanizacją danego
obszaru) Oddział powinien podjąć stosowne działania zmierzające do zaktualizowania
zasobu na danym obszarze.
8.2. Aktualizacja danych geodezyjnych
8.2.1.Aktualizacja posiadanego zasobu danych powinna następować każdorazowo
podczas:
o inwentaryzacji
powykonawczych
obiektów gazowniczych,
nowobudowanych
lub
remontowanych
o inwentaryzacji
powykonawczych obiektów budowlanych sytuowanych w
sąsiedztwie gazociągów wysokiego ciśnienia,
8.2.2.Dostarczenie rastrowej mapy topograficznej nie będzie zawsze obligatoryjne
podczas prac aktualizacyjnych danych geodezyjnych. W ramach zlecenia
dopuszczalne jest fakultatywne wymaganie map topograficznych, jeśli
opracowanie dotyczy nowych obszarów lub istniejące dane są nieaktualne.
Decyzja należeć będzie do osoby odpowiedzialnej za zamówienie.
Uwaga. Wymóg dotyczy wyłącznie topograficznych map rastrowych. Mapy
wektorowe topograficzne będą tworzone samodzielnie na bazie danych map
zasadniczych.
8.2.3.Zalecany wiek zasobu geodezyjnego ustala się następująco:
o Mapy zasadnicze – do 10 lat
o Mapy Topograficzne – do 15 lat
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 23 z 24
Załącznik nr 4
o Mapy przeglądowe – do 25 lat.
8.2.4.W uzasadnionych przypadkach aktualizacji poszczególnych fragmentów map
podyktowanej np. dużymi zmianami w zagospodarowaniu przestrzennym należy
dokonywać odpowiednio wcześniej.
8.3. Aktualizacja danych geograficznych
Aktualizacja posiadanego zasobu danych powinna następować w uzasadnionych
przypadkach np. dużymi zmianami w zagospodarowaniu przestrzennym lub pojawieniem
się na rynku nowych opracowań.
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 24 z 24
Załącznik nr 5
Zasady
projektowania skrzyżowań gazociągów przesyłowych z przeszkodami terenowymi
Załącznik nr 5
Zasady projektowania skrzyżowań gazociągów przesyłowych z przeszkodami terenowymi
Spis treści
Spis treści
1. Wymagania ogólne. ..................................................................................................................... 3
2. Skrzyżowania gazociągu z przeszkodami terenowymi ........................................................... 7
3. Ochrona przeciwkorozyjna przewodowego układu rurowego ......................................... 15
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 2 z 18
Załącznik nr 5
1.1.
Przewodowy układ rurowy
1.1.1. Przewodowy układ rurowy należy instalować na skrzyżowaniu gazociągu
z drogą krajową, wojewódzką, powiatową lub gminną, linią kolejową,
kanalizacją sanitarną i ciepłowniczą, kanalizacją kablową, linią
elektroenergetyczną napowietrzną o napięciu powyżej 15 kV, ciekiem
wodnym za wyjątkiem rowu melioracyjnego.
1.1.2. Naprężenia zredukowane w ściance przewodowego układu rurowego
w warunkach statycznych, wywołane maksymalnym ciśnieniem roboczym
(MOP), nie powinny przekraczać iloczynu minimalnej wartości granicy
plastyczności
Rt0,5
i współczynnika projektowego 0,4, niezależnie od klasy lokalizacji terenu,
przez który przebiega gazociąg.
1.1.3. Na skrzyżowaniu gazociągu z przeszkodą terenową niewymienioną w
punkcie 1.1.1, naprężenia zredukowane w ściance budowanego i
przebudowywanego gazociągu w warunkach statycznych, wywołane
maksymalnym ciśnieniem roboczym (MOP), nie powinny przekraczać
iloczynu minimalnej wartości granicy plastyczności Rt0,5 i wartości
współczynnika projektowego wymaganego dla klasy lokalizacji terenu,
przez który przebiega gazociąg.
1.1.4. Wszystkie połączenia spawane budowanego przewodowego układu
rurowego należy wykonywać zgodnie z Wytycznymi PW-WI-W05 oraz
Instrukcją PE-DY-I02 załącznik nr 1.
1.1.5. Rury stalowe stosowane do budowy przewodowego układu rurowego
należy zabezpieczyć przeciwkorozyjnie zgodnie z Wytycznymi PW-WI-W01
oraz Instrukcją PE-DY-I02 załącznik nr 1 i 3.
1.1.6. Ochronę przed korozją połączeń spawanych przewodowego układu
rurowego oraz naprawy powłok należy wykonywać zgodnie z Instrukcją
PE-DY-I02 załącznik nr 3.
1.1.7. Jeżeli przewodowy układ rurowy jest wbudowany w gazociąg
zabezpieczony przeciwkorozyjnie systemem ochrony katodowej, to
powinien spełniać wymagania określone w punkcie 3.
1.1.8. Przewodowy układ rurowy powinien być:
 poddany ciśnieniowej próbie wytrzymałości i szczelności,
 poddany badaniom szczelności (porowatości) zewnętrznej powłoki
izolacyjnej zgodnie z Wytycznymi PW-WI-W01oraz Instrukcją PE-DY-I02
załącznik nr 1 oraz obowiązującymi przepisami,
 ułożony na odpowiednio rozstawionych podporach w odległości
takiej, aby jego ciężar i ciężar wody użytej do prób ciśnieniowych nie
wywoływał
w ściankach naprężeń większych niż dopuszczalne.
Wszelkie stwierdzone wady powinny być naprawione, a niezgodności
usunięte.
1.1.9.
Wydanie 1 Wersja 1
Zewnętrzną izolację przewodowego układu rurowego układanego
metodą przecisku bezpośredniego/HDD należy zabezpieczyć za pomocą
Strona 3 z 18
Załącznik nr 5
otuliny
betonowej
lub
laminatu
epoksydowo-szklanego
przed
powstawaniem mechanicznych uszkodzeń powłoki. Ze względu na
skuteczność zabezpieczenia, zaleca się stosowanie otuliny betonowej.
1.2.
Rury osłonowe
1.2.1. Rury osłonowe należy stosować na skrzyżowaniach gazociągu z linią kolejową,
drogą krajową, kanalizacją ciepłowniczą oraz gdy instalowanie rur osłonowych
wynika z obowiązujących przepisów, względów technicznych lub innych
uzasadnionych przyczyn. Sposób instalowania rury osłonowej powinien określić
projektant skrzyżowania w uzgodnieniu z operatorem.
1.2.2. Dopuszcza się instalowanie rury osłonowej na gazociągu krzyżującym się
z inną przeszkodą niż wymienione w 1.2.1, jeżeli wymóg instalowania rury
osłonowej wynika z warunków technicznych określonych przez właściciela lub
zarządcę przeszkody.
1.2.3. Jeżeli przy budowie skrzyżowania gazociągu z przeszkodą niewymienioną
w 1.2.1 istnieje potrzeba instalowania, np. ze względów bezpieczeństwa rury
osłonowej, to zaleca się jej instalowanie na obcej infrastrukturze.
1.2.4. Na gazociągu mogą być stosowane następujące typy rur osłonowych:
a) rury osłonowe blokujące prąd ochrony katodowej:
 rury stalowe z powłoką ochronną przed korozją,

rury z tworzyw sztucznych.
b) rury osłonowe przepuszczające prąd ochrony katodowej:
 rury stalowe bez powłoki ochronnej przed korozją,

rury stalowe o niskiej jakości powłoki.
Rodzaj powłoki ochronnej rury osłonowej powinien określić projektant
skrzyżowania dopasowując ją do warunków środowiskowych. W zależności od
zastosowanego typu rur osłonowych, do ochrony przed korozją przewodowego
układu rurowego należy zastosować właściwą ochronę wg tablicy 4.
UWAGA - Powłoki malarskie stosuje się wyłącznie na konstrukcje nadziemne
pomocnicze i wsporcze rury osłonowej, np. kolumny wentylacyjne i podpory,
jeżeli nie są pokryte powłokami organicznymi.
1.2.5.
Rury osłonowe powinny być projektowane tak, aby:
 wytrzymały możliwe do przewidzenia obciążenia zewnętrzne,
 montaż przewodowego układu rurowego był możliwie prosty technicznie,
 były liniowo prostym odcinkiem,
 mogła być zapewniona ochrona katodowa przewodowego układu
rurowego,
 nie zaistniała możliwość galwanicznego połączenia (zwarcia) metalowej rury
osłonowej z przewodowym układem rurowym,
 przewodowy układ rurowy na długości rury osłonowej był zaopatrzony
w wystarczającą liczbę pierścieni dystansowych zapewniających
współosiowość rur; pierścienie dystansowe powinny być rozmieszczone
w regularnych odstępach, a ich parametry obliczone na podstawie ciężaru
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 4 z 18
Załącznik nr 5
1.3.
1.4.
rury napełnionej wodą oraz na podstawie dodatkowych sił poprzecznych
spowodowanych osiadaniem konstrukcji na jej krańcach w miejscu przejścia
między rurą osłonową a gruntem; na końcach rury osłonowej powinny być
zamontowane podwójne pierścienie; pierścienie dystansowe nie powinny
mieć elementów konstrukcyjnych w postaci taśm stalowych, które mogłyby
doprowadzić do zwarcia przewodowego układu rurowego z rurą osłonową,
 przestrzeń pomiędzy przewodowym układem rurowym a rurą osłonową była
uszczelniona za pomocą manszety odpornej na działanie wody lub płynów
żrących, a także uszkodzeń przez faunę i florę; manszeta powinna być
wykonana z materiału:
a) termokurczliwego; materiał ten powinien charakteryzować się wysoką
wytrzymałością mechaniczną klasy C, maksymalną stałą temperaturą
roboczą klasy 50 oraz nadawać się do nakładania w przewidzianych
warunkach temperatury – klasy L lub klasy VL - zależnie od warunków
środowiskowych w miejscu nakładania powłoki i powinna być zgodna
z Instrukcją PE-DY-I02 załącznik nr 3.
b) innego rodzaju, pod warunkiem, że materiał ten jest dopuszczony do
stosowania w gazownictwie.
1.2.6. Minimalną grubość ścianki rury osłonowej powinien ustalić projektant
skrzyżowania, biorąc pod uwagę między innymi rodzaj materiału, z którego jest
wykonana rura, przewidywane zewnętrzne obciążenie, agresywność środowiska
i zastosowane zabezpieczenia.
1.2.7. Przestrzeń między przewodowym układem rurowym a rurą osłonową powinna
pozostać bez wypełnienia. Dopuszcza się wypełnianie przestrzeni wewnątrz rury
osłonowej specjalną masą izolacyjną, jeżeli jest to niezbędne w celu
zapewnienia skutecznej ochrony przeciwkorozyjnej odcinka gazociągu
umieszczonego w tej rurze.
1.2.8. Na rurze osłonowej w uzasadnionych przypadkach dopuszcza się instalowanie
kolumn wentylacyjnych.
Kąt skrzyżowania
1.3.1. Zaleca się, aby kąt skrzyżowania gazociągu z przeszkodą terenową był
maksymalnie zbliżony do kąta 90°. W przypadku zastosowania na gazociągu
rury osłonowej, kąt skrzyżowania gazociągu z przeszkodą terenową nie powinien
być mniejszy niż 60°.
1.3.2. Jeżeli gazociąg nie jest zabezpieczony rurą osłonową, kąt skrzyżowania
gazociągu z przeszkodą terenową nie powinien być mniejszy niż 15°.
Oznakowanie skrzyżowania
1.4.1. Oznakowanie skrzyżowania z przeszkodą lądową
1.4.1.1.
Każde skrzyżowanie powinno być oznakowane za pomocą elementów
oznakowania trasy gazociągu.
1.4.1.2.
Do oznakowania skrzyżowania gazociągu z przeszkodą terenową należy
stosować standardowe elementy oznakowania gazociągów, takie jak
słupki oznaczeniowe, tablice orientacyjne i taśmy lub siatki ostrzegające.
W celu łatwiejszej identyfikacji gazociągów, zwłaszcza na obszarach
o dużym ich zagęszczeniu, na słupkach oznaczeniowych zaleca się
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 5 z 18
Załącznik nr 5
1.4.1.3.
1.4.1.4.
stosowanie barwnego kodu paskowego informującego o wartości
maksymalnego ciśnienia roboczego (MOP) danego gazociągu.
Zaleca się, aby na skrzyżowaniu, oprócz gazociągu, oznakowaniu
podlegała również inna infrastruktura liniowa krzyżująca się z
gazociągiem. Do jej oznakowania można stosować znaczniki
elektromagnetyczne lub tablice informacyjne umieszczane na słupkach
oznaczeniowych.
Znaczniki elektromagnetyczne, w zależności od rodzaju przeszkody
terenowej krzyżującej się z gazociągiem, powinny mieć odpowiedni kolor
i mieć wbudowany układ wzbudzania o częstotliwości podanej w tablicy
1.
Tablica 1 - Kolory znaczników elektromagnetycznych i odpowiadające im częstotliwości
wzbudzania w zależności od rodzaju przeszkody terenowej
Częstotliwość
Rodzaj przeszkody
Kolor znacznika
terenowej
[w kHz]
TV kablowa
czarny
77,0
Gazociąg
żółty
83,0
Telekomunikacja
pomarańczowy
101,4
Kanalizacja sanitarna
i deszczowa
brązowy
122,5
Wodociągi
niebieski
145,7
Energetyka cieplna
czerwony
169,8
Znaczniki elektromagnetyczne należy montować zgodnie z instrukcją producenta.
1.4.1.5.
Tablice informacyjne, o których mowa w 1.4.1.3. stosowane do
oznakowania infrastruktury liniowej krzyżującej się z gazociągiem powinny
mieć
wymiary
i konstrukcję podobną do tablic orientacyjnych stosowanych do
oznakowania gazociągu. Na tablicach tych zaleca się zamieszczenie
informacji, między innymi dotyczącej rodzaju krzyżującej się infrastruktury,
głębokości jej ułożenia oraz kierunku przebiegu.
1.4.1.6.
Elementy stosowane do oznakowania skrzyżowania powinny być trwałe
i wykazywać się dużą odpornością na niszczące oddziaływanie
środowiska.
1.4.2. Oznakowanie skrzyżowania z ciekiem wodnym
1.4.2.1.
Miejsce skrzyżowania gazociągu z ciekiem wodnym należy oznakować za
pomocą słupków oznaczeniowych.
1.4.2.2.
W miejscu skrzyżowania gazociągu z żeglownym szlakiem wodnym należy
na każdym brzegu, w odległości nie większej niż 50 m od osi gazociągu
w górę i w dół szlaku wodnego, ustawić dobrze widoczne ze środka toru
wodnego następujące znaki:

zakaz kotwiczenia i wleczenia kotwicy, w przypadku skrzyżowania
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 6 z 18
Załącznik nr 5
podwodnego,

zakaz postoju, w przypadku skrzyżowania nadwodnego.
2. Skrzyżowania gazociągu z przeszkodami terenowymi.
2.1.
Postanowienia ogólne
2.1.1. Skrzyżowania gazociągów z przeszkodami terenowymi należy projektować,
budować, przebudowywać zgodnie z obowiązującymi przepisami oraz
postanowieniami niniejszych Zasad.
2.1.2. Na skrzyżowaniu gazociągu z przeszkodą terenową, rury osłonowe na
gazociągu należy stosować tylko w przypadkach określonych w punkcie 1.2
niniejszych Zasad.
2.2.
Skrzyżowanie gazociągu z drogą
Projekty skrzyżowania gazociągu z drogą należy uzgodnić z właściwym zarządcą
drogi.
2.2.1. Postanowienia ogólne
2.2.1.1.
Umieszczenie gazociągu w pasie drogowym nie może naruszać
elementów technicznych drogi (nie może zmniejszać stateczności
i nośności podłoża oraz nawierzchni drogi, naruszać urządzeń
odwadniających i innych podziemnych urządzeń drogi) oraz nie może
przyczyniać się do czasowego lub trwałego zagrożenia bezpieczeństwa
ruchu lub zmniejszenia zdatności użytkowej drogi.
2.2.1.2.
Minimalny kąt skrzyżowania gazociągu z drogą gminną powinien wynosić
30°. Minimalny kąt skrzyżowania gazociągu z drogami wyższej kategorii niż
droga gminna powinien wynosić 60°..Zaleca się, aby kąt skrzyżowania
gazociągu z każdą drogą był zbliżonego do kąta 90°.
2.2.1.3.
Przy przekraczaniu nowobudowaną drogą istniejącego gazociągu,
wymagane jest uzgodnienie z operatorem gazociągu warunków
technicznych budowy skrzyżowania.
2.2.1.4.
Na skrzyżowaniu gazociągu z drogą krajową zgodnie z obowiązującymi
przepisami należy stosować rurę osłonową. Na skrzyżowaniu gazociągu
z drogą niższej kategorii (droga wojewódzka, powiatowa lub gminna)
należy stosować przewodowy układ rurowy bez instalowania rury
osłonowej. Zaleca się unikanie stosowania rur osłonowych i zastąpienie ich
rozwiązaniami technicznymi gwarantującymi identyczne lub lepsze
parametry jakościowe. Tam, gdzie konieczność zastosowania rury
osłonowej wynika z obowiązujących przepisów, zaleca się uzyskanie
odstępstwa od obowiązku stosowania rury osłonowej.
2.2.2. Skrzyżowanie gazociągu podziemnego
2.2.2.1.
Na skrzyżowaniu gazociągu podziemnego z drogą:
 odległość pozioma końca przewodowego układu rurowego lub
końca rury osłonowej od granicy krawędzi jezdni, mierzona
prostopadle do osi jezdni, powinna być nie mniejsza niż 10 m lub do
granicy pasa drogowego,
 odległość pionowa mierzona od górnej powierzchni przewodowego
układu rurowego lub rury osłonowej do powierzchni jezdni powinna
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 7 z 18
Załącznik nr 5
wynosić nie mniej niż 1,0 m, od dolnej warstwy umocnienia drogi nie
mniej niż 0,5 m i nie mniej niż 0,5 m od dna rowu odwadniającego
drogę,
 pomiędzy gazociągiem a dnem rowu odwadniającego należy ułożyć
taśmę ostrzegającą,
 lokalizacja przewodowego układu rurowego lub rury osłonowej nie
powinna przekraczać granicy pasa drogowego.
2.2.2.2.
W uzasadnionych przypadkach, dopuszcza się mniejszą odległość
pionową niż podano w 2.2.2.1, pod warunkiem, że zmniejszona
odległość została uzgodniona między operatorem gazociągu a
zarządcą drogi.
2.2.2.3.
Na skrzyżowaniu istniejącego gazociągu z drogą o znaczeniu lokalnym
dopuszcza się, aby współczynnik projektowy gazociągu był większy niż
0,4 pod warunkiem, że gazociąg jest posadowiony na głębokości nie
mniejszej niż 1,2 m. Na skrzyżowaniu gazociągu z drogą lokalną zaleca
się stosowanie dodatkowych osłon zgodnie z 2.2.2.4. Miejsce
skrzyżowania należy oznakować taśmą ostrzegającą.
2.2.2.4.
Skrzyżowanie istniejącego gazociągu z budowaną lub modernizowaną
drogą, dla której nie wymaga się zastosowania rur osłonowych, można
zabezpieczyć za pomocą zbrojonych przegród (płyt) betonowych
ułożonych nad gazociągiem, których wymiary powinny wynosić:

