Рну расшифровка. Регламент по эксплуатации комплексной системы защиты объектов Организаций системы «транснефть» от воздействия опасных факторов молнии, статического электричества и искрения. Выход в тираж

ВВЕДЕНИЕ

На современном этапе функционирование системы нефтепроводов происходит в принципиально новых экономических и политических условиях. В связи с разделением трубопроводов по территориальной принадлежности между государствами – бывшими республиками СССР, в настоящее время только Россия обладает единой нефтепроводной системой. Эксплуатация около 48 тыс. км магистральных нефтепроводов диаметром от 420 до 1220 мм, 395 нефтеперекачивающих станций (НПС), 867 резервуаров общей вместимостью 12,8 млн. м 3 осуществляется государственной акционерной компанией по трубопроводному транспорту нефти АК «Транснефть». Магистральные нефтепроводы (МН) диаметром 820-1220 мм составляют большую часть общей протяженности и обеспечивают транспортировку 97% добываемой в России нефти.

Открытое акционерное общество (ОАО) «Урало-Сибирские магистральные нефтепроводы им. Д.А.Черняева» - это одна из самых крупнейших трубопроводных транспортных организаций в составе АК «Транснефть». ОАО «Урало-Сибирские магистральные нефтепроводы им. Д.А.Черняева» эксплуатирует более 6 тыс. км нефтепроводов диаметрами от 320 до 1220 мм включительно со сроком службы от 20 до 50 лет, 26 НПС с 65 магистральными насосными и полезной резервуарной ёмкостью более 500 тыс. м 3 .

Основное направление деятельности ОАО - транспортировка нефти по системе магистральных нефтепроводов по территории Башкортостана, Челябинской, Курганской, Северо-Казахстанской, Оренбургской, запада Омской и юга Пермской областей, хранение в резервуарах с контролем качества и количества принимаемого и откачиваемого сырья, оказание клиентам услуг, связанных с хранением, транспортировкой и поставкой нефти.

Для осуществления основной деятельности внутри ОАО создано 5 филиалов (нефтепроводных управлений): Туймазинское, Арланское, Черкасское, Челябинское, Курганское.

Черкасское нефтепроводное управление является структурным подразделением в составе ОАО «Урало-Сибирские магистральные нефтепроводы им. Д.А.Черняева».

Основной задачей Черкасского НУ является обеспечение приема, транспортировки и сдачи нефти с минимальными затратами, в соответствии с заданиями ОАО на основе графика транспортировки, маршрутных телефонограмм, согласно заключенных договоров с сохранением нефти, как по количеству, так и по качеству.

Черкасское районное нефтепроводное управление было организовано 26 августа 1970 года. В состав районного управления входили: нефтеперекачивающие станции Черкассы, Аша, Кропачёво и Бердяуш. Общая протяженность нефтепроводов, входящих в состав районного управления, составляла 560 км. За год перекачивалось около 13,5 млн. т. нефти.

В настоящее время Черкасское РНУ (ЧРНУ) осуществляет перекачку нефти западносибирских и башкирских месторождений по нефтепроводам диаметром 320 – 1220 мм и общей протяженностью 1193,8 км, приём нефти от промыслов. Производит сдачу нефти на Уфимские нефтеперерабатывающие заводы, Альметьевскому и Бугурусланскому РНУ. Товарно-коммерческие операции ведутся по параллельным узлам учёта, расположенным на ЛПДС «Нурлино».

Одной из самых больших нефтеперекачивающих станций в ОАО «Урало-Сибирские магистральные нефтепроводы им. Д.А.Черняева» является ЛПДС «Нурлино». ЛПДС «Нурлино» введена в эксплуатацию в 1973 году и осуществляет свою деятельность в соответствии с положением о нефтеперекачивающей станции, осуществляет перекачку тюменских и башкирских нефтей, в своем составе имеет резервуарный парк, состоящий из 16 резервуаров по 20000 м 3 .

Эксплуатация резервуаров и резервуарных парков – это совокупность процессов по приему, хранению, отпуску, учету нефти, испытанию и приемке резервуара в эксплуатацию, его диагностированию, техническому обслуживанию и ремонту.

Основными видами работ в процессе эксплуатации резервуаров и резервуарных парков являются:

Определение вместимости и градуировка резервуаров;

Оперативно – технологическое обслуживание резервуаров и резервуарных парков;

Техническое обслуживание и текущий ремонт резервуарных парков и отдельных резервуаров;

Техническое диагностирование резервуаров;

Поддержание каре резервуарного парка в нормативном состоянии;

Капитальный ремонт резервуаров;

Реконструкция резервуаров.

Металлические резервуары относятся к числу ответственных сварных конструкций, работающих в тяжелых эксплуатационных условиях. Наличие в резервуарах жестких сварных соединений и снижение пластических свойств металла при отрицательных температурах вызывает значительные внутренние напряжения и создает условия, исключающие возможность их перераспределения. Эти и ряд других причин, таких как, неравномерные осадки, коррозия снижают эксплуатационную надежность резервуара, иногда приводят к его разрушению.

Периодическое обследование и комплексная дефектоскопия позволяют своевременно выявлять дефекты, которые были допущены при изготовлении, сооружении резервуаров, а также появившиеся в процессе эксплуатации.

Диагностика резервуара заключается в выполнении комплекса мероприятий по техническому обследованию, дефектоскопии и обработке полученной информации, составлению заключения о техническом состоянии резервуара и выдаче рекомендаций по дальнейшему его использованию.

Проблема надежности и работоспособности оборудования и сооружений объектов магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов очень важна в отрасли транспорта и хранения нефти и нефтепродуктов. Чем более надежно оборудование и меньше его отказов, тем меньше простоев в перекачке нефти и нефтепродуктов, аварий с разливом нефти и других вредных для предприятия и окружающей среды последствий.

1 Характеристика лпдс «нурлино»

Одной из самых больших нефтеперекачивающих станций в ОАО «Уралсибнефтепровод им. Д.А. Черняева» является ЛПДС «Нурлино», входящая в состав ЧРНУ.

ЛПДС «Нурлино» введена в эксплуатацию в 1973 году, является структурным подразделением ОАО УСМН и представляет собой комплекс сооружений и устройств для перекачки нефти.

Проект нефтеперекачивающий станции разработан проектным институтом Гипротрубопровод.

На территории ЛПДС «Нурлино» размещены НПС нефтепроводов Нижневартовск-Курган-Куйбышев (НКК), Усть-Балык-Курган-Уфа-Альметьевск (УБКУА), Туймазы-Омск-Новосибирск-1(ТОН-1), предназначенные для приема и дальнейшей перекачки западносибирских нефтей по магистральным нефтепроводам НКК, УБКУА и башкирских нефтей по магистральному нефтепроводу ТОН-1.

В состав ЛПДС «Нурлино» входят:

Магистральная насосная нефтепровода НКК, оборудованная четырьмя центробежными насосами НМ 10000-210 с приводом от синхронных электродвигателей СТД 8000-2;

Магистральная насосная нефтепровода УБКУА, оборудованная тремя центробежными насосами НМ 10000-210 с приводом от синхронных электродвигателей СТД - 6300-2;

Подпорная насосная нефтепровода НКК с четырьмя насосами 26QLSMфирмы “Вортингтон”, находящихся на открытой площадке;

Подпорная насосная нефтепровода УБКУА, оборудованная тремя центробежными подпорными насосами НМП 5000-90 с приводом от син­хронных электродвигателей СДН 1600-2 и насосом 20НДсН с приводом от электродвигателя ВАО 560-2 для внутристанционной перекачки;

Резервуарный парк нефтепровода УБКУА, состоящий из четырех резервуаров РВС-20000;

Резервуарный парк нефтепровода НКК, состоящий из двенадцати резервуаров с понтонами РВСП-20000;

Система измерения качества и количества нефти (СИКН) №19 нефтепровода УБКУА;

СИКН №19А нефтепровода ТОН-1 (Туймазы-Омск-Новосибирск);

СИКН №19Т нефтепровода ТУ-3 (Туймазы-Уфа);

СИКН №20 нефтепровода НКК;

Узел поверки счетчиков «Прувер с установкой эталонной мерной трубы»;

Площадка пуска и приема очистных и диагностических устройств по нефтепроводам УБКУА, НКК, ТОН-1, ТУ-3, ТУ-2, ТУ-1;

Площадка переключений на нефтепроводах ТОН-1, ТУ-1, ТУ-2, ТУ-3;

Узлы предохранительных устройств нефтепроводов УБКУА и НКК;

Камеры регулирующих заслонок нефтепроводов НКК и УБКУА;

Фильтры-грязеуловители;

Фильтры-решетки;

Технологические трубопроводы;

Системы водоснабжения, теплоснабжения, вентиляции, канализации, пожаротушения, электроснабжения;

Котельная;

Нефтяная лаборатория;

Ремонтно-механическая служба;

Корпус подсобных и вспомогательных помещений с пожарным депо;

Корпус аварийно-ремонтной службы;

Склад с площадью для труб;

Центральный ремонтно-эксплуатационный блок.

