• Текст документа
  • Статус
Оглавление
Поиск в тексте
Недействующий


РД 153-39.4-056.00

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

ПРАВИЛА ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ



Дата введения 2001-01-01



СОГЛАСОВАНО с Госгортехнадзором РФ, письмо N 02-35/330 от 21 июля 2000 г.

Первым вице-президентом ОАО "АК "Транснефть" В.В.Калининым 4 августа 2000 г.

УТВЕРЖДЕНО Заместителем министра энергетики Российской Федерации В.С.Станевым 14 августа 2000 г.

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН Институтом проблем транспорта энергоресурсов (ИПТЭР) с учетом замечаний и предложений открытых акционерных обществ (ОАО), эксплуатирующих магистральные нефтепроводы, ОАО "АК "Транснефть", Госгортехнадзора России, Главного управления государственной пожарной службы МВД РФ при участии рабочей группы специалистов ОАО "АК "Транснефть" (в дальнейшем "Компания").

Составители: А.Г.Гумеров, P.С.Гумеров, Х.А.Азметов, М.Н.Галеев, Л.И.Лейзерова, Н.М.Бондаренко, A.M.Акбердин, Р.Р.Гизатуллин, В.А.Колчин, P.P.Битаева. (ИПТЭР); Ю.В.Лисин, И.В.Козин, А.А.Андреев, А.А.Груздев (ОАО "АК "Транснефть").

ВНЕСЕН Открытым акционерным обществом "Акционерная компания по транспорту нефти "Транснефть" (ОАО "АК "Транснефть").

2 СОГЛАСОВАН с Госгортехнадзором России (письмо N 02-35/330 от 21.07.2000 г.).

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 3 октября 2000 года N 93.

4 ВВОДИТСЯ ВЗАМЕН РД 39-30-114-78 "Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов". 1979 г.

Срок введения - с 1 января 2001 г.


     1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1 Область применения

1.1.1 Настоящие Правила распространяются на проектируемые, строящиеся, действующие, реконструируемые, находящиеся на консервации и демонтируемые магистральные нефтепроводы и их объекты и являются обязательными для всех организаций, осуществляющих их эксплуатацию, а также сторонних ведомств и организаций независимо от их организационно-правовой формы и формы собственности, взаимодействующих с эксплуатирующими магистральные нефтепроводы и их объекты организациями в части их касающейся.

1.1.2 Целью настоящих Правил является обеспечение промышленной безопасности, работоспособности и надежности объектов магистральных нефтепроводов (МН).

1.1.3 Настоящие Правила устанавливают нормы и требования к:

- порядку приемки законченных строительством объектов магистральных нефтепроводов в эксплуатацию;

- квалификации персонала;

- технологическому регламенту перекачки нефти по магистральному нефтепроводу;

- порядку организации и выполнения работ по техническому обслуживанию, диагностике, ремонту и ликвидации аварий на объектах МН;

- порядку учета нефти;

- метрологическому обеспечению эксплуатации МН;

- обеспечению промышленной, экологической безопасности и охране труда.

1.1.4 При обеспечении пожарной безопасности объектов магистральных нефтепроводов следует руководствоваться Правилами пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов (ВППБ 01-05-99РД 153-39.4-056-00 Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов) и другими действующими нормативными документами, определяющими требования по обеспечению пожарной безопасности.
________________
РД 153-39.4-056-00 Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов Документ, упомянутый здесь и далее по тексту, является авторской разработкой. За дополнительной информацией обратитесь по ссылке. - Примечание изготовителя базы данных.

1.1.5. При выполнении работ, не регламентированных настоящими Правилами (электрогазосварочные работы, строительно-монтажные, земляные и др.), эксплуатирующие МН организации должны руководствоваться иными нормативными документами, утвержденными в установленном порядке.

1.1.6 Настоящие Правила являются переработанным и дополненным изданием Правил технической эксплуатации, утвержденных 14 декабря 1978 года и введенных в действие приказом Миннефтепрома СССР от 2 марта 1979 года.

Правила переработаны и дополнены в соответствии с требованиями действующих законодательных актов и постановлений, новых государственных стандартов и других нормативных документов.

1.1.7 На основе и в соответствии с требованиями настоящих Правил эксплуатирующая организация (оператор системы магистрального нефтепроводного транспорта, оператор магистрального нефтепровода) и ее структурные подразделения организуют разработку новых или корректировку действующих технических условий, регламентов, производственных инструкций и другой документации.

1.1.8 Работники организаций, на которые распространяется действие Правил, несут персональную ответственность за соблюдение требований настоящих Правил в пределах возложенных на них обязанностей.

Нарушение положений настоящих Правил влечет за собой дисциплинарную, административную или уголовную ответственность, установленную действующим законодательством.

1.1.9 С выходом в свет настоящих Правил действие Правил технической эксплуатации магистральных нефтепроводов, утвержденных Миннефтепромом СССР 14 декабря 1978 года, прекращается.

1.2 Нормативные ссылки


В настоящих Правилах использованы ссылки на нормативные документы, приведенные в приложении А. Перечень законодательных актов, стандартов, нормативно-технической документации, действующих в сфере эксплуатации магистральных нефтепроводов, приведен в приложении Г.

1.3 Термины и определения


В настоящих Правилах применены термины и определения, приведенные в приложении Б.

1.4 Принятые сокращения


В Правилах используются сокращения, приведенные в приложении В.

1.5 Общие требования к эксплуатации магистральных нефтепроводов

1.5.1 Эксплуатация магистральных нефтепроводов - это совокупность процессов приема, перекачки, сдачи нефти, технического обслуживания и ремонта объектов магистральных нефтепроводов.

1.5.2 Состав магистрального нефтепровода, его конструктивные и технологические параметры устанавливаются проектом в соответствии со строительными нормами и правилами проектирования в зависимости от назначения, природно-климатических условий размещения, физико-химических свойств нефти, объема и расстояния перекачки. Перечень объектов и сооружений, входящих в состав магистрального нефтепровода, приведен в приложении Д.

1.5.3 Организацию работ по эксплуатации системы магистрального нефтепроводного транспорта осуществляет эксплуатирующая организация - оператор системы магистрального нефтепроводного транспорта (далее - Компания) и ее дочерние предприятия - открытые акционерные общества магистральных нефтепроводов, или операторы магистральных нефтепроводов (далее - ОАО МН).

1.5.4 Организации, эксплуатирующие магистральные нефтепроводы, поднадзорны Госгортехнадзору России, Государственной противопожарной службе и другим органам государственного надзора, уполномоченным Правительством РФ.

Государственный надзор осуществляется с целью обеспечения при проектировании, строительстве, приемке объектов в эксплуатацию, а также эксплуатации объектов МН, соблюдения требований действующих нормативных и технических документов и распространяется на виды деятельности, перечисленные в соответствующих положениях, нормативно-правовых актах и других документах, определяющих сферу деятельности этих органов.

1.5.5 Деятельность ОАО МН и других эксплуатирующих и сервисных организаций МН разрешается при наличии лицензий, выдаваемых органами Государственного надзора.

1.5.6 При эксплуатации МН должны быть обеспечены:

- безопасность трубопроводов и оборудования;

- надежность и экономичность работы всех сооружений и оборудования;

- систематический контроль за работой трубопровода и его объектов и принятие мер по поддержанию установленного режима перекачки;

- разработка и внедрение мероприятий по сокращению потерь нефти, экономии электроэнергии, топлива, материалов и других ресурсов, освоение новой техники;

- организация и своевременное проведение технического обслуживания и ремонта оборудования МН;

- экологическая безопасность объектов МН;

- выполнение мероприятий по организации безопасных условий труда;

- обучение, инструктажи, проверка (аттестация) знаний производственного персонала правил охраны труда и промышленной безопасности;

- готовность к ликвидации аварий, повреждений и их последствий;

- организация учета нефти и ведение установленной отчетности;

- сохранность материальных ценностей на объектах МН.

1.5.7 Обеспечение производственной деятельности осуществляется организациями магистральных нефтепроводов и их структурными подразделениями - филиалами, в которые входят: районные управления и управления магистральных нефтепроводов (РУМН, УМН), линейные производственно-диспетчерские станции (ЛПДС), нефтеперекачивающие станции (НПС), перевалочные нефтебазы (ПНБ); функциональные подразделения и службы - специализированные управления по предотвращению и ликвидации аварий (СУПЛАВ), ремонтно-строительные управления (РСУ), центральные базы производственного обслуживания (ЦБПО), аварийно-восстановительные пункты (АВП), лаборатории и другие подразделения и службы, необходимость которых определяется объемами перекачки, протяженностью эксплуатируемых МН, количеством действующих НПС и конкретными особенностями каждого нефтепровода.

1.5.8 Организация технического обслуживания и ремонта (ТОР) сооружений и оборудования магистральных нефтепроводов обеспечивается централизованным, пообъектным, смешанным видом системы ТОР, который определяется нормативными документами оператора системы магистрального нефтепроводного транспорта (Компанией).

1.5.9 В каждом ОАО МН должны быть утверждены положения об отделах, службах и производственных подразделениях, а также должностные и производственные инструкции персонала с учетом требований настоящих Правил.

1.5.10 Требования к эксплуатации объектов МН должны регламентироваться производственными инструкциями и технологическими схемами, разрабатываемыми филиалами и подразделениями ОАО МН с учетом местных условий и на основе государственных, ведомственных нормативных документов и настоящих Правил. Порядок их разработки и утверждения определяется в соответствии с разделом 1.4 настоящей главы.

1.6 Квалификационные требования к персоналу

1.6.1 К эксплуатации объектов МН допускаются лица не моложе 18 лет, имеющие соответствующее профессионально-техническое образование, прошедшие медицинское освидетельствование и производственное обучение (в необходимых случаях после прохождения стажировки), а также инструктажи и проверку (аттестацию) знаний правил охраны труда и промышленной безопасности.

1.6.2 Обучение и проверка знаний работников предприятий, эксплуатирующих МН, по охране труда должны проводиться в соответствии с ГОСТ 12.0.004.

Подготовка и проверка знаний (или аттестация) работников по вопросам промышленной безопасности должны проводиться в соответствии с "Положением о порядке подготовки и аттестации работников организаций, эксплуатирующих опасные производственные объекты, подконтрольные Госгортехнадзору России"РД 153-39.4-056-00 Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов.
________________
РД 153-39.4-056-00 Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов На территории Российской Федерации документ не действует. Действует приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 29 января 2007 года N 37 "О порядке подготовки и аттестации работников организаций, поднадзорных Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору", здесь и далее по тексту. - Примечание изготовителя базы данных.

Периодические проверки знаний установленных правил, инструкций и обязанностей проводятся:

- рабочих, бригадиров и мастеров - один раз в год;

- руководителей, специалистов и служащих филиалов и структурных подразделений ОАО МН - один раз в три года.

Перечень профессий рабочих и специалистов, знания которых подлежат периодическим проверкам, и программы проверки знаний утверждаются руководителем ОАО МН или его филиала.

1.6.3 Специалистов с высшим и средним специальным образованием, работающих по рабочим специальностям, в том числе практикантов высших и средних специальных учебных заведений, разрешается допускать к самостоятельной работе при наличии соответствующего удостоверения. При выдаче такого удостоверения в учебных заведениях за теоретический курс обучения засчитывается диплом по соответствующей специальности (для практикантов справка), а за производственный - стажировка на рабочем месте не менее одного месяца.

1.6.4 Подготовка персонала по вопросам промышленной безопасности должна проводиться в специализированных учебных центрах, имеющих разрешение (лицензии) территориальных органов Госгортехнадзора России.

1.6.5 Рабочие основных профессий допускаются к самостоятельной работе после обучения в соответствии с требованиями п.1.6.2 настоящих Правил, стажировки на рабочем месте, проверки знаний, проведения производственного инструктажа и при наличии удостоверения, дающего право допуска к определенному виду работ на объектах МН.

1.6.6 Рабочие подразделений филиалов ОАО МН, организацией труда которых предусматривается совмещение профессий, должны иметь соответствующую квалификацию, а также допуски к самостоятельной работе по основной и совмещаемой профессиям.

1.7 Техническая и нормативная документация


Общие требования

1.7.1 ОАО МН при эксплуатации объектов магистральных нефтепроводов в своей деятельности должны руководствоваться:

- проектной и исполнительной документацией, включающей технорабочий проект, комплект документации, подтверждающий качество выполненных строительно-монтажных работ (при строительстве, реконструкции и капитальном ремонте объектов МН);

- нормативной документацией, включающей стандарты (ГОСТ, ОСТ, СТП, РД), строительные нормы и правила (СНиП), своды правил по проектированию и строительству (СП), ведомственные нормы технологического проектирования (ВНТП), ведомственные строительные нормы (ВСН), стандарты безопасности (ССБТ), нормы и правила пожарной безопасности (ППБ), нормы и правила по охране труда, технические условия (ТУ) и другие нормативные документы, принятые в отрасли;

- регламентами, разработанными и утвержденными Компанией и регулирующими вопросы производственной деятельности подразделений Компании и ОАО МН;

- оперативной документацией, включающей рабочие документы, регулирующие и регистрирующие технологические процессы перекачки, приема-сдачи и учета нефти, эксплуатации объектов и сооружений МН. К ним относятся должностные и производственные инструкции (инструкции по охране труда, инструкции по эксплуатации), технологические схемы и карты, графики технического обслуживания и ремонта, вахтенные журналы, журналы учета, диспетчерские листы, оперативные сводки и отчеты, графики замеров, протоколы наладочных работ, акты расследования аварий, планы ликвидации аварий, планы тушения пожаров и другая документация.

Оперативная документация разрабатывается на основе проектной, исполнительной документации, действующих нормативных документов, директивных указаний и распоряжений, а также опыта эксплуатации объектов.

1.7.2 На эксплуатируемые объекты магистрального нефтепровода должны быть составлены паспорта по установленной форме.

Паспорта ведутся на магистральные нефтепроводы и НПС, находящиеся на балансе ОАО МН, включая находящиеся в консервации и выведенные из эксплуатации, в том числе на линейную часть МН или участка МН в РУМН (ЛПДС) и ОАО МН в пределах закрепленных за ними границ эксплуатации, переходы через реки шириной более 10 м по зеркалу воды в межень и глубиной свыше 1,5 м, перевалочные нефтебазы (ПНБ), наливные пункты, пункты подогрева нефти (ППН), причалы, станции смешения нефти (ССН) и внутриобъектные сооружения (резервуары, сосуды под давлением, котлы и т.д.).

Паспорта должны содержать сведения о мониторинге технического состояния объекта, о проведенных с начала его эксплуатации техническом обслуживании, ремонтах, диагностических обследованиях, испытаниях на надежность, ликвидациях аварий и отказов.

Паспорта на линейную часть МН, НПС, ПНБ, ППН, ССН составляются специалистами ОАО МН или его филиалов. Паспорта на оборудование и сооружения НПС, ПНБ, ППН, ССН составляются специалистами данных подразделений.

Паспорта на МН в пределах закрепленных за ОАО МН границ эксплуатации и на участки МН утверждаются главным инженером ОАО МН и хранятся в отделе эксплуатации ОАО МН.

Паспорта на НПС, ПНБ, ППН, ССН их оборудование и сооружения утверждается главным инженером филиала ОАО МН и хранятся на этих объектах.

1.7.3 Технические документы, составляемые в период эксплуатации (технологические карты и схемы, карты уставок), должны быть выполнены с соблюдением требований действующих НТД.

Соответствующие изменения (дополнения) в технологических схемах, изменения конструкций, данные о контроле технического состояния МН должны в 10-дневный срок быть внесены в исполнительную и оперативную документацию.

1.7.4 ОАО МН и его филиалы должны вносить в паспорт нефтепровода значения разрешенного давления и величину пропускной способности; при изменении заданных параметров вносить уточнения в течение 1 дня, а при их неизменности - подтверждать соответствующей записью не менее 1 раза в полгода.

1.7.5 Проектная и исполнительная документация должна храниться в техническом архиве ОАО МН и его филиалов.

Нормативная документация должна храниться в технической библиотеке или производственных подразделениях (службах) по принадлежности.

Перечень действующей нормативной и технической документации, используемой при эксплуатации МН и рекомендуемой для хранения в ОАО МН и его филиалах, приведен в Приложении Г.

1.7.6 Условия хранения проектной документации на строительство, ремонт и реконструкцию должны обеспечивать её сохранность в течение всего срока эксплуатации объекта.

1.7.7 Оперативная документация должна пересматриваться не реже 1 раза в 3 года и находиться на рабочих местах.

1.7.8 Ответственность за обеспечение и укомплектование технической и нормативной документацией рабочих мест, служб и подразделений несет руководство ОАО МН и его филиалов.

2 ПРИЕМКА В ЭКСПЛУАТАЦИЮ ОБЪЕКТОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

2.1 Линейные сооружения

2.1.1 К эксплуатации допускается МН и его объекты, как вновь построенные, так и после реконструкции или капитального ремонта, соответствующие проекту по действующим нормам и правилам и прошедшие приемку в установленном порядке. Приемка объектов МН должна производиться в соответствии с требованиями СНиП 3.01.04, СНиП III-42, СНиП 3.04.03 и других общероссийских или ведомственных нормативных документов и настоящих Правил.

2.1.2 Приемка в эксплуатацию вновь построенных магистральных нефтепроводов, а также замененных при реконструкции и капитальном ремонте участков нефтепроводов должна проводиться в комплексе со всеми сооружениями, предусмотренными проектом - линейной частью и площадочными объектами (НПС, ПНБ, ППН, ССН).

2.1.3 До ввода в эксплуатацию оборудование и устройства объектов МН, подлежащие регистрации в государственных надзорных органах, должны быть зарегистрированы и освидетельствованы согласно требованиям действующих норм и правил.

2.1.4 При вводе в эксплуатацию вновь построенных магистральных нефтепроводов, а также участков нефтепроводов, проложенных по новой трассе при реконструкции или капитальном ремонте, владельцем трубопровода передаются в комитеты по земельным ресурсам и землеустроительству местных органов исполнительной власти материалы фактического расположения (исполнительная съемка) трубопровода и объектов МН для нанесения на кадастровые карты районов.

2.1.5 Приемка в эксплуатацию вновь построенного магистрального нефтепровода и участков, замененных при реконструкции или капитальном ремонте, должна проводиться приемочной комиссией, назначаемой ОАО МН.

До предъявления вновь построенного нефтепровода приемочной комиссии должна быть проведена приемка нефтепровода и его объектов рабочей комиссией, назначаемой ОАО МН не позднее чем за 3 месяца до планируемого срока начала работы комиссии.

Рабочая комиссия приступает к работе после получения письменного извещения генерального подрядчика о готовности объекта к сдаче.

Генеральный подрядчик - организация, выбранная на тендерной основе, может быть как сторонней организацией, так и структурным подразделением АК "Транснефть" или ОАО МН.

Приемочные комиссии назначаются не позднее чем за 3 месяца до планируемого срока приемки объектов МН в эксплуатацию.

2.1.6 В состав приемочной комиссии входят: представители заказчика (эксплуатирующей организации); генерального подрядчика и субподрядчиков; генерального проектировщика (проектной организации); трубопроводной инспекции территориального органа Госгортехнадзора России, Государственного санитарного надзора, Государственного пожарного надзора, МЧС, технического надзора. Порядок и продолжительность работы приемочной комиссии определяются заказчиком на время, необходимое для обследования объекта и изучения исполнительной документации.

2.1.7 Линейная часть вновь построенного нефтепровода и замененных участков МН принимается в эксплуатацию после предъявления генподрядчиком исполнительно-технической документации, удостоверяющей соответствие выполнения строительно-монтажных работ проекту, строительным нормам и правилам, ведомственным нормативным документам, а также после выполнения комплекса работ по испытанию, наладке, опробованию отдельных узлов и объектов или сооружений линейной части, систем связи, очистки полости трубопровода, проведения гидравлических испытаний на прочность и герметичность (опрессовки), удаления из трубопровода опрессовочной воды, заполнения его нефтью и комплексного опробования.

2.1.8 До даты начала подключения и заполнения МН нефтью должны быть завершены и приняты рабочей комиссией с оформлением акта объекты и сооружения линейной части МН: собственно трубопровод с лупингами и резервными нитками, с переходами через естественные и искусственные препятствия и с линейными задвижками, узлами пуска-приема очистных и диагностических устройств, линиями электропередачи; электроустановки; линии связи с узлами и усилительными пунктами; дома обходчиков; взлетно-посадочные площадки для вертолетов; вдольтрассовые дороги; защитные сооружения от аварийного разлива нефти; средства ЭХЗ; линейная телемеханика.

2.1.9 Заполнение трубопровода нефтью и его работа после заполнения в течение 72 часов считается комплексным опробованием нефтепровода. Заполнение и комплексное опробование нефтепровода проводятся согласно плану мероприятий, разработанному и утвержденному заказчиком и подрядчиком.

Работы по заполнению и комплексному опробованию нефтепровода проводятся под руководством рабочей комиссии.

2.1.10 Приемка вновь построенных объектов МН и участков МН после реконструкции и капитального ремонта оформляется актом приемочной комиссии, который утверждается руководителем организации заказчика (эксплуатирующей организации). Датой приемки объекта считается дата подписания акта приемочной комиссией.

2.1.11 При сдаче-приемке линейной части вновь построенного МН, а также замененного при реконструкции или капитальном ремонте участка МН генподрядчик представляет рабочей и приемочной комиссиям следующую документацию:

- перечень организаций, участвовавших в производстве строительно-монтажных работ, с указанием выполненных ими видов работ и фамилий специалистов, ответственных за каждый вид работ;

- комплект рабочих чертежей со всеми внесенными в них изменениями;

- перечень всех допущенных при строительстве отступлений от рабочих чертежей с указанием причин и предъявлением соответствующих документов согласования на эти отступления с организацией, которой выполнен проект строительства, реконструкции или капитального ремонта объекта;

- документы, характеризующие качество сварочных работ: сертификаты на сварочные материалы (электроды, проволоку, флюс); журнал сварочных работ с привязкой одиночных труб и плетей к пикетам; список сварщиков с указанием номеров их удостоверений; копии удостоверения сварщиков и дефектоскопистов; заключения по результатам физических методов контроля стыков и механических испытаний; документы по допускным стыкам;

- документы по антикоррозионной изоляции: сертификаты, паспорта на изоляционные материалы, журнал изоляционных работ, акты на очистку и изоляцию труб, акт на проверку сплошности покрытия, акты испытания участков трубопровода на прочность и герметичность;

- акты на подготовленность оснований траншей или опор, акты на укладку в траншею и засыпку трубопровода, фактическую раскладку труб по маркам стали и толщине стенок с указанием пикета и километра;

- акты пооперационной приемки работ по сооружению переходов через водные преграды и исполнительные профили траншей на всех переходах с фактическими отметками глубины заложения трубопровода и горизонтальной и вертикальной привязкой к реперам, акт на футеровку и балластировку сваренного в нитку подводного перехода;

- акт предварительных испытаний трубопровода на подводных переходах;

- акт на продувку (промывку) внутренней полости участков трубопровода и пропуск очистного устройства;

- заводские сертификаты на трубы, фасонные части и арматуру, паспорта на установленную арматуру и манометры (измерительные приборы);

- акты скрытых работ по линейным сооружениям;

- документацию об отводе земель, рекультивации и возврате части их владельцу после окончания строительства;

- документы, подтверждающие сдачу местным органам власти исполнительной съемки расположения объектов линейной части;

- документы согласований с организациями, объекты которых расположены в охранной зоне трубопровода (или при его пересечении);

- акты приемки устройств электрохимзащиты;

- акты приемки сооружений линий связи и телемеханики;

- акты приемки электроустановок;

- акты приемки природоохранных сооружений и защитных сооружений от аварийного разлива нефти;

- акты на установку и привязку реперов.

Указанные акты должны быть оформлены с участием и подписаны службой технического надзора заказчика.

2.1.12 При сдаче-приемке линейной части МН после капитального ремонта с заменой изоляции и ремонта стенки трубы генподрядчик представляет приемочной комиссии, состав которой определен РД 39-00147105-015-98РД 153-39.4-056-00 Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов, следующую документацию:
________________
РД 153-39.4-056-00 Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов Документ, упомянутый здесь и далее по тексту, является авторской разработкой. За дополнительной информацией обратитесь по ссылке. - Примечание изготовителя базы данных.


- перечень организаций, участвовавших в ремонте нефтепровода, с указанием выполненных ими видов работ и фамилий специалистов, ответственных за каждый вид работ;

- сертификаты, технические паспорта и другие документы, удостоверяющие качество материалов, труб, конструкций и деталей, примененных при производстве ремонтных работ;

- комплект рабочих чертежей со всеми внесенными в них изменениями;

- перечень всех допущенных при капитальном ремонте отступлений от рабочих чертежей с указанием причин и предъявлением документов, подтверждающих согласование на эти отступления с организацией, которой выполнен проект капитального ремонта объекта;

- акты об устранении дефектов;

- документы по антикоррозионной изоляции: сертификаты, паспорта на изоляционные материалы, журнал изоляционных работ, акты на очистку и изоляцию труб, акт на проверку сплошности покрытия.

Указанные акты должны быть оформлены с участием и подписаны службой технического надзора заказчика.

2.1.13 При вводе в эксплуатацию вновь построенного МН, трасса которого проходит в одном техническом коридоре с другими коммуникациями, владелец МН должен составить с владельцами других коммуникаций и сооружений технического коридора договор или инструкцию, в которых отражаются условия совместной эксплуатации линейных сооружений и порядок действий сторон при авариях и чрезвычайных ситуациях.

2.1.14 До начала пуско-наладочных работ и работ по комплексному опробованию МН, оборудования, устройств, сооружений ОАО МН и их филиалы должны укомплектовать вводимые объекты обслуживающим персоналом и специалистами соответствующей квалификации.

2.1.15 К началу ввода в эксплуатацию все объекты и рабочие места должны быть укомплектованы необходимой документацией, запасами материалов, запчастями, инвентарем согласно установленным нормам.

2.2 Площадочные сооружения

2.2.1 Нефтеперекачивающие станции, базы приема и отгрузки нефти, станции смешения, пункты подогрева нефти должны приниматься в эксплуатацию после завершения всех строительно-монтажных работ, предусмотренных проектом, проведения пуско-наладочных работ и предъявления генподрядчиком исполнительно-технической документации, удостоверяющей соответствие выполнения строительно-монтажных работ проекту, строительным нормам и правилам, ведомственным нормативным документам, а также после выполнения комплекса работ по испытанию, наладке, опробованию отдельных узлов.

2.2.2. Приемка в эксплуатацию вновь построенной НПС и объектов НПС после реконструкции и капитального ремонта, проведенных с внесением изменений в первоначальный проект и изменением технических характеристик объекта, должна проводиться приемочной комиссией, назначаемой ОАО МН. До предъявления вновь построенной НПС приемочной комиссии должна быть проведена приемка объектов рабочей комиссией, назначаемой ОАО МН не позднее чем за 3 месяца до планируемого срока начала работы приемочной комиссии.

Рабочая комиссия приступает к работе после получения письменного извещения генерального подрядчика о готовности объекта к сдаче.

Приемочные комиссии назначаются не позднее чем за 3 месяца до планируемого срока приемки объектов НПС в эксплуатацию.

2.2.3 Работоспособность и готовность на вновь построенной НПС оборудования, сооружений, агрегатов, резервуаров, технологических систем, систем энергообеспечения, автоматики к работе и после реконструкции и капитального ремонта должны проверяться комплексным опробованием.

При комплексном опробовании в соответствии с утвержденной заказчиком программой проводится проверка исправности и работоспособности оборудования, систем и сооружений под нагрузкой совместно с системами сигнализации, защиты, автоматики и телемеханики.

Комплексное опробование работоспособности оборудования НПС считается проведенным при условии отсутствия неисправностей и непрерывной работе под нагрузкой каждой единицы оборудования совместно с системами обеспечения, автоматики, телемеханики в течение 72 часов.

2.2.4 Комплексной приемке оборудования насосной станции должны предшествовать опробование и регулировка всех вспомогательных систем, защит, а также индивидуальное опробование каждого насосного агрегата с оформлением соответствующих актов.

2.2.5 До начала комплексного опробования объекты МН должны быть укомплектованы обученным эксплуатационным персоналом; рабочие места обеспечены инструкциями, технологическими картами, схемами, технической и оперативной документацией; оснащены требуемыми материалами, инструментами и запасными частями, средствами индивидуальной защиты. На объектах должны быть выполнены противопожарные мероприятия: смонтированы и налажены автоматические системы защиты агрегатов, общестанционные защиты, системы сигнализации и извещения о пожаре и пожаротушении.

2.2.6 Приемка электроустановок в эксплуатацию осуществляется согласно требованиям СНиП 3.05.06, Правил устройства электроустановок и настоящих Правил.

2.2.7 При приемке в эксплуатацию вновь построенных НПС, станций смешения и пунктов подогрева нефти рабочей и приемочной комиссиям подрядчиком предъявляются следующие документы:

- утвержденный технический проект, рабочие чертежи зданий и сооружений со всеми внесенными в процессе строительства изменениями, согласованными с проектной организацией;

- паспорт на земельный участок, согласования об отводе площадки под строительство наземных сооружений;

- заводские паспорта и инструкции на смонтированное оборудование, акты на их ревизию и испытания;

- заводские сертификаты на трубы, фасонные изделия, арматуру, провода и кабели линий электропередачи;

- сертификаты соответствия на оборудование;

- документы, характеризующие качество работ при сооружении технологических трубопроводов;

- документы, определяющие качество питьевой и производственной воды;

- согласования сброса фекальных, производственных и ливневых вод;

- акты на скрытые работы;

- сертификаты материалов, паспорта лабораторных испытаний несущих бетонных и железобетонных конструкций резервуаров и фундаментов под оборудование;

- согласования с железнодорожными организациями, разрешающие эксплуатацию подъездных путей и операции на сливо-наливных станциях (эстакадах);

- документация на элементы резервуаров, изготовленных на заводе;

- сертификаты и прочие документы, удостоверяющие качество металла, из которого построены резервуары, качество электродов, сварочной проволоки, флюса и других материалов, примененных при монтаже резервуаров;

- журналы работ по сооружению резервуаров и журналы сварочных работ;

- акты испытаний резервуаров на прочность и герметичность;

- акты испытаний технологических трубопроводов, теплосетей, водопроводных сетей, напорных канализационных коллекторов, самотечных систем;

- акты проверки стационарных систем пожаротушения и оповещения о пожаре;

- акты проверки герметичности разделительных стен насосных.

Проектно-техническая документация по электроустановкам должна включать:

- проект электроустановки;

- технические условия подключения объекта к сетям энергоснабжающей организации;

- согласование проекта с энергоснабжающей организацией;

- разрешение на присоединение установленной мощности к энергосистеме;

- допуск Госэнергонадзора на включение законченной монтажом электроустановки;

- генплан с указанием зон защиты молниеприемников;

- генплан с указанием взрывоопасных зон и помещений с указанием их категорий;

- инвентарную опись электрооборудования;

- исполнительные чертежи по строительной части зданий и сооружений электроустановок;

- исполнительные чертежи, схемы, паспорта электрооборудования, кабельных и воздушных линий;

- исполнительные чертежи по вторичной коммутации с фактически выполненной прокладкой, маркировкой проводов и кабелей;

- исполнительные планы силовых, контрольных кабелей, осветительных проводок;

- исполнительные чертежи по заземлению, молниезащите, защите от вторичных проявлений молнии и статического электричества;

- акты на скрытые работы;

- акты на выполнение переходов и пересечений;

- протоколы испытаний на плотность трубной электропроводки во взрывоопасных помещениях;

- акты (протоколы) на испытание заземляющих устройств (контуров);

- паспорта, сертификаты заводов-изготовителей на электрооборудование.

Указанные акты должны быть оформлены с участием и подписаны службой технического надзора заказчика.

2.2.8 При приемке после реконструкции или капитального ремонта объекта НПС подрядчиком предъявляются приемочной комиссии следующие документы, по принадлежности к объекту:

- утвержденный технический проект и рабочие чертежи проведенной реконструкции или капитального ремонта объекта НПС со всеми внесенными изменениями, согласованными с проектной организацией;

- заводские паспорта и инструкции на смонтированное оборудование, акты на их ревизию и испытания;

- заводские сертификаты на трубы, фасонные изделия, арматуру, провода и кабели линий электропередачи;

- сертификаты соответствия на вновь установленное оборудование;

- документы, характеризующие качество работ при реконструкции или капитальном ремонте технологических трубопроводов;

- акты на скрытые работы;

- сертификаты материалов, паспорта лабораторных испытаний несущих бетонных и железобетонных конструкций резервуаров и фундаментов под оборудование;

- документация на элементы резервуаров, изготовленных на заводе;

- сертификаты и прочие документы, удостоверяющие качество металла, из которого построены резервуары, качество электродов, сварочной проволоки, флюса и других материалов, примененных при монтаже резервуаров;

- журналы работ по сооружению резервуаров и журналы сварочных работ;

- акты испытаний резервуаров на прочность и герметичность;

- акты испытаний технологических трубопроводов, теплосетей, водопроводных сетей, напорных канализационных коллекторов, самотечных систем;

- акты проверки стационарных систем пожаротушения и оповещения о пожаре;

- акты проверки герметичности разделительных стен насосных.

Проектно-техническая документация по электроустановкам должна включать:

- исполнительные чертежи по строительной части зданий и сооружений электроустановок;

- исполнительные чертежи, схемы, паспорта электрооборудования, кабельных и воздушных линий;

- исполнительные чертежи по вторичной коммутации с фактически выполненной прокладкой, маркировкой проводов и кабелей;

- исполнительные планы силовых, контрольных кабелей, осветительных проводок;

- исполнительные чертежи по заземлению, молниезащите, защите от вторичных проявлений молнии и статического электричества;

- акты на скрытые работы;

- акты на выполнение переходов и пересечений;

- протоколы испытаний на плотность трубной электропроводки во взрывоопасных помещениях;

- акты (протоколы) на испытание заземляющих устройств (контуров);

- паспорта, сертификаты заводов-изготовителей на электрооборудование.

Указанные акты должны быть оформлены с участием и подписаны службой технического надзора заказчика.

3 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РЕГЛАМЕНТЫ

3.1 Общая часть (задачи, функции и состав технологических регламентов)

3.1.1 Технологическими регламентами являются технические документы, определяющие порядок организации перекачки нефти по магистральному нефтепроводу, предназначенные для обеспечения надежного и безопасного ведения технологического процесса.

3.1.2 Технологические регламенты должны соответствовать проектным техническим решениям, исполнительной технической документации, действительным характеристикам и условиям работы нефтепровода, нормам и требованиям действующих межотраслевых и отраслевых нормативных документов: СНиП, стандартов, технических условий, правил безопасности, правил технической эксплуатации сооружений и оборудования, норм и правил пожарной безопасности.

3.1.3 В ОАО МН должны быть разработаны технологические регламенты на:

- технологические режимы работы МН;

- порядок ведения технологического процесса перекачки (пуск и остановка нефтепровода, отдельных НПС, насосных агрегатов, переход с одного режима на другой при изменении производительности);

- организацию последовательной перекачки, способы контроля за движением и сопровождения различных партий нефти;

- особенности и технологические режимы перекачки нефтей с аномальными свойствами (высоковязких и высокозастывающих, сернистых, высокосернистых, с наличием сероводорода);

- организацию режимов перекачки в условиях снижения загрузки, в том числе при наличии самотечных участков трубопроводов, проложенных в сложных рельефных условиях;

- управление нефтепроводом и контроль технологического процесса, контроль герметичности нефтепровода;

- порядок очистки внутренней полости нефтепровода;

- действия персонала в аварийных ситуациях;

- технологические схемы НПС и линейной части нефтепровода и сжатый продольный профиль нефтепровода;

- технологические карты магистральных нефтепроводов;

- карты уставок технологических защит нефтепроводов;

- оперативно-диспетчерскую документацию;

- проверку паспортных напорных, кавитационных и энергетических характеристик насосов;

- допустимые нагрузки электродвигателей магистральных и подпорных насосных агрегатов;

- градуировочные таблицы резервуаров и технологических емкостей, расчеты вместимости участков линейной части нефтепровода и технологических трубопроводов.

3.1.4 На действующий нефтепровод технологический регламент разрабатывается ОАО МН, эксплуатирующими данный нефтепровод.

Технологический регламент, разработанный ОАО МН, утверждается главным инженером ОАО МН.

3.1.5 Срок действия регламента до пересмотра - 3 года.

3.1.6 Технологический регламент, пересматривается по истечении срока его действия, при изменении состава документации, регламентирующей порядок эксплуатации трубопровода, охраны труда и промышленной безопасности, а также при внесении принципиальных изменений в технологическую схему и в режимы работы объектов нефтепровода.

3.2 Требования к технологическим режимам перекачки

3.2.1 Технологический режим должен обеспечивать перекачку нефти с требуемой производительностью, с наименьшими эксплуатационными затратами.

3.2.2 Технологическим режимом перекачки по магистральному нефтепроводу задаются следующие основные параметры (с указанием их значений):

- производительность нефтепровода;

- количество работающих магистральных насосных агрегатов на каждой НПС, диаметры рабочих колес;

- рабочее давление на приеме, до и после регулятора давления на каждой НПС;

- максимальное разрешенное рабочее давление на нагнетании насосов и на нагнетании НПС;

- максимальное разрешенное давление для линейной части нефтепровода на входе НПС;

- минимально допустимое рабочее давление на всасывании насосов;

- максимально допустимая нагрузка на электродвигатель насосного агрегата;

- наибольшая и наименьшая температура нефти, закачиваемой в нефтепровод.

3.2.3 Максимальное разрешенное давление по участкам нефтепровода устанавливается с учетом раскладки труб по нефтепроводу и фактического состояния труб. Рабочее давление на участке трубопровода должно быть не выше максимального разрешенного давления.

3.2.4 Заданная производительность перекачки на участке нефтепровода может обеспечиваться:

- работой головной станции (подпорным или основным агрегатом);

- работой головной станции с промежуточными НПС или частью промежуточных НПС;

- работой насосной грузоотправителей при условии соблюдения технологического регламента эксплуатации участка нефтепровода, утвержденного главным инженером ОАО МН.

Оптимальные режимы в условиях недогрузки должны обеспечиваться использованием сменных роторов магистральных насосов, заменой действующих насосов на типоразмеры меньшей производительности, перекачкой одной НПС по параллельным нефтепроводам с обеспечением контроля каждого эксплуатационного участка МН.

3.3 Ведение технологических процессов

3.3.1 Технологический процесс перекачки может осуществляться по следующим схемам:

- "через резервуары" - применяется для учета нефти на НПС и накопления нефти;

- "из насоса в насос" - применяется на промежуточных НПС, на которых не установлены подпорные насосы и резервуары;

- "с подключенными резервуарами" - применяется на промежуточных НПС при необходимости компенсации неравномерности производительности на смежных участках нефтепровода.

3.3.2 Расчетное время работы магистральных нефтепроводов с учетом остановок на ремонт принимается равным 350 дням или 8400 часам в год.

3.3.3 При переключениях на линейной части, технологических трубопроводах, производимых без остановки перекачки, закрытие задвижки должно проводиться только после открытия задвижек в новом направлении перекачки.

3.3.4 При пусках, остановках и переключениях насосных агрегатов давления в нефтепроводе не должны превышать значений, разрешенных технологическими картами.

3.3.5 В целях уменьшения усталостных напряжений в металле труб и оборудования, повышения их долговечности необходимо обеспечить наиболее длительную работу нефтепровода на заданном технологическом режиме, избегая значительных колебаний давления - остановок одного или двух насосных агрегатов НПС, остановки перекачки нефти по трубопроводу и полного сброса давления.

3.3.6 При каждом непредвиденном изменении технологических параметров работы нефтепровода немедленно принимаются меры по выяснению и устранению причин, вызвавших эти изменения.

3.3.7 Управление технологическим процессом приема, перекачки и поставки нефти производится:

- на уровне Компании - центральным диспетчерским управлением (ЦДУ);

- на уровне ОАО МН - диспетчерской службой ОАО МН с центрального диспетчерского пункта;

- на уровне технологических объектов - диспетчерской службой филиалов ОАО МН с районного диспетчерского пункта (РДП) и оперативным персоналом НПС (ЛПДС), нефтебаз, наливных станций с местных диспетчерских пунктов (МДП) и операторных пунктов.

3.3.8 ЦДУ осуществляет:

- оперативное управление перекачкой нефти по системе магистральных нефтепроводов на основании коммерческих договоров, графиков, маршрутных поручений по приему, транспорту и поставке нефти;

- учет приема, перекачки, отгрузки и поставки нефти;

- контроль количества нефти и свободной емкости в товарных парках производителей нефти, ОАО МН и грузополучателей;

- принятие необходимых мер по изменению грузопотоков нефти в случаях возникновения отказов на нефтепроводах;

- согласование с ОАО МН остановок участков нефтепроводов либо продолжительностью более 8 часов, либо связанных с сокращением объемов перекачки.

3.3.9 Диспетчерская служба ОАО МН на основании плановых заданий ЦДУ осуществляет:

- оперативное планирование и управление приемом, перекачкой, отгрузкой и поставкой нефти по каждому участку нефтепровода, приемо-сдаточному пункту, наливным станциям, нефтебазам в пределах ОАО МН;

- учет приема, перекачки и поставки нефти;

- обеспечение оптимального технологического режима и контроль основных технологических параметров перекачки нефти;

- учет движения нефти по отдельным или группе нефтепроводов и наличия нефти, свободной вместимости резервуарных парков;

- контроль за ходом выполнения аварийно-восстановительных работ;

- контроль за ходом плановых работ, производимых по планам-графикам, особенно на этапах подготовки, обеспечения необходимых запасов нефти, свободной вместимости резервуарных парков, откачки нефти из нефтепровода, заполнения и вывода его на режим;

- согласование вопросов учета, откачки, заполнения нефтепроводов, качества нефти, порядка и режимов пропуска средств очистки на этапах разработки мероприятий (планов) проведения ремонтно-восстановительных работ на смежных участках нефтепроводов, осуществляемых другими ОАО МН;

- контроль и анализ баланса перекачки нефти по системе нефтепроводов ОАО МН в целом и отдельным ее участкам;

- контроль за качеством транспортируемой нефти;

- согласование с ЦДУ плановых остановок участков нефтепроводов продолжительностью более 8 часов либо связанных с сокращением приема или поставки нефти.

3.3.10 Диспетчерская служба филиала ОАО МН на основании приказа ОАО МН о распределении функций, границ обслуживания и грузооборотов между филиалами в пределах установленных границ выполняет:

- непосредственное управление технологическими процессами приема, перекачки и поставки нефти;

- контроль технологических параметров перекачки нефти;

- учет движения нефти по нефтепроводам, резервуарным паркам, приемо-сдаточным пунктам;

- контроль качества принимаемой, перекачиваемой и сдаваемой нефти;

- контроль текущего положения запорной арматуры;

- контроль, регистрацию, анализ баланса перекачки нефти.

3.3.11 Оперативный персонал НПС (ЛПДС), нефтебазы, наливной станции осуществляет:

- непосредственное управление технологическим оборудованием, системами, сооружениями;

- первичный учет количества принимаемой, перекачиваемой, сдаваемой, находящейся на хранении нефти и контроль ее качества;

- постоянный контроль технологических параметров, технического состояния основного и вспомогательного оборудования, систем, сооружений на вверенных объектах, а также регистрацию через каждые 2 часа значений технологических параметров.

3.3.12 Все переключения на линейной части МН, технологических трубопроводах, в резервуарном парке, пуски, остановки основного оборудования, изменения режимов работы НПС, нефтепроводов должны регистрироваться в оперативной документации диспетчерских служб и оперативного персонала НПС (ЛПДС), нефтебаз, наливных станций.

3.3.13 Нефтепроводы, резервуары, основное нефтеперекачивающее оборудование должны выводиться из работы или резерва только по согласованию с диспетчером, кроме случаев их аварийного состояния или явной опасности для здоровья и жизни людей.

Вывод в ремонт основного и вспомогательного оборудования, систем, резервуаров, нефтепроводов, других объектов и сооружений МН производится в порядке, установленном регламентами ОАО МН.

3.3.14 Оперативный контроль, регистрация, анализ основных технологических параметров работы МН, баланса нефти осуществляются не реже чем через каждые 2 часа на всех уровнях диспетчерских служб.

3.3.15 При возникновении аварийных ситуаций на объектах МН оперативно-диспетчерский персонал должен действовать согласно Планам ликвидации возможных аварий и Планам тушения пожаров.

3.3.16 Работники оперативно-диспетчерских служб в рамках выполняемых ими функций руководствуются:

- настоящими Правилами;

- должностными, производственными инструкциями;

- инструкцией по учету нефти при ее транспортировке;

- инструкциями по пропуску внутритрубных инспекционных снарядов (ВИС);

- технологической картой нефтепроводов, резервуаров, технологических трубопроводов;

- графиком плановых остановок магистральных нефтепроводов;

- положением о приеме и движении нефти в системе МН;

- графиками, маршрутными поручениями приема нефти от производителей (грузоотправителей), перекачки, отгрузки и поставки ее грузополучателям;

- картой уставок технологических защит нефтепровода, основного и вспомогательного оборудования НПС;

- планами ликвидации возможных аварий и планами тушения пожаров;

- схемой технологических грузопотоков нефти в системе Компании;

- положением о диспетчерской службе, отделе;

- стандартами, техническими условиями на принимаемую и сдаваемую нефть;

- правилами по охране труда, пожарной безопасности, промышленной безопасности;

- инструкциями по эксплуатации средств телемеханики, аппаратуры и передачи информации.

3.3.17 Работа оперативно-диспетчерской службы оформляется записями в следующих документах:

- суточном диспетчерском листе;

- оперативных журналах;

- журнале распоряжений;

- журнале регистрации входящих и исходящих телефонограмм;

- журнале контроля движения средств очистки и диагностики;

- журнале учета последовательной перекачки;

- суточных сводках;

- журналах регистрации качества принимаемой и сдаваемой нефти;

- журналах регистрации и исполнения маршрутных поручений;

- журнале приема-сдачи смены.

Срок хранения перечисленных документов - 3 года.

3.3.18 Диспетчерские службы ОАО МН и его филиалов, оперативный персонал НПС, нефтебаз, наливных станций должны иметь следующие чертежи и схемы:

- подробный профиль и план трассы нефтепровода с ситуацией, указанием мест подключения путевых подкачек и сбросов нефти, расположения линейных задвижек, вантузов, КИП, сигнализаторов прохождения очистных устройств;

- подробные технологические схемы объектов с обозначением номеров задвижек, резервуаров, основных, подпорных агрегатов, фильтров-грязеуловителей, другого оборудования с указанием их основных технических характеристик;

- технологические карты резервуаров;

- карты уставок технологических защит нефтепровода, НПС;

- градуировочные таблицы резервуаров;

- расчетные технологические режимы НПС, нефтепровода;

- инструкцию дежурному диспетчеру при возникновении аварийных ситуаций на объектах МН.

На профилях нефтепроводов должны быть указаны:

- высотные отметки расположения линейных задвижек, вантузов, путевых сбросов, подкачек, манометров, оси магистральных трубопроводов;

- места расположения по трассе (км, пикет) вышеуказанного оборудования, приборов и сооружений.

На технологических схемах НПС, приемо-сдаточных пунктов (ПСП), нефтебаз, наливных станций должны указываться высотные отметки осей основных магистральных агрегатов, днищ каждого резервуара, в том числе резервуаров грузоотправителей, грузополучателей, задействованных в технологическом процессе приема, перекачки, поставки нефти.

3.4 Организация перекачки в особых условиях


Последовательная перекачка, способы контроля и сопровождения различных партий нефти

3.4.1 Перекачка нескольких сортов нефти по одному магистральному нефтепроводу должна осуществляться последовательно с соблюдением требований по сохранению их качества.

3.4.2 При организации последовательной перекачки должен быть выполнен комплекс организационно-технических мероприятий, обеспечивающих ее проведение в соответствии со специально разработанной инструкцией.

3.4.3 Основные параметры последовательной перекачки - последовательность подачи различных нефтей в трубопровод, метод контактирования, величина партий нефтей, границы разделения партий нефтей на конечном пункте, методы реализации смеси нефтей - должны устанавливаться технологическим расчетом и отражаться в Инструкции.

3.4.4 При турбулентном режиме движения перекачиваемых нефтей последовательная перекачка, как правило, осуществляется при непосредственном контактировании партий нефтей.

3.4.5 При транспортировании обводненных и подготовленных нефтей по одному трубопроводу, а также при ламинарном режиме движения нефтей последовательная перекачка должна вестись с разделителями.

3.4.6 При вынужденных остановках перекачки смесь по возможности должна располагаться на участках нефтепровода с профилем, близким к горизонтальному, где нефть с меньшей плотностью располагалась бы по профилю выше нефти с более высокой плотностью.

3.4.7 При организации последовательной перекачки должны быть предусмотрены:

- контроль за прохождением смеси, разделителей в нефтепроводе;

- контроль качества нефти.

3.4.8 На всех НПС и конечном пункте должны быть контрольные пункты для наблюдения за последовательной перекачкой.

Контроль за прохождением смеси по трубопроводу может осуществляться автоматическими приборами контроля, обеспечивающими требуемую точность измерения концентрации нефтей в смеси.

3.4.9 В диспетчерском пункте нефтепровода не реже чем через 2 часа фиксируются места нахождения смеси или разделителя и другие данные, необходимые для контроля последовательной перекачки.

3.4.10 При сдаче смеси нефти грузополучателям содержание одного сорта нефти в другом должно отвечать установленным требованиям по качеству нефти.

Особенности и технологические режимы перекачки нефти с аномальными свойствами (высоковязких, высокозастывающих, высокосернистых, с наличием сероводорода)

3.4.11 Перекачка высоковязких и высокозастывающих нефтей по нефтепроводу должна осуществляться с подогревом. При этом нефтепровод оснащается пунктами подогрева нефти (ППН) согласно проекту.

3.4.12 Давление в трубопроводе при заполнении его транспортируемой нефтью должно устанавливаться в соответствии с теплогидравлическим расчетом процесса пуска. Оно должно соответствовать точке минимума гидравлической характеристики нефтепровода. Принятое расчетное давление не должно быть ниже упругости паров транспортируемой нефти при максимальной температуре перекачиваемой среды на данном участке нефтепровода.

3.4.13 Температура нефти, поступающей в нефтепровод, в период пуска должна соответствовать тепловому расчету. Она должна быть не ниже номинальной температуры для условий стационарного режима перекачки нефти по трубопроводу. Температура нефти, поступающей в трубопровод в период пуска, должна устанавливаться исходя из требований, предъявляемых к сохранности изоляционных и теплоизоляционных покрытий и обеспечения допустимых температурных напряжений в металле трубы.

3.4.14 Для облегчения условий пуска нефтепровода после строительства и остановки перекачки, а также при работе на пониженных производительностях рекомендуется применение депрессаторных присадок.

3.4.15 Количество вводимого депрессатора должно определяться на основании реологических исследований, выполненных в лабораторных условиях, а также по результатам опробования в промышленных условиях и указываться в технологической карте НПС.

3.4.16 Ввод депрессатора в нефтепровод должен осуществляться дозировочными насосами в виде смеси с исходной нефтью, подогретой до требуемой температуры.

3.4.17 При перекачке с подогревом на каждый месяц должен быть разработан оптимальный температурный режим на основе данных о фактических свойствах перекачиваемой нефти и температуре окружающей среды. В температурном режиме указывается температура нагрева нефти на каждой станции подогрева и температура нефти на приеме последующей станции подогрева.

3.4.18 Нормы температуры подогрева нефти и допустимого значения температуры остывания нефти при остановках перекачки должны указываться в технологической карте каждой НПС.

При застывании нефти в нефтепроводе она должна вытесняться маловязкой нефтью в стационарные или передвижные емкости, находящиеся у линейных задвижек, на НПС или станциях подогрева.

3.4.19 При перекачке вязкой нефти с разбавителем необходимая пропорция смеси должна определяться в каждом конкретном случае на основании лабораторных исследований нефти, разбавителя, а также их смеси. Качество смеси необходимо проверять не реже чем через 2 часа по пробам жидкости.

3.4.20 Конструктивные особенности сооружений, параметры оборудования и устройств МН для перекачки высокосернистых, сернистых и сероводородсодержащих нефтей устанавливаются проектом в соответствии с действующими нормативными документами.

Эксплуатация МН, перекачивающих указанные нефти, должна проводиться по отдельно разрабатываемым регламентам, инструкциям и другим документам, предусматривающим обеспечение безопасной и надежной эксплуатации нефтепровода.

На НПС должен быть организован систематический контроль за концентрацией сероводорода, установлены соответствующие предупредительные знаки, предусмотрены другие меры безопасности.

Особенности организации перекачки на нефтепроводах со сложным рельефом трассы

3.4.21 Для нефтепроводов со сложным рельефом трассы в условиях неполной их загрузки допускается перекачка с неполным заполнением поперечного сечения трубопровода после перевальной точки. В этом случае разрабатывается Технологический регламент эксплуатации нефтепровода с самотечными участками, в котором должны быть:

- обоснованы возможность и целесообразность эксплуатации данного нефтепровода с самотечными участками;

- разработаны технологические карты нефтепровода с учетом течения нефти на ниспадающем склоне после перевальной точки с неполным заполнением сечения трубопровода;

- регламентирована процедура определения утечек нефти из трубопровода в аварийных ситуациях, в том числе и при работе с самотечными участками;

- разработана методика учета количества перекачиваемой нефти в трубопроводе с самотечными участками применительно к задаче инвентаризации нефти;

- определены минимальные скорости пропуска диагностических и очистных устройств.

Технологический регламент при этом должен быть согласован с Госгортехнадзором России или его региональным округом по принадлежности нефтепровода.

3.4.22 При наличии проектных решений, предусматривающих исключение работы с самотечными участками, регламентируются параметры эксплуатации станции защиты нефтепровода в зависимости от режимов перекачки, физико-химических свойств транспортируемой нефти.

4 ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ ОБЪЕКТОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

4.1 Линейная часть магистральных нефтепроводов


Общие положения

4.1.1 Линейная часть магистрального нефтепровода состоит из:

- трубопровода с ответвлениями и лупингами, запорной и регулирующей арматурой, переходов через естественные и искусственные препятствия, узлов подключения насосных станций, узлов пуска и приема очистных и диагностических устройств, узлов автоматического перекрытия трубопроводов (УАПТ);

- противопожарных средств, противоэрозионных и защитных сооружений;

- установок электрохимической защиты нефтепроводов от коррозии;

- линий и сооружений технологической связи, средств автоматики и телемеханики;

- линий электропередач и электроустановок;

- земляных амбаров для сброса нефти из МН;

- сооружений для обслуживания МН (АВП, дома обходчиков, блок-посты);

- вдольтрассовых проездов и переездов через нефтепроводы, постоянных дорог, вертолетных площадок, расположенных вдоль трассы нефтепровода, и подъездов к ним, опознавательных и сигнальных знаков местонахождения нефтепроводов, сигнальных знаков при пересечении нефтепроводами судоходных рек.

4.1.2 Безопасность, эффективность и надежность эксплуатации линейной части должны обеспечиваться следующими мерами:

- периодическим патрулированием, осмотрами и комплексными диагностическими обследованиями с использованием технических средств;

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

- своевременной модернизацией морально устаревшего или изношенного оборудования;

- соблюдением требований к охранной зоне и зоне установленных нормами минимальных расстояний до населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных предприятий, зданий и сооружений;

- соблюдением условий обеспечения пожаровзрывобезопасности и противопожарной защиты;

- уведомлением руководителей организаций и информацией населения близлежащих населенных пунктов о местонахождении нефтепровода и мерах безопасности.

4.1.3 Техническое обслуживание линейной части МН включает:

- патрулирование трассы нефтепровода - визуальные наблюдения с целью своевременного обнаружения опасных ситуаций, угрожающих целостности и безопасности МН и безопасности окружающей среды;

- регулярные осмотры и обследования всех сооружений согласно п.4.1.1 с применением технических средств с целью определения их технического состояния.

4.1.4 Техническое обслуживание линейной части МН должно проводиться аварийно-восстановительной службой и специализированными организациями, имеющими лицензию на проведение соответствующих работ.

Патрулирование трассы нефтепровода

4.1.5 Трасса магистрального нефтепровода должна патрулироваться с целью контроля состояния охранной зоны и прилегающей территории, выявления факторов, которые могут создавать угрозу безопасности и надежности эксплуатации нефтепровода.

Периодичность осмотра нефтепровода путем обхода, объезда или облета устанавливается руководством эксплуатирующей организации в зависимости от местных условий и времени года; осмотр должен осуществляться:

- воздушным патрулированием не менее 2-5 раз в 7 дней;

- наземным патрулированием на транспортных средствах не менее 1 раза в 7 дней, а в зависимости от конкретных условий эксплуатации - ежедневно;

- наземным патрулированием, выполняемым обходчиками ежедневно.

4.1.6 При патрулировании ЛЧ МН особое внимание должно быть уделено:

- наличию признаков утечек нефти;

- строительным и земляным работам, в том числе проводимым сторонними организациями;

- эрозии грунта;

- льдообразованию;

- образованию промоин и размывов;

- оползневым участкам;

- оседанию грунта над трубопроводом;

- оголению трубопровода;

- пересечению нефтепроводом водотоков, железных и автомобильных дорог.

4.1.7 Структурные подразделения филиалов, эксплуатирующих объекты МН, должны содержать в рабочем состоянии проезды, подъездные пути, переезды через нефтепроводы, вдольтрассовые дороги, вертолетные площадки и взлетно-посадочные полосы авиатранспорта для обслуживания линейной части МН.

4.1.8 О замеченных утечках нефти, любых неисправностях и повреждениях сооружений по трассе, угрожающих нормальной работе нефтепровода или безопасности людей и находящихся вблизи предприятий, населенных пунктов, а также о нарушениях охранной зоны нефтепровода лица, выполняющие патрулирование, должны немедленно сообщать непосредственному руководителю и диспетчеру.

4.1.9 При осуществлении воздушного патрулирования данные об угрожающей нефтепроводу деятельности или производстве строительных работ в непосредственной близости от нефтепровода должны быть уточнены на земле. В случае установления прямой угрозы безопасности или бесперебойной работе нефтепровода сведения об этом должны быть немедленно переданы ответственному должностному лицу по радио, телефону или другому средству связи.

4.1.10 Результаты патрулирования должны заноситься в журнал патрулирования.

Обозначение трассы МН на местности

4.1.11 Трасса нефтепровода на местности должна обозначаться опознавательно-предупредительными знаками в виде столбиков со щитами-указателями высотой 1,5-2 м от поверхности земли, устанавливаемыми в пределах прямой видимости, но не реже чем через 500-1000 м, а также на углах поворота и пересечениях с другими трубопроводами и коммуникациями, а в местах мелкого залегания (до их устранения) - П-образными знаками размером 1,5-2 м над поверхностью земли (отступ стоек знака от трубопровода не менее 0,5 м с каждой стороны) с двухсторонним щитом 0,5РД 153-39.4-056-00 Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов0,3 м с сигнальной надписью "Внимание нефтепровод! Движение техники запрещено!".

4.1.14* На щите-указателе должны быть приведены:

_______________
* Нумерация соответствует оригиналу. - Примечание изготовителя базы данных.

- наименование нефтепровода или входящего в его состав сооружения;

- местоположение оси нефтепровода от основания знака;

- привязка знака на трассе (км);

- охранная зона нефтепровода, телефоны и адрес организации, эксплуатирующей данный участок нефтепровода.

4.1.15 Трасса нефтепровода, особенно в местах переходов через железные и автомобильные дороги и водные препятствия, у линейной арматуры и на опасных участках, должна быть четко обозначена на местности постоянными предупреждающими знаками (аншлагами).

4.1.16 Опознавательными и предупредительными знаками должно быть четко обозначено местоположение коммуникаций, проходящих в одном техническом коридоре. Установку знаков необходимо оформлять совместным актом владельцев коммуникаций технического коридора и землепользователей.

4.1.17 Виды знаков на пересечениях автомобильных и железных дорог, правила их установки должны отвечать требованиям правил эксплуатации соответствующих путей сообщения и государственного стандарта на знаки.

4.1.18 Обходчики и машины линейной службы должны быть обеспечены переносными предупредительными знаками для обозначения на местности аварийно-опасных участков МН.

4.1.19 Все надземные переходы балочного типа должны быть оборудованы ограждениями, исключающими возможность доступа посторонних лиц и механизмов к нефтепроводу, иметь защитное покрытие и предупредительный знак "Проход и проезд запрещен".

4.1.20 Осмотр километровых знаков, указателей, установленных в местах пересечения с другими коммуникациями, размещения на нефтепроводе отводов, углов поворота, необходимо проводить не реже 1 раза в месяц.

Охранные зоны

4.1.21 На всем протяжении трассы МН для исключения повреждений в соответствии с действующими Правилами охраны магистральных трубопроводов устанавливают охранную зону:

- вдоль трассы МН - в виде участка земли, ограниченного условными линиями, находящимися в 25 м - от оси трубопровода с каждой стороны;

- вдоль трасс многониточных нефтепроводов - в виде участка земли, ограниченного условными линиями, проходящими в 25 м от осей крайних трубопроводов с каждой стороны;

- вдоль подводных переходов нефтепроводов - в виде участка от водной поверхности до дна, заключенного между параллельными плоскостями, отстоящими от осей крайних ниток трубопроводов на 100 м с каждой стороны;

- вокруг емкостей для хранения и дренажа нефти - в виде участка земли, ограниченного замкнутой линией, отстоящей от границ территории указанных объектов на 50 м во все стороны;

- вокруг головных и промежуточных перекачивающих и наливных насосных станций, резервуарных парков, узлов учета нефти, наливных и сливных эстакад, пунктов подогрева нефти - в виде участка земли, ограниченного замкнутой линией, отстоящей от границ территорий указанных объектов на 100 м во все стороны.

4.1.22 Земельные участки, входящие в охранные зоны, не изымаются у землепользователей и используются ими для проведения сельскохозяйственных и иных работ с обязательным соблюдением требований Правил охраны магистральных трубопроводов.

4.1.23 ОАО МН должны принимать необходимые меры для обеспечения установленных СНиП 2.05.06 минимальных расстояний до населенных пунктов, отдельных промышленных и сельскохозяйственных предприятий, сооружений, зданий от оси нефтепроводов в пределах 10РД 153-39.4-056-00 Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов3000 м (в зависимости от диаметра нефтепровода) и от НПС в пределах 20РД 153-39.4-056-00 Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов200 м (в зависимости от категории НПС).

4.1.24 При прохождении МН в одном техническом коридоре с инженерными коммуникациями других ведомств или их взаимном пересечении основы взаимоотношений организаций, эксплуатирующих эти коммуникации и трубопроводы, определяются Правилами охраны магистральных трубопроводов.

4.1.25 Порядок и время ремонта нефтепроводов, проходящих в одном техническом коридоре с инженерными коммуникациями или пересекающих их, должны согласовываться с организациями, эксплуатирующими эти коммуникации.

4.1.26 Строительные и ремонтные работы в охранных зонах линий и сооружений технологической связи, телемеханики и электрических сетей, входящих в состав магистральных нефтепроводов, должны выполняться с соблюдением требований нормативных документов по охране линий и сооружений связи и электрических сетей, а также настоящих Правил.

4.1.27 Все изменения, касающиеся строительства объектов в охранной зоне МН, пересечений нефтепровода коммуникациями другого назначения, а также конструктивные изменения объектов линейной части МН должны быть своевременно внесены в исполнительную документацию.

4.1.28 При производстве строительно-монтажных и ремонтных работ в охранной зоне должны выполняться требования Правил охраны МН.

В охранной зоне любые работы и независимо от производителя работ должны выполняться с оформлением наряда-допуска и под надзором организации, эксплуатирующей МН.

4.1.29 Персонал ОАО МН и его филиалов при выездах на трассу нефтепровода, независимо от основных обязанностей и целей выезда, должен следить за состоянием охранной зоны магистрального нефтепровода. При обнаружении любого вида деятельности или событий, которые могут отрицательно повлиять на безопасность эксплуатации нефтепровода, на его нормальную работу или на возможность выполнения технического обслуживания и ремонта нефтепровода, работник предприятия, эксплуатирующего МН, обязан провести предварительное расследование и сообщить руководству своего предприятия.

4.1.30 На всех участках магистрального нефтепровода должна быть обеспечена возможность вдольтрассового проезда и подъезда к любой точке нефтепровода для выполнения профилактических, ремонтных и аварийных работ.

4.1.31 Полоса земли шириной не менее 3 м от оси с каждой стороны нефтепровода и обслуживающих их линий электропередачи и связи должна периодически расчищаться от деревьев, кустарников, поросли для обеспечения видимости трассы с воздуха, свободного передвижения техники и пожаробезопасности. Выполнение этих работ производится без оформления лесорубочных билетов и без согласования с собственниками земельных участков (землепользователей).

4.1.32 По всей трассе должна поддерживаться проектная глубина заложения нефтепровода, при возникновении оголения, провисания, размыва участков нефтепровода они должны быть отремонтированы в соответствии с требованиями строительных норм и правил.

Фактическая глубина заложения нефтепровода должна контролироваться на непахотных землях не реже 1 раза в 5 лет, на пахотных - 1 раз в год. Контроль производится через 100 м по длине и в характерных точках (низины, овраги и др.).

По окончании работ, связанных с вскрытием нефтепровода, оголенные участки его должны быть засыпаны в соответствии с нормативными требованиями.

4.1.33 Для защиты от размыва траншеи и обнажения нефтепроводов должны предусматриваться соответствующие мероприятия: организация стока поверхности вод, крепление оврагов и промоин, размываемых берегов водных преград и др.

Растущие овраги и промоины, расположенные в охранной зоне и в стороне от трассы, которые при своем развитии могут достичь трубопровода, должны укрепляться.

4.1.34 Для нефтепроводов, проложенных в земляных насыпях через балки, овраги и ручьи, обязательно устройство водопропусков, обеспечивающих пропуск расчетного расхода воды.

4.1.35 При пересечении нефтепроводами крутых склонов, промоин, оросительных каналов, кюветов следует предусматривать в местах их пересечения глиняные (или из другого подобного материала) перемычки, предотвращающие распространение воды по траншее и проток её вдоль трубопровода.

4.1.36 Осмотр трассы нефтепровода должен проводиться в соответствии с п.4.1.5, но не реже 1 раза в неделю, а в паводковый период - 3 раза в неделю.

Внеочередные осмотры трассы МН проводятся после стихийных бедствий, при обнаружении утечек нефти, падении давления, нарушении баланса нефти и других признаков повреждения нефтепровода.

Наземное оборудование

4.1.37 Запорная арматура, узлы пуска и приема очистных и диагностических устройств должны быть легкодоступны для обслуживания персоналом и защищены от повреждения и управления посторонними лицами.

Вантуза, а также отдельно стоящие манометры и сигнализаторы прохождения СОД должны быть ограждены, обозначены, находиться в колодцах с обеспечением защиты от несанкционированного доступа.

4.1.38 Запорная арматура, установленная на линейной части нефтепровода, должна быть комплектной, пронумерована в соответствии с технологическими схемами, иметь указатели положения затвора и содержаться в исправном состоянии. На арматуре должны быть надписи обозначения по управлению ею.

4.1.39 Площадки расположения запорной арматуры линейной части внутри ограждений должны быть спланированы, защищены от затопления поверхностными и грунтовыми водами и иметь твердое покрытие (гравий, щебень и т.п.). К площадкам должна быть предусмотрена возможность подъезда транспортных средств.

4.1.40 К узлам управления, указателям положения затвора запорной арматуры должен быть обеспечен беспрепятственный доступ обслуживающего персонала. Площадки обслуживания должны содержаться в чистоте и исправном состоянии.

Открывать и закрывать запорную арматуру разрешается только по распоряжению диспетчера, которое должно быть зафиксировано в журнале распоряжений.

4.1.41 Операции по управлению, техническому обслуживанию запорной арматуры должны проводиться в соответствии с требованиями инструкций заводов-изготовителей.

4.1.42 Техническое обслуживание запорной арматуры должно проводиться согласно годовым планам-графикам, утвержденным руководством ОАО МН или его филиалов.

Не менее 1 раза в месяц следует проводить:

- внешний осмотр запорной арматуры с целью выявления утечек нефти, утечек масла через неплотности редуктора, нарушений герметичности кабеля и электродвигателя;

- проверку наличия смазки в редукторе и ванне конечных выключателей, отсутствия мелких неисправностей и поломок, наличия колпаков для защиты штока задвижки от пыли, грязи, осадков, наличия четко обозначенных знаков и надписей, указателей положения (штока);

- устранение всех выявленных при внешнем осмотре недостатков;

- устранение, при необходимости, с наружных поверхностей задвижек, обратных клапанов, с площадок самообслуживания грязи, ржавчины, льда, воды, подтеков масла.

Подтяжка сальников проводится по необходимости, но не реже 2 раз в год. Протяжка всех фланцевых соединений проводится не реже 2 раз в год при подготовке к работе в осенне-зимний и весенне-летний сезоны.

4.1.43 Обследования узлов пуска и приема очистных и диагностических устройств должны выполняться 2 раза в год - весной и осенью, с целью определения возможных перемещений обвязки узлов.

Пересечения искусственных и естественных препятствий

4.1.44 В процессе эксплуатации подземных переходов нефтепроводов через железные и автомобильные дороги необходимо проверять:

- состояние смотровых и отводных колодцев, отводных канав с целью выявления утечек нефти, нарушений земляного покрова, опасных для нефтепровода проседаний и выпучиваний грунта (не реже 1 раза в месяц);

- положение защитного кожуха и нефтепровода, а также состояние изоляции нефтепровода.

4.1.45 Обследование с проверкой отсутствия электрического контакта магистрального трубопровода с защитным кожухом проводится не реже 1 раза в год.

4.1.46 В процессе эксплуатации балочных, подвесных и арочных надземных переходов необходимо вести визуальный контроль за общим состоянием воздушных переходов трубопровода, береговых и промежуточных опор, их осадкой, состоянием мачт, тросов, вантов, берегов в полосе переходов, берегоукрепительных сооружений, водоотводных канав, мест выхода трубопроводов из земли, креплений трубопроводов в опорах земляных насыпей.

4.1.47 Обследования воздушных переходов должны выполняться не реже 2 раз в год: весной - после паводка, летом - в период подготовки к осенне-зимней эксплуатации.

4.1.48 Результаты обследований оформляются актами и записываются в соответствующие паспорта и журналы.

4.1.49 При выполнении работ по техническому обслуживанию и ремонту МН, проложенных в тоннелях, необходимо предусматривать вентиляцию тоннеля и осуществлять контроль за концентрацией паров и газов, которая не должна превышать предельно-допустимую.

4.1.50 К подводным переходам относится линейная часть нефтепровода с сооружениями, проходящая через водные преграды шириной более 10 м по зеркалу воды в межень и глубиной свыше 1,5 м.

Границами подводного перехода магистрального нефтепровода (ПП МН), определяющими длину перехода, являются: для многониточных переходов - участок, ограниченный запорной арматурой, установленной на берегах; для однониточных переходов - участок, ограниченный горизонтом высоких вод (ГВВ), не ниже отметок 10%-ной обеспеченности.

4.1.51 Техническое обслуживание ПП МН должно осуществляться в соответствии с инструкциями, учитывающими конструктивные особенности подводных переходов (переходов, построенных траншейным методом, методом наклонно-направленного бурения, методом "труба в трубе", однониточных и многониточных).

4.1.52 Строящиеся подводные переходы МН должны быть оборудованы системами контроля утечек. Все подводные переходы, имеющие конструкцию "труба в трубе", должны быть оборудованы системами обнаружения газопаровоздушной среды в межтрубном пространстве.

4.1.53 На переходах через судоходные реки должны быть оборудованы пункты наблюдения. Организации, эксплуатирующие подводные переходы через судоходные реки, должны быть укомплектованы техническими средствами для ликвидации аварий и их последствий.

4.1.54 Техническое обслуживание подводных переходов МН должно производиться службами ОАО МН и его филиалов, а также специализированными сторонними организациями на договорной основе в соответствии с требованиями действующих нормативных документов и настоящих Правил.

4.1.55 Для обеспечения надежной работы ПП МН необходимо выполнять следующие основные мероприятия:

- поддержание в исправном состоянии электрохимзащиты труб перехода, устранение повреждений изоляции, металла труб, берегоукреплений, выявление подмывов, оползней, размывов;

- поддержание установленных проектом отметок заглубления трубопроводов;

- контроль за наличием информационных знаков, ограждения, сохранностью реперов и ледозащитных устройств;

- контроль за состоянием и техническое обслуживание запорной арматуры;

- систематический контроль за давлением в основной и резервной нитках перехода.

4.1.56 Техническое обслуживание подводных переходов должно включать:

- визуальные наблюдения - в соответствии с утвержденным главным инженером филиала графиком;

- регулярные осмотры (1 раз в месяц) береговых участков и пойменных участков переходов, проверку состояния откосов и укрепления берегов;

- промывку резервных ниток;

- осмотр и проверку исправности информационных знаков, ледозащитных устройств;

- регулярные контрольные осмотры ПП МН в течение, года после ледохода и паводка с целью выявления размывов русла реки и обнажения трубопровода, размыва и разрушения подводной части берегоукрепительных сооружений;

- обследование технического состояния нефтепровода с сооружениями.

4.1.57 Периодичность, порядок, состав и объем работ по обследованию ПП МН должны определяться в соответствии с действующей НТД.

4.1.58 Внеочередные обследования подводных переходов МН должны выполняться после аномальных паводков и при разработке проекта капитального ремонта.

4.1.59 При нормальной работе трубопровода все нитки перехода должны находиться в работе. Не реже 1 раза в год необходимо отключать нитки перехода закрытием задвижек с одной стороны перехода на 2-3 суток и направлять поток нефти поочередно по каждой нитке перехода для их промывки.

Промывку необходимо производить при скорости движения нефти не менее 1,5 м/с, при наличии камер приема-пуска с применением очистных устройств.

Время выполнения промывки подводного перехода, при скорости движения нефти 1,5 м/с, должно быть достаточным для прокачки трех объемов промываемого участка нефтепровода.

4.1.60 Эксплуатация переходов, оснащенных узлами автоматического перекрытия трубопроводов и узлами пуска и приема очистных и диагностических устройств, осуществляется в соответствии с инструкциями, разработанными ОАО МН исходя из конкретных особенностей переходов.

Подготовка нефтепровода к эксплуатации в осенне-зимних условиях и к весеннему паводку

4.1.62* Для обеспечения эффективной и надежной эксплуатации нефтепроводов в осенне-зимний и весенний паводковый периоды службами подразделений ОАО МН и его филиалов должен быть выполнен комплекс мероприятий по разработанному и утвержденному плану.
_______________

* Нумерация соответствует оригиналу. - Примечание изготовителя базы данных.

4.1.63 В плане подготовки к эксплуатации МН в зимних условиях должны быть предусмотрены:

- ревизия и ремонт запорной арматуры со сменой летней смазки на зимнюю, проверка арматуры на полное закрытие и открытие;

- создание необходимого запаса материалов и инструментов на складах и труднодоступных местах трассы;

- перевод на зимнюю эксплуатацию аварийно-ремонтной техники;

- промывка нефтью тупиковых и непроточных участков и арматуры;

- установка указателей и вешек у колодцев и вантузов на случай заноса их снегом;

- заливка незамерзающей жидкости в разделительные сосуды и импульсные линии на узлах отбора давления.

4.1.64 В плане мероприятий по подготовке объектов и сооружений линейной части МН к весенним паводкам должны быть предусмотрены:

- подготовка аварийной техники;

- проверка запорной арматуры с опробованием на полное открытие и закрытие в местном и дистанционном режимах;

- создание временных опорных пунктов в труднодоступных местах трассы нефтепровода, оснащенных необходимой техникой, материалами и инструментами;

- создание необходимых запасов горюче-смазочных материалов;

- проверка и (при необходимости) устройство водоотводов и водопропусков;

- очистка водопропускных, водоотводящих и других сооружений от наносов снега и льда;

- восстановление защитных сооружений и проведение противопожарных мероприятий;

- восстановление нагорных водоотводных каналов и водопропускных устройств;

- проверка и ремонт ледорезов в местах возможных заторов льда;

- обрубка льда в урезах рек над подводными переходами (при необходимости);

- ремонт лежневых дорог;

- подготовка средств передвижения по воде и средств сбора нефти с водной поверхности;

- размещение дежурных постов на особо ответственных участках для своевременного обнаружения угрозы повреждения нефтепровода и его сооружений, организация связи и другие мероприятия, направленные на обеспечение бесперебойной работы нефтепровода во время паводка;

- организация взаимодействия с районными, областными и республиканскими противопаводковыми комиссиями.

Очистка внутренней полости линейной части нефтепроводов

4.1.65 С целью поддержания пропускной способности и предупреждения скапливания воды и внутренних отложений, а также с целью подготовки участка нефтепровода к внутритрубной инспекции и переиспытаниям должна проводиться очистка внутренней полости МН пропуском очистных устройств.

Работы по очистке МН должны вестись с соблюдением мер по обеспечению пожаровзрывобезопасности в соответствии с Правилами безопасности при эксплуатации МНРД 153-39.4-056-00 Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов и Правилами пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов.
________________
РД 153-39.4-056-00 Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов На территории Российской Федерации действует РД 13.110.00-КТН-319-09, являющийся авторской разработкой. За дополнительной информацией обратитесь по ссылке, здесь и далее по тексту. - Примечание изготовителя базы данных.

4.1.66 Очистные устройства рекомендуется оборудовать низкочастотными передатчиками во взрывозащищенном исполнении, которые в комплекте с наземными переносными локаторами позволяют контролировать прохождение очистных скребков по участку нефтепровода и обнаруживать места их возможной остановки (застревания).

4.1.67 ОАО МН должны составлять и утверждать годовые планы работ по очистке нефтепроводов с учетом планов перекачки, проведения внутритрубных инспекций и свойств нефти.

4.1.68 Периодичность очистки магистральных нефтепроводов очистными устройствами определяется индивидуально для каждого нефтепровода в зависимости от особенностей его эксплуатации и свойств перекачиваемого продукта, но не реже 1 раза в квартал.

При снижении пропускной способности нефтепровода в промежутках между периодическими очистками на 2% и более необходимо проводить внеочередные очистки МН.

Для освобождения от воды внутренней полости МН, работающих на сниженных режимах, рекомендуется 1 раз в неделю вести перекачку нефти по схеме "через резервуары" со скоростью более 1,5 м/с в течение не менее 2 часов.

4.1.69 Ответственность за организацию, проведение работ по очистке нефтепровода и контроль за выполнением планов очистки возлагается на ОАО МН или его филиалы.

4.1.70 Работы по очистке нефтепроводов должны выполняться в соответствии с положениями и инструкциями, разработанными на основании требований нормативных документов и утвержденными в установленном порядке.

4.1.71 Лупинги, резервные нитки и перемычки между параллельными трубопроводами должны быть отключены от основного трубопровода на период прохождения очистных устройств, калибров и диагностических приборов.

Испытания действующих нефтепроводов

4.1.72 Испытания на прочность являются средством подтверждения надежности и работоспособности эксплуатируемого нефтепровода или его участков и должны проводиться:

- после капитального ремонта с заменой труб;

- после реконструкции;

- в случаях, если они не могут быть подвергнуты внутритрубной диагностике;

- при аттестации магистрального нефтепровода.

Испытания должны проводиться в соответствии с требованиями действующих нормативных документов.

4.1.73 Решение о проведении испытаний должно приниматься ОАО МН на основе результатов анализа аварийности с учетом выполнения плановых мероприятий по повышению надежности, требований охраны окружающей среды, необходимости повышения максимального разрешенного рабочего давления или реконструкции МН.

4.1.74 Параметры испытаний (протяженность участка, испытательное давление, время выдержки под испытательным давлением и цикличность изменений давления при испытаниях) должны устанавливать ОАО МН (при необходимости совместно со специализированной организацией) с учетом технического состояния трубопровода, условий прокладки, профиля трассы, физико-химических свойств материала труб и других данных, характеризующих условия работы трубопровода.

Протяженность испытываемых участков линейной части МН не должна превышать 30-40 км.

4.1.75 Перед проведением испытаний нефтепроводов ОАО МН должно предусмотреть мероприятия по замене тройников, отводов, переходников полевого изготовления, временно установленных хомутов, заплат, морально устаревшей или не соответствующей условиям эксплуатации арматуры и другого оборудования.

4.1.76 Для организации проведения испытаний действующего нефтепровода приказом по ОАО МН создается рабочая комиссия.

Испытания проводятся по Программе или Проекту, утвержденным руководителем ОАО МН и согласованным с местными органами ГПС МВД РФ, Госгортехнадзора России, Государственной бассейновой инспекции, Комитета по охране окружающей среды.

После окончания испытаний должен быть оформлен акт установленной формы.

4.1.77 Выявленные при испытаниях повреждения трубопровода должны немедленно устраняться.

После устранения повреждений испытания трубопровода продолжают по установленной Программе или Проекту. Характер каждого выявленного при испытаниях дефекта или повреждения трубопровода, а также работы по их устранению должны отражаться в специальном акте.

4.1.78 Нефтепровод считается выдержавшим испытание на прочность и проверку на герметичность, если за время испытания трубопровода на прочность труба не разрушилась, а при проверке на герметичность давление осталось в пределах допустимых норм и не были обнаружены утечки.

Аварийный запас

4.1.79 Аварийный запас труб должен использоваться при ликвидации аварий. Допускается использовать аварийный запас труб по разрешению руководства ОАО МН или его филиала при переиспытаниях нефтепроводов и для текущего ремонта с последующим пополнением.

4.1.80 В процессе эксплуатации магистрального трубопровода необходимо периодически, но не реже чем 2 раза в год проводить осмотр аварийного запаса труб. По мере необходимости должны выполняться работы по ремонту стеллажей, по защите от коррозии, скашивание растительности и т.д.

Количество аварийного запаса должно составлять:

- труб - 0,1% от протяженности МН;

- линейной арматуры - по 1 шт. каждого диаметра на 15 установленных на трубопроводе задвижек;

- соединительных деталей труб - по 2 шт. на каждый диаметр в расчете на 500 км нефтепровода.

4.1.81 Марки стали и толщины стенок труб аварийного запаса должны соответствовать аналогичным параметрам труб, заложенным в проекте.

Запрещается применение труб для аварийного запаса, не имеющих сертификатов или документов, подтверждающих соответствие их требованиям стандартов и технических условий, а также при отсутствии товарного знака на поверхности трубы.

4.1.82 Трубы и фасонные изделия для пополнения аварийного запаса должны подвергаться входному контролю с использованием методов неразрушающего контроля.

4.1.83 Трубы аварийного запаса должны быть пронумерованы несмываемой краской (высота шрифта 10 см) на внутренней полости трубы и на торцовых заглушках. Рядом с местом складирования должен устанавливаться щит-указатель, на котором указываются номера труб, диаметр, длина, толщина стенки трубы и марка стали согласно сертификату.

Трубы аварийного запаса и фасонные изделия должны храниться на стеллажах и должны быть защищены от попадания атмосферных осадков и прямого воздействия солнечных лучей, надежно закреплены, заизолированы (запраймированы), арматура аварийного запаса - законсервирована. Допускается хранение труб без торцевых заглушек при условии внутреннего и внешнего праймирования.

4.1.84 Трубы аварийного запаса, применяемые для замены поврежденного участка МН, должны быть подвергнуты контролю неразрушающими методами и предварительно испытаны на давление с учетом категории данного участка согласно СНиП III-42.

Техническая документация

4.1.85 Службы, эксплуатирующие линейную часть МН, должны иметь следующую техническую документацию:

- копии актов отвода земельных участков под трассу нефтепровода, под дома линейных обходчиков и другие сооружения;

- планы, профили трассы обслуживания;

- планы ликвидации возможных аварий;

- планы тушения пожаров;

- схемы обслуживаемого участка МН с ситуационным планом местности (переходы через реки и овраги, вдольтрассовые дороги и надземные коммуникации, автомобильные и железные дороги, места хранения аварийного запаса труб, места расположения объектов и средств электрохимической защиты, коммуникации технического коридора, близрасположенные населенные пункты);

- технические паспорта на МН, подводные и воздушные переходы;

- паспорта основного оборудования и сосудов, работающих под давлением;

- заводские паспорта и инструкции на специальную и аварийную технику;

- материалы топографической съемки трассы нефтепровода;

- графики ППР;

- должностные и производственные инструкции для обслуживающего персонала;

- договор (или инструкцию) на обслуживание объектов технического коридора;

- нормативную документацию на эксплуатацию МН по перечню, утвержденному руководством ОАО МН.

4.2 Нефтеперекачивающие станции

4.2.1 Нефтеперекачивающие станции (НПС) являются структурными подразделениями филиалов ОАО МН и представляют собой комплекс сооружений, установок и оборудования, предназначенных для обеспечения транспорта нефти по одному магистральному нефтепроводу.

4.2.2 НПС подразделяются на головные и промежуточные.

Головная НПС - начальная на магистральном нефтепроводе нефтеперекачивающая станция с резервуарным парком, осуществляющая операции по приему нефти с нефтепромысловых предприятий для дальнейшей транспортировки по магистральному нефтепроводу.

Промежуточная НПС - нефтеперекачивающая станция, осуществляющая повышение давления перекачиваемой жидкости в магистральном нефтепроводе. Промежуточная НПС может иметь резервуарный парк.


4.2.3 В состав НПС входят: насосные с магистральными и подпорными насосными агрегатами; резервуарные парки; системы водоснабжения, теплоснабжения, канализации, пожаротушения, электроснабжения, автоматики, телемеханики, связи; технологические трубопроводы; печи подогрева нефти; узлы учета; производственно-бытовые здания, сооружения и другие объекты.

4.2.4 Руководство ОАО МН (или его филиала) определяет структуру и штаты НПС, назначает ответственных за техническую эксплуатацию оборудования, организует составление и утверждает должностные и производственные инструкции оперативного и эксплуатационно-ремонтного персонала.

4.2.5 Ответственность персонала НПС за соблюдение требований нормативно-технических документов определяется должностными и производственными инструкциями, которые пересматриваются 1 раз в 3 года.

4.2.6 Ответственность за правильную и безопасную эксплуатацию оборудования и сооружений НПС несут начальник НПС, специалисты соответствующих служб НПС и филиалов ОАО МН. Начальник НПС также несет ответственность за рациональное комплектование оперативного и эксплуатационно-ремонтного персонала и оснащение служб и персонала современными средствами ремонта и контроля технического состояния.

4.2.7 Порядок приемки и сдачи смены оперативным (дежурным) персоналом должен определяться должностными и производственными инструкциями.

4.2.8 Эксплуатация оборудования НПС должна осуществляться оперативным (дежурным) и эксплуатационно-ремонтным персоналом в соответствии с технологическим регламентом и инструкциями по эксплуатации оборудования, разработанными с учетом требований заводов-изготовителей.

4.2.9 Инструкции по эксплуатации должны определять общие правила организации эксплуатации оборудования и систем, в том числе порядок пуска и остановки оборудования, действия персонала в процессе эксплуатации, в аварийных, пожароопасных ситуациях, при пожарах.

4.2.10 Техническое обслуживание и ремонт оборудования НПС должны осуществляться: по фактическому техническому состоянию или в зависимости от времени наработки оборудования, а также согласно требованиям эксплуатационных документов заводов-изготовителей оборудования.

Вид системы ремонта определяется руководством ОАО МН в зависимости от наличия подготовленного персонала и средств диагностического контроля оборудования.

4.2.11 В системе технического обслуживания и ремонта по фактическому состоянию должны проводиться:

- техническое обслуживание;

- диагностические контроли (оперативный, плановый, неплановый);

- ремонт по фактическому состоянию в объеме текущего, среднего и капитального ремонта;

- регламентные остановки.

4.2.12. Распределение функций оперативного и эксплуатационно-ремонтного персонала НПС должно проводиться в соответствии с принятой организационной структурой в ОАО МН.

4.2.13. Оперативный (дежурный) персонал должен осуществлять технические осмотры оборудования НПС, постоянно контролировать и каждые 2 часа регистрировать значения параметров, осуществлять аварийный вывод оборудования из эксплуатации, производить оперативные переключения согласно утвержденным технологическим картам и указаниям диспетчера.

4.2.14. Эксплуатационно-ремонтный персонал должен проводить техническое обслуживание и доступные виды диагностирования технического состояния оборудования, восстановительные работы в случаях его отказа, подготовку оборудования к ремонту, проведение ремонта.

4.2.15 Лица, ответственные за техническую эксплуатацию оборудования и сооружений НПС, обязаны обеспечить:

- организацию эксплуатации оборудования в соответствии с инструкциями по эксплуатации, разработанными на основании рекомендаций заводов-изготовителей и требований нормативной документации;

- соблюдение технологического режима работы оборудования и систем НПС;

- внедрение современной техники и прогрессивной технологии эксплуатации и ремонта оборудования;

- проведение диагностического контроля и оценку работоспособности оборудования;

- наличие и исправность противопожарных средств и систем;

- своевременное расследование отказов в работе оборудования;

- оперативное устранение причин и последствий аварий и отказов.

4.2.16 Работоспособность оборудования временно выведенной из эксплуатации НПС без проведения работ по консервации обеспечивается выполнением периодического технического обслуживания и ремонтов (при необходимости) согласно регламенту, утвержденному руководством филиала ОАО МН.

Территория

4.2.17 Нефтеперекачивающие станции размещаются на ограждаемой площадке, удаленной от населенных пунктов и промышленных предприятий в соответствии со СНиП 2.05.06.

На одной площадке могут находиться несколько НПС разных магистральных нефтепроводов, в этом случае их управление сосредотачивается в местном диспетчерском пункте (МДП).

Нефтеперекачивающие станции соединяются подъездными автодорогами с общей сетью автомобильных дорог. Подъездные дороги должны иметь твердое покрытие и ширину не менее 4,5 м для тупиковых дорог и не менее 6 м для дорог общего пользования.

Автодороги на территории НПС должны иметь твердое покрытие, быть выше уровня сточных вод и не затапливаться. Устройство и ширина дорог на территории НПС, а также количество въездов на территорию НПС должны соответствовать требованиям СНиП II-89.

4.2.18 Территория НПС должна иметь планировку, исключающую попадание на пожароопасные объекты (котельные, электроподстанции и др.) паводковых вод, а также нефти из технологических трубопроводов при возможных авариях.

4.2.19 Техническое и санитарно-гигиеническое состояние НПС должно соответствовать требованиям нормативных документов.

4.2.20 Подземные технологические трубопроводы, водопроводы, сети канализации, кабельные и другие коммуникации, сооружения и колодцы должны быть обозначены указателями. Планы (схемы) размещения коммуникаций должны находиться у оперативного персонала НПС и в соответствующих службах.

4.2.21 Освещенность территории НПС должна соответствовать установленным нормам.

4.2.22 На территории НПС должны быть установлены знаки безопасности и знаки, регламентирующие движение транспортных средств.

4.2.23 Не допускается установка временных сооружений и хранение оборудования и строительных материалов вне складских площадок и помещений.

4.2.24 Площадки строительства должны быть отделены от эксплуатируемых объектов ограждением.

4.2.25 Производство работ повышенной опасности на территории НПС выполняется по наряду-допуску с осуществлением мероприятий, обеспечивающих безопасное проведение работ.

Здания и сооружения

4.2.26 Для обеспечения функционирования нефтеперекачивающих станций в состав площадочных сооружений могут входить лаборатории, котельные, механические и деревообрабатывающие мастерские, гаражи, склады и другие объекты, расположенные как в отдельных зданиях, так и в помещениях одного здания.

4.2.27 Работа объектов, перечисленных в п.4.2.26, должна осуществляться в соответствии с действующими нормативными документами, регламентами, инструкциями по обеспечению их безопасной эксплуатации.

4.2.28 Производственные здания и сооружения должны находиться под наблюдением специалистов, ответственных за эксплуатацию и сохранность этих объектов.

4.2.29 Все производственные здания и сооружения должны подвергаться периодическим техническим осмотрам в соответствии с нормативной документацией, но не реже 2 раз в год - весной и осенью.

Весенний технический осмотр должен проводиться после таяния снега для определения объемов работ текущего или капитального ремонта, осенний - для проверки готовности зданий и сооружений к эксплуатации в зимний период.

4.2.30 Технический осмотр основных конструкций зданий с тяжелым крановым оборудованием (насосные и электрозалы) должен проводиться 1 раз в месяц.

4.2.31 Внеочередные осмотры зданий и сооружений должны проводиться после стихийных бедствий (пожаров, ураганных ветров, больших ливней и снегопадов, землетрясений).

4.2.32 Осмотры производственных зданий и сооружений, возведенных на подработанных подземными горными выработками территориях, на просадочных грунтах, в районах развития многолетнемерзлых пород, а также эксплуатируемых в условиях с постоянной внешней вибрацией (например, вблизи железнодорожного полотна) проводятся 1 раз в месяц.

4.2.33 Результаты всех видов осмотров должны оформляться актами, в которых отмечаются обнаруженные дефекты, а также необходимые меры для их устранения с указанием сроков выполнения работ.

4.2.34 Для учета работ по обслуживанию и текущему ремонту зданий и сооружений на НПС должен вестись журнал, в который вносятся записи о выполненных работах с указанием вида и места проведения работ.

4.2.35 При наличии явления пучения грунтов на НПС должна проводиться ежегодная проверка высотных отметок оборудования и инженерных сооружений. При изменении высотных отметок на величину больше допустимой должны приниматься меры к уменьшению или компенсации влияния пучения грунта на напряженно-деформированное состояние патрубков насосов, элементов трубопроводов, фундаментов и т.п.

4.2.36 В течение первого года эксплуатации на НПС должно проводиться ежемесячное наблюдение за осадкой фундаментов оборудования, зданий и сооружений. В дальнейшем осадка фундаментов проверяется 1 раз в 5 лет.

4.2.37 Осадка фундаментов насосных агрегатов должна проверяться ежемесячно в течение первого года эксплуатации, далее через каждые 6 месяцев до прекращения осадки.

Если в течение года выявлена осадка фундамента насосного агрегата, то последующая периодичность наблюдения за осадкой фундамента должна устанавливаться каждые 3 месяца. В случае выявления осадки фундамента должны быть проведены работы по определению и оценке дополнительных усилий на патрубки насосов и арматуры, а в случае превышения их допустимых значений выполняются мероприятия по их снижению (вырезка небольших участков трубопроводов и установка переходных катушек, применение компенсаторов, подливка фундамента и пр.).

4.2.38 Фундаменты оборудования должны быть защищены от воздействия на них нефти, масла, топлива и других жидкостей.

4.2.39 Нефтепроводы и другие коммуникации, проходящие через стены производственных зданий, должны иметь уплотнения, выполненные в соответствии с проектом.

4.2.40 В стенах зданий и сооружений не должны допускаться непредусмотренные проектом пробивка отверстий, проемов, установка, подвеска и крепление технологического оборудования, подъемно-транспортных средств, трубопроводов.

4.2.41 Разделительная стена насосной должна проверяться на герметичность методом задымления не реже 1 раза в год в соответствии с инструкцией, утвержденной руководством ОАО МН.

4.2.42 Металлические конструкции зданий и сооружений должны быть защищены от коррозии.

4.2.43 Дополнительные нагрузки на здания и сооружения могут быть допущены только после поверочного расчета строительных конструкций и внесения изменений в документацию.

4.2.44 Проектно-исполнительная документация по сданным в эксплуатацию зданиям и сооружениям должна храниться в техническом архиве филиала ОАО МН и на НПС.

Насосная. Магистральные и подпорные насосы

4.2.45 Насосная - сооружение нефтеперекачивающей станции, в котором устанавливается основное (магистральные, подпорные насосы, электродвигатели) и вспомогательное (системы смазки, охлаждения, подачи топлива, контроля и защит) оборудование.

По исполнению насосные могут быть:

- на открытой площадке;

- в капитальном помещении;

- в блочном и блочно-модульном исполнении.

Насосные в капитальном помещении, в блочном и блочно-модульном исполнении оборудуются также системами водоснабжения, теплоснабжения, вентиляции и канализации.

4.2.46 Основное оборудование и вспомогательные системы НПС должны эксплуатироваться в соответствии с требованиями технологического регламента, производственных инструкций, инструкций по эксплуатации оборудования и систем, разработанных с учётом требований нормативных документов.

4.2.47 Узлы, детали, приспособления и элементы оборудования, которые могут служить источником опасности для работающих, а также поверхности оградительных и защитных устройств должны быть окрашены в красный, желтый, синий и зеленый сигнальные цвета, которые имеют следующее смысловое значение:

красный - запрещение, непосредственная опасность, обозначение пожарной техники;

желтый - предупреждение, возможная опасность;

синий - предписание, знаки пожарной безопасности, информация;

зеленый - безопасность, знак "Выходить здесь".

4.2.48 Насосные агрегаты и вспомогательное оборудование, установленные на НПС, должны иметь нумерацию в соответствии с технологической схемой.

4.2.49 Помещение насосной должно содержаться в чистоте.

4.2.50 В здании насосной запрещается складирование и хранение материалов, оборудования.

4.2.51 На грузоподъёмных механизмах должны быть обозначены регистрационные номера, дата следующего технического освидетельствования и грузоподъёмность.

4.2.52 Эксплуатация оборудования, контрольно-измерительных приборов должна осуществляться в соответствии с инструкциями по эксплуатации.

4.2.53 Монтаж, наладка и пуск в эксплуатацию насосных агрегатов должны проводиться согласно проекту, инструкциям заводов-изготовителей, отраслевым нормативным документам. При монтаже насосного агрегата должны обеспечиваться:

- подъем прямолинейного участка трубопровода перед входным патрубком насоса с уклоном не менее 0,005;

- конфузорность между трубопроводом на входе в насос и входным патрубком насоса не более 12°;

- диффузорность между выходным (напорным) патрубком насоса и трубопроводом на выходе из насоса не более 10°.

4.2.54 Коллектор технологических трубопроводов и вспомогательные трубопроводы после монтажа должны подвергаться гидравлическим испытаниям согласно действующим нормам и правилам.

4.2.55 Запрещается запускать агрегат:

- при незаполненном жидкостью насосе;

- без включения приточно-вытяжной вентиляции;

- без включенной маслосистемы;

- при попадании нефти в маслосистему;

- при наличии других технологических нарушений, причины которых не выяснены.

Запрещается эксплуатировать насосный агрегат при нарушении герметичности соединений.

Запрещается эксплуатировать насосный агрегат с неисправным обратным клапаном.

4.2.56 Аварийная остановка насосного агрегата должна быть осуществлена оперативным персоналом при:

- угрозе затопления или нарушении герметичности оборудования, технологических трубопроводов;

- загорании, появлении дыма или искрения вращающихся деталей;

- попадании нефти в маслосистему;

- угрозе несчастного случая.

При исчезновении в операторной информации о состоянии работающих насосных агрегатов, отсутствие которой может привести к возникновению аварийной ситуации, дежурный дублирует их остановку кнопкой "Стоп".

4.2.57 Магистральные и подпорные насосные агрегаты могут находиться в одном из следующих состояний:

- в работе;

- в "горячем" резерве (агрегат исправен, готов к запуску немедленно);

- в "холодном" резерве (агрегат исправен, при необходимости его пуска или перевода в "горячий" резерв требуется проведение подготовительных операций);

- в ремонте.

4.2.58 В зависимости от пусковых характеристик электродвигателя, схемы энергоснабжения и системы разгрузки уплотнений могут применяться различные программы пуска насосного агрегата, отличающиеся положением задвижки на выходе насоса в момент пуска электродвигателя:

- на открытую задвижку;

- на закрытую задвижку;

- на открывающуюся задвижку.

Программа пуска "на открытую задвижку" является предпочтительной. Её применение возможно, если пусковые характеристики электродвигателя и схема электроснабжения рассчитаны на соответствующие пусковые режимы.

Программа пуска "на закрытую задвижку" должна применяться, если установленное электрооборудование не может обеспечить пуск на "открытую задвижку".

Программа пуска "на открывающуюся задвижку" должна применяться, когда неприемлема программа "на открытую задвижку" и когда установленные у насоса задвижки имеют привод небольшой мощности и поэтому не могут быть открыты при перепаде давления, создаваемом насосным агрегатом при закрытой задвижке.

Предпочтительным является автоматический ввод резервного магистрального насосного агрегата на полностью открытые задвижки.

Автоматический ввод резервного подпорного насосного агрегата осуществляется без выдержки времени и на полностью открытые задвижки.

4.2.59 Очередность пуска насосных агрегатов определяется технологическим регламентом.

4.2.60 Оценку снижения значений КПД и напора насосного агрегата относительно базовых в процессе эксплуатации проводят в соответствии с нормативной документацией по графику, утвержденному главным инженером филиала ОАО МН.

Насосные агрегаты необходимо выводить в ремонт при снижении напора насоса от базовых значений на 5-6% и более для насосов горизонтального исполнения и на 7% - для вертикальных подпорных насосов.

Решение о дальнейшей эксплуатации насосного агрегата или выводе его в ремонт принимается с учетом результатов диагностирования.

Базовые значения - рабочие параметры насосного агрегата, определяемые после монтажа и пуска в эксплуатацию нового насосного агрегата или насосного агрегата после ремонта. При отклонении напора насоса от паспортных значений в сторону уменьшения на 4% и более, а КПД насоса - на 3% и более в зависимости от типоразмера должно быть проведено техническое обследование насосного агрегата, запорной арматуры вспомогательных систем, включая обследование проточной части насоса на предмет обнаружения искажения отливки корпуса и рабочего колеса, некачественного выполнения литья и механической обработки.

4.2.61 Определение и оценка допускаемого кавитационного запаса насоса обязательны при:

- использовании рабочих колес в исполнении, не предусмотренном технической документацией или их обточке более чем на 20%;

- установке в насос на входе в рабочее колесо предвклгаченных шнеков;

- снижении напора насоса более чем на 10%;

- модернизации насоса, приведшей к изменению площади проточной части насоса на входе в рабочее колесо или конструкций щелевых уплотнений;

- перекачке нефти с вязкостью, не обеспечивающей автомодельный режим течения;

- пуске в эксплуатацию нового насоса или после проведения капитального ремонта;

- изменении частоты вращения ротора насоса.

4.2.62 Основным критерием удовлетворительной работы торцовых уплотнений является величина утечек, которая замеряется объемным способом и должна быть не более 0,3·10РД 153-39.4-056-00 Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов мРД 153-39.4-056-00 Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов/ч (0,3 л/ч).

4.2.63 Для обеспечения оптимальных режимов работы МН насосные агрегаты НПС должны быть укомплектованы сменными роторами или специальными рабочими колесами, прошедшими промышленные испытания и имеющими допуск на применение.

Для оптимизации режимов перекачки допускается обточка основных и сменных рабочих колес не более чем на 20%. Величина обточки до 20% определяется расчетом, исходя из заданных режимов работы нефтепровода. Если расчетная величина обточки превышает 20%, то применение такого колеса должно быть подтверждено технико-экономическим обоснованием в сравнении с другими вариантами обеспечения заданных технологических режимов перекачки.

4.2.64 Программа пуска насосного агрегата на открытую или открывающуюся задвижку на нагнетание насоса должна корректироваться при смене типоразмера рабочего колеса насоса.

4.2.65 Электродвигатели насосных агрегатов, временно выведенных из эксплуатации, должны быть в работоспособном состоянии и опробоваться по утвержденному главным инженером филиала ОАО МН графику.

4.2.66 Техническое обслуживание электродвигателей производится согласно требованиям раздела 7 настоящих Правил.

Системы смазки и охлаждения насосных агрегатов

4.2.67 Технологическая карта системы смазки, марка и качество применяемых масел должны соответствовать требованиям инструкций заводов-изготовителей маслоустановок.

4.2.68 В процессе эксплуатации насосных агрегатов должны периодически отбираться пробы масла и производиться химический анализ. Периодичность проведения анализов должна быть установлена не реже 1 раза в квартал.

4.2.69 Независимо от сроков, указанных в инструкции завода-изготовителя маслоустановки, масло должно быть заменено свежим при выявлении одного из признаков:

- обнаружении в нем нефти;

- содержании воды свыше 0,25%;

- содержании механических примесей свыше 1,5%;

- кислотности выше 1,5 мг КОН на 1 г масла;

- температуре вспышки по Бренкеру ниже 150 °С.

4.2.70 Элементы системы смазки должны подвергаться периодической очистке в соответствии с требованиями инструкций заводов-изготовителей.

4.2.71 В маслоблоке должна быть вывешена утвержденная схема маслоснабжения насосной с указанием диаметров маслопроводов, арматуры, регулировочных шайб, приборов контроля и измерения параметров, допустимых рабочих давлений и температуры масла.

Уровень в баках и давление масла должны быть в установленных пределах. Уровень контролируется автоматически с соответствующей сигнализацией.

Температурный режим в системе охлаждения масла должен обеспечивать температуру масла на входе в подшипники в пределах 35РД 153-39.4-056-00 Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов55 °С.

Остановка маслонасоса должна производиться через 5 минут после отключения электродвигателей находившихся в работе насосных агрегатов.

4.2.72 Давление, температура и качество охлаждающей среды, сроки и способы очистки полостей охлаждения и теплообменных аппаратов системы охлаждения должны соответствовать требованиям заводов-изготовителей.

4.2.73 Схема системы охлаждения электродвигателя с указанием допустимых значений давления и температуры охлаждающей среды должна быть вывешена в электрозале.

Технологические трубопроводы

4.2.74 В состав системы технологических трубопроводов входят внутриплощадочные нефтепроводы, запорная, регулирующая и предохранительная арматура, фильтры-грязеуловители, система сглаживания волн давления и другие устройства.

4.2.75 Границы технологических трубопроводов определяются входными и выходными задвижками НПС.

4.2.76 В технологических схемах внутриплощадочных нефтепроводов должно быть указано расположение арматуры, оборудования, приборов и устройств с соответствующими обозначением и нумерацией.

4.2.77 Технологические трубопроводы в части норм расчета на прочность и устойчивость, норм испытания и контроля сварных соединений с учетом рабочих параметров среды (температуры и давления), а также периодичности ревизий и испытаний относятся к трубопроводам первой категории.

4.2.78 Значение расчетного рабочего давления технологических трубопроводов устанавливается проектом.

4.2.79 Безопасное значение разрешенного рабочего давления технологических трубопроводов должно быть установлено на основании результатов испытаний, обследований, расчетов на прочность и подтверждено "Формуляром Подтверждения" в соответствии с РД 08-183-98РД 153-39.4-056-00 Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов.
________________
РД 153-39.4-056-00 Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов На территории Российской Федерации документ не действует. Отменен на основании Приказа Ростехнадзора от 27.07.2009 N 648, здесь и далее по тексту. - Примечание изготовителя базы данных.


"Формуляр Подтверждения" оформляется при эксплуатации:

- действующих объектов, на которых проектная, исполнительная или эксплуатационная документация полностью или частично утрачена;

- объектов, вводимых в эксплуатацию по завершению строительства или реконструкции, при этом формуляр оформляется до пуска объекта в эксплуатацию;

- действующих объектов, на которых проведены аварийно-восстановительные или ремонтные работы, потребовавшие для их проведения снижения рабочего давления более чем на 20%, при этом формуляр оформляется не позднее одной недели после окончания работ;

- действующих объектов, на которых проведено изменение значения разрешенного рабочего давления, при этом формуляр подготавливается в месячный срок после даты снижения значения разрешенного рабочего давления на объекте или до повышения значения разрешенного рабочего давления на объекте.

4.2.80 Сроки проведения обследования технологических трубопроводов с целью определения их технического состояния устанавливаются в зависимости от скорости коррозионно-эрозионного износа трубопровода, условий эксплуатации, результатов предыдущих обследований, ревизий и диагностики в соответствии с нормативными документами.

4.2.81 Обязательному обследованию должны подвергаться:

- технологические трубопроводы, отработавшие назначенный срок службы или через 30 лет после ввода в эксплуатацию НПС (далее через каждые 5 лет);

- технологические трубопроводы, техническое состояние которых не обеспечивает требуемых показателей надежности;

- технологические трубопроводы или их участки, где имело место превышение допустимого значения рабочего давления.

Объем и методы обследования определяются программой и методикой, утвержденными руководством предприятия.

Программа и методика обследования согласовываются с органами Госгортехнадзора России.

4.2.82 При увеличении перепада давления на фильтре-грязеуловителе до значения более 0,05 МПа (0,5 кгс/смРД 153-39.4-056-00 Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов) или уменьшении перепада давления до значения менее 0,03 МПа (0,3 кгс/смРД 153-39.4-056-00 Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов), что свидетельствует о засорении или повреждении фильтрующего элемента, должно проводиться переключение на резервный фильтр и выполняться вскрытие и ревизия остановленного фильтра.

4.2.83 Для поддержания заданных величин давления (минимального на входе и максимального на выходе магистральной насосной) должно предусматриваться регулирование давления.

Узел регулирования должен состоять не менее чем из двух регулирующих устройств. Схема узла регулирования должна обеспечивать равномерное распределение потока и предусматривать прямые участки до и после регулирующих устройств длиной не менее пяти диаметров.

4.2.84 Оперативный и плановый диагностические контроли арматуры должны по возможности совмещаться с аналогичными работами на НПС.

4.2.85 Техническое состояние арматуры на технологических трубопроводах НПС, временно выведенной из эксплуатации, должно проверяться не менее 2 раз в год (весной и осенью).

4.2.86 Запрещается использовать запорную арматуру в качестве регулирующей, кроме непродолжительного времени при проведении испытаний и специальных работ.

4.2.87 Ремонт арматуры без демонтажа должен выполняться по утвержденным технологическим картам.

Для выполнения капитального ремонта на предприятии должен быть резерв запорной арматуры:

- для НПС - арматуры диаметром до 350 мм по 1 шт. каждого типоразмера;

- для ЛПДС - арматуры диаметром 400-1200 мм по 1 шт. каждого типоразмера;

- для филиала - по 1 шт. каждого типоразмера.

4.2.88 Для оборудования и трубопроводов, расположенных во взрывопожароопасных помещениях и зонах, должны быть предусмотрены меры по снижению вибрации.

Вентиляция производственных помещений

4.2.89 Вентиляция по своему действию подразделяется на естественную (аэрацию) и принудительную (механическую). Принудительная вентиляция по способу организации воздухообмена может быть общей и местной, а по характеру работы - приточной (подпорной), приточно-вытяжной и вытяжной.

4.2.90 Системы вентиляции производственных помещений должны обеспечивать состояние воздушной среды, соответствующее требованиям санитарных норм и взрывопожарной безопасности.

4.2.91 Работа технологического оборудования во взрыво-пожароопасных помещениях при неисправной вентиляции запрещается.

4.2.92 Электрооборудование приточных систем вентиляции, размещенное в изолированных камерах, может быть нормального исполнения при наличии самозакрывающихся обратных клапанов, не допускающих проникновения взрывоопасных смесей в камеру приточных вентиляторов при прекращении подачи воздуха.

4.2.93 Устройства естественной вентиляции должны проверяться на соответствие их конструкций и основных размеров проекту.

4.2.94 Проверка эффективности работы вентиляционных систем должна проводиться в установленном порядке и не реже 1 раза в год. Результаты проверки оформляются актом.

4.2.95 Автоматизация систем приточно-вытяжной вентиляции, расположенной во взрывоопасных зонах классов В-1, В-1а и В-1б и в помещениях категорий А, Б и В согласно СНиП 2.04.05РД 153-39.4-056-00 Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов, должна обеспечивать:
________________
РД 153-39.4-056-00 Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов На территории Российской Федерации документ не действует. Действуют СНиП 41-01-2003, здесь и далее по тексту. - Примечание изготовителя базы данных.

- автоматическое включение систем резервных (аварийных) вентиляторов от датчиков газоанализаторов, срабатывающих при содержании горючих газов и паров в воздухе помещений, достигающем 10% НКПРП;

- ручное и дистанционное включение аварийной сигнализации через пусковые устройства, расположенные снаружи у входа в помещение;

- автоматическое включение резервных вентиляторов при отключении работающих;

- автоматическое отключение вентиляции при пожаре в помещении;

- автоматическое включение световой и звуковой сигнализации, извещающей о неисправности вентиляторов и повышенной концентрации горючих паров и газов в воздухе помещений.

4.2.96 В смежных со взрывоопасными помещениях насосной должно поддерживаться избыточное давление 0,05 кПа (5 мм вод.ст.)

В насосной с разделительной стеной должен постоянно поддерживаться перепад давления между воздушной камерой уплотнения промежуточного вала и помещением насосного зала не менее 0,2 кПа (20 мм вод.ст.)

4.2.97 В помещениях НПС (магистральных, подпорных, наливных и прочих технологических насосных) при объеме помещений более 300 мРД 153-39.4-056-00 Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов вытяжная вентиляция должна быть естественная из верхней зоны в объеме 20% удаляемого воздуха и механическая - из нижней зоны в объеме 80% удаляемого воздуха. Приточная вентиляция в холодный период года - механическая, в теплый период - естественная.
В помещениях объемом до 300 мРД 153-39.4-056-00 Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов вытяжная вентиляция должна быть естественная из верхней зоны в объеме 20% удаляемого воздуха и механическая - из нижней зоны в объеме 80% удаляемого воздуха (периодического действия). Приточная вентиляция в холодный период года - естественная с подогревом, в теплый период - естественная.

Приточная вентиляция находящихся в эксплуатации НПС должна работать постоянно.

В камерах с задвижками и другим технологическим оборудованием (колодцы технологических трубопроводов с надземными надстройками), канализационных насосных, нефтезамерных пунктах, пунктах и помещениях регулирования давления и расходов нефти вытяжная вентиляция должна быть естественная из верхней зоны в объеме 1/3 и механическая (периодического действия) - из нижней зоны в объеме 2/3 удаляемого воздуха. Приточная вентиляция - естественная.

Механическая вентиляция из нижней зоны должна быть рассчитана на кратность восемь обменов в час.

4.2.98 Для приямков глубиной 0,5 м и более, расположенных в помещениях категорий А, механическая приточно-вытяжная или вытяжная вентиляция должна обеспечивать объем воздухообмена, соответствующий требованиям взрывопожарной безопасности.

4.2.99 Кратность воздухообмена в помещениях объектов магистральных нефтепроводов, в которых имеет место выделение паров нефти, в зависимости от сорта перекачиваемой нефти согласно ВНТП 3-85, должна быть не менее:

- сырая и товарная нефть - при отсутствии сернистых соединений три обмена в час, при наличии сернистых соединений - восемь обменов в час;

- высокосернистые нефти - десять обменов в час.

В помещениях высотой менее 6 м кратность воздухообмена должна быть увеличена на 25% на каждый метр снижения высоты.

4.2.100 Контроль загазованности в производственных помещениях производится: в насосных - из каждого насоса, в прочих взрывоопасных и пожароопасных помещениях - из мест возможных источников выделения горючих газов и паров.

4.2.101 Ответственность за эксплуатацию и организацию технического обслуживания и ремонта вентиляционных уставок возлагается на службы главного механика филиала ОАО МН и его подразделений.

Водоснабжение

4.2.103 Система водоснабжения должна обеспечивать бесперебойное снабжение водой надлежащего качества в необходимом количестве в соответствии с нормами на производственные и бытовые нужды объектов НПС (сооружений, оборудования и жилых поселков), а также потребность в воде на пожаротушение.

4.2.104 Водоснабжение объектов НПС может осуществляться от водопроводных систем других организаций, артезианских скважин или местных водоисточников (реки, озера, пруды и др.). Для технологических нужд может использоваться как техническая, так и питьевая вода. Система водоснабжения может быть прямоточной и оборотной (для технологических нужд).

4.2.105 Системы водоснабжения НПС проектируются на основе планов развития и размещения производств с учетом бассейновых и территориальных схем использования и охраны вод с обязательным балансом водопотребления и водоотведения сточных вод.

4.2.106 Противопожарное водоснабжение НПС должно быть, как правило, объединено с хозяйственно-питьевым или производственным водопроводом. Исключение допускается при наличии вблизи территории предприятия прудов, водоемов искусственного и естественного происхождения.

4.2.107 В системе водоснабжения должен быть предусмотрен учет водопотребления, контроль за уровнем воды в резервуарах, водонапорных башнях и давлением в водопроводной сети; в системе водоподготовки - контроль расхода и перепада давления на фильтрах.

4.2.108 Системы управления технологическими процессами и средства автоматизации сооружений водоснабжения должны приниматься в зависимости от условий эксплуатации установок и оборудования, периодичности контроля качественных параметров воды и обосновываться технико-экономическими расчетами.

Управление системой водоснабжения оперативно осуществляется с диспетчерского пункта НПС.

4.2.109 Доступ посторонних лиц к колодцам, резервуарам, в водонапорные башни и водонасосные должен быть исключен.

4.2.110 Колодцы сетей водоснабжения должны иметь указатели с обозначением номера колодца и вида сети (техническая вода, питьевая, пожаротушение).

4.2.111 В водонасосной должна быть вывешена общая схема водоснабжения с указанием номеров насосов, водоохлаждающих устройств, колодцев, пожарных гидрантов и арматуры.

4.2.112 Агрегаты насосных пено- и водотушения должны быть в постоянной эксплуатационной готовности и проверяться пуском в работу не реже 1 раза в 10 дней. Результаты проверок заносятся в журнал.

4.2.113 При отсутствии второго (дублирующего) источника электроснабжения резервный пожарный насос должен иметь привод от двигателя внутреннего сгорания.

4.2.114 Сооружения, устройства и производственные здания системы водоснабжения должны осматриваться в сроки, установленные нормативными документами и инструкциями, но не реже 1 раза в 6 месяцев, с периодической очисткой систем водоподачи и промывкой артезианских скважин. В летнее время должны обследоваться и очищаться от мусора и ила водозаборные трубы, колодцы. Результаты осмотра и мероприятия по устранению обнаруженных неисправностей должны заноситься в журнал.

4.2.115 При водоснабжении из открытых водоемов вода, идущая на бытовые нужды, должна подвергаться бактериологическому анализу и обеззараживаться в сроки, определенные органами Госсанэпиднадзора.

4.2.116 Подготовка системы водоснабжения к эксплуатации в зимний период должна осуществляться в соответствии с планом мероприятий. Арматура, трубопроводы, емкости с водой должны быть защищены от замерзания.

Теплоснабжение

4.2.117 Теплоснабжение зданий и сооружений НПС может осуществляться от собственной котельной с водогрейными или паровыми котлами или от внешнего источника. Допускается электрообогрев объектов НПС в соответствии с нормами и правилами.

4.2.118 НПС, получающие тепло от внешних источников, должны быть оснащены коммерческими узлами учета теплоэнергии.

4.2.119 На сосудах, работающих под давлением, водогрейных и паровых котлах должны быть обозначены регистрационные номера, дата следующего технического освидетельствования и разрешённое давление.

4.2.120 Эксплуатация и ремонт котлов, котельно-вспомогательного оборудования и трубопроводов пара и горячей воды должны отвечать требованиям Правил устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котловРД 153-39.4-056-00 Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов, Правил устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей водыРД 153-39.4-056-00 Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов, Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлениемРД 153-39.4-056-00 Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов, Правил технической эксплуатации коммунальных отопительных котельныхРД 153-39.4-056-00 Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов, Правил эксплуатации теплопотребляющих установок и тепловых сетей потребителей и других нормативных документов.
________________
РД 153-39.4-056-00 Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов На территории Российской Федерации документ не действует. Действуют "Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов" (ПБ 10-574-03), здесь и далее по тексту;
РД 153-39.4-056-00 Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов На территории Российской Федерации документ не действует. Действуют "Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды" (ПБ 10-573-03), здесь и далее по тексту;
РД 153-39.4-056-00 Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов На территории Российской Федерации документ не действует. Действуют "Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением" (ПБ 03-576-03), здесь и далее по тексту;
РД 153-39.4-056-00 Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов На территории Российской Федерации документ не действует. Действуют Правила технической эксплуатации тепловых энергоустановок. - Примечание изготовителя базы данных.

4.2.121 Паровые котлы, работающие под давлением свыше 0,07 МПа, и водогрейные котлы, работающие при температуре воды свыше 115 °С, должны быть зарегистрированы в инспекциях котлонадзора Госгортехнадзора России.

4.2.122 Руководство НПС должно обеспечить содержание в исправном состоянии котлов, паронагревателей, экономайзеров, трубопроводов пара и горячей воды, газового хозяйства, безопасные условия их работы путем организации технического обслуживания, ремонта и надзора в соответствии с требованиями правил Госгортехнадзора России, пожарной безопасности и промсанитарии. Ответственными за безопасную эксплуатацию котлов, паронагревателей, экономайзеров, трубопроводов пара и горячей воды, а также газового хозяйства назначаются лица из числа специалистов НПС, обладающих достаточными знаниями и опытом работы, прошедших обучение и аттестацию в установленном порядке.

4.2.123 Работа по монтажу и ремонту котельного и газового оборудования должна выполняться специализированными монтажными организациями, имеющими лицензии Госгортехнадзора России.

4.2.124 Котлоагрегаты, не подконтрольные органам Госгортехнадзора России, допускаются к эксплуатации после их регистрации и освидетельствования специалистами филиалов ОАО МН и согласования с территориальным подразделением ГПС МВД РФ.

4.2.125 До пуска газа потребитель должен предъявить представителю газоснабжающей организации документацию в объеме требований действующих нормативных документов, Правил безопасности в газовом хозяйствеРД 153-39.4-056-00 Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов, Правил технической эксплуатации объектов газового хозяйства.
________________

РД 153-39.4-056-00 Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов На территории Российской Федерации документ не действует. Действуют ПБ 12-609-03, ПБ 12-527-03, ПБ 12-529-03, здесь и далее по тексту. - Примечание изготовителя базы данных.

4.2.126 На рабочем месте обслуживающего персонала котельной должны быть вывешены режимные карты котлоагрегатов, технологические схемы трубопроводов пара, воды, топлива, а также инструкции по эксплуатации, утвержденные руководителем организации.

4.2.127 Инструкции по эксплуатации должны составляться в соответствии с требованиями Госгортехнадзора России, норм и правил пожарной безопасности, на основе инструкций заводов-изготовителей, с учетом опыта эксплуатации, результатов пусконаладочных работ и режимно-наладочных испытаний оборудования, утверждаться в установленном порядке и выдаваться под расписку об ознакомлении эксплуатационному персоналу.

4.2.128 В случае замены оборудования, изменения схем газопроводов, водопроводов, топливопроводов, теплопроводов или условий эксплуатации в инструкцию по эксплуатации теплотехнического оборудования должны вноситься соответствующие изменения, а инструкция подлежит пересмотру и переутверждению.

4.2.129 Эксплуатирующий персонал обязан вести наиболее экономичный режим работы оборудования в соответствии с инструкциями, режимными картами.

4.2.130 В котельной должна вестись следующая оперативно-эксплуатационная документация:

- оперативный (сменный) журнал;

- журнал распоряжений;

- журнал дефектов и неисправностей оборудования, сооружений и систем;

- журнал учета расхода топлива;

- журнал ремонтов по всем видам оборудования, сооружений и систем;

- журнал регистрации проверок средств автоматики и сигнализации работы котлов;

- журнал по водно-химическому режиму работы котла.

4.2.131 Техническое обслуживание и ремонт котлов и вспомогательного котельного оборудования включает:

- осмотр, ТО и ремонт деталей без снятия и разборки оборудования;

- текущий ремонт с частичной разборкой оборудования, устранением мелких дефектов, ремонтом или заменой изношенных деталей и узлов;

- капитальный ремонт с полной разборкой оборудования и заменой изношенных деталей, узлов, механизмов и оборудования, а также работы по реконструкции оборудования.

4.2.132 Периодичность технического обслуживания и ремонта котлов и вспомогательного котельного оборудования определяется нормативными документами.

4.2.133 Техническое обслуживание котельных осуществляется постоянным оперативным персоналом, а автоматизированных котельных - эксплуатационно-ремонтным персоналом НПС.

4.2.134 Все виды ремонтов выполняются обученным и аттестованным ремонтным персоналом или специализированными подрядными организациями по графикам, утверждаемым руководством НПС, филиалами ОАО МН.

4.2.135 Котлы и вспомогательное оборудование после капитального ремонта подвергаются испытанию в объеме, предусмотренном Правилами и эксплуатационными инструкциями.

4.2.136 Котельные установки должны быть укомплектованы устройствами безопасности и приборами контроля рабочих параметров.

4.2.137 Режимная наладка котлов должна проводиться специализированными организациями, имеющими лицензию на этот вид деятельности, в сроки:

- для котлов, зарегистрированных в органах Госгортехнадзора России, - 1 раз в 3 года;

- для котлов, работающих на газе, - 1 раз в 2 года;

- для котлов, не требующих регистрации, - 1 раз в 5 лет.

4.2.138 Наладочной организацией должны быть разработаны графики, инструкции и режимные карты по рациональному водно-химическому режиму.

4.2.139 В случае невозможности поддержания параметров котла в соответствии с режимной картой производится внеочередное техническое освидетельствование согласно нормативным документам.

4.2.140 Эксплуатация теплотехнического оборудования, отслужившего установленные сроки службы, разрешается после положительных результатов дополнительного освидетельствования, проводимого в установленном порядке.

4.2.141 Техническое обслуживание и ремонт газового оборудования должны включать два вида работ: технические осмотры и плановые предупредительные ремонты. Капитальный ремонт оборудования не предусматривается. В необходимых случаях производят полную замену оборудования или ремонт его в заводских условиях.

4.2.142 Графики проведения ТОР газового оборудования утверждаются руководством НПС.

4.2.143 Выполнение ремонтных работ оборудования газового хозяйства должно оформляться специальным нарядом-допуском на производство газоопасных работ, регистрируемым в специальном журнале.

4.2.144 На каждый объект газового хозяйства и котельную с паровыми котлами должны быть составлены и утверждены план ликвидации возможных аварий, план тушения пожаров.

4.2.145 Эксплуатация газового оборудования, газопроводов должна осуществляться согласно Правилам безопасности в газовом хозяйстве и Правилам технической эксплуатации объектов газового хозяйства.

Канализация и очистные сооружения

4.2.146 На объектах магистральных нефтепроводов применяются две системы канализации: производственно-ливневая и хозяйственно-бытовая.

4.2.147 Производственно-ливневая канализация относится к категории взрывопожароопасных систем.

4.2.148 Система канализации должна обеспечивать отвод сточных вод от мест их образования до очистных сооружений.

4.2.149 Система канализации состоит из коллекторов, ливнеприемных и смотровых колодцев, колодцев с гидравлическими затворами, общих выпусков и хлопуш, устанавливаемых на канализационных переточных трубах из обвалований резервуаров.

4.2.150 На промежуточных НПС без резервуарного парка допускается не предусматривать производственно-ливневую канализацию. Сточные воды из насосного цеха разрешается сбрасывать в сборник утечек с последующей закачкой в нефтепровод.

4.2.151 Количество сточных вод, отводимых в канализацию, не должно превышать величины, указанной в нормативных документах.

4.2.152 Присоединение трубопроводов одной системы канализации к другой не допускается.

4.2.153 Не допускается сбрасывать в сеть канализации осадки от зачистки резервуаров и пролитую на землю нефть.

4.2.154 Колодцы канализационных сетей должны иметь указатели с обозначением вида сети и номера колодца.

4.2.155 Производственно-ливневая канализационная сеть на всем протяжении должна быть закрытой и выполненной из негорючего, стойкого к воздействию сточных вод материала.

4.2.156 Гидравлические затворы производственно-ливневой канализации должны иметь постоянный уровень воды не менее 0,25 м.

4.2.157 На канализационных выпусках из обвалований резервуаров устанавливаются запорные устройства в виде хлопуш. Нормальное положение хлопуш - "закрытое".

4.2.158 Эксплуатация сетей канализации осуществляется по инструкции, утвержденной руководством НПС.

4.2.159 Проверка работоспособности гидравлических затворов, клапанов, хлопуш, их приводов, состояния колодцев производственно-ливневой канализации осуществляется не реже 1 раза в 6 месяцев.

4.2.160 Незагрязненные нефтепродуктами производственные сточные воды могут сбрасываться в хозяйственно-бытовую канализацию только после соответствующей экологической экспертизы, а в городскую канализацию - по особому разрешению муниципальных органов управления.

4.2.161 Сточные воды перед выпуском в водоем должны пройти очистку на специальных сооружениях до норм, установленных контролирующими органами.

4.2.162 Периодичность и объем очищенных сточных вод, выпускаемых в водоем, подлежат согласованию с природоохранными органами. При изменении химического состава выпускаемых вод в пределах ПДК разрешение на выпуск в водоем обновляется.

4.2.163 Очистные сооружения должны состоять из предусмотренного проектом комплекса по очистке сточных вод, обеспечивающего степень очистки согласно требованиям Правил охраны поверхностных вод от загрязнений сточными водамиРД 153-39.4-056-00 Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов.
________________
РД 153-39.4-056-00 Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов На территории Российской Федерации документ не действует. Действуют СанПиН 2.1.5.980-00, ГН 2.1.5.1315-03, ГН 2.1.5.2307-07, здесь и далее по тексту. - Примечание изготовителя базы данных.

4.2.164 Эксплуатация, контроль технических параметров, техническое обслуживание, ремонт системы канализации и очистных сооружений ЛПДС (НПС) производятся в соответствии с требованиями нормативных документов и инструкций по эксплуатации установок очистки сточных вод.

4.2.165 Эксплуатация комплекса очистных сооружений регистрируется в журналах технического обслуживания и учета их работы.

4.2.166 Обслуживание очистных сооружений должно производиться специально обученным персоналом.

4.2.167 Эксплуатационный персонал должен регулярно следить за работой очистных сооружений, узлов, задвижек, коммуникаций, механизмов, измерительных приборов (и т.п.) и обеспечивать контроль за качеством поступающей и выходящей из отдельных сооружений воды.

4.2.168 До начала паводка вся ливнеотводная сеть должна быть осмотрена и подготовлена к пропуску вод; проходы для кабелей, труб и другие каналы, расположенные ниже максимального уровня грунтовых вод, должны быть закрыты и уплотнены, а откачивающие механизмы проверены и подготовлены к работе.

Доступ к полной версии этого документа ограничен

Ознакомиться с документом вы можете, заказав бесплатную демонстрацию систем «Кодекс» и «Техэксперт».

Что вы получите:

После завершения процесса оплаты вы получите доступ к полному тексту документа, возможность сохранить его в формате .pdf, а также копию документа на свой e-mail. На мобильный телефон придет подтверждение оплаты.

При возникновении проблем свяжитесь с нами по адресу spp@kodeks.ru

РД 153-39.4-056-00 Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов

Название документа: РД 153-39.4-056-00 Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов

Номер документа: 153-39.4-056-00

Вид документа: РД

Принявший орган: Минэнерго России

Статус: Недействующий

Опубликован: / Министерство энергетики РФ, ОАО "АК "Транснефть". - М.: Недра, 2001 год
Дата принятия: 03 октября 2000

Дата начала действия: 01 января 2001
Информация о данном документе содержится в профессиональных справочных системах «Кодекс» и «Техэксперт»
Узнать больше о системах