• Текст документа
  • Статус
Оглавление
Поиск в тексте
Действующий


РУКОВОДСТВО ПО БЕЗОПАСНОСТИ
"ТЕХНИЧЕСКОЕ ДИАГНОСТИРОВАНИЕ ТРУБОПРОВОДОВ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ И НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ"

Утверждено приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 02.08.2018 г. N 330

I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1. Руководство по безопасности "Техническое диагностирование трубопроводов линейной части и технологических трубопроводов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов" (далее - Руководство по безопасности) разработано в соответствии с Федеральным законом от 21 июля 1997 г. N 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов", а также в целях содействия соблюдению требований Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Правила безопасности для опасных производственных объектов магистральных трубопроводов", утвержденных приказом Ростехнадзора от 6 ноября 2013 г. N 520 (зарегистрирован Минюстом России 16 декабря 2013 г., регистрационный N 30605).

2. Настоящее Руководство по безопасности содержит рекомендации и предусматривает единые подходы к:

видам, периодичности выполнения и составу работ по техническому диагностированию магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов;

организациям и персоналу, проводящим техническое диагностирование магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов;

оборудованию, применяемому при проведении технического диагностирования магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов;

соблюдению требований безопасности при выполнении работ по техническому диагностированию магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов.

3. Настоящее Руководство по безопасности распространяется на технологические трубопроводы и трубопроводы линейной части магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов:

законченные строительством или реконструкцией;

находящиеся в эксплуатации;

находящиеся в консервации.

4. Используемые в настоящем Руководстве по безопасности сокращения и их расшифровка приведены в приложении N 1.

5. Используемые в настоящем Руководстве по безопасности термины и их определения приведены в приложении N 2.

II. ВИДЫ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ

6. Рекомендуется в целях обеспечения безопасности, определения фактического технического состояния магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов (далее - магистральных трубопроводов), возможности их дальнейшей эксплуатации на проектных технологических режимах, для расчета допустимого давления, необходимости снижения разрешенного рабочего давления и перехода на пониженные технологические режимы или необходимости ремонта с точной локализацией мест его выполнения и продления срока службы МТ в процессе эксплуатации применять следующие виды технического диагностирования МТ:

а) на МТ, законченных строительством:

ВТД (в том числе профилеметрия) линейной части и переходов через естественные и искусственные преграды, включая подводные переходы;

электрометрическое диагностирование (контроль изоляции методом катодной поляризации) линейной части и переходов через естественные и искусственные преграды, включая подводные переходы;

наружное диагностирование методами НК;

б) на МТ, находящихся в эксплуатации:

ВТД (в том числе профилеметрия и дефектоскопия) линейной части и переходов через естественные и искусственные преграды, включая подводные переходы;

наружное диагностирование методами НК КПП СОД, соединительных, конструктивных деталей, приварных элементов и ремонтных конструкций, емкостей сбора нефти (нефтепродуктов) с КПП СОД, надземных трубопроводов обвязки узла пуска/приема СОД, перемычек между трубопроводами и перемычек между основной и резервной ниткой переходов МТ через водные преграды;

измерение глубины залегания МТ и определение планового положения его конструктивных элементов;

электрометрическое диагностирование линейной части МТ;

в) на трубопроводах, находящихся в консервации:

электрометрическое диагностирование;

определение планово-высотного положения трубопровода;

г) на основных и вспомогательных технологических трубопроводах НПС:

измерение планового положения и глубины залегания трубопровода и его конструктивных элементов;

электрометрическое диагностирование подземных трубопроводов;

наружное диагностирование методами НК трубопроводов, соединительных, конструктивных деталей, приварных элементов и ремонтных конструкций, емкостей сбора утечек и дренажа от систем сглаживания волн давления.

III. ТЕХНИЧЕСКОЕ ДИАГНОСТИРОВАНИЕ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ, ЗАКОНЧЕННЫХ СТРОИТЕЛЬСТВОМ. ВИДЫ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ, ВЫПОЛНЯЕМЫЕ НА ТРУБОПРОВОДАХ, ЗАКОНЧЕННЫХ СТРОИТЕЛЬСТВОМ

7. При техническом диагностировании МТ по завершении строительно-монтажных работ до ввода в эксплуатацию, а также участков с заменой труб после капитального ремонта, рекомендуется выполнять:

очистку полости МТ;

контроль геометрических параметров с применением профилемеров и калибровочных устройств;

электрометрическое диагностирование (электрометрия) состояния изоляционного покрытия МТ методом катодной поляризации;

ВТД линейной части МТ и ППМТ с помощью внутритрубных инспекционных приборов (при наличии в проектной документации).