poza skrajnię jezdni po 0,5 m na stronę,

poza oś przewodowego układu rurowego lub gazociągu po 1,5 m
na stronę.
W przypadku skrzyżowania z drogą w jednym miejscu, więcej niż jednego
gazociągu, wyznaczenie wymaganych odległości powinno być odniesione do
skrajnych gazociągów. Głębokość ułożenia przegrody powinna wynosić co
najmniej 0,5 m od gazociągu licząc od jego górnej ścianki i co najmniej 0,2 m od
dna rowu odwadniającego.
2.2.3. Skrzyżowanie gazociągu nadziemnego
W wyjątkowych przypadkach, jeżeli nie ma możliwości podziemnego przejścia
gazociągu pod drogą, dopuszcza się nadziemne przejście gazociągu.
2.3.
Skrzyżowanie gazociągu z linią kolejową
2.3.1. Postanowienia ogólne.
2.3.1.1.
Skrzyżowania gazociągu z linią kolejową powinny spełniać warunki
techniczne określone w odpowiednich/stosownych przepisach.
2.3.1.2.
Kąt skrzyżowania gazociągu z linią kolejową powinien wynosić od 60 ° do
90°, z zaleceniem stosowania kąta najbardziej zbliżonego do 90 °.
2.3.1.3.
Odcinek gazociągu krzyżujący się z linią kolejową należy układać zgodnie
z obowiązującymi przepisami w rurze osłonowej. Zaleca się unikanie
stosowania rur osłonowych i zastąpienie ich rozwiązaniami technicznymi
gwarantującymi identyczne lub lepsze parametry jakościowe. Tam, gdzie
konieczność zastosowania rury osłonowej wynika z obowiązujących
przepisów, zaleca się uzyskanie odstępstwa od obowiązku stosowania rury
osłonowej.
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 8 z 18
Załącznik nr 5
2.3.2. Wymagania szczegółowe.
2.3.2.1.
Odległość pozioma końca rury osłonowej przewodowego układu
rurowego do zewnętrznej szyny, mierzona prostopadle do osi toru powinna
być nie mniejsza niż 10 m. Dla torów ułożonych na nasypie lub w wykopie,
odległość wyprowadzenia końca rury osłonowej należy uzgodnić
z właściwym terenowo zarządcą infrastruktury kolejowej.
2.3.2.2.
Na skrzyżowaniu gazociągu z torami linii kolejowej, odległość pionowa
mierzona od górnej powierzchni przewodowego układu rurowego, rury
osłonowej lub przepustu do główki szyny torów linii magistralnej pierwszo
i drugorzędnej oraz torów kolejowych znaczenia miejscowego, powinna
wynosić nie mniej niż 1,5 m, a dla pozostałych torów nie mniej niż 1,0 m.
Odległość pionowa od górnej powierzchni przewodowego układu
rurowego, rury osłonowej lub przepustu do dna rowu odwadniającego
tory kolejowe nie powinna być mniejsza niż 0,5 m.
2.3.2.3.
W uzasadnionych przypadkach dopuszcza się mniejsze odległości
pionowe niż podano w 2.3.2.2. pod warunkiem, że zmniejszona odległość
została uzgodniona między operatorem gazociągu a zarządcą
infrastruktury kolejowej.
2.3.2.4.
Nie dopuszcza się przejścia gazociągu nad linią kolejową, z wyjątkiem
gazociągu wbudowanego w wiadukt drogowy. Konstrukcję nośną
gazociągu wbudowanego w wiadukt należy uzgodnić z właściwym
zarządcą wiaduktu.
2.4.
Skrzyżowanie gazociągu z ciekiem wodnym
2.4.1. Postanowienia ogólne.
2.4.1.1.
Zaleca się, aby skrzyżowanie gazociągu z ciekiem wodnym było
zlokalizowane na prostym odcinku cieku o ustabilizowanych brzegach
i dnie, przy minimalnej szerokości cieku. Nie zaleca się budowy
skrzyżowania gazociągu z ciekiem wodnym w przewężeniu cieku. Tor
przejścia gazociągu pod dnem cieku powinien być prostopadły do
dynamicznej osi przepływu.
2.4.1.2.
Lokalizacja skrzyżowania oraz warunki techniczne przekroczenia
gazociągu przez ciek wodny powinny być uzgodnione z zarządcą cieku.
2.4.2. Wymagania szczegółowe.
2.4.2.1.
Gazociąg w obrębie skrzyżowania z ciekiem wodnym powinien być
zabezpieczony przed wypłynięciem oraz przed zniszczeniem izolacji
przeciwkorozyjnej rur.
2.4.2.2.
Brzegi cieku wodnego powinny być umocnione z obu stron osi gazociągu
na odcinku mierzonym prostopadle do osi gazociągu na długości nie
mniejszej niż:
 5,0 m dla gazociągów o średnicy nominalnej równej lub mniejszej
niż DN 250,
 10,0 m dla gazociągów o średnicy nominalnej większej niż DN 250.
Długość umocnionego odcinka brzegu cieku wodnego powinna być większa niż
szerokość wykopu otwartego wykonanego przy budowie danego gazociągu.
Sposób umocnienia brzegów powinien być uzgodniony z właścicielem lub
zarządcą cieku wodnego. Dokumentacja projektowa przekroczenia cieku
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 9 z 18
Załącznik nr 5
wodnego powinna uwzględniać szczegółowe rozwiązania wzmocnienia
brzegów.
2.4.2.3.
Jeżeli gazociąg ma przekraczać ciek wodny, np. rzekę w pobliżu mostu, to
biorąc pod uwagę kierunek biegu wód, gazociąg należy lokalizować
poniżej mostu w odległości co najmniej:
 150 m od osi mostu kolejowego lub drogowego przy szerokości
lustra wody większej niż 20 m (dla przepływów średniorocznych),
 100 m od osi mostu kolejowego lub drogowego przy szerokości
lustra wody równej lub mniejszej niż 20 m (dla przepływów
średniorocznych).
W przypadku, gdy niezbędne jest przekroczenie gazociągiem powyżej mostu lub
innego obiektu infrastruktury wodnej, takiego jak śluza, zapora itd., należy
utrzymać odległości nie mniejsze niż:
300 m od mostu kolejowego i drogowego oraz innego obiektu
infrastruktury wodnej, takiego jak śluza, zapora itd.,
1000 m od przystani, dworca rzecznego i ujęcia wody.
2.4.2.4.
Dopuszcza się zmniejszenie o 50 % odległości podanych w 2.4.2.3
w przypadku wykonywania przejścia gazociągu metodą bezwykopową
i pod warunkiem uzgodnienia zmniejszonych odległości z zarządcą
obiektów infrastruktury wodnej.
2.4.2.5.
Dopuszcza się możliwość lokalizowania gazociągu powyżej mostu na
rzece lub potoku górskim.
2.4.2.6.
Odległość pionowa mierzona od górnej powierzchni przewodowego
układu rurowego lub jego obciążnika do dolnej granicy warstwy ruchomej
dna rzeki, kanału wodnego, jeziora lub innej przeszkody wodnej, powinna
wynosić nie mniej niż 1,0 m. W przypadku dna skalistego, odległość ta
powinna być nie mniejsza niż 0,5 m. Zaleca się zwiększenie zagłębienia
gazociągu w dnach rzek i potoków górskich.
2.4.2.7.
Nie zaleca się budowy nadwodnego przekroczenia cieku wodnego oraz
wbudowania gazociągu w obiekt mostowy. Jeśli jednak zajdzie taka
potrzeba, to odległość pomiędzy najniższym punktem gazociągu lub jego
konstrukcją nośną od powierzchni maksymalnego poziomu wody powinna
być nie mniejsza niż 1,0 m. Dla szlaku żeglownego odległość ta powinna
być powiększona o co najmniej 1,5 m ponad skrajnię żeglugową.
2.4.2.8.
Na skrzyżowaniu z ciekiem wodnym koniec przewodowego układu
rurowego wyznaczony jest przez:

10 m odcinek poza granicę cieku wodnego,

armaturę odcinającą, gdy jest stosowana,

szerokość terenu rozlewiska wodnego ustaloną dla każdego
skrzyżowania indywidualnie.
2.4.2.9.
Przewodowy układ rurowy ułożony pod dnem szlaków żeglugowych
powinien wytrzymać obciążenia, wynikające z osiadłej na dnie nad
gazociągiem największej jednostki pływającej dopuszczonej do żeglugi na
danym szlaku.
2.4.2.10.
W przypadku, w którym przez ciek wodny przechodzi gazociąg
z podwójnym ciągiem przewodowych układów rurowych, na gazociągu
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 10 z 18
Załącznik nr 5
należy zamontować zespoły zaporowo-upustowe. W przypadku
zastosowania pojedynczej rury, zespoły zaporowo-upustowe można
montować w uzasadnionych przypadkach na wniosek operatora
gazociągu.
Zespoły zaporowo-upustowe powinny być lokalizowane:
- poza obszarem zalewowym,
- poza wałami przeciwpowodziowymi,
- w miejscach dostępnych o każdej porze roku.
2.5.
Skrzyżowanie gazociągu z innym rurociągiem
2.5.1. Skrzyżowanie gazociągu z podziemnymi rurociągami, np. wodociągiem,
kanalizacją sanitarną i deszczową, rurociągiem ciepłowniczym lub innym
rurociągiem przeznaczonym do transportu płynów powinno być wykonane
z zachowaniem odległości między najbliższymi powierzchniami zewnętrznymi
gazociągu i rurociągu (lub rury osłonowej) nie mniejszej niż 0,2 m.
2.5.2. Skrzyżowanie gazociągu z kanalizacją ciepłowniczą należy wykonać
z zastosowaniem rury osłonowej na przewodowym układzie rurowym. Przy
budowie skrzyżowania gazociągu z innym rurociągiem, jeżeli zachodzi potrzeba
stosowania rury osłonowej, rurę osłonową należy zamontować na rurociągu.
2.5.3. Na skrzyżowaniu gazociągu z rurociągiem, końce przewodowego układu
rurowego lub rury osłonowej gazociągu, w przypadku gdy są zastosowane,
powinny być wyprowadzone, mierząc prostopadle do zewnętrznej ścianki
krzyżującego się rurociągu, na odległość nie mniejszą niż
 2 m dla gazociągu o maksymalnym ciśnieniu roboczym MOP
większym niż 0,5 MPa do 1,6 MPa włącznie,
 6 m dla gazociągu o maksymalnym ciśnieniu roboczym MOP
powyżej 1,6 MPa.
2.5.4. W przypadku skrzyżowań nadziemnych, odległość (prześwit) między zewnętrzną
powierzchnią gazociągu i zewnętrzną powierzchnią innego rurociągu powinna
wynosić co najmniej 0,15 m.
2.5.5. W przypadku skrzyżowania gazociągu z dalekosiężnym rurociągiem
przesyłowym produktów naftowych, gazociąg powinien znajdować się nad
rurociągiem przesyłowym dalekosiężnym, a odległość pionowa między
powierzchniami zewnętrznymi tych rurociągów powinna wynosić nie mniej niż
0,5 m.
2.6.
Skrzyżowanie gazociągu z elektroenergetyczną linią kablową lub sygnalizacyjną
ułożoną w gruncie
2.6.1. W przypadku budowy gazociągu w pobliżu kabli energetycznych lub konstrukcji
metalowych należy podjąć działania w celu zminimalizowania wszelkich
zakłóceń w funkcjonowaniu systemu ochrony katodowej.
2.6.2. Skrzyżowanie gazociągu z elektroenergetyczną linią kablową lub sygnalizacyjną
układaną bezpośrednio w gruncie lub w osłonie, np. tunelu, kanale, należy
wykonywać z zachowaniem odległości pionowej, która powinna wynosić co
najmniej 0,20 m między zewnętrzną powierzchnią gazociągu a zewnętrzną
powierzchnią kabla lub jego osłony.
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 11 z 18
Załącznik nr 5
2.6.3.
2.6.4.
2.6.5.
Na skrzyżowaniu gazociągu z elektroenergetyczną linią kablową lub
sygnalizacyjną, kabel powinien być zabezpieczony rurą osłonową na długości
co najmniej 1,50 m od skrzyżowania na stronę, mierząc prostopadle do ścianki
gazociągu.
Kąt skrzyżowania gazociągu z kanalizacją kablową powinien być nie mniejszy
niż 60º, a z linią kablową nie mniejszy niż 20º.
Przy budowie skrzyżowania gazociągu z linią kablową należy podjąć środki
ostrożności zapobiegające uszkodzeniu kabla i jego oznakowania.
UWAGA - Trasa kabla elektroenergetycznego może być oznaczona siatką, folią
lub folią perforowaną o trwałym kolorze: niebieskim, gdy napięcie znamionowe
UN ≤ 1 kV, czerwonym, gdy napięcie znamionowe UN >1 kV.
2.7.
Skrzyżowanie gazociągu z elektroenergetyczną linią napowietrzną
2.7.1. Wymagania ogólne.
2.7.1.1.
Na skrzyżowaniu gazociągu podziemnego lub nadziemnego z linią
elektroenergetyczną napowietrzną o napięciu powyżej 15 kV, odległość
końca przewodowego układu rurowego od rzutu poziomego skrajnych
przewodów elektroenergetycznej linii napowietrznej powinna wynosić nie
mniej niż:
 2 m dla gazociągu o średnicy DN 150 włącznie,
 3 m dla gazociągu o średnicy powyżej DN 150 do DN 300 włącznie,
 4 m dla gazociągu o średnicy powyżej DN 300 do DN 500 włącznie,
 6 m dla gazociągu o średnicy powyżej DN 500.
2.7.1.2.
Kąt
skrzyżowania
przewodowego
układu
rurowego
z
linią
elektroenergetyczną napowietrzną powinien być zbliżony do 90°, lecz nie
powinien być mniejszy niż 30°.
W przypadku stwierdzenia negatywnego oddziaływania prądów
przemiennych na gazociąg, należy zastosować właściwe zabezpieczenia
przeciwdziałające.
UWAGA – Kąt skrzyżowania gazociągu z linią elektroenergetyczną zbliżony
do 90° minimalizuje indukcyjne oddziaływanie linii elektroenergetycznej na
gazociąg. Oddziaływanie to może powodować dla gazociągu
zagrożenie
korozją.
Zwiększenie
poziomej
odległości
słupów
energetycznych od gazociągu zmniejsza możliwość wystąpienia zakłóceń
w prawidłowym funkcjonowaniu systemu ochrony katodowej gazociągu.
2.7.2. Skrzyżowanie z gazociągiem podziemnym
2.7.2.1.
Na skrzyżowaniu gazociągu podziemnego z linią elektroenergetyczną
napowietrzną, odległość pozioma skrajnej ścianki gazociągu od rzutu
fundamentu lub obrysu słupa napowietrznej linii elektroenergetycznej
powinna być nie mniejsza niż podana w tablicy 2.
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 12 z 18
Załącznik nr 5
Tablica 2 - Minimalna odległości pozioma skrajnej ścianki gazociągu podziemnego
od rzutu fundamentu lub obrysu słupa napowietrznej linii elektroenergetycznej
Ciśnienie gazu w gazociągu
[MPa]
Napięcie linii
elektroenergetycznej
[kV]
≤ 0,5
≤ 15,0
0,5
3,0
> 15,0
5,0
10,0
> 0,5
Odległość
[m]
Odległości podane w tablicy 2 mogą być zmniejszone po uzgodnieniu operatora gazociągu
z zarządcą linii elektroenergetycznej
2.7.2.2.
Odległość zewnętrznej powierzchni gazociągu do uziemienia słupa linii
elektroenergetycznej nie powinna być mniejsza niż 2,0 m. Ze względu na
możliwość wystąpienia zakłóceń w ochronie katodowej gazociągu
pochodzących od słupa linii elektroenergetycznej zaleca się, aby
odległość ta była jak największa.
2.7.2.3.
Nie dopuszcza się, aby rzut poziomy linii elektromagnetycznej pokrywał się
z rzutem poziomym strefy zagrożenia wybuchem wyznaczonej dla obiektu
sieci gazowej, np. stacji gazowej lub zespołu zaporowo-upustowego.
2.7.3. Skrzyżowanie z gazociągiem naziemnym
2.7.3.1.
Na skrzyżowaniu linii energetycznej z gazociągiem naziemnym, odległość
pozioma słupa przelotowego napowietrznej linii elektroenergetycznej do
skrajnej ścianki gazociągu powinna być nie mniejsza niż wysokość tego
słupa. W przypadku braku możliwości spełnienia tego warunku należy
zastosować słup mocny.
2.7.3.2.
Odległość gazociągu stalowego od obrysu zewnętrznego uziemienia
elektroenergetycznej stacji transformatorów nie może być mniejsza niż:
a) 5,0 m - od granicy strefy kontrolowanej wyznaczonej dla
tego
gazociągu
dla
elektroenergetycznych
stacji
transformatorów o napięciu do 15,0 kV włącznie;
b) 8,0 m - od granicy strefy kontrolowanej wyznaczonej dla
tego
gazociągu
dla
elektroenergetycznych
stacji
transformatorów o napięciu powyżej 15,0 kV.
2.7.3.3.
Odległość granicy strefy kontrolowanej gazociągu stalowego od rzutu
skrajnego przewodu linii elektroenergetycznej napowietrznej nie może być
mniejsza niż:
a) szerokość
strefy
kontrolowanej
dla
linii
elektroenergetycznej o napięciu do 1,0 kV włącznie;
b) 3,0 m - dla linii elektroenergetycznej o napięciu do 15,0 kV
włącznie;
c) 5,0 m - dla linii elektroenergetycznej o napięciu powyżej
15,0 kV.
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 13 z 18
Załącznik nr 5
2.7.3.4.
Odległość pionowa skrajnej ścianki gazociągu krzyżującego się
z przewodami napowietrznej linii elektroenergetycznej, przy największym
zwisie normalnym przewodów, powinna być zgodna z wymaganymi
podanymi w tablicy 3.
Tablica 3 - Minimalna odległość pionowa gazociągu naziemnego od przewodów
napowietrznej linii elektroenergetycznej
Lp.
1
2.8.
Odległość
pionowa
przewodów
elektroenergetycznej [m]
napowietrznej
linii
Linia elektroenergetyczna o
napięciu do 15 kV włącznie
Linia elektroenergetyczna o
napięciu powyżej 15 kV
3,0
5,0
Skrzyżowanie gazociągu z linią telekomunikacyjną
2.8.1. Skrzyżowanie z linią telekomunikacyjną napowietrzną.
2.8.1.1.
Na skrzyżowaniu gazociągu z linią telekomunikacyjną napowietrzną
odległość pozioma zewnętrznej powierzchni ścianki gazociągu od rzutu
fundamentu słupa linii telekomunikacyjnej oraz od rzutu fundamentu
innych słupów, podpór i masztów nie może być mniejsza niż:
a) 0,5 m - dla gazociągu o maksymalnym ciśnieniu roboczym (MOP) do 0,5
MPa włącznie;
b) 2,0 m - dla gazociągu o maksymalnym ciśnieniu roboczym (MOP) powyżej
0,5 MPa.
2.8.1.2.
Odległość pozioma gazociągu stalowego od rzutu skrajnego przewodu
linii telekomunikacyjnej napowietrznej nie może być mniejsza niż 0,5 m od
granicy strefy kontrolowanej wyznaczonej dla tego gazociągu.
2.8.2. Skrzyżowanie z linią telekomunikacyjną ułożoną w gruncie.
2.8.2.1.
Kąt skrzyżowania gazociągu z kanalizacją kablową powinien być nie
mniejszy niż 60°, a z linią kablową podziemną - nie mniejszy niż 20°
2.8.2.2.
Odległość gazociągu stalowego od kanalizacji kablowej i kabla
ziemnego nie może być mniejsza niż połowa strefy kontrolowanej
wymaganej dla tego gazociągu.
2.8.2.3.
Na skrzyżowaniu gazociągu z kablem telekomunikacyjnym nieułożonym w
kanalizacji kablowej, odległość pionowa między zewnętrzną powierzchnią
gazociągu a kablem powinna wynosić nie mniej niż 0,20 m. Dodatkowo
kabel telekomunikacyjny powinien być zabezpieczony rurą osłonową, np.
z tworzywa sztucznego, na długości co najmniej 1,50 m na stronę od
skrzyżowania, mierząc prostopadle do gazociągu.
2.8.2.4.
Na skrzyżowaniu gazociągu z linią telekomunikacyjną ułożoną
w kanalizacji kablowej, końce przewodowego układu rurowego lub rury
osłonowej powinny być wyprowadzone na odległość co najmniej 10 m,
mierząc prostopadle do kanalizacji kablowej.
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 14 z 18
Załącznik nr 5
2.8.2.5.
Odległość pionowa zewnętrznej ścianki przewodowego układu rurowego
lub rury osłonowej do kanalizacji kablowej powinna wynosić nie mniej niż
0,20 m.
2.9.
Skrzyżowanie projektowanego gazociągu z istniejącym gazociągiem
Skrzyżowanie gazociągu z istniejącym gazociągiem powinno być wykonywane
z zachowaniem odległości pionowej nie mniejszej niż 0,20 m między ich najbliższymi
powierzchniami zewnętrznymi.
3. Ochrona przeciwkorozyjna przewodowego układu rurowego
3.1.
Ochrona przeciwkorozyjna przewodowego układu rurowego w rurze osłonowej.
3.1.1. Na etapie projektowania, budowy i przebudowy skrzyżowania, w celu
zapewnienia prawidłowej ochrony katodowej przewodowego układu rurowego
układanego w rurze osłonowej należy postępować zgodnie z Instrukcją PE-DYI02 załącznik nr 3, a w szczególności:
 powłoka izolacyjna przewodowego układu rurowego układanego
w rurze osłonowej powinna być szczelna, odpowiedniej jakości
i wytrzymałości mechanicznej (patrz pkt 1.1.6); szczelność izolacji rury
przewodowej
należy
sprawdzić
za
pomocą
poroskopu
wysokonapięciowego przed włożeniem rury przewodowej do rury
osłonowej,
 technologia układania odcinka gazociągu w rurze osłonowej powinna
minimalizować ryzyko ewentualnego uszkodzenia powłoki izolacyjnej
przewodowego układu rurowego,
 rura osłonowa powinna być zabezpieczona przed możliwością
przedostania się do jej wnętrza wody,
 przewodowy układ rurowy powinien być galwanicznie odizolowany od
stalowej rury osłonowej; rura przewodowa wewnątrz rury osłonowej
powinna być ułożona z zastosowaniem odpowiednich izolacyjnych
pierścieni dystansowych; wewnętrzne odizolowanie rury przewodowej
od stalowej rury osłonowej powinno być potwierdzone za pomocą
pomiarów elektrycznych,
 w przypadku stosowania stalowej rury osłonowej, przy skrzyżowaniu
należy zainstalować punkt pomiarów elektrycznych, do którego należy
wprowadzić kable elektryczne połączone z rurą osłonową
i przewodowym układem rurowym; kable powinny być w izolacji
odpornej na działanie agresywnego środowiska glebowego,
 stalowa rura osłonowa może być nieizolowana lub posiadać izolację
zewnętrzną odpowiednią do warunków środowiskowych; niewskazane
jest izolowanie rury osłonowej od wewnątrz z uwagi na utrudnienia
w doprowadzeniu prądu ochrony katodowej do ewentualnych
defektów izolacji gazociągu,
 w zależności od przyjętego rodzaju rury osłonowej, jej izolacji
i technologii wypełnienia, należy zastosować właściwy system ochrony
przed korozją, określony w tablicy 4.
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 15 z 18
Załącznik nr 5
Tablica 4 Zestawienie rozwiązań ochrony przeciwkorozyjnej układów rurowych ułożonych
w rurach osłonowych
Lp.
1
2
Rodzaj rury
osłonowej
stalowa rura
osłonowa z
zewnętrzną
powłoką
izolacyjną
stalowa rura
osłonowa z
zewnętrzną
powłoką
izolacyjną
Rodzaj wypełnienia Funkcja uszczelnień
rury osłonowej
końców rury osłonowej
Cechy dodatkowe
Uwaga
bez wypełnienia
uszczelnienie
rura osłonowa
zapobiegające
uziemiona poprzez punkt
przepływowi wody przez
pomiarów elektrycznych
wnętrze rury osłonowej
wypełnienie
specjalną masą
izolacyjną
uszczelnienie
zapobiegające
wypływowi masy
podczas i po
wypełnieniu rury
osłonowej
1
rura osłonowa
uziemiona poprzez punkt
uszczelnienie
pomiarów
zapobiegające
elektrycznych;
3
bez wypełnienia
2
przepływowi wody przez do wewnętrznych
powierzchni rury
osłonowej przyspawane
płaskowniki stalowe
uszczelnienie
zapobiegające
rura osłonowa z wypełnienie
wypływowi masy
4
tworzywa
specjalną masą
podczas i po
sztucznego
izolacyjną
wypełnieniu rury
osłonowej
może być konieczne
umieszczenie wewnątrz
uszczelnienie
rury osłonowej anod
rura osłonowa z
zapobiegające
galwanicznych
5
tworzywa
bez wypełnienia
3
przepływowi wody przez przyłączonych do rury
sztucznego
przewodowej poprzez
punkt pomiarów
elektrycznych
Rozwiązania 1,3 i 5 można stosować tylko na gazociągach z ochroną katodową rozwiązania 2 i 4 mogą
być stosowane także na gazociągach bez ochrony katodowej.
UWAGI:
1. Jeśli rura osłonowa wypełni się wodą/elektrolitem automatycznie zadziała ochrona katodowa: prąd
polaryzacji katodowej poprzez uziom wpłynie z ziemi do rury osłonowej, wypłynie z nieizolowanej
wewnętrznej powierzchni rury osłonowej i poprzez elektrolit (np. wodę) wpłynie do układu
rurowego wewnątrz rury osłonowej poprzez ewentualne defekty powłoki izolacyjnej.
2. Jeśli rura osłonowa wypełni się wodą/elektrolitem automatycznie zadziała ochrona katodowa: prąd
polaryzacji katodowej poprzez uziom wpłynie z ziemi do rury osłonowej, wypłynie z przyspawanych
płaskowników i poprzez elektrolit (np. wodę) wpłynie do układu rurowego wewnątrz rury osłonowej
poprzez ewentualne defekty powłoki izolacyjnej.
stalowa rura
osłonowa z
zewnętrzną i
wewnętrzną
powłoką
izolacyjną
3. Na wypadek wypełnienia się rury osłonowej wodą/elektrolitem, dla zapewnienia ochrony
katodowej odcinka układu rurowego umieszczonego wewnątrz rury osłonowej, niezbędne może
być umieszczenie wewnątrz tej rury anod galwanicznych, przyłączonych do układu rurowego
gazociągu poprzez punkt pomiarów elektrycznych lub grubościennego płaskownika stalowego,
uziemionego na końcach poza rurą osłonową.
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 16 z 18
Załącznik nr 5
Dla istniejących stalowych rur osłonowych wypełnionych chudym betonem (piaskiem)
przewiduje się następujące rozwiązania:
 zamontowanie wewnątrz rury osłonowej czujników korozymetrycznych
w celu monitorowania korozji przewodowego układu rurowego; sposób
ten jest dopuszczalny po uprzednim upewnieniu się o zadowalającym
stanie ścianki odcinka gazociągu wewnątrz rury ochronnej, np. po
badaniu tłokiem inteligentnym,

wykonanie nowego skrzyżowania (wymiana przewodowego układu
rurowego).
3.1.2. W przypadku prowadzenia jakichkolwiek prac ziemnych w bezpośrednim
sąsiedztwie rury osłonowej, bez względu na rodzaj zabezpieczenia przed
korozją, po ich zakończeniu powinna być każdorazowo dokonana ponowna
ocena skuteczności zabezpieczeń potwierdzona protokółem sprawdzenia.
Wszystkie niezgodności powinny być usunięte.
3.2.
Ochrona przeciwkorozyjna przewodowego układu rurowego wykonanego metodą
przekopu otwartego, przecisku bezpośredniego lub HDD (horyzontalnego przewiertu
kierunkowego)
Na etapie projektowania, budowy i przebudowy skrzyżowania, w celu zapewnienia
prawidłowej ochrony katodowej przewodowego układu rurowego wykonanego
metodą przekopu otwartego/przecisku bezpośredniego/HDD, należy zwrócić
szczególną uwagę na niżej wymienione aspekty:

powłoka izolacyjna przewodowego układu rurowego powinna być
szczelna, wysokiej jakości i odpowiedniej wytrzymałości mechanicznej
zgodnie z Wytycznymi PW-WI-W01 oraz Instrukcją PE-DY-I02 załącznik nr 3,

przed zasypaniem przewodowego układu rurowego/wykonaniem
przecisku bezpośredniego/HDD, należy sprawdzić szczelność izolacji za
pomocą poroskopu wysokonapięciowego; wszelkie znalezione defekty
należy naprawić,

po
zasypaniu
przewodowego
układu
rurowego/wykonaniu
przecisku/wykonaniu HDD, ale przed połączeniem z sąsiednimi odcinkami
gazociągu, należy sprawdzić stopień szczelności powłoki izolacyjnej jedną
z poniższych metod:
a) określenie
poboru
prądu
ochrony
katodowej
przy
określonym/zadanym potencjale załączeniowym,
b) wyznaczanie
rezystancji
lub
powierzchniowej
jednostkowej
rezystancji przejścia przewodowego układu rurowego względem
ziemi,
c) lokalizacja defektów powłoki, np. metodą IFO, DCVG, przy
zastosowaniu odpowiednio dużego natężenia prądu polaryzacji
katodowej;

kryteria odbiorowe powłoki izolacyjnej po montażu przewodowego
układu rurowego powinny być określone w projekcie skrzyżowania;

dla
odcinków
bez
ochrony
katodowej
wartość
odbiorowa
powierzchniowej jednostkowej rezystancji przejścia przewodowego
układu rurowego układanego techniką przekopu otwartego/przecisku
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 17 z 18
Załącznik nr 5
bezpośredniego/HDD powinna wynosić nie mniej niż 108 Ωm2 (powłoka
bezdefektowa);

-


Wydanie 1 Wersja 1
dla pozostałych odcinków chronionych katodowo wartość odbiorowa
powierzchniowej jednostkowej rezystancji przejścia przewodowego
układu rurowego nie powinna być niższa niż 106 ·m2; w przypadku gdy
spodziewamy się oddziaływań prądów błądzących trakcji elektrycznej
prądu stałego i/lub oddziaływań prądów przemiennych na gazociąg,
wartość
powierzchniowej
jednostkowej
rezystancji
przejścia
przewodowego układu rurowego powinna wynosić nie mniej niż 108 Ωm2
(tak jak dla odcinków bez ochrony katodowej);
w przypadku gdy izolacja nie spełnia przyjętego kryterium odbiorowego,
należy zlokalizować i naprawić defekty izolacji gazociągu (o ile jest to
możliwe); techniki pomiarowe zgodnie z Instrukcją PE-DY-I02 załącznik nr
3;
po naprawie defektów izolacji należy ponownie wykonać pomiary w celu
potwierdzenia prawidłowego poboru prądu ochrony katodowej przez
przewodowy układ rurowy (lub braku poboru prądu w przypadku izolacji
szczelnej);
z uwagi na duże głębokości przewiertów kierunkowych, uzyskanie wartości
rezystancji przejścia izolacji mniejszej niż oczekiwana może skutkować
koniecznością
montażu
dodatkowej
ochrony
katodowej
i/lub
elektrycznym wydzieleniem odcinka gazociągu za pomocą złączy
izolujących.
Strona 18 z 18
ZBIORCZE ZESTAWIENIE KOSZTÓW WYKONANIA ZADANIA
……………………………..
OPIS PRAC
Łączna suma kosztów
Część 1 Wykonanie dokumentacji projektowej
Rozdział 1.1
Koszt opracowania dokumentacji
Rozdział 1.2
Nadzór autorski
Częśc 2 Wykup terenów
Rozdział 2.1
Nieruchomości oraz koszty zakupu
Obiekt 2.1.1 Działka (nieruchomość) wraz z kosztami zakupu
Część 3 Formalno-prawne przygotowanie zadania
Rozdział 3.1
Zgody, pozwolenia i opłaty administracyjne
Rozdział 3.2
Odszkodowania
Rozdział 3.3
Wycinka drzew
Rozdział 3.4
Wyłączenie gruntów rolnych i leśnych z produkcji
Część 4 Stacja redukcyjno-pomiarowa I stopnia
Rozdział 4.1
Zabudowa
Obiekt 4.1.1 Budynek
Obiekt 4.1.2 Kontenery
Obiekt 4.1.3 Maszt
Rozdzial 4.2
Technologia
Obiekt 4.2.1 Instalacja technologiczna stacji wraz z orurowaniem
Obiekt 4.2.2 Układ pomiarowy i AKPiA
Rozdział 4.3
Ogrzewanie stacji
Obiekt 4.3.1 Instalacja co
Obiekt 4.3.2 Instalacja grzewcza technologiczna
Obiekt 4.3.3 Kocioł
Rozdział 4.4
Infrastruktura
Obiekt 4.4.1 Drogi i place wewnętrzne
Obiekt 4.4.2 Drogi zewnętrzne
Obiekt 4.4.3 Oświetlenie terenu
Obiekt 4.4.4 Ogrodzenie terenu
Rozdział 4.5
Systemy pomocnicze i wspomagania
Obiekt 4.5.1 Urządzenie rozdzielcze prądu zmiennego
Obiekt 4.5.2 Przyłącze energetyczne
Obiket 4.5.3 System łączności
Obiket 4.5.4 System ochrony obiektu
Obiekt 4.5.5 Nawanialnia
Rozdział 4.6
Włączenie stacji do systemu
Obiekt 4.6.1 Włączenie metodą hermetyczną
Obiekt 4.6.2 Włączenie metodą tradycyjną
Część 5 Obsługa Inwestorska, szkolenia rozruch
Rozdział 5.1
Nadzór inwestorski
Rozdział 5.2
Rozruch, próby i prace odbiorowe
Rozdział 5.3
Geodezja
Część 8 Rezerwa
Rozdział 6.1
Rezerwa na roboty i wydatki nieprzewidziane
( wzór SRP )
Suma płatości
#ADR!
0 zł
0 zł
0 zł
0 zł
0 zł
0 zł
0 zł
0 zł
0 zł
0 zł
0 zł
0 zł
0 zł
0 zł
0 zł
0 zł
0 zł
0 zł
0 zł
0 zł
0 zł
0 zł
0 zł
0 zł
0 zł
0 zł
0 zł
0 zł
0 zł
0 zł
0 zł
0 zł
0 zł
0 zł
0 zł
0 zł
0 zł
0 zł
0 zł
0 zł
0 zł
0 zł
Operator Gazociągów Przesyłowych GAZ-SYSTEM S.A. Oddział w Świerklanach
WYMAGANIA DLA DOKUMENTACJI ELEKTRONICZNEJ
Załącznik nr 5 do Opisu Przedmiotu Zamówienia
1. Wymagania dla nośnika elektronicznego
1.1 Dokumentacja powinna zostać naniesiona na płytę CD/DVD
1.2 Płyta CD/DVD powinna zostać opisana w sposób trwały i czytelny z następującymi danymi:
1.2.1 Pełna nazwa zadania
1.2.2 Numer umowy zadania wraz z datą umowy
1.2.3 Nazwę wykonawcy dokumentacji
1.2.4 Miesiąc i rok opracowania dokumentacji
1.2.5 Opis zawartość płyty z następującym wyszczególnieniem
1.2.5.1 Rodzaj zapisu – Dokumentacja projektowa w wersji edytowalnej, Dokumentacja
projektowa w wersji nieedytowalnej,
Dokumentacja projektowa część kosztowa
(kosztorys inwestorski, ZZK)
1.2.5.2 Określenie typu dokumentacji - projekt budowlany, wykonawczy, PFU, część kosztowa
1.3 Każda płyta CD/DVD powinna zostać dostarczona wraz z pojedynczą koszulką zabezpieczającą
(koszulka powinna umożliwiać jej wpięcie do segregatora oraz powinna uniemożliwiać wypadnięcie z
niej płyty). Nie dopuszcza się innej formy opakowania płyty CD/DVD.
2. Wymagania dla dokumentacji projektowej.
2.1 Dokumentacja projektowa w wersji elektronicznej powinna zostać dostarczona na 3 płytach CD/DVD
zgodnie z poniższym podziałem:
2.1.1 Dokumentacja projektowa w wersji edytowalnej (pliki typu DOC(X), XLS(X), DWG itp.)– 1 płyta
CD/DVD (szczegółowa forma określona w pkt. 2.2).
2.1.2 Dokumentacja projektowa w wersji nieedytowalnej – 1 płyta CD/DVD (szczegółowa forma
określona w pkt. 2.2)
2.1.3 Dokumentacja projektowa część kosztowa (kosztorys inwestorski, ZZK) w wersji edytowalnej plik
typu XLS(X) dla ZZK oraz plik typu ATH i XML dla kosztorysu inwestorskiego oraz w wersji
nieedytowalnej – zapis PDF (ZZK, kosztorys inwestorski) – 1 płyta CD/DVD
2.2 Dokumentacja projektowa w wersji edytowalnej i nieedytowalnej powinna się składać z poniższych
odrębnych opracowań:
2.2.1 Spis treści w formacie pliku Excel. Dla wersji nieedytowalnej dla każdej pozycji w spisie treści należy
przypisać hiperłacze do odpowiedniego pliku PDF. Dla wersji edytowalnej nie wymaga się
wykonania spisu treści.
2.2.2 Projekt budowlany
2.2.3 Projekt Wykonawczy
2.2.3.1 Branża budowlana
2.2.3.2 Branża technologiczna,
2.2.3.3 Branża AKPiA i telemetria,
2.2.3.4 Branża elektryczna wraz z ochroną katodową,
2.2.3.5 Inne branże w zależności od potrzeb.
2.2.4 Część kosztowa – przedmiar robót
2.3 Wersja nieedytowalna plików dla w/w opracowań powinna zostać wykonana w następujący sposób:
2.3.1 Każde z w/w opracowań powinno zostać zeskanowane w jeden odrębny plik PDF o wielkości
maksymalnie 20MB
Operator Gazociągów Przesyłowych GAZ-SYSTEM S.A.
Oddział w Świerklanach
ul. Wodzisławska 54, 44-266 Świerklany
tel. 32 439 25 00; faks 32 439 25 60
Adres Siedziby
ul. Mszczonowska 4
02-337 Warszawa
tel. 22 220 18 00; faks 22 220 16 06
Kapitał Zakładowy: 3 771 990 842 PLN Kapitał Wpłacony: 3 771 990 842 PLN Konto: BRE Bank S.A. Nr 21 1140 1977 0000 5803 0100 7001 Numer KRS: 0000264771,
Sąd Rejonowy dla m.st. Warszawy, XII Wydział Gospodarczy Krajowego Rejestru Sądowego NIP: 527-243-20-41 REGON: 015716698-00079 www.gaz-system.pl
2.3.2 Plik PDF powinien umożliwiać wyszukiwanie wyrazów poprzez funkcję ZNAJDŹ (odpowiednie
zeskanowanie plików)
2.3.3 Pliki PDF powinien powstać na bazie plików edytowalnych, zeskanowanych dokumentów
papierowych, które występowały tylko w wersji papierowej lub z plików, które już były
dokumentami PDF (decyzje, oświadczenia, uzgodnienia, rysunki itp.) zapisanych lub
zeskanowanych w rozdzielczości 300 DPI
2.3.4 Wersję edytowalną i nieedytowalną dokumentacji projektowej należy dostarczyć według
poniższej struktury folderów:
Nazwa zadania-dok. proj.
Spis treści (tylko wersja nieedytowalna)
Projekt budowlany
Projekt wykonawczy
Branża budowlana
Branża technologiczna
Branża AKPiA i telemetria
Branża elektryczna
Branża …………………..
Część kosztowa – przedmiar robót
2.3.5
Dla wersji nieedytowalnej dopuszczalne jest dzielenie poszczególnych opracowań na części
(część opisowa, rysunki i schematy, dokumenty). Ponadto dopuszczalne jest dzielenie
poszczególnych opracowań w celu zachowania maksymalnej wielkości pojedynczego pliku PDF
określonej w pkt. 2.3.1. Dla w/w przypadków należy dokonać odpowiedniej modyfikacji spisu
treści i powiązań hiperłączy (np. dla części projektu budowlanego powstaną trzy części 1/3, 2/3,
3/3 – i dla każdej z nich należy wykonać hiperłącze do odpowiedniego pliku PDF).
2.3.6 Nazwy plików należy tworzyć wg schematu: Nazwa obiektu-nazwa branży-dok. proj.pdf
3. Dokumentacja odbiorowa (powykonawcza).
3.1 Dokumentacja odbiorowa (powykonawcza) w wersji nieedytowalnej powinna się składać z poniższych
odrębnych opracowań:
3.1.1 Spis treści w formacie pliku Excel. Dla każdej pozycji w spisie treści należy przypisać hiperłacze do
odpowiedniego pliku PDF.
3.1.2 Projekt budowlany
3.1.3 Projekt Wykonawczy
3.1.3.1 Branża budowlana
3.1.3.2 Branża technologiczna,
3.1.3.3 Branża AKPiA i telemetria,
3.1.3.4 Branża elektryczna wraz z ochroną katodową,
3.1.3.5 Inne branże w zależności od potrzeb.
3.2 Wersja nieedytowalna plików dla w/w opracowań powinna zostać wykonana w następujący sposób:
3.2.1 Każde z w/w opracowań powinno zostać zeskanowane w jeden odrębny plik PDF o wielkości
maksymalnie 20MB
3.2.2 Plik PDF powinien umożliwiać wyszukiwanie wyrazów poprzez funkcję ZNAJDŹ (odpowiednie
zeskanowanie plików)
3.2.3 Pliki PDF powinien powstać na bazie plików edytowalnych, zeskanowanych dokumentów
papierowych, które występowały tylko w wersji papierowej lub z plików, które już były
dokumentami PDF (decyzje, oświadczenia, uzgodnienia, rysunki, atesty, aprobaty, protokoły,
instrukcje itp.) zapisanych lub zeskanowanych w rozdzielczości 300 DPI
3.2.4 Wersję nieedytowalną dokumentacji odbiorowej (powykonawczej) należy dostarczyć według
poniższej struktury folderów:
Nazwa zadania-dok. pow.
Spis treści
Projekt budowlany
Projekt wykonawczy
Branża budowlana
Branża technologiczna
Branża AKPiA i telemetria
Branża elektryczna
Branża …………………..
2
3.2.5
3.2.6
Dla wersji nieedytowalnej dopuszczalne jest dzielenie poszczególnych opracowań na części
(część opisowa, rysunki i schematy, dokumenty). Ponadto dopuszczalne jest dzielenie
poszczególnych opracowań w celu zachowania maksymalnej wielkości pojedynczego pliku PDF
określonej w pkt. 3.2.1. Dla w/w przypadków należy dokonać odpowiedniej modyfikacji spisu
treści i powiązań hiperłączy (np. dla części projektu budowlanego powstaną trzy części 1/3, 2/3,
3/3 – i dla każdej z nich należy wykonać hiperłącze do odpowiedniego pliku PDF).
Nazwy plików należy tworzyć wg schematu: Nazwa obiektu-nazwa branży-dok. pow.pdf
3
Wytyczne
Operatora Gazociągów Przesyłowych
GAZ-SYSTEM S.A. w zakresie projektowania
systemów telemetrii dla obiektów gazowych
systemu przesyłowego
PS-DY-W03
Warszawa, lipiec 2015 r.
Wytyczne Operatora Gazociągów Przesyłowych GAZ-SYSTEM S.A. w zakresie projektowania
systemów telemetrii dla obiektów gazowychsystemu przesyłowego
Spis treści
Definicje i skróty............................................................................................................................................ 4
Cel Wytycznych ........................................................................................................................................... 6
Przedmiot....................................................................................................................................................... 6
Zakres stosowania ........................................................................................................................................ 6
Paragraf 1 ..................................................................................................................................................... 6
Wymagania ogólne ................................................................................................................................ 6
Paragraf 2 ..................................................................................................................................................... 8
Klasyfikacja obiektów gazowych ......................................................................................................... 8
Paragraf 3 ..................................................................................................................................................... 9
Media transmisyjne ................................................................................................................................. 9
Paragraf 4 ................................................................................................................................................... 10
Protokoły transmisji danych ................................................................................................................. 10
Paragraf 5 ................................................................................................................................................... 11
Urządzenia transmisyjne ....................................................................................................................... 11
Paragraf 6 ................................................................................................................................................... 12
Urządzenia pomiarowe i pomocnicze .............................................................................................. 12
Paragraf 7 ................................................................................................................................................... 12
Zasilanie układów telemetrii obiektowej .......................................................................................... 12
Paragraf 8 ................................................................................................................................................... 13
Wymagania szczegółowe – obiekty gazowe typu B ..................................................................... 13
Paragraf 9 ................................................................................................................................................... 15
Wymagania szczegółowe – obiekty gazowe typu A .................................................................... 15
Paragraf 10 ................................................................................................................................................. 15
Wymagania szczegółowe – obiekty gazowe typu C .................................................................... 15
Paragraf 11 ................................................................................................................................................. 16
Wymagania szczegółowe – obiekty ochrony katodowej ............................................................ 16
Paragraf 12 ................................................................................................................................................. 18
Udostępnianie/przekazywanie danych obiektowych do firm zewnętrznych za
pośrednictwem sieci teleinformatycznej GAZ-SYSTEM S.A. ........................................................... 18
Paragraf 13 ................................................................................................................................................. 19
Odczyt danych telemetrycznych z obiektów nie będących własnością GAZ-SYSTEM S.A. .. 19
Przepisy przejściowe i końcowe .............................................................................................................. 19
Dokumenty powiązane ............................................................................................................................ 19
Wydanie 1 Wersja 1
PS-DY-W03
Strona 2 z 20
Spis Rysunków
1.
Rysunek 1 - schemat redundancji łączy GSM
Załączniki
1.
2.
3.
Załącznik nr 1 – Wymagania bezpieczeństwa
telemetrycznych
Załącznik nr 2 – Modele telemetrii
Załącznik nr 3 – Protokół konfiguracji telemetrii
Wydanie 1 Wersja 1
PS-DY-W03
i
funkcjonalności
modemów
Strona 3 z 20
Definicje i skróty
ACL (ang. Access Control List) – lista kontroli dostępu
APN (ang. Access Point Name) - punkt dostępu o zdefiniowanej nazwie, który umożliwia
kierowanie i wymianę ruchu danych z i do sieci telekomunikacyjnej (w technologii
GPRS/EDGE/3G lub nowszej)
APN prywatny (firmowy) – APN do którego dostęp posiadają tylko określone karty SIM
będące w posiadaniu OGP. Ruch sieciowy związany z takim APN przekazywany jest tylko do
sieci GAZ-SYSTEM S.A.
CSD (ang. Circuit Switched Data) – transmisja danych z wykorzystaniem komutacji łączy technologia, dzięki której możliwe jest przesyłanie danych w sieci GSM
CSQ lub asu – poziom sygnału GSM raportowany przez urządzenie końcowe w sieci,
np. modem
DBT
lub
Dział
BD
Pionie Bezpieczeństwa)
–
Dział
Bezpieczeństwa
Teleinformatycznego
(dział
w
Dział SB – Dział Utrzymania Infrastruktury Sprzętowo-Systemowej (dział w Pionie Informatyki)
ETH – Ethernet, jeden ze standardów lokalnych sieci komputerowych
GazModem - branżowy protokół komunikacyjny, za pomocą którego mogą być przesyłane
dane pomiarowe, dane rejestrowane, informacje o zarejestrowanych alarmach i czasie
bieżącym
GPRS/3G (tj. GPRS/EDGE/HSDPA/HSUPA) - technologie stosowane w sieciach GSM
do pakietowego przesyłania danych
GSM (ang. Global System for Mobile Communications) – globalny system komunikacji
mobilnej
Kolektor – system kolekcji danych pomiarowych Gaz-Kolektor wdrożony w Spółce
Modem – urządzenie transmisyjne działające w sieci GSM posiadające funkcjonalność
routera
ModBus – przemysłowy, otwarty protokół komunikacyjny służący m.in. do komunikacji
ze sterownikami programowalnymi (PLC). Najczęściej używane są wersje dla portu
szeregowego (ModbusRTU) i dla sieci Ethernet (ModbusTCP)
Osprzęt
sieciowy
–
urządzenia
np. router, przełącznik
(switch), konwerter
światłowód/Ethernet, itp. oraz towarzyszące im okablowanie realizujące zadania Działu SB
w ramach sieci firmowej
PDM (ang. Process Device Manager) – oprogramowanie do parametryzacji, uruchomienia,
diagnostyki i serwisu inteligentnych instrumentów polowych takich jak przetworniki, napędy,
Wydanie 1 Wersja 1
PS-DY-W03
Strona 4 z 20
wyniesione moduły wejścia/wyjścia, systemy rozproszone z wykorzystaniem protokołów
takich jak Profibus DP, Foundation Fieldbus, Hart, Profinet IO, itp.
Pion PS – Pion Informatyki w GAZ-SYSTEM S.A.
System SCADA – wdrożony w GAZ-SYSTEM S.A. system zdalnego monitorowania i sterowania
procesami przesyłu gazu (wszystkie obiekty systemu przesyłowego) na bazie TelWinSCADA
(TW)
System Zabbix – system zdalnego monitorowania urządzeń układów telemetrii i łączy
transmisyjnych
Systemy nadrzędne – Kolektor, SCADA, Zabbix lub inne systemy przyjęte do użytku w GAZSYSTEM S.A.
TCP – (ang. Transmission Control Protocol – strumieniowy protokół połączeniowy) - jeden
z protokołów internetowych
UDP (ang. User Datagram Protocol – protokół pakietów użytkownika) – jeden z protokołów
internetowych
Układ telemetrii lub układ transmisji danych – odpowiednio skonfigurowane urządzenia
telemetrii oraz łącza transmisji danych pośredniczące w przesyłaniu danych między
obiektami technologicznych a systemami nadrzędnymi w GAZ-SYSTEM S.A.
Urządzenie technologiczne – PLC, chromatograf, przelicznik, rejestrator, itp.
Urządzenia telemetrii – urządzenia teletransmisyjne, modemy, routery, switche, serwery
portów szeregowych, konwertery sygnałów, osprzęt sieciowy, itp.
Urządzenia pomocnicze – urządzenia niebędące pośrednikami transmisji, ale posiadające
przynajmniej jeden interfejs transmisyjny, z możliwością zdalnego odczytu parametrów
pracy, np. UPS, zasilacz, siłownia, itp.
WAN - (ang. Wide Area Network - rozległa sieć komputerowa) – sieć komputerowa
znajdująca się na obszarze wykraczającym poza jedno miasto bądź kompleks miejski
Spółka, Inwestor, GAZ-SYSTEM S.A. – Operator Gazociągów Przesyłowych GAZ-SYSTEM S.A.
Wydanie 1 Wersja 1
PS-DY-W03
Strona 5 z 20
Cel Wytycznych
Wytyczne określają wymagania
na obiektach gazowych.
do
projektowania
i
wdrażania
układów
telemetrii
Przedmiot
Wytyczne dotyczą zakresu projektowania i wdrażania układów telemetrii na obiektach
gazowych w GAZ-SYSTEM S.A. do stosowania w SIWZ. Niniejsze Wytyczne zawierają
wymagania minimalne i możliwe jest „równanie w górę” tzn. jeśli obiekt ma obecnie wyższy
standard niż wymagany, nie będzie on obniżany. Dla szczególnych typów obiektów sieci
przesyłowej, będzie stosowane optymalne rozwiązanie techniczne w uzgodnieniu z GAZSYSTEM S.A.
Zakres stosowania
Wytyczne przeznaczone są do stosowania przez pracowników Spółki odpowiedzialnych za
przygotowanie dokumentacji technicznej dotyczącej projektowania i wdrażania rozwiązań
teleinformatycznych w Spółce.
Przedmiotowe wytyczne mają zastosowanie w stosunku do wszystkich obiektów gazowych
Spółki, które będą wyposażane w systemy telemetrii.
Paragraf 1
Wymagania ogólne
1.
2.
3.
4.
Nadrzędnym celem układów telemetrii jest dostarczanie danych pomiarowych
z obiektów gazowych do systemów nadrzędnych (Kolektor, SCADA), monitorujących
(Zabbix) oraz zdalne sterowanie tymi obiektami (System SCADA). Dodatkowo system
telemetrii powinien umożliwić zdalny dostęp i nadzór nad urządzeniami obiektowymi
z wykorzystaniem oprogramowania PDM.
Należy przyjąć, że funkcjonujące w GAZ-SYSTEM S.A. nadrzędne systemy dla danych
pomiarowych przesyłanych za pomocą układów telemetrii to „TelWinSCADA” i „GazKolektor” - stan na dzień powstawania niniejszego dokumentu.
Nie dopuszcza się, aby dane pomiarowe/sterowania z/do urządzeń technologicznych
były transmitowane za pomocą układu telemetrii do/z innego systemu SCADA niż
wdrożony w Spółce. Wyjątki mogą być rozpatrywane jedynie przez Dyrekcję Pionu PS.
System telemetrii powinien zostać zaprojektowany uwzględniając zasadę symetrii, tj.
dane z każdego urządzenia pomiarowego muszą być dostępne dla każdego z systemów
nadrzędnych i monitorujących, każdym niezależnym kanałem transmisyjnym
wykorzystywanym w danym układzie. Wyjątkiem mogą być urządzenia pomocnicze
posiadające jeden interfejs komunikacyjny, które mogą być włączone tylko do jednego
Wydanie 1 Wersja 1
PS-DY-W03
Strona 6 z 20
kanału transmisyjnego. Taki wyjątek dla każdego przypadku musi być zatwierdzony przez
Inwestora.
5. Komunikacja pomiędzy urządzeniami obiektowymi a systemami nadrzędnymi powinna
odbywać się za pomocą następujących protokołów:
5.1. GazModem v.1/2/3 (GM) – urządzenia pomiarowe, w tym elektroniczne
gazomierze z korektorem, rejestratory, moduły pomiarowe itp.,
5.2. ModBus (MB) – sterowniki PLC, mikrokontrolery, itp.,
5.3. innych obsługiwanych przez systemy nadrzędne (SCADA, Kolektor), monitorujące
(Zabbix) oraz narzędzia do zdalnego zarządzania i konfiguracji urządzeń
pomiarowych i pomocniczych (PDM).
6. Podstawowym systemem łączności funkcjonującym w GAZ-SYSTEM S.A. w zakresie
telemetrii jest redundantna łączność bezprzewodowa GPRS/3G realizowana za
pośrednictwem prywatnych APN. Dla obiektów kluczowych łączność podstawowa
będzie oparta o łącza WAN (z backupem lub bez) oraz redundantne łącza zapasowe
GPRS/3G. W uzasadnionych przypadkach, potwierdzonych przez Dyrekcję Pionu PS,
możliwe jest wykorzystanie dedykowanych łączy światłowodowych.
7. Projektowany układ telemetrii powinien być zoptymalizowany co do ilości urządzeń
transmisyjnych i pośredniczących. Optymalizacja polega na usunięciu urządzeń
niepotrzebnych bądź nadmiarowych dla pojedynczego toru transmisyjnego lub dodaniu
rozwiązań niezbędnych dla zapewnienia poprawności transmisji.
8. Projekt powinien przewidywać kwestie uziemienia i instalacji odgromowej dla
instalowanych urządzeń. Dla układu teletransmisyjnego należy zaprojektować instalację
przepięciową w ramach układu zasilania urządzeń telemetrycznych.
9. Nie narzuca się standardu montażowego (szafki telemetrycznej) dla układu telemetrii
pozostawiając to każdorazowo do lokalnych uzgodnień z Inwestorem.
10. Wymaga się, aby w zależności od rodzaju projektu, dokumentacja projektowa w zakresie
telemetrii zawierała następujące schematy:
10.1. projekt wstępny – schemat ideowy (blokowy) urządzeń telemetrii oraz schemat
ideowy (blokowy) zasilania urządzeń,
10.2. projekt wykonawczy – schematy ideowy oraz obwodowy urządzeń telemetrii
oraz zasilania telemetrii.
11. Dokumentacja projektowa winna zawierać:
11.1. część opisową,
11.2. część rysunkową.
12. Projekt wykonawczy powinien zawierać analizę rodzaju i siły sygnału GSM (podstawowa
częstotliwość np. 900/1800/2100MHz, CSQ) poszczególnych operatorów aktualnie
świadczących usługi transmisji danych na rzecz GAZ-SYSTEM S.A. Powyższa analiza
powinna opierać się na fizycznych pomiarach wykonanych w miejscu projektowanego
obiektu. Powinna ona zawierać plan sytuacyjny z naniesionymi najbliższymi nadajnikami
dostępnych operatorów i optymalne kierunki montażu anten. Standardowo zaleca się
montaż anten zewnętrznych dookólnych. W przypadku braku wystarczającego sygnału
GSM (dla transmisji GPRS CSQ poniżej 15, co odpowiada -83 dBm natomiast dla 3G CSQ
poniżej 10, tj. -93 dBm) należy w projekcie zaproponować sposób jego poprawy. Możliwe
metody poprawy sygnału to zastosowanie m.in.: anten kierunkowych, wzmacniaczy
antenowych, masztów, itp.
Wydanie 1 Wersja 1
PS-DY-W03
Strona 7 z 20
13. Od wymogu przygotowania analizy można odstąpić w przypadku, kiedy projekt dotyczy
modernizacji obiektu gazowego, na którym transmisja za pośrednictwem sieci obu
operatorów odbywała się do tej pory bez przeszkód a instalacja antenowa nie będzie
wymieniana.
14. Projekt wykonawczy powinien zawierać bilans elektryczny dla potrzeb obliczenia
wymaganej pojemności akumulatorów w układzie podtrzymania zasilania układów
telemetrii.
15. Dokumentacja powykonawcza powinna zawierać wypełniony w uzgodnieniu ze
służbami Wykonawcy „protokół konfiguracji telemetrii”. Powinien on zawierać opis
konfiguracji urządzenia umożliwiający całkowite odtworzenie konfiguracji na wypadek
awarii poszczególnych elementów układu. Przykładowy dokument przedstawiony jest
w Załączniku nr 3.
Paragraf 2
Klasyfikacja obiektów gazowych
1.
2.
Za obiekty gazowe przyjmujemy m.in.:
1.1. Stacje gazowe (redukcyjne (SR), pomiarowe (SP), redukcyjno-pomiarowe (SRP),
systemowe (SS), inne podstawowe obiekty gazowe),
1.2. Tłocznie gazu (TG),
1.3. Węzły rozdzielcze gazu (WRG),
1.4. Zespoły zaporowo upustowe (ZZU),
1.5. Stacje ochrony katodowej (SOK) i punkty pomiarów elektrycznych (PPE).
Zgodnie z ustaleniami Krajowej Dyspozycji Gazu (KDG) co do klasyfikacji obiektów
gazowych ze względu na ważność danych pomiarowych wyszczególniono trzy grupy
obiektów:
2.1. Obiekty typu A:
2.1.1. tłocznie gazu,
2.1.2. duże* węzły rozdzielcze ze zdalnym sterowaniem,
2.1.3. duże* stacje gazowe ze zdalnym sterowaniem.
2.2. Obiekty typu B:
2.2.1. stacje gazowe ze zdalnym sterowaniem,
2.2.2. węzły rozdzielcze ze zdalnym sterowaniem,
2.2.3. stacje gazowe bez zdalnego sterowania,
2.2.4. stacje ochrony katodowej,
2.2.5. punkty pomiarów elektrycznych,
2.2.6. zespoły zaporowo upustowe.
2.3. Obiekty typu C:
2.3.1. obiekty gazowe (jak w grupie B) z dostępem do traktu światłowodowego.
*) decyzja na etapie inwestycyjnym
Wydanie 1 Wersja 1
PS-DY-W03
Strona 8 z 20
Paragraf 3
Media transmisyjne
1.
2.
Podstawowymi łączami transmisyjnymi dla stacji gazowych są łącza w technologii
GPRS/3G (lub nowszą technologią pakietowego przesyłania danych za pomocą sieci
GSM) zrealizowane za pośrednictwem prywatnych APN.
Główną zasadą podstawowego schematu łączności telemetrycznej jest dostęp do
dwóch równorzędnych, niezależnych sieci GSM poprzez prywatne APN-y świadczone
przez dwóch różnych operatorów strukturalnych (nie wirtualnych) na rzecz GAZ-SYSTEM
S.A. Systemy nadrzędne powinny mieć zapewniony równoczesny dostęp do danych
źródłowych poprzez dwa niezależne APN-y. W przypadku awarii jednego z APN-u całą
transmisje z obu systemów powinien zapewnić sprawny APN.
Rysunek 1 - schemat redundancji łączy GSM
3.
4.
5.
Definicje łączy w systemach nadrzędnych powinny zakładać możliwość odczytu danych
zarówno za pośrednictwem APN A jak i APN B przy czym dla równomiernego obciążenia
łączy konieczne jest, żeby jeden z systemów nadrzędnych miał przypisany APN A jako
łącze podstawowe, a drugi system APN B. Decyzja o tym, który APN jest podstawowy dla
danego systemu może być podjęta co do każdego obiektu gazowego oddzielnie
i należy do administratorów tych systemów.
W uzasadnionych przypadkach (np. konieczności przesyłania znacznej ilości danych
kontrolnych i sterujących, w przypadku niezadowalającego zasięgu operatora GSM
w miejscu instalacji, itp.), Inwestor może wymagać transmisji podstawowej realizowanej
na łączu dzierżawionym typu WAN oraz backupowych opartych o dwa łącza
bezprzewodowe GPRS/3G (dedykowane prywatne APNy). Wymaganie to należy
uzgodnić z Pionem PS.
Łącze typu WAN, stałe lub radiowe, powinno być obsługiwane przez operatora
telekomunikacyjnego świadczącego usługi WAN dla Spółki. Użycie w/w mediów
transmisyjnych wymaga wdrożenia adekwatnego do rangi stacji stopnia zabezpieczeń
dostępu do serwerów poprzez sieć rozległą WAN opierając się na urządzeniach
sieciowych typu router (ACL), przełącznik sieciowy, zaporach sieciowych (firewall)
Wydanie 1 Wersja 1
PS-DY-W03
Strona 9 z 20
6.
7.
8.
programowych na serwerach, liście kontroli dostępu zaimplementowanej przez
dostawcę łączy WAN.
W ramach systemu transmisji danych w obrębie Spółki nie dopuszcza się użycia
komunikacji opartej na łączach komutowanych (np. CSD w sieci GSM).
Dla zdefiniowanych w Paragrafie 2 grup obiektów gazowych przewiduje się
wykorzystanie następujących mediów komunikacyjnych:
7.1. Łącze WAN (obiekty typu A) - podstawowe łącze zrealizowane jako WAN
(z redundancją), zapasowe jako transmisja pakietowa przez sieć GSM, realizowana
za pośrednictwem prywatnych APN dedykowanych do back-up WAN.
7.2. Łącza podstawowe i zapasowe GSM (obiekty typu B) - dwa równorzędne łącza
(podstawowe i zapasowe) zrealizowane jako transmisja pakietowa przez sieć GSM,
z założeniem realizacji przez dwóch operatorów strukturalnych korzystających
z rozdzielnej infrastruktury. W przypadku obiektów, na których obecnie
eksploatowane są łącza kablowe sukcesywnie będzie następowała migracja do
układu transmisji jak wyżej lub w przypadku wskazanym przez Inwestora, po
konsultacjach z KDG i uzyskaniu zgody Dyrekcji Pionu PS, do układów opisanych
dla obiektów typu A.
7.3. Łącze podstawowe światłowodowe + łącze zapasowe GSM (obiekty typu C) łącze podstawowe realizowane na światłowodzie strukturalnym oraz zapasowe
zrealizowane jako transmisja pakietowa przez sieć GSM.
Ze względu na konieczność przesyłania dużej ilości danych, ważności stacji (np. obiekt
z obsługą), słaby poziom sygnału sieci GSM lub inne przesłanki dopuszcza się na zlecenie
GAZ-SYSTEM S.A. po konsultacji z KDG oraz uzyskaniu zgody Dyrekcji Pionu PS
realizowanie łącza dla obiektów z kategorii B jak dla kategorii A.
Paragraf 4
Protokoły transmisji danych
1.
2.
Protokoły warstwy transportowej:
1.1. Pozostawia się dowolność w wyborze i stosowania protokołów transportowych
UDP/TCP. Jednakże ze względu na większe zapotrzebowanie na transfer w sieciach
IP przez protokół TCP zaleca się stosowanie protokołu UDP.
Protokoły warstwy aplikacyjnej:
2.1. Urządzenia pomiarowe powinny posiadać zaimplementowany co najmniej jeden
ze standardowych protokołów dostępnych w systemie SCADA; preferuje się
protokół GazModem 2 lub wyższy, dopuszcza się również protokół ModBus (RTU
lub TCP).
2.2. W przypadku protokołu GazModem 2 urządzenie powinno umożliwiać transmisję
następujących elementów:
2.2.1. Tablica DP (tablica dostępnych parametrów),
2.2.2. Tablica KWDB (tablica kolejności wysyłania danych bieżących)
w przypadku, gdy kolejność wysyłania danych jest inna niż wynikająca
z Tablicy DP,
2.2.3. Tablica ZD (tablica zdarzeń) jeżeli urządzenie rejestruje zdarzenia,
2.2.4. Parametry bieżące,
2.2.5. Parametry rejestrowane,
Wydanie 1 Wersja 1
PS-DY-W03
Strona 10 z 20
2.3.
2.4.
2.5.
2.6.
2.2.6. Zdarzenia.
W przypadku protokołu ModBus urządzenie powinno umożliwiać transmisję
parametrów zgodnie z tablicą rejestrów dostarczoną wraz z urządzeniem. Tablica
rejestrów powinna zawierać szczegółowy opis rejestrów, format danych, metodę
adresacji, funkcję odczytu danych oraz pozostałe informacje niezbędne do
prawidłowej transmisji danych z urządzenia.
Do zdalnego monitoringu stanu pracy urządzeń pomiarowych i pomocniczych oraz
urządzeń transmisyjnych konieczne jest, aby użyte urządzenie oferowało możliwość
wykorzystania
jednego
z
powyższych
protokołów
lub
posiadało
zaimplementowany protokół SNMPv3.
Do komunikacji urządzeń pomiarowych i pomocniczych z systemami nadrzędnymi
i monitorującymi dopuszcza się inne protokoły transmisji danych pod warunkiem, że
protokoły te są obsługiwane przez obecnie używane w Spółce systemy nadrzędne
i monitorujące. W przypadku, kiedy protokół nie jest obsługiwany przez te systemy,
na wniosek Inwestora, po konsultacji i za zgodą Pionu PS, możliwe jest
zaimplementowanie
danego
protokołu
w
systemach
nadrzędnych
i monitorujących. Opracowanie sterowników programowych dla takiego protokołu
oraz sprawdzenie poprawności ich działania Wykonawca zobowiązany jest do
wykonania własnym kosztem i staraniem. Użycie innego protokołu nie powinno
wprowadzać żadnych ograniczeń funkcjonalności urządzenia oraz możliwości jego
odczytu i zdalnego zarządzania z poziomu systemów nadrzędnych i
monitorujących w stosunku do standardowych protokołów j/w.
Nie dopuszcza się używania protokołów zamkniętych, których dokumentacja nie
jest udostępniana przez producenta.
Paragraf 5
Urządzenia transmisyjne
1.
2.
3.
4.
5.
Urządzenia muszą posiadać wsparcie producenta i serwis producenta na cały okres
obowiązywania gwarancji, co najmniej na okres 36 m-cy od dokonania odbioru
instalacji.
GAZ-SYSTEM S.A. musi mieć możliwość instalowania poprawek bezpieczeństwa na
systemie operacyjnym urządzenia (firmware) we własnym zakresie.
Urządzenia muszą zapewniać możliwość eksportu konfiguracji w celu jej zarchiwizowania
wraz z hasłami i kodami PIN oraz możliwość importu pełnej konfiguracji w celu szybkiego
odtworzenia środowiska.
Wymaga się, aby parametry modemów transmisyjnych spełniały „Wytyczne
bezpieczeństwa i funkcjonalności modemów telemetrycznych” (Załącznik nr 1).
Użyte w układzie telemetrii urządzenia teletransmisyjne muszą mieć ustawione
następujące parametry pracy:
5.1. połączenie GSM realizowane będzie z wykorzystaniem firmowego APN,
5.2. każda karta SIM w urządzeniu musi mieć ustawiony kod PIN,
5.3. urządzenia muszą mieć zablokowany dostęp przez CSD,
5.4. konfiguracja urządzeń musi być zabezpieczona przed nieautoryzowanym
odczytem,
Wydanie 1 Wersja 1
PS-DY-W03
Strona 11 z 20
5.5.
6.
przechowywanie haseł i kodów PIN w urządzeniu w postaci zaszyfrowanej lub innej
uniemożliwiającej jego odczyt w przypadku kradzieży urządzenia,
5.6. urządzenie musi być skonfigurowane w taki sposób, aby wszelkie „hasła startowe”
producentów aplikacji i urządzeń zostały zmienione na znane wyłącznie
wyznaczonej przez GAZ-SYSTEM S.A. osobie i zdeponowane w sejfie Spółki,
5.7. urządzenie musi mieć zablokowane nieużywane porty oraz usługi sieciowe
i dostępowe,
5.8. firmware urządzenia musi być zabezpieczony najnowszymi poprawkami
bezpieczeństwa rekomendowanymi przez producenta.
Dane konfiguracji urządzeń w zakresie bezpieczeństwa transmisji (kody PIN, nazwy APN,
hasła) nie mogą być udostępniane firmom zewnętrznym (m.in. kontrahentom,
projektantom I wykonawcom). Każdorazowe odstępstwo od tej zasady musi uzyskać
akceptację DBT.
Paragraf 6
Urządzenia pomiarowe i pomocnicze
1.
Podłączenie urządzeń do systemu telemetrii:
1.1. Zasada symetrii narzuca konieczność wykorzystywania w stacji gazowej urządzeń
technologicznych (pomiarowych) oraz pomocniczych posiadających co najmniej
dwa niezależne sprzętowo interfejsy przeznaczone do transmisji danych.
1.2. Dopuszcza się interfejsy w następujących standardach:
1.2.1. RS-232
1.2.2. RS-422
1.2.3. RS-485
1.2.4. Ethernet 10/100
1.3. Zalecanym standardem łączeniowym do stosowania na obiektach gazowych jest
magistrala RS-485 ze względu na brak konieczności użycia dodatkowych urządzeń
do połączeń.
1.4. W uzasadnionych technicznie przypadkach dopuszcza się zastosowanie urządzeń
z jednym portem komunikacyjnym przeznaczonym do transmisji danych. Jednakże
pod warunkiem koniecznym rozdzielenia tego kanału transmisyjnego na dwa za
pomocą dodatkowych urządzeń, np. urządzeń rozdzielających sygnał RS-232
lub RS-422/485.
1.5. W przypadku, gdy dostarczane urządzenie posiada interfejs transmisyjny inny niż
określono powyżej, niezbędne jest dostarczenia konwertera umożliwiającego
podłączenie urządzenia do układu transmisji danych. Takie rozwiązanie nie jest
zalecane i wymaga uzgodnienia z Inwestorem.
Paragraf 7
Zasilanie układów telemetrii obiektowej
1.
Głównym założeniem przy projektowaniu układów zasilania dla urządzeń
teletransmisyjnych powinno być zapewnienie ciągłości i poprawności parametrów
zasilania. Wszystkie urządzenia w układzie transmisyjnym powinny pracować
w warunkach zasilania zgodnych z ich specyfikacjami technicznymi. Zalecane jest
Wydanie 1 Wersja 1
PS-DY-W03
Strona 12 z 20
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
zasilanie wszystkich urządzeń w układzie telemetrii napięciem bezpiecznym 24VDC.
Układy zasilania powinny mieć zabezpieczenie przeciążeniowe, przepięciowe
i zwarciowe.
Dopuszcza się zasilanie urządzeń telemetrii z sieci, baterii lub innych źródeł energii
dostępnych w obiekcie (panele fotowoltaiczne, itp.).
Układy telemetrii powinny posiadać własne systemy podtrzymujące zasilanie
(np. zasilacze buforowe z akumulatorami, UPS-y, itp.) lub rozwiązanie preferowane,
korzystać z zasilania z systemów podtrzymujących dla urządzeń AKPiA.
Wymagane minimalne czasy podtrzymania zasilania dla układów telemetrii obiektowej
umożliwiające transmisję danych z obiektu po wystąpieniu zaniku zasilania sieciowego
wynoszą:
4.1. gwarantowane zasilanie ciągłe - obiekty gazowe typu A
4.2. 8 godzin – obiekty typu B (ze zdalnym sterowaniem) oraz obiekty typu C (obiekty
z dostępem do traktu światłowodowego)
4.3. 4 godziny – pozostałe obiekty typu B
Zaleca się zastosowanie dodatkowych UPS-ów lub zasilaczy buforowych
z akumulatorami dla układu telemetrii w przypadku, gdy wspólne zasilanie
z rezerwowych systemów podtrzymujących pracę urządzeń AKPiA i telemetrii nie spełnia
w/w kryteriów czasowych.
Obiekty gazowe typu A, w celu spełnienia kryterium czasowego, poza standardowymi
rozwiązaniami zasilania powinny zostać wyposażone w dodatkowe urządzenia
zapewniające ciągłość zasilania np. agregaty prądotwórcze.
W przypadku zaniku zasilania sieciowego przełączenie na system zasilania rezerwowego
powinno odbywać się w sposób bezprzerwowy i automatyczny tzn. bez ingerencji
czynnika ludzkiego.
W przypadku stosowania ogniw fotowoltaicznych z akumulatorami jako głównego
zasilania obiektu należy tak zaprojektować układ, aby zapewnić zasilanie na okres 3 dni
przy złych warunkach pogodowych.
Paragraf 8
Wymagania szczegółowe – obiekty gazowe typu B
1.
2.
3.
Topologia telemetrii stosowana do transmisji danych z obiektów typu B jest wyjściowa dla
układów telemetrii pozostałych typów obiektów gazowych. Wszelkie zagadnienia
poruszone w tym punkcie mają zastosowanie dla pozostałych obiektów o ile nie
zaznaczono inaczej.
Opis obiektu:
2.1. Typowy zestaw urządzeń pomiarowych obiektu obejmuje m.in. korektor(y)
objętości gazu, rejestrator ciśnienia, rejestrator szczytów godzinowych oraz
opcjonalnie dodatkowe urządzenia wyposażone w moduły komunikacyjne, np.:
czujniki stężenia gazu, chromatografy, gazomierze z modułem komunikacyjnym,
UPSy, zasilacze, moduły I/O, SOKi/PPE, itp.
2.2. Obiekty ze zdalnym sterowaniem są dodatkowo wyposażone w urządzenia
odpowiadające za utrzymanie zadanych parametrów pracy obiektu, np. PLC.
Układy telemetrii:
Wydanie 1 Wersja 1
PS-DY-W03
Strona 13 z 20
3.1.
4.
Podstawowy układ telemetrii dla obiektu tego typu oparty na dwóch niezależnych
torach transmisyjnych (począwszy od interfejsów urządzeń pomiarowych),
powinien być zrealizowany na dwóch modemach podłączonych (o ile jest to
możliwe) do dedykowanych portów urządzeń obiektowych, stanowiących źródła
danych. Schemat proponowanych połączeń został przedstawiony w Załączniku
nr 2 (str. 1).
3.2. Preferowanym sposobem łączenia urządzeń jest grupowanie na jednej magistrali
logicznej kilku urządzeń tego samego typu lub używających tych samych
protokołów wymiany danych.
3.3. Nie zaleca się łączenia więcej niż 4 urządzeń na jednej magistrali.
W uzasadnionych przypadkach (uzgodnionych z Inwestorem) dopuszcza się
grupowanie większej ilości urządzeń. W przypadku, gdy na jednej magistrali RS-485
występują więcej niż cztery urządzenia zaleca się zastosowanie serwerów portów
szeregowych.
3.4. Serwery portów szeregowych należy zastosować także w przypadku, kiedy
potrzeba zarządzania urządzeniami pomiarowymi lub pomocniczymi (np. UPS) za
pośrednictwem interfejsu VirtualCOM, a zastosowane modemy/routery nie
dostarczą takiej funkcjonalności.
3.5. Zaleca się rozdzielanie sygnałowe urządzeń o różnych protokołach transmisyjnych
(np. GM, MB).
3.6. Optymalną konfiguracją urządzenia transmisyjnego dla obiektu typu B są
modemy/routery wyposażone w co najmniej dwa interfejsy RS-485 i co najmniej
jeden port ETH.
3.7. W przypadku gazomierzy ultradźwiękowych, chromatografów i podobnych
(każdorazowo uzgadniane z Inwestorem) zaleca się wyposażenie urządzenia
w dodatkowy port komunikacyjny ETH, dedykowany do zdalnej diagnostyki za
pomocą oprogramowania serwisowego dostarczonego przez producenta.
3.8. W szczególnym przypadku dla sterowników PLC wyposażonych w dwa różne
interfejsy do transmisji danych (np. RS-232 i ETH), gdzie wymaga się użycia
jednolitego protokołu komunikacyjnego po stronie systemów nadrzędnych (np.
ModBus TCP), konieczne jest zaproponowanie odpowiedniej konwersji protokołu
w jednym z torów transmisyjnych.
Dodatkowe wymagania:
4.1. Układy telemetrii winne być umieszczone poza strefą zagrożoną wybuchem,
w miarę możliwości w pomieszczeniach ogrzewanych.
4.2. Urządzenia telemetrii muszą zostać dostarczone wraz z dedykowanym
oprogramowaniem konfiguracyjnym, diagnostycznym i instrukcją obsługi w języku
polskim. Oprogramowanie konfiguracyjne/diagnostyczne powinno umożliwiać
konfigurację urządzenia w trybie zdalnym oraz lokalnym.
4.3. Urządzenia powinny być fabrycznie nowe oraz posiadać ważną gwarancję
producenta urządzeń lub wykonawcy układu telemetrii. Minimalny okres gwarancji
to 36 miesięcy od chwili zainstalowania.
4.4. Układy telemetrii w szczególności modemy/routery telemetryczne powinny być
zabezpieczone przed nieuprawnionym dostępem np. poprzez montaż
w odpowiednich szafkach.
Wydanie 1 Wersja 1
PS-DY-W03
Strona 14 z 20
4.5.
Układy telemetrii winny być dostosowane do pracy w zakresie temperatur od -20°C
do +60°C.
Paragraf 9
Wymagania szczegółowe – obiekty gazowe typu A
1.
2.
3.
Wszelkie wymagania wskazane w Paragrafie 8 dla obiektów gazowych typu B mają
zastosowanie dla obiektów typu A w zakresie nieuregulowanym w niniejszym Paragrafie.
Opis obiektu:
2.1. Do grupy obiektów A należą duże i złożone obiekty technologiczne jak tłocznie
gazu, duże węzły rozdzielcze ze zdalnym sterowaniem oraz duże stacje gazowe ze
zdalnym sterowaniem.
Media transmisji:
3.1. Podstawowe medium transmisji oparte na łączu dzierżawionym WAN (z lub bez
back-up operatora) oraz wyposażone w dwa zapasowe kanały transmisji oparte
na sieci GSM a realizowane za pomocą dwóch prywatnych APNów (dedykowane
do back-up WAN). W przypadku awarii łącza głównego powinno nastąpić
automatyczne przełączenie na jeden z torów transmisji zapasowej. Przykładowe
technologie linii WAN możliwe do zastosowania: MPLS, DSL, Frame Relay.
Preferowanym rozwiązaniem jest wybór MPLS i podłączenie stacji gazowej do
istniejącej sieci (MPLS) międzyoddziałowej. Schemat proponowanych połączeń
został przedstawiony w Załączniku nr 2 (str. 3).
Paragraf 10
Wymagania szczegółowe – obiekty gazowe typu C
1.
2.
3.
Wszelkie wymagania wskazane w Paragrafie 8 dla obiektów gazowych typu B mają
zastosowanie dla obiektów typu C w zakresie nieuregulowanym w niniejszym Paragrafie.
Układ telemetrii:
2.1. Dla zespołów zaporowo upustowych ZZU, na których realizowany jest trakt
światłowodowy, podstawowym medium transmisji jest światłowód, z łączem
zapasowym w postaci modemów/routerów GPRS/3G.
Media transmisji:
3.1. Podstawowe medium transmisji oparte na światłowodzie w topologii ringu, backup
na sieci GSM poprzez prywatny APN. W przypadku awarii łącza głównego
powinno nastąpić automatyczne przełączenie komunikacji światłowodowej na tor
transmisji zapasowej w postaci sieci GSM. W szafie/kontenerze AKP źródło danych
pomiarowych będzie połączone z urządzeniami wchodzącymi w skład obu torów
transmisji. Kabel światłowodu powinien być ułożony wzdłuż gazociągu,
w odpowiedniej odległości od jego osi, w oddzielnym wykopie, w rurociągu
kablowym wykonanym z rur osłonowych do kabli optotelekomunikacyjnych.
Rurociąg kablowy zostanie zakończony w studniach kanalizacji teletechnicznej na
obu swoich końcach tzn. na obiekcie gazowym i obiekcie posiadającym
infrastrukturę teleinformatyczną dołączoną do sieci informatycznej Spółki. Kabel
światłowodowy będzie zakończony w optycznej szafie dystrybucyjnej (ODF) lub na
patchpanelu w szafie typu rack, z jednego końca w kontenerze AKP, z drugiego
Wydanie 1 Wersja 1
PS-DY-W03
Strona 15 z 20
3.2.
końca w pomieszczeniu teletechnicznym lub serwerowni (zależnie od wielkości
obiektu posiadającego infrastrukturę teleinformatyczną dołączoną do sieci
informatycznej w GAZ-SYSTEM S.A.). Niewykorzystane włókna będą służyły jako
zapasowe i/lub pozostawione do późniejszego wykorzystania.
Wariant ten ma zastosowanie jedynie do istniejących instalacji światłowodowych.
Dla nowych projektów łącz światłowodowych nie wykonuje się chyba, że pojawią
się szczególne przesłanki o konieczności budowy światłowodów. Każdorazowo
sprawa zostanie rozpatrzona w toku indywidualnym przez Pion Inwestycji GAZSYSTEM S.A. w porozumieniu z Pionem PS. Wnioskujący powinien przedstawić
uzasadnienie wyboru takiego medium m.in. przyczyny braku możliwości
zastosowania innej infrastruktury do transmisji danych.
Paragraf 11
Wymagania szczegółowe – obiekty ochrony katodowej
1.
2.
3.
Opis obiektu:
1.1. Pośród urządzeń wchodzących w skład obiektów ochrony katodowej niniejszy
dokument obejmuje urządzenia mogące samodzielnie (zaopatrzone w integralny
moduł komunikacyjny) lub za pośrednictwem zewnętrznych urządzeń/układów
transmisyjnych przesyłać dane pomiarowe do systemów zdalnych. Do tego typu
urządzeń zaliczamy m.in. stacje ochrony katodowej (SOK) i punkty pomiarów
elektrycznych (PPE). Urządzenia ochrony katodowej mogą być zlokalizowane na
terenie obiektów gazowniczych takich jak stacje gazowe, tłocznie gazu, węzły itp.
lub mogą być zamontowane w wolnostojących obudowach, zlokalizowanych na
trasie gazociągu w pewnej odległości od niego.
Klasyfikacja urządzeń:
2.1. Podział urządzeń ze względu na sposób transmisji:
2.1.1. Współdzielone – urządzenia, które podłączane są do istniejącego systemu
telemetrii,
2.1.2. Samodzielne – urządzenia, które posiadają własne moduły transmisji danych.
2.2. Podział urządzeń ze względu na metodę transmisji danych:
2.2.1. Aktywne – urządzenia, które samodzielnie wysyłają informacje do systemu
teleinformatycznego lub inicjalizują operację odczytu dla systemu
nadrzędnego,
2.2.2. Pasywne – urządzenia, które są odpytywane przez system teleinformatyczny
w celu uzyskania informacji.
2.3. Podział urządzeń ze względu na zasilanie w energię energetyczną:
2.3.1. Sieciowe – zasilane ze źródła energii elektrycznej, umożliwiające transmisję
danych w trybie ciągłym,
2.3.2. Bateryjne - zasilane ze źródeł energii elektrycznej o ograniczonej wydajności,
umożliwiające transmisję danych tylko w określonych przedziałach
czasowych.
Media transmisji:
3.1. Transmisjia oparta jest na sieci GSM poprzez prywatne APNy – analogicznie do
przypadku dla pozostałych obiektów typu B. Dopuszczalne jest zastosowanie tylko
jednego kanału transmisyjnego w porozumieniu z Inwestorem.
Wydanie 1 Wersja 1
PS-DY-W03
Strona 16 z 20
4.
Podłączenie urządzeń do transmisji danych:
4.1. Dostarczane urządzenia powinny umożliwiać transmisję danych do systemów
nadrzędnych. W zależności od podziału urządzeń ze względu na sposób transmisji
urządzenia powinny spełniać poniższe wymagania.
4.2. Urządzenia współdzielone:
4.2.1. Powinny posiadać co najmniej jeden z interfejsów w standardzie
umożliwiającym podłączenie urządzenia do istniejącego na obiekcie
systemu telemetrii.:
4.2.1.1.
RS-232
4.2.1.2.
RS-422
4.2.1.3.
RS-485
4.2.1.4.
Ethernet 10/100
4.2.2. W przypadku, gdy dostarczane urządzenie posiada interfejs transmisyjny inny
niż określony powyżej, dostawca zobowiązany jest do dostarczenia
konwertera umożliwiającego podłączenie urządzenia do istniejącego kanału
transmisyjnego. W przypadku gdy urządzenie instalowane jest poza
pomieszczeniem, w którym znajduje się system telemetrii, istnieje zagrożenie
wystąpienia przepięć na kablach transmisyjnych itp. kabel transmisyjny od
strony systemu telemetrii należy zabezpieczyć urządzeniami z optoizolacją
galwaniczną.
4.2.3. Nie zaleca się stosowania oddzielnych urządzeń transmisyjnych
(np. modemy/routery umiejscowione w skrzynkach SOK) dla urządzeń
współdzielonych i sieciowych chyba, że podłączenie SOK/PPE do instalacji
telemetrycznej stacji nie jest możliwe ze względu np. na odległość od
urządzenia do szafki AKP z urządzeniami transmisyjnymi (ograniczenie
długości magistrali RS) lub konieczne jest wykonanie dodatkowych projektów
i uzyskanie pozwoleń (np. na budowę kabla).
4.2.4. Urządzenia SOK/PPE umiejscowione na terenie stacji gazowej należy
połączyć za pomocą RS-485 (ewentualnie RS-232) do układu telemetrii (za
pomocą serwerów portów szeregowych do obu kanałów transmisyjnych,
wpiąć w magistralę RS-485 z innymi urządzeniami z protokołem Modbus
lub bezpośrednio do modemów jeśli posiadają wolne porty RS). W celu
rozdzielenia sygnału na dwa kanały transmisyjne należy zastosować
urządzenie rozdzielające porty RS.
4.2.5. Należy przewidzieć, jeśli Inwestor będzie tego wymagał, wprowadzenie do
telemetrii pomiarów sygnalizacji stanu zasilania na obwodzie zasilającym
każdy z SOKów, przed i za wyłącznikiem różnicowoprądowym, np. za
pomocą modułu wejść binarnych.
4.3. Urządzenia samodzielne:
4.3.1. powinny posiadać moduł komunikacyjny lub mieć możliwość podłączenia
co najmniej jednego modemu,
4.3.2. powinny umożliwiać zainstalowanie co najmniej jednej karty SIM,
4.3.3. powinny umożliwiać pracę przy ustawionym kodzie PIN dla karty SIM,
4.3.4. powinny samodzielnie logować się do sieci wskazanego operatora GSM,
4.3.5. pracując w trybie pakietowej transmisji danych powinny samodzielnie
logować się do prywatnego APN Spółki, wskazanego przez służby PS,
Wydanie 1 Wersja 1
PS-DY-W03
Strona 17 z 20
4.4.
4.5.
4.3.6. powinny umożliwiać zdefiniowanie nazwy użytkownika i hasła w celu
autoryzacji
logowania
do
wskazanego
APN-a
z
możliwością
włączania/wyłączania tej opcji,
4.3.7. wymagana jest możliwość automatycznego ponawiania nieudanych prób
logowania do sieci operatora/APN-a,
4.3.8. powinny wystawiać do systemu nadrzędnego (protokołem opisanym
w Paragrafie 4 pkt. 2) parametry diagnostyczne modułu komunikacyjnego,
co najmniej poziom sygnału CSQ, LAC, CID, poziom zasilania,
4.3.9. powinny mieć możliwość definicji listy ACL/IPTABLES, zawierającej co najmniej
trzy adresy/nazwy hostów odpytujących,
4.3.10.
wymagana jest możliwość odczytu (protokołem opisanym w Paragrafie
4 pkt. 2) zdalnej konfiguracji modułu komunikacyjnego, natomiast wskazana
byłaby także możliwość zapisu konfiguracji do urządzenia,
4.3.11.
wymagana
jest
możliwość
zdalnego
restartu
modułu
komunikacyjnego,
4.3.12.
instalacja antenowa powinna być wykonana w sposób umożliwiający
odbiór sygnału GSM dla jednego z aktualnych dla GAZ-SYSTEM S.A.
operatorów sieci GSM na poziomie nie mniejszym niż poziom CSQ wskazany
w Paragrafie 1 pkt. 12, a w razie niedostatecznego poziomu tego sygnału do
Wykonawcy
należy
zaproponowanie
odpowiedniego
rozwiązania
antenowego wzmacniającego sygnał oraz uzyskanie akceptacji Inwestora w
tym zakresie.
Urządzenia sieciowe:
4.4.1. urządzenia służące do transmisji danych powinny posiadać zabezpieczenie
zasilania (UPS, zasilacz buforowy, itp.) umożliwiające transmisję danych
z urządzenia min. 4h po wystąpieniu zaniku zasilania,
4.4.2. urządzenia/modemy powinny umożliwić transmisję informacji
o braku
zasilania oraz otwarcia szafki SOK - wymaganie to nie dotyczy urządzeń, które
zostały podłączone do istniejącego systemu podtrzymania zasilania,
z którego informacje o zaniku zasilania są już transmitowane.
Urządzenia bateryjne:
4.5.1. powinny umożliwić przesłanie informacji o stanie baterii.
Paragraf 12
Udostępnianie/przekazywanie danych obiektowych do firm zewnętrznych za pośrednictwem
sieci teleinformatycznej GAZ-SYSTEM S.A.
1.
2.
Dostęp odbiorców przemysłowych lub operatorów sieci gazowych współpracujących
z GAZ-SYSTEM S.A. do danych z urządzeń na obiektach gazowniczych realizowany
będzie za pośrednictwem dedykowanego serwera wymiany danych. Każdorazowo
sposób dostępu będzie uzgadniany z odpowiednimi służbami informatycznymi
i eksploatacyjnymi Spółki, staraniem i na koszt odbiorcy/operatora sieci współpracującej.
Zakres niniejszego dokumentu nie obejmuje:
Wydanie 1 Wersja 1
PS-DY-W03
Strona 18 z 20
2.1.
3.
lokalnego udostępniania danych pomiarowych potrzebnych do prowadzenia
procesu technologicznego powiązanych obiektów po stronie firm zewnętrznych,
2.2. udostępniania danych pomiarowych (wynikających z regulacji IRiESP) za
pośrednictwem układów telemetrii należących do firm zewnętrznych.
Sposób realizacji takich łączy powinien być ustalony między służbami eksploatacyjnymi
i DBT ze strony GAZ-SYSTEM S.A. i odpowiednimi służbami po stronie odbiorcy danych.
Paragraf 13
Odczyt danych telemetrycznych z obiektów nie będących własnością GAZ-SYSTEM S.A.
1.
Pobieranie danych pomiarowych z urządzeń pomiarowych zainstalowanych na
obiektach technologicznych należących do odbiorców przemysłowych lub operatorów
sieci gazowych współpracujących z GAZ-SYSTEM S.A. na podstawie zapisów IRiESP
możliwe jest przy spełnieniu następujących warunków technicznych:
1.1. Dostęp do urządzeń pomiarowych powinien być zapewniony za pośrednictwem
modemu dostarczonego (wraz z kartą SIM) i skonfigurowanego przez służby IT
Spółki,
1.2. Modem będzie podłączony do dedykowanych dla GAZ-SYSTEM S.A. interfejsów
komunikacyjnych urządzeń pomiarowych,
1.3. Modem powinien być umieszczony we własnej, zamykanej na klucz szafce, która
będzie wyposażona w sygnalizację otwarcia. Sygnał z czujnika otwarcia powinien
być podłączony np. za pomocą wejścia DI w modemie lub za pośrednictwem
zewnętrznego modułu DI i transmitowany do systemów nadrzędnych Spółki. Szafka
dedykowana dla modemu GAZ-SYSTEM S.A. może być umieszczona wewnątrz
szafki AKP kontrahenta, przy czym w każdym przypadku należy zapewnić jej
odpowiednią wentylację,
1.4. Sposób montażu Instalacji antenowej dla dedykowanego modemu powinien być
wykonany co najmniej analogicznie do instalacji antenowych kontrahenta na
danym obiekcie. W przypadku uzasadnionym inny rodzaj instalacji antenowej
należy uzgodnić z GAZ-SYSTEM S.A.,
1.5. Dodatkowe szczegóły techniczne należy uzgodnić z lokalnymi służbami
eksploatacyjnymi Spółki.
Przepisy przejściowe i końcowe
systemów telemetrii dla obiektów gazowych systemu przesyłowego obowiązują od dnia
…………..
Dokumenty powiązane
PB-BD-I01
Instrukcja w zakresie projektowania i wdrażania systemów teleinformatycznych
w Operatorze Gazociągów Przesyłowych GAZ-SYSTEM S.A. (wytyczne bezpieczeństwa dla
Wykonawców)
PS-DY-I04
Instrukcja zarządzania komputerami z obszaru automatyki
Wydanie 1 Wersja 1
PS-DY-W03
Strona 19 z 20
PS-DY-W01
Wytyczne do projektowania systemów teleinformatycznych dla Wykonawców
PS-DY-W02
Wytyczne do projektowania i wdrażania systemów wizualizacji i sterowania
(SCADA) na obiektach technologicznych
Wydanie 1 Wersja 1
PS-DY-W03
Strona 20 z 20
Załącznik nr 1 – Wymagania bezpieczeństwa i funkcjonalności modemów telemetrycznych
do Wytycznych Operatora Gazociągów Przesyłowych GAZ-SYSTEM S.A. w zakresie projektowania
systemów telemetrii dla obiektów gazowych systemu przesyłowego
1.
2.
3.
4.
Wbudowany modem dostępowy do sieci GSM.
1.1. Funkcjonalność blokowania transmisji w trybie CSD lub brak tego trybu pracy.
1.2. Funkcjonalność definiowania punktu dostępowego (APN) dla transmisji danych.
1.3. Konfiguracja nazwy APN nie może blokować nazw zawierających znaki: kropka
oraz myślnik.
1.4. Praca z kartami SIM posiadającymi blokadę PIN.
1.5. Instalacja karty SIM nie wymagająca otwarcia urządzenia.
1.6. Karta SIM montowana z użyciem wysuwanej szufladki.
1.7. Natywne wsparcie dla kart SIM formatu 2FF (Mini-SIM) o rozmiarze 25mm x 15mm
x 0.76mm.
1.8. Praca w sieciach 2G oraz 3G.
1.9. Praca na częstotliwościach 900MHz oraz 1800MHz dla sieci 2G.
1.10. Praca na częstotliwościach 900MHz oraz 2100MHz dla sieci 3G.
1.11. Obsługa protokołów GPRS/EDGE w ramach sieci 2G.
1.12. Obsługa protokołów HSDPA/HSUPA/HSPA w ramach sieci 3G.
1.13. Funkcja automatycznego podtrzymywania połączenia.
Dostęp poprzez interfejs WEB.
2.1. Dostęp zabezpieczony wymogiem podania nazwy użytkownika oraz hasła.
2.2. Możliwość zalogowania do interfejsu WEB w ramach więcej niż jednej sesji dla
połączeń z dowolnych adresów IP.
2.3. Możliwość zmiany hasła dostępowego.
2.4. Możliwość konfiguracji wszystkich oferowanych opcji urządzenia z poziomu
interfejsu WEB.
2.5. Obecność protokołów HTTP jak i HTTPS z możliwością ich indywidualnego
wyłączenia.
2.6. Protokół HTTPS powinien wspierać SSLv3 oraz opcjonalnie TLSv1.0, TLSv1.1, TLSv1.2.
2.7. Nie dopuszcza się urządzeń obsługujących SSLv2.
Dostęp poprzez zdalny terminal.
3.1. Dane dostępowe identyczne jak dla interfejsu WEB.
3.2. Obecność protokołu TELNET opcjonalna z możliwością jego wyłączenia.
3.3. Protokół SSH wymagany z możliwością wyłączenia.
3.4. Protokół SSH w wersji 1 zablokowany bez możliwości aktywacji.
3.5. Obecność poleceń w ramach dostępu poprzez zdalny terminal: ifconfig, route,
telnet.
Diagnostyka urządzenia.
4.1. Diagnostyka w ramach protokołu SNMP.
4.2. Wsparcie dla protokołów SNMP w wersjach 2c, 3.
4.3. Obecność protokołu SNMP w wersji 1 opcjonalna z możliwością jego wyłączenia.
Możliwość indywidualnego wyłączenia protokołu SNMP osobno dla wersji 2c
oraz 3.
4.4. Możliwość zmiany nazwy community „public” na inną dla SNMP w wersji 2c
(oraz opcjonalnie wersji 1).
4.5. Protokół SNMP w wersji 3 ze wsparciem dla trybu pracy MD5/DES
oraz SHA/AES(128).
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 1 z 6
4.6.
5.
6.
7.
8.
Wydajność urządzenia pozwalająca na obsługę protokołu SNMP (w szczególności
w wersji 3) dla klientów z ustawioną wartością timeout na poziomie jednej sekundy.
Przy założeniu, że sumaryczny czas transmisji pakietu do i z urządzenia trwa nie
dłużej niż 200ms.
4.7. Tryb pracy „tylko authPriv” dla SNMPv3 czyli wymóg podania dwóch haseł
dostępowych. Osobno dla „Authentication” oraz „Privacy”.
4.8. Możliwość zdefiniowania dowolnej nazwy użytkownika wraz z dwoma różnymi
hasłami dla SNMPv3.
4.9. Tryb pracy „tylko do odczytu” dla SNMP.
4.10. Wsparcie dla polecenia „GETBULK” w ramach protokołu SNMP.
Obecność następujących parametrów diagnostycznych w ramach dostępu opisanego
w punkcie 4.
5.1. Model urządzenia.
5.2. Numer seryjny urządzenia.
5.3. Wersja zainstalowanego oprogramowania.
5.4. Cell ID – identyfikator aktualnie używanej stacji bazowej wraz z RNC ID dla sieci 3G.
5.5. LAC ID – identyfikator obszaru GSM.
5.6. CSQ – poziom sygnału.
5.7. Temperatura pracy urządzenia.
5.8. Parametry z podpunktów od 5.1 do 5.7 powinny być dostępne dodatkowo
w ramach interfejsu WEB.
5.9. Parametry z podpunktów od 5.1 do 5.7 powinny być reprezentowane
w oddzielnych obiektach (OID) dla SNMP.
Ogólne zasady dotyczące kanałów dostępowych do urządzenia.
6.1. Dostęp zarówno od strony interfejsu LAN jak i WAN dla punktów 2, 3 i 4.
6.2. Brak możliwości odczytu lub zmiany konfiguracji urządzenia oraz jego
oprogramowania poprzez interfejsy inne niż opisane w punktach 2, 3 i 4 w ramach
dostępu poprzez LAN, WAN.
6.3. Brak kont testowych lub serwisowych które nie zostały szczegółowo opisane
w dokumentacji urządzenia. Opis powinien zawierać wszelkie informacje
pozwalające na ich użycie (np. nazwa użytkownika, hasło, kanał lub protokół
dostępu).
6.4. Możliwość wyłączenia ewentualnych dostępów opisanych w powyższym punkcie.
6.5. Brak możliwości dostępu z pominięciem systemu autoryzacji dla połączeń LAN,
WAN.
Zarządzanie konfiguracją urządzenia.
7.1. Możliwość eksportu całej konfiguracji w ramach jej archiwizacji.
7.2. Możliwość importu pełnej konfiguracji w celu odtworzenia środowiska pracy
urządzenia.
7.3. Operacje importu/eksportu dostępne w ramach interfejsu WEB.
Aktualizacja oprogramowania.
8.1. Aktualizacja oprogramowania poprzez interfejs WEB.
8.2. Plik oprogramowania powinien być dostarczany do modemu w ramach metody
„POST” protokołu HTTP/HTTPS.
8.3. Możliwość aktualizacji oprogramowania w urządzeniu z zachowaniem jego
konfiguracji.
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 2 z 6
8.4.
9.
10.
11.
12.
13.
Wymóg ponownego nawiązania połączenia WAN w ramach zdefiniowanego
punktu dostępowego (APN) po aktualizacji oprogramowania.
8.5. Aktualizacje oprogramowania powinny być bezpłatne oraz ogólnodostępne
na stronie WWW producenta modemu.
8.6. Aktualizacje powinny zawierać informacje o wprowadzonych zmianach.
8.7. Operacja aktualizacji musi być jednoetapowa. Jeden plik zawierający aktualizację
całego urządzenia.
Zdalny restart urządzenia.
9.1. Możliwość zdalnego restartu poprzez interfejs WEB.
9.2. Możliwość zdalnego restartu poprzez wysłanie wiadomości SMS.
9.3. Możliwość utworzenia listy numerów telefonicznych dla których akceptowane
są polecenia wysyłane do urządzenia poprzez wiadomości SMS.
9.4. Blokada odbioru oraz interpretacji wiadomości SMS wysłanych z innych numerów
telefonów.
Podstawowe funkcje i protokoły sieciowe.
10.1. Brak lub możliwość wyłączenia protokołu TCP/IP w wersji 6.
10.2. Obecność protokołu TCP/IP w wersji 4.
10.3. Obsługa protokołów TCP, UDP, ICMP w ramach protokołu IP.
10.4. Możliwość definiowania statycznych wpisów w tablicy routingu.
10.5. Funkcjonalność serwera DHCP wraz z możliwością jego wyłączenia.
10.6. Możliwość wyłączenia domyślnego trybu NAT dla pakietów wysyłanych od strony
LAN w kierunku WAN (Masquerade).
Wsparcie dla VPN
11.1. VPN realizowany w ramach protokołu IPsec.
11.2. Wymagana grupa algorytmów AES, SHA1, DH2, DH5 zarówno dla pierwszej jak
i drugiej fazy połączenia IPsec.
Funkcje ograniczenia dostępu w ramach warstwy TCP/IP (FIREWALL).
12.1. Możliwość definiowania list kontrolnych (ACL/IPTABLES).
12.2. Możliwość określenia typu protokołu TCP/UDP.
12.3. Możliwość określenia źródłowego oraz docelowego adresu IP.
12.4. Możliwość określenia źródłowego oraz docelowego numeru portu.
Funkcje translacji dla protokołu TCP/IP - NAT.
13.1. Możliwość modyfikacji docelowego adresu IP oraz portu w ramach reguł translacji
DNAT (port forwarding).
13.2. Możliwość modyfikacji źródłowego adresu IP oraz portu w ramach reguł translacji
SNAT.
13.3. Stosowanie reguł translacji z pkt. 13.1 oraz 13.2 nie mogą się wzajemnie wykluczać
bądź być od siebie zależne.
13.4. Reguły translacji z pkt. 13.1 oraz 13.2 można stosować niezależnie od kierunku
połączenia (z WAN do LAN oraz z LAN do WAN).
13.5. Translacja DNAT definiowana z określeniem pakietów których ma dotyczyć
(protokół TCP/UDP, identyfikator interfejsu wejściowego, źródłowy adres IP,
docelowy numer portu).
13.6. Translacja SNAT definiowana z określeniem pakietów których ma dotyczyć
(protokół TCP/UDP, identyfikator interfejsu wyjściowego, docelowy adres IP,
docelowy numer portu).
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 3 z 6
14.
15.
16.
17.
18.
13.7. Funkcjonalność translacji pakietów (NAT) tylko w kierunku sieci GSM nie jest
uznawana za w pełni funkcjonalny SNAT opisany powyżej.
Funkcjonalność serwera portów szeregowych dla fizycznych interfejsów szeregowych.
14.1. a) Wymagany tryby pracy: „TCP Server”, „TCP Client” oraz „UDP Server”.
14.2. Możliwość zdefiniowania numeru portu TCP/UDP dla funkcji serwera portów
szeregowych.
14.3. Tryb pracy UDP z dynamicznymi klientami. Brak konieczności definicji adresów IP
(i portów) pod które mają zostać wysłane dane odebrane z interfejsu
szeregowego. Serwer portów szeregowych automatycznie odeśle informacje
odebrane z portu szeregowego pod adres i port będący adresem i portem
źródłowym ostatniego odebranego pakietu w ramach protokołu UDP.
14.4. Możliwość wyłączenia funkcji serwera portów szeregowych dla konkretnego,
fizycznego interfejsu szeregowego.
Funkcja bramy Modbus (Modbus Gateway).
15.1. Protokół ModbusTCP slave po stronie WAN i LAN.
15.2. Możliwość zdefiniowania numeru portu TCP dla powyższego punktu.
15.3. Odrzucanie istniejącego połączenia ModbusTCP gdy nastąpi kolejne.
15.4. Protokół ModbusRTU master po stronie portu szeregowego.
15.5. Możliwość zdefiniowania wartości timeout w ms dla transmisji RTU.
Kompatybilność z protokołami i urządzeniami podłączonymi do portów szeregowych.
16.1. Funkcjonalność serwera portów szeregowych powinna działać poprawnie i bez
zakłóceń z protokołami ModbusRTU oraz GazModem.
16.2. Modem powinien poprawnie współpracować z urządzeniami MacMAT II, MacREJ
II, MacR2 oraz M-SOK zarówno w warstwie fizycznej jak i transmisji danych.
16.3. Modem powinien współpracować z oprogramowaniem TelWinSCADA v5/v6
w zakresie transmisji danych z urządzeń wymienionych w podpunkcie 16.2.
Konfiguracja portów szeregowych.
17.1. Konfiguracja dotyczy punktów 14 oraz 15.
17.2. Możliwość ustawienia następujących prędkości transmisji: 115200, 57600, 38400,
19200, 9600, 4800bps.
17.3. Możliwość ustawienia ilości bitów transmisji na wartość 8 lub 7.
17.4. Możliwość ustawienia bitów stopu na wartość 1.
17.5. Możliwość wyłączenia bitu parzystości.
17.6. Możliwość aktywacji bitu parzystości w trybach „Even Parity” oraz „Odd Parity”.
17.7. Możliwość określenia czasu oczekiwania (w ms) na dane odbierane z portu
szeregowego przed podjęciem decyzji o ich wysłaniu w ramach protokołu IP.
Opcja zapobiega fragmentacji informacji (wprowadza grupowanie) w przypadku
wystąpienia niewielkich przerw w transmisji z urządzenia końcowego na magistrali
szeregowej.
Dokumentacja urządzenia.
18.1. Dokumentacja powinna być dostarczona wraz z urządzeniem.
18.2. Język dokumentacji angielski lub polski.
18.3. Dokumentacja w formacie PDF.
18.4. Dokumentacja urządzenia powinna opisywać konfigurację wszystkich funkcji
urządzenia.
18.5. Plik PDF nie może być zabezpieczony hasłem.
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 4 z 6
19.
20.
21.
22.
23.
24.
25.
18.6. Plik PDF nie może być zabezpieczony przed wydrukiem.
18.7. Plik PDF z możliwością wyszukiwania tekstu.
18.8. Dla plików PDF nie dopuszcza się dokumentów zeskanowanych.
Zasilanie urządzenia.
19.1. Praca z zasilaniem w zakresie nie mniejszym niż od 12V do 30V prądu stałego (DC).
19.2. Wtyczka zasilania typu phoenix.
19.3. Wtyczka przykręcana do obudowy urządzenia.
19.4. Przewody zasilające przykręcane do wtyczki.
19.5. Niedopuszczalne są wtyczki mocowane na zatrzask.
19.6. Niedopuszczane są wtyczki z zaciskanymi przewodami oraz inne rozwiązania
jednorazowe.
19.7. Wtyczka zasilania nie może zawierać jakichkolwiek innych sygnałów.
W szczególności
wyprowadzeń
portów
szeregowych
lub
wyjść/wejść
cyfrowych/analogowych.
Porty komunikacyjne.
20.1. Wymagany przynajmniej jeden port RS-232 lub RS-422/485.
20.2. Wymagany przynajmniej jeden port Ethernet 10/100 Base-T lub szybszy.
20.3. Wymóg ilościowy portów z punktów 20.1 i 20.2 w zależności od potrzeb danego
wdrożenia.
Dopuszczalne złącza fizyczne dla interfejsów szeregowych.
21.1. DSUB DB9 żeńskie.
21.2. RJ-45 gniazdo.
21.3. Przewody przykręcane.
Dopuszczalne złącza dla interfejsów Ethernet.
22.1. RJ-45 gniazdo.
Dopuszczalne złącza dla anteny GSM.
23.1. SMA żeńskie.
23.2. FME męskie.
Informacje dotyczące rozmieszczenia złącz oraz innych cech fizycznych.
24.1. Wszystkie porty komunikacyjne, złącza antenowe, zasilania oraz kart SIM powinny
znajdować się na jednej płaszczyźnie obudowy urządzenia.
24.2. Wszelkie gniazda, złącza powinny być zamontowane na obudowie urządzenia.
24.3. Nie dopuszcza się jakichkolwiek przedłużaczy, adapterów oraz przewodów
wychodzących bezpośrednio z obudowy urządzenia.
24.4. Wymóg montażu na listwie DIN TS35.
24.5. Zaczep TS35 powinien znajdować się na przeciwległej płaszczyźnie obudowy
względem lokalizacji portów komunikacyjnych.
24.6. Obudowa urządzenia metalowa.
24.7. Praca w zakresie temperatur nie mniejszym niż od -20°C do +60°C.
Wymagana deklaracja zgodności z następującymi standardami w wersjach podanych
lub nowszych.
25.1. ETSI EN 301 511, V9.0.2 - Globalny system łączności ruchomej (GSM).
Zharmonizowana norma dotycząca stacji ruchomych pracujących w pasmach
GSM 900 i DCS 1800 zapewniająca spełnianie zasadniczych wymagań zgodnie
z artykułem 3.2 dyrektywy R&TTE.
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 5 z 6
25.2. ETSI EN 301 489-1, V1.8.1 - Kompatybilność elektromagnetyczna i zagadnienia
widma radiowego (ERM) – Norma kompatybilności elektromagnetycznej (EMC)
dotycząca urządzeń i systemów radiowych – Część 1: Ogólne wymagania
techniczne.
widma radiowego (ERM) – Stacje bazowe (BS), stacje przekaźnikowe i urządzenia
użytkownika (UE) dla sieci komórkowych trzeciej generacji IMT-2000 – Część 1:
Zharmonizowana EN dla IMT-2000 zawierająca wprowadzenie i wymagania ogólne
zapewniająca spełnienie zasadniczych wymagań zgodnie z artykułem 3.2
dyrektywy R&TTE.
widma radiowego (ERM) – Stacje bazowe (BS), stacje przekaźnikowe i urządzenia
użytkownika (UE) dla sieci komórkowych trzeciej generacji IMT-2000 – Część 2:
Zharmonizowana EN dla IMT-2000 CDMA z rozproszeniem bezpośrednim (UTRA FDD)
(UE) zapewniająca spełnienie zasadniczych wymagań zgodnie z artykułem 3.2
dyrektywy R&TTE.
25.5. EN 60950-1:2006 + A11:2009 - Urządzenia techniki informatycznej - Bezpieczeństwo.
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 6 z 6
do Wytycznych Operatora Gazociągów Przesyłowych GAZ-SYSTEM S.A. w zakresie projektowania systemów
telemetrii dla obiektów gazowych systemu przesyłowego
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 1 z 3
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 2 z 3
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 3 z 3
Protokół nr …………/………… z dnia …………
z przeprowadzenia odbioru i rozruchu układów transmisji danych zamontowanych na
stacji
1. Lokalizacja(WYPEŁNIA Dział Eksploatacji Sieci)
……………………………………………………………………………………………………………...
……………………………………………………………………………………………………………...
(województwo, miejscowość, ulica, rozdzielnia gazu)
2. Rodzaj stacji
(WYPEŁNIA Dział Eksploatacji Sieci)
…………………………………………………………………………...…………………………………
…………………………………………………………………………...…………………………………
(średniego ciśnienia, wysokiego ciśnienia, przemysłowa, redukcyjna, redukcyjno-pomiarowa, pomiarowa)
3. Współrzędne geograficzne
(WYPEŁNIA Dział Eksploatacji Sieci)
………………………………………………………………………….…………………
4. Szkic układu pomiarowego z zaznaczeniem gazomierzy
(z gazomierzami i numerami armatury
zaworowej) (WYPEŁNIA Dział Eksploatacji Sieci)
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 1 z 7
5. Ciągi pomiarowe
5.1. Ciąg 1
5.1.1. Gazomierz
……………………………………………………………………………………………(WYPEŁNIA Wykonawca)
(producent, rodzaj, typ, wielkość, średnica, Qmin/Qmax, nr fabryczny, rok produkcji, data ostatniej legalizacji, adres IP)
5.1.2. Przelicznik
………………………………………………………………………………………….(WYPEŁNIA Wykonawca)
(producent, rodzaj, typ, nr fabryczny, rok produkcji, wersja programu)

adres urządzenia GM: ………………………….…….(WYPEŁNIA Dział Pomiarów i Automatyki)

adres urządzenia IP: ………………………….…….(WYPEŁNIA Dział Pomiarów i Automatyki)

Obwody wejściowe przelicznika
Ciśnienie:
…………………………………………………………………………..(WYPEŁNIA
Wykonawca)
(nazwa pomiaru, zakres przetwornika, jednostka miary)
Temperatura :
…………………………………………………………………………..(WYPEŁNIA
Wykonawca)
rezerwa 1: ……………………………………………………………………………………(WYPEŁNIA
Wykonawca)
rezerwa 2: …………………………………………………………………………………..(WYPEŁNIA
Wykonawca)
iskrobezpieczne obwody wejściowe przelicznika:
Wydanie 1 Wersja 1
(WYPEŁNIA Wykonawca)
1.
Nazwa …………………………………………………., przy stanie 1 wystąpi zdarzenie……………………………………………………
2.
3.
Strona 2 z 7
nieiskrobezpieczne obwody wejściowe przelicznika:
(WYPEŁNIA Wykonawca)
1.
2.
3.
inne uwagi do przelicznika:
……………………………………………………………………………………………………………………
……………………………………………………………………………………………………………………
…………………………………………………… (WYPEŁNIA Wykonawca)

Pełna tablica DP podłączonego urządzenia w załączniku nr ………
(WYPEŁNIA
Wykonawca)
6. Rejestracja ciśnienia / zużycia własnego
6.1. gazomierz
…………………………………………………………………………………………………(WYPEŁNIA
Wykonawca)
(producent, rodzaj, typ, wielkość, średnica, Qmin/Qmax, nr fabryczny, rok produkcji, data ostatniej legalizacji, adres IP)
6.2. rejestrator impulsów
…………………………………………………………………………………………………(WYPEŁNIA Wykonawca)
(producent, typ, wersja, nr fabryczny, rok produkcji)

adres urządzenia GM: ………………………………….….….(WYPEŁNIA Dział Pomiarów i
Automatyki)

adres urządzenia IP: ……………………………………………… (WYPEŁNIA Dział Pomiarów i
Automatyki)

ciśnienie 1
……………………………………………………………………………………(WYPEŁNIA
Wykonawca)

ciśnienie 2
…………………………………………………………………………….……..(WYPEŁNIA
Wykonawca)
Wydanie 1 Wersja 1
(zakres przetwornika, jednostka miary, czy ABS czy nadciśnienie)
(zakres przetwornika, jednostka miary, czy ABS czy nadciśnienie)
Strona 3 z 7

temperatura
……………………………………………………………………………………(WYPEŁNIA
Wykonawca)

(typ i zakres przetwornika)
Pełna tablica DP podłączonego urządzenia w załączniku nr ……… (WYPEŁNIA
Wykonawca)
7. Inne urządzenia pomiarowe AKP
W przypadku zastosowania innych urządzeń AKP (np. w sytuacji, gdy jest
konieczność
dokonywania
pomiaru
dodatkowych
wielkości
analogowych
czy
dwustanowych przy jednoczesnym braku wolnych wejść w przeliczniku czy rejestratorze)
dopuszcza
się
stosowanie
urządzeń,
które
spełniają
wymogi
w
zakresie
iskrobezpieczeństwa, europejskiej „dyrektywy nowego podejścia” i wyposażone są w
odpowiedni protokół komunikacyjny (GazModem, Modbus RTU). W celu włączenia do
systemu telemetrii należy podać następujące informacje:
urządzenie pomiarowe …………………………………………………………………………………………………
(producent, rodzaj, typ, nr fabryczny, rok produkcji)

adres Modbus: ……………………….. (COM1), ………………………………. (COM2)

adres IP: ………………………

analogowe obwody wejściowe
AI1 ………………………………………………………………………………………………………………
(nazwa pomiaru, zakres przetwornika, jednostka miary, nr w tablicy BDP)
AI2 ………………………………………………………………………………………………………………
AI3 ………………………………………………………………………………………………………………
AI4 ………………………………………………………………………………………………………………
AI5 ………………………………………………………………………………………………………………
AI6 ………………………………………………………………………………………………………………
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 4 z 7

dwustanowe obwody wejściowe
1.
nazwa …………………………….…………………………….…………………………….……..
przy stanie 1 wystąpi zdarzenie …………………………..………………………….
2.
nazwa …………………………….…………………………….…………………………….……..
3.
nazwa …………………………….…………………………….…………………………….……..
4.
nazwa …………………………….…………………………….…………………………….……..
5.
nazwa …………………………….…………………………….…………………………….……..
6.
nazwa …………………………….…………………………….…………………………….……..

Pełna lista sygnałów Modbus urządzenia w załączniku nr ……… (WYPEŁNIA
Wykonawca)

inne uwagi do zastosowanego urządzenia pomiarowego:
……………………………………………………………………………………………………………………
……………………………………………………………………………………………………………………
…………………………………………………… (WYPEŁNIA Wykonawca)
8. Układy nadawczo-odbiorcze
Adres serwera systemu SCADA: ……………………. (standard)
Adres serwera systemu Kolektor: ………………….. (standard)
Adres serwera Testowego: ……………………………… (standard)
9. Urządzenia komunikacyjne pierwszego kanału transmisyjnego:
9.1. Modem
…………………………………………………………………………………………………………………………………………………
(producent, rodzaj, typ, nr seryjny, rok produkcji, ilość portów Eth/RS-232/RS-485, adres IP LAN, adres IP WAN) (WYPEŁNIA Dział Pomiarów i
Automatyki)
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 5 z 7
9.2. Serwer portów szeregowych:
…………………………………………………………………………………………………………………………………………………
(producent, typ, nr seryjny, nap. zasilania, rok produkcji, ilość portów Eth/RS-232/RS-485, adres IP LAN, nr portu kom., brama) (WYPEŁNIA Dział
Pomiarów i Automatyki)
9.2.1. Konfiguracja torów komunikacyjnych:
A.
……………………
(nr portu, typ portu, podłączone urządzenie, protokół transportowy UDP/TCP)
B.
……………………
C.
……………………
D.
……………………
9.3. Przełącznik sieciowy:
…………………………………………………………………………………………………………………………………………………
(producent, rodzaj, typ, nr seryjny, nap. zasilania, rok produkcji, ilość portów Eth, port konsoli, adres IP LAN) (WYPEŁNIA Dział Pomiarów i
Automatyki)
9.3.1. Konfiguracja portów:
1.
……………………
(podłączone urządzenie, adres IP, port)
2.
……………………
3.
……………………
4.
……………………
5.
……………………
6.
……………………
7.
……………………
8.
……………………
10.Urządzenia komunikacyjne drugiego kanału transmisyjnego:
10.1.
Modem
…………………………………………………………………………………………………………………………………………………
(producent, rodzaj, typ, nr seryjny, rok produkcji, ilość portów Eth/RS-232/RS-485, adres IP LAN, adres IP WAN) (WYPEŁNIA Dział Pomiarów i
Automatyki)
10.2.
Serwer portów szeregowych:
…………………………………………………………………………………………………………………………………………………
(producent, typ, nr seryjny, nap. zasilania, rok produkcji, ilość portów Eth/RS-232/RS-485, adres IP LAN, nr portu kom., brama) (WYPEŁNIA Dział
Pomiarów i Automatyki)
10.2.1.
Konfiguracja torów komunikacyjnych:
A.
……………………
B.
……………………
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 6 z 7
C.
……………………
D.
……………………
10.3.
Przełącznik sieciowy:
…………………………………………………………………………………………………………………………………………………
(producent, rodzaj, typ, nr seryjny, nap. zasilania, rok produkcji, ilość portów Eth, port konsoli, adres IP LAN) (WYPEŁNIA Dział Pomiarów i
Automatyki)
10.3.1.
Konfiguracja portów:
1.
……………………
2.
……………………
3.
……………………
4.
……………………
5.
……………………
6.
……………………
7.
……………………
8.
……………………
11. Sprawdzenie poprawność transmisji do systemów Kolektor i SCADA
11.1.
Przypisanie kanałów transmisyjnych do systemów nadrzędnych
11.1.1.
Pierwszy kanał transmisyjny - SCADA/Kolektor
11.1.2.
Drugi kanał transmisyjny - SCADA/Kolektor
11.2.
Poprawność transmisji
11.2.1.
Pierwszy kanał transmisyjny - TAK / NIE
11.2.2.
Drugi kanał transmisyjny - TAK / NIE
Data montażu urządzeń i sporządzenia formularza: ………………………………………………….
Sporządził …………………………………………………………………………….………………………………………
(imię i nazwisko osoby dokonującej montażu, telefon, nazwa firmy)
Wydanie 1 Wersja 1
Strona 7 z 7
Zał. nr 7 do
OPZ
Zał. nr 8 do OPZ

PE-EF-P01 - Przetargi - Gaz

Transkrypt

Podobne dokumenty

Drukuj stronę - Gaz

Metodologia kalkulacji taryf - Gaz

XI Ogólnopolskie Imieniny Henryka już wkrótce!

Drukuj stronę - Gaz

Plakat - GAZ