Территориально подпорные и основные насосные станции МН УБКУА, НКК расположены на совмещенных площадках. Охлаждение двигателей, как на подпорных, так и на основных агрегатах воздушное. Смазка подшипников основных агрегатов УБКУА, НКК централизованная принудительная.

Линейно – эксплуатационная служба (ЛЭС) ЛПДС «Нурлино» обслуживает 6 действующих магистральных нефтепроводов со следующими техническими характеристиками:

Нефтепровод “Усть-Балык-Курган-Уфа-Альметьевск” Ду1200. Участок обслуживается Черкасским НУ протяженностью 234,5 км, граничит с Челябинским и Туймазинским НУ, в эксплуатации с 1973 года. Перекачиваемая нефть – вязкостью от 14,7 до 26,9 сСт, плотностью от 857,2 до 864,8 кг/ м 3 . Трасса нефтепровода проходит по пересеченной местности. Нефтепровод пересекает 28 дорог (авто и железные дороги) и 27 рек и ручьев, в том числе р.Уфа шириной 180 м, р.Белая шириной 335 м;

Нефтепровод “Нижневартовск-Курган-Куйбышев”. Участок обслуживается Черкасским НУ протяженностью 248,2 км, граничит с Челябинским и Туймазинским НУ, в эксплуатации с1973 года. Перекачиваемая нефть – вязкостью от 11,45 до 25,87 сСт, плотностью от 855,0 до 865,3 кг/ м 3 . Трасса нефтепровода проходит по пересеченной местности. Нефтепровод пересекает 24 дорог (авто и железные дороги) и 27 рек и ручьев, в том числе р.Уфа шириной 180 м, р.Белая шириной 335 м;

Нефтепровод “Туймазы-Омск-Новосибирск-1” Ду500. Участок обслуживается Черкасским НУ протяженностью 213,7 км (выведены из эксплуатации 16,17км), граничит с Челябинским и Туймазинским НУ, в эксплуатации с 1959 года. Перекачиваемая нефть – вязкостью от 12,7 до 26,87 сСт, плотностью 855,0 до 864,8 кг/ м 3 . Трасса нефтепровода проходит по пересеченной местности. Нефтепровод пересекает 27 дорог (авто и железные дороги) и 34 рек и ручьев, в том числе р.Белая шириной 335 м (подводный переход Ду500);

Нефтепровод “Туймазы–Омск-Новосибирск-3” Ду800 (отвод на Уфимское НПЗ Ду500). Участок обслуживается Черкасским НУ протяженностью 61,2 км, граничит с Туймазинским НУ, в эксплуатации с 1962 года. Перекачиваемая нефть – вязкостью от 13,8 до 53,8 сСт, плотностью 857,0 до 896,7 кг/ м 3 . Трасса нефтепровода проходит по пересеченной местности. Нефтепровод пересекает 16 дорог (авто и железные дороги) и 9 рек и ручьев, в том числе р.Белая шириной 335 м (подводный переход Ду500);

Нефтепровод “Туймазы-Уфа-1” Ду350. Участок обслуживается Черкасским НУ протяженностью 55,2 км, граничит с Туймазинским НУ, в эксплуатации с 1947 года. Перекачиваемая нефть – вязкостью от 21,12 до 96,4 сСт, плотностью 858,3 до 887,3 кг/м 3 . Трасса нефтепровода проходит по пересеченной местности. Нефтепровод пересекает 13 дорог (авто и железные дороги) и 7 рек и ручьев, в том числе р.Белая шириной 335 м;

Нефтепровод “Туймазы-Уфа-3” Ду500. Участок обслуживается Черкассским НУ протяженностью 54,2 км, граничит с Туймазинским НУ, в эксплуатации с 1954 года. Перекачиваемая нефть – вязкостью от 21,1 до 69,4 сСт, плотностью 858,3 до 891,3 кг/ м 3 . Трасса нефтепровода проходит по пересеченной местности. Нефтепровод пересекает 11 дорог (авто и железные дороги) и 7 рек и ручьев, в том числе р.Белая шириной 335 м.

На ЛПДС «Нурлино» осуществляются следующие технологические операции:

Прием, учет, перекачка, определение качества перекачиваемой нефти по нефтепроводам УБКУА, НКК, ТОН – 1, ТОН – 3, ТУ – 1, ТУ – 3;

Компаундирование высокосернистых башкирских нефтей с западносибирскими.

На ЛПДС «Нурлино» могут быть использованы следующие системы перекачки нефти: постанционная и с «подключенным резервуаром».

При постанционной системе перекачки нефть принимают поочередно в один из резервуаров станции, для закачки же в трубопровод в это время используют нефть из другого резервуара. При этой системе перекачки возможен порезервуарный учет количества перекаченной нефти.

В системе перекачки с «подключенным резервуаром» предусматривается, что основное количество нефти проходит по трубопроводу, минуя резервуар. Преимуществом системы перекачки с «подключенным резервуаром» является уменьшение потерь нефти от «больших дыханий» резервуара.

Первый вице-президент

ОАО “АК “Транснефть”

В.В.Калинин

“____” ______________2001г.

Регламент

ведения товарно-коммерческих операций

в ОАО «АК «Транснефть»

(ПСП, РНУ, ОАО МН, ОАО «АК «Транснефть»)

1. Общие положения, назначение регламента................................................................. 3

2. Термины и определения................................................................................................. 4

3. Планирование транспортировки нефти........................................................................ 6

4. Требования к качеству нефти........................................................................................ 9

5. Ведение товарно-коммерческих операций на ЛПДС, НПС, ПСП, ПСН (далее по тексту - ПСП). 10

6. Ведение товарно-коммерческих операций в РНУ (районных нефтепроводных управлениях) и УМН (управлениях магистральными нефтепроводами) (далее по тексту – РНУ).......... 20

7. Ведение товарно-коммерческих операций в ОАО МН............................................. 22

8. Ведение товарно-коммерческих операций в ОАО «АК «Транснефть».................. 26

9. Взаимодействие между ПСП (ПСП, ПСН, НПС, ЛПДС), РНУ (УМН) ОАО МН, ОАО «АК «Транснефть»................................................................................................................ 27

10. Сроки хранения документации по ведению товарно-коммерческих операций и отчетной документации................................................................................................................ 30

11. Приложения................................................................................................................. 31

Приложение 1

Сроки предоставления отчетности между ОАО МН по окончании месяца...... 33

Приложение 2

Перечень основных нормативных документов, необходимых для проведения товарно-коммерческих операций на ПСП, РНУ, ОАО МН и ОАО «АК «Транснефть».. 34

Регламент ведения товарно-коммерческих операций

в ОАО «АК «Транснефть»

(ПСП, РНУ, ОАО МН, ОАО «АК «Транснефть»).

1. Общие положения, назначение регламента.

1.1. Настоящий Регламент устанавливает единый порядок ведения товарно-коммерческих операций в ОАО «АК «Транснефть» от уровня ПСП, ПСН, НПС, ЛПДС (далее ПСП), районного нефтепроводного управления или управления магистральных нефтепроводов (РНУ или УМН, далее РНУ), акционерных обществ магистральных нефтепроводов (далее ОАО МН) до ОАО «АК «Транснефть». При отсутствии в структуре ОАО МН РНУ читать вместо РНУ – ЛПДС.

1.2. Регламент определяет обязанности и ответственность персонала подразделений ОАО МН и ОАО «АК «Транснефть» в соответствии со штатной структурой подразделений по обеспечению и проведению товарно-коммерческих операций, порядок взаимодействия товарно-коммерческих служб.

Требования данного регламента распределяются по обязанностям структурных отделов и служб ОАО МН, ОАО «АК «Транснефть».

1.3. Регламент разработан на основании и с учетом требований существующих нормативных документов:

· Инструкции по учету нефти при ее транспортировке по системе магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть», утвержденной Госстандартом Российской Федерации, зарегистрированной ФГУП ВНИИМС 28.08.2001, регистрационный код ФР.1.28.2001.00274 (1).

· РД 153-39.4-042-99. «Руководящий документ. Инструкция по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти», утвержденный Минтопэнерго России, 2000г. (2).

· МИ 2483-98 «ГСИ. Нормы погрешности баланса сдаваемой и принимаемой нефти в акционерных обществах по транспорту нефти. Методика расчета», утвержденных ВНИИМС, 1998г. (3).

· Руководящего документа «Методика определения норм технологических остатков нефти в резервуарных парках ОАО «АК «Транснефть», утвержденного ОАО «АК «Транснефть», 2001г.(4).

· «Положения о приеме и движении нефти в системе магистральных нефтепроводов», утвержденного Минтопэнерго России, 1995 г. (5).

· Типовых требований «Системы измерений количества и качества нефти для учетных операций при транспортировке нефти», утвержденных ОАО «АК «Транснефть», 1999г.(6).

· Регламента по организации планирования и оформления остановок магистральных нефтепроводов, утвержденного ОАО «АК «Транснефть» 2000 г. (7)

Термины и определенияВ настоящем документе применены следующие термины с соответствующими определениями:

1. 
   биоцид: Химический реагент для подавления жизнедеятельности бактерий, грибов, плесени и т.п.
2. 
   вакуумный нефтесборщик: Устройство, предназначенное для сбора и транспортировки нефти и нефтепродуктов.
3. 
   ингибитор коррозии: Химический реагент, который при введении в агрессивную среду снижает скорость коррозионного разрушения металла.
4. 
   ингибитор солеотложений: Химический реагент для предотвращения выпадения солей жесткости (соли кальция и магния).
5. 
   инертная газовая смесь (ИГС): Негорючая смесь газов с объемным содержанием кислорода не более 10%.
6. 
   консервация нефтепровода: Осуществление комплекса мероприятий по временной противокоррозионной защите, обеспечивающих сохранение объектов магистрального
   нефтепровода в исправном техническом состоянии в течение заданного периода времени.
7. 
   консервационная жидкость (КЖ): Водный раствор реагентов, снижающий
   скорость коррозии металла нефтепровода.
8. 
   организации системы «Транснефть» (ОСТ): Организации, осуществляющие на основании устава и/или гражданско-правового договора деятельность, связанную с транспортировкой по магистральным трубопроводам нефти и нефтепродуктов и/или любую из таких функций как: обеспечение работоспособности (эксплуатации); финансовой стабильности; безопасности; социального и/или информационного обеспечения деятельности объектов/предприятий магистрального трубопроводного транспорта, если в таких организациях ОАО «АК «Транснефть» и/или его дочерние общества являются учредителями, либо участниками (акционерами), владеющими в совокупности более чем 20 процентами долей (акций и т.п.).
9. 
   переконсервация: Повторная операция по осуществлению временной противокоррозионной защиты нефтепровода.
10. 
    разделитель: Устройство или среда, служащие для разделения различных сред во внутренней полости трубопровода.
11. 
    содержание в безопасном состоянии (СБС): Содержание объектов магистрального нефтепровода в состоянии, обеспечивающем безопасность жизни и здоровья населения, охрану окружающей среды в течение длительного периода времени в случаях невозможности или нецелесообразности его дальнейшей эксплуатации по технико-экономическим, экологическим и другим причинам.
12. 
    узел контроля коррозии: Специальное устройство для определения скорости
    коррозии внутренней поверхности МН.

1. Сокращения

АСПВ – асфальтосмолопарафиновые вещества;

ВТП – временный трубопровод;

ГВС – газо-воздушная смесь;

ГПР – гелевый поршень-разделитель;

ИГС – инертная газовая смесь;

КЖ – консервационная жидкость;

КИП – контрольно-измерительные приборы;

КПП СОД – камеры пуска-приема средств очистки и диагностики;

ЛПДС – линейная производственно-диспетчерская станция;

ЛАЭС – линейная аварийно-эксплуатационная служба;

МН – магистральный нефтепровод;

НВ – нефтесборщик вакуумный;

НД – нормативный документ;

НПС – нефтеперекачивающая станция;

ОСТ – организации системы «Транснефть», осуществляющие эксплуатацию МН;

ОУ – очистное устройство;

ПДК – предельно-допустимая концентрация;

ПДС – передатчик для скребка;

ПИР – проектно-изыскательские работы;

ПНУ – передвижная насосная установка;

ПОР – проект организации работ;

ППЛ – поршень поролоновый (пенополиуретановый) литой;

ППМН – подводный переход магистрального нефтепровода;

ППР – план производства работ;

ПР – поршень-разделитель;

ПРВ – поршень-разделитель внутритрубный;

ПУЭ – правила устройства электроустановок;

РД – руководящий документ;

РНУ – районное нефтепроводное управление;

РП – резервуарный парк;

СВБ – сульфатвосстанавливающие бактерии;

СОД – система очистки и диагностики;

УДЗ – установка дренажной защиты;

УЗР – ультразвуковой расходомер;

УКЗ – установка катодной защиты;

УПЗ – установка протекторной защиты;

ЭХЗ – электрохимическая защита.

АСУ ТП – автоматизированная система управления технологическим процессом;

ВЛ – воздушная линия электропередачи;

ГЗШ – главная заземляющая шина;

ЗМ – зона молниезащиты;

ЗУ – заземляющее устройство;

КЗУ – комплексное заземляющее устройство;

КИПиА – контрольно-измерительные приборы и аппаратура;

КЛ – кабельные линии;

КР – капитальный ремонт;

КС – контактное соединение;

КСЗ – комплексная система защиты от воздействия опасных факторов молнии, статического электричества и искрения;

КТП – комплектная трансформаторная подстанция;

КТС – контроль технического состояния;

ЛВЖ – легковоспламеняющаяся жидкость;

ЛПДС – линейная производственно-диспетчерская станция;

ЛЧ – линейная часть;

МН – магистральный нефтепровод;

МТО – механо-технологическое оборудование;

МТП – мачтовая трансформаторная подстанция;

НБ – нефтебаза;

НПС – нефтеперекачивающая станция;

ОПН – ограничитель перенапряжения;

ОРУ – открытое распределительное устройство;

ОСТ – организация системы «Транснефть»;

ПНБ – перевалочная нефтебаза;

ППР – планово-предупредительный ремонт;

РНУ – районное нефтепроводное управление;

РП – резервуарный парк;

СМЗ – система молниезащиты;

СУП – система уравнивания потенциалов;

ТО – техническое обслуживание;

ТР – текущий ремонт;

УЗИП – устройство защиты от импульсных перенапряжений;

IT система – система, в которой нейтраль источника питания изолирована от земли или заземлена через приборы или устройства, имеющие большое сопротивление, а открытые проводящие части заземлены;

PE – обозначение защитного заземляющего проводника, защитного проводника уравнивания потенциалов;

PEN – обозначение проводника, совмещающего нулевой защитный и нулевой рабочий проводники.

TN система – система, в которой нейтраль источника питания глухо заземлена, а открытые проводящие части электроустановки присоединены к глухозаземленной нейтрали источника посредством нулевых защитных проводников;

TN-С система – система TN, в которой нулевой защитный и нулевой рабочий проводники совмещены в одном проводнике на всем ее протяжении;
TN-S система – система TN, в которой нулевой защитный и нулевой рабочий проводники разделены на всем ее протяжении;

TT система – система, в которой нейтраль источника питания глухо заземлена, а открытые проводящие части электроустановки заземлены при помощи заземляющего устройства, электрически независимого от глухозаземленной нейтрали источника.

5 Общие положения

1. 
   Объекты ОСТ подлежат защите от молниевого удара, его вторичных проявлений и статического электричества в соответствии с РД-91.020.00-КТН-276-07, РД-91.020.00-КТН-259-10, СО 153-34.21.122-2003, РД 34.21.122-87.
2. 
   Эксплуатация КСЗ должна выполняться в соответствии с требованиями ПУЭ, ПТЭЭП, РД 153-39.4-056-00, РД-29.020.00-КТН-087-10, нормативных актов Ростехнадзора и настоящего документа.

6 Требования к КСЗ от воздействия опасных факторов молнии, статического электричества и искрения

6.1 Общие положения

1. 
   Защита зданий, сооружений, оборудования, аппаратуры и других объектов должна выполняться согласно проектным решениям. Любое отклонение от проектной документации в ходе строительства или реконструкции должно быть согласовано с проектным институтом и внесено в исполнительную документацию.
2. 
   В процессе эксплуатации должно поддерживаться состояние КСЗ в соответствии с исполнительной документацией, изменения допускаются только в части улучшения электрических параметров (забивка дополнительных заземляющих электродов, прокладка дополнительных магистралей заземления). Все изменения, внесенные в проектные решения, должны подтверждаться исполнительной документацией и согласовываться с проектным институтом.
3. 
   КСЗ состоит из:

• 
  внешней СМЗ;
• 
  внутренней системы защиты от вторичных проявлений молниевого воздействия;
• 
  защиты от статического электричества.