8. Контроль геометрических параметров участков линейной части МТ и пойменных участков ППМТ рекомендуется производить путем пропуска профилемера после засыпки трубопровода (для трубопроводов надземной прокладки - после крепления на опорах).

9. Контроль геометрических параметров русловой части переходов трубопровода через водные преграды, вне зависимости от их протяженности, рекомендуется производить путем пропуска профилемера:

для ППМТ, выполненных траншейным методом, - после завершения строительно-монтажных работ в границах ППМТ;

для ППМТ, выполненных методом наклонно-направленного бурения, - после завершения протаскивания.

10. ВТД ППМТ рекомендуется производить на участках, проложенных через реку или водоем шириной в межень по зеркалу воды более 10 метров и глубиной свыше 1,5 метра или шириной по зеркалу воды в межень 25 метров и более независимо от глубины.

11. Если ППМТ входит в состав линейной части при условии одновременного строительства линейной части и ППМТ, рекомендуется производить ВТД (в том числе профилеметрию и дефектоскопию) в составе участка линейной части.

12. ВТД участка МТ приборами, которыми не было произведено обследование участка МТ до ввода в эксплуатацию, рекомендуется производить после его ввода в эксплуатацию в срок до одного года. Типы внутритрубных приборов, применяемых для диагностирования, определяет заказчик в задании на диагностирование магистральных трубопроводов.

Состав работ по подготовке к выполнению профилеметрии

13. Рекомендуется следующая последовательность проведения работ по подготовке и выполнению профилеметрии участков МТ, законченных строительством:

проверка состояния изоляции МТ методом катодной поляризации на соответствие сопротивления проектным значениям;

гидроиспытания линейной части МТ и ПП МТ;

монтаж КПП СОД (временных/постоянных) для пропуска ОУ, профилемера, ВИП;

очистка внутренней полости МТ;

проведение профилеметрии.

14. При положительной температуре воздуха работы по очистке и профилеметрии рекомендуется производить согласно проекту производства работ. При отрицательной температуре воздуха эти работы рекомендуется производить по специальной программе, утвержденной главным инженером эксплуатирующей организации, которая содержит:

теплотехнический расчет параметров испытаний;

требования к организации обязательного контроля температуры воды в МТ во время испытаний;

меры по поддержанию положительной температуры воды в МТ;

мероприятия по предохранению надземных частей МТ и линейной арматуры от замораживания, утеплению и укрытию узлов подключения наполнительных и опрессовочных агрегатов, КПП СОД, сливных патрубков и обвязочных трубопроводов с арматурой;

мероприятия по защите от замерзания измерительных приборов, самописцев и узлов присоединений их к МТ;

мероприятия по дополнительной обваловке уложенного и засыпанного МТ;

мероприятия по освобождению МТ от воды в случае возникновения угрозы ее замерзания.

Рекомендации по временным камерам пуска и приема средств очистки и диагностирования

15. Камеру пуска СОД рекомендуется устанавливать в начале обследуемого участка (по ходу воды при пропуске), камеру приема СОД - в конце участка. Рекомендуемая схема временной камеры пуска СОД и схема временной камеры приема СОД приведена на рисунках 1 и 2 приложения N 3 к настоящему Руководству по безопасности.

16. На временных КПП СОД рекомендуется предусматривать технологическую обвязку, обеспечивающую наполнение и слив воды, стравливание воздуха.

17. На патрубках отводов нефти/нефтепродукта временных КПП СОД рекомендуется устанавливать решетки.

18. На обвязке временных КПП СОД рекомендуется применять фасонные изделия заводского изготовления. Не рекомендуется использование ненормативных элементов.

19. Для устойчивого размещения в месте производства работ временные КПП СОД рекомендуется оборудовать опорной рамой.

20. К временным узлам пуска и приема СОД рекомендуется оборудовать подъезды и разворотные площадки для безопасного доступа автомобильного транспорта и грузоподъемных механизмов к КПП СОД.

21. На КПП СОД рекомендуется предусматривать место для подключения кабеля заземления запасовочного лотка.

22. Временные узлы пуска/приема СОД рекомендуется огораживать сигнальной лентой.

Рекомендации по организации и производству работ по очистке магистрального трубопровода после окончания строительно-монтажных работ

23. Очистку полости подземных МТ рекомендуется производить после укладки в траншею и засыпки; надземных - после укладки и крепления на опорах.

Очистку полости ППМТ после проведения контроля качества изоляционного покрытия методом катодной поляризации рекомендуется производить:

для ППМТ, выполненных траншейным методом, - после засыпки МТ;

для ППМТ, выполненных методом наклонно-направленного бурения, - после завершения протаскивания.

24. Рекомендованная длина участка трубопровода при очистке полости - не более 110 км.

25. Перед пропуском ОУ рекомендуется проверить линейные задвижки на полноту открытия.

26. Перед пуском первого ОУ участок МТ рекомендуется заполнять водой в объеме от 0,1 до 0,15 от объема участка.

27. Рекомендованная скорость движения ОУ при очистке МТ - не менее 0,2 м/с.

28. Очистку полости МТ рекомендуется осуществлять путем последовательного пропуска ОУ. Каждое ОУ рекомендуется оснащать передатчиком для определения положения ОУ в МТ.

29. Пропуск ОУ по МТ рекомендуется контролировать на контрольных пунктах бригадами сопровождения. Последовательность контроля рекомендуется определять графиком прохождения ОУ по МТ.

30. Каждую бригаду сопровождения рекомендуется укомплектовывать низкочастотным и акустическим локаторами (по одному) для контроля прохождения ОУ по МТ.

31. Контрольные пункты рекомендуется размещать над осью МТ с интервалом не более 1 км и располагать на узлах запорной арматуры, узлах равнопроходных ответвлений от очищаемого МТ, на узлах неравнопроходных ответвлений диаметром 70% от диаметра очищаемого МТ и больше, на углах поворота МТ, больших 45° вертикальных, горизонтальных и совмещенных на границах пойменной, русловой части - границах труднодоступных участках (например, болота, овраги).

Рекомендуемое расстояние между верхней образующей МТ и локаторами в контрольных пунктах - не более 2 м.

32. Количество бригад сопровождения рекомендуется определять в зависимости от протяженности участка МТ согласно таблице 1 приложения N 3 к настоящему Руководству по безопасности.

33. Пуск последующего ОУ рекомендуется осуществлять только после прохождения предыдущим ОУ контрольного пункта на первом километре трассы.

34. Очистку МТ ОУ предлагается считать завершенной при выполнении следующих условий:

все запасованные ОУ пришли в камеру приема СОД;

последнее ОУ пришло неразрушенным (без повреждений);

скорость движения ОУ составляла не менее 0,2 м/с;

после ОУ вода выходит без примеси (глины, песка, торфа, другого грунта) и посторонних предметов;

после очистки наличие электродов не более 1 шт. на 10 км;

отсутствует 100% износ манжет и чистящих дисков ОУ;

проходное сечение МТ по результатам пропуска скребка-калибра составляет не менее 85% от DN.

35. Очистку рекомендуется считать незавершенной, если не выполнено хотя бы одно из условий, приведенных в пункте 34 настоящего Руководства по безопасности. В этом случае предлагается проводить дополнительную очистку участка МТ путем повторного пропуска ОУ до получения требуемых результатов очистки.

36. При положительных результатах очистки предлагается оформлять акт, удостоверяющий соответствие геометрических параметров проходного сечения МТ проходимости профилемера в соответствии с приложением N 12 к настоящему Руководству по безопасности.

37. Обнаружение недопустимых сужений по итогам пропуска ОУ рекомендуется считать свидетельством о неготовности участка МТ к профилеметрии.

38. Рекомендуемые работы по устранению неготовности участка МТ к профилеметрии включают в себя:

устранение дефекта, других причин неготовности участка;

очистку участка;

пропуск калибровочного устройства для проверки проходного сечения МТ после ремонта.

Организация и производство работ по профилеметрии

39. Протяженность участка для профилеметрии рекомендуется определять по проектной документации на основании расчета с учетом рельефа местности, но не более 110 км. При этом предлагается учитывать потери напора на перемещаемом профилемере (0,2 МПа).

40. Участок МТ предлагается считать готовым к проведению профилеметрии при выполнении следующих условий:

проведено первичное обследование состояния изоляции участка методом катодной поляризации и оформлен акт оценки состояния покрытия с участием организации, осуществляющей строительный контроль, и подрядной организации;

проведены гидравлические испытания МТ на прочность и герметичность в соответствии с проектной документацией данного участка трубопровода;

закончена очистка МТ с оформлением акта;

оформлен акт готовности МТ к профилеметрии;

установлены КПП СОД;

установленное насосное оборудование обеспечивает требуемую скорость движения профилемера в МТ - от 0,2 до 3,2 м/с (остановки и движение профилемера со скоростью ниже 0,2 м/с не допускаются);

маркерные пункты для контроля движения профилемера над осью МТ рекомендуется располагать с шагом не более 500 м; при большей глубине залегания МТ требуемую глубину рекомендуется обеспечивать путем устройства шурфа;

линейные задвижки по трассе МТ полностью открыты.

41. Пропуск профилемера по МТ рекомендуется контролировать на маркерных пунктах бригадами сопровождения. Последовательность контроля предлагается определять графиком прохождения профилемера по МТ.

42. Каждую бригаду сопровождения предлагается укомплектовывать низкочастотным и акустическим локатором (по одному) для контроля прохождения профилемера по МТ.

43. Количество бригад сопровождения рекомендуется определять в зависимости от протяженности участка согласно таблице 2 приложения N 3 к настоящему Руководству по безопасности.

44. При застревании профилемера подрядчику (заказчику) рекомендуется проводить его извлечение из МТ под контролем представителей диагностирующей организации.

45. По результатам оценки качества пропуска профилемера предлагается оформлять акт приема профилемера и акт оценки качества прогона в соответствии с приложением N 12 к настоящему Руководству по безопасности.

46. После извлечения профилемера из камеры приема СОД исполнителем профилеметрии в сроки, предусмотренные договором на диагностирование, рекомендуется представлять в строительную организацию и эксплуатирующую организацию экспресс-отчет и технический отчет по результатам профилеметрии с указанием выявленных дефектов.

Рекомендации по проведению дополнительного дефектоскопического контроля

47. С целью уточнения типа и параметров дефектов, обнаруженных по результатам профилеметрии, строительной организации предлагается производить вскрытие и ДДК выявленных дефектов.

48. ДДК на участках МТ по результатам профилеметрии и разбраковку дефектов по результатам ДДК рекомендуется производить в соответствии с условиями договора на диагностирование трубопровода.

49. По результатам ДДК предлагается оформлять акт о проведении ДДК в соответствии с приложением N 12 к настоящему Руководству по безопасности.

Рекомендации по контролю качества изоляционного покрытия магистральных трубопроводов, законченных строительством

50. Контроль качества изоляционного покрытия на законченных строительством участках МТ (в том числе участки ППМТ) протяженностью от 0,2 (0,4 для ММГ) до 50 км (кроме участков МТ надземной прокладки) рекомендуется проводить методом катодной поляризации в соответствии с "ГОСТ Р 51164-98. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии" (далее - ГОСТ Р 51164-98), утвержденным постановлением Госстандарта Российской Федерации от 23 апреля 1998 г. N 144.

51. Контроль качества изоляционного покрытия на законченных строительством подземных участках МТ протяженностью менее 0,2 км и на участках МТ надземной прокладки предлагается проводить по результатам пооперационного контроля.

52. Контроль качества изоляции участков трубопроводов методом катодной поляризации предлагается проводить на участках МТ, полностью законченных строительством (с узлами задвижек, контрольно-измерительными пунктами), не ранее чем через 2 недели после засыпки МТ.

53. Если длина законченного строительством участка МТ составляет более 50 км, для выполнения работ по контролю качества изоляционного покрытия методом катодной поляризации МТ предлагается разбивать на участки длиной не более 50 км каждый.

54. Проектную документацию на выполнение работ по контролю качества изоляционного покрытия предлагается разрабатывать в составе проектной документации на строительство, реконструкцию или капитальный ремонт участка МТ.

55. Контроль качества изоляции методом катодной поляризации рекомендуется производить на подземных МТ, находящихся в грунте, глубина промерзания которого в период контроля изоляции не превышает 0,5 м и когда расстояние между верхней границей глубинной мерзлоты и нижней образующей трубопровода составляет не менее 0,3 м.

56. Контроль качества изоляции при глубине промерзания грунта более 0,5 м рекомендуется проводить по результатам пооперационного контроля с последующим контролем методом катодной поляризации после весеннего оттаивания грунта, локализацией дефектов искателем повреждений и ремонта сквозных дефектов в изоляционном покрытии.

57. Оборудование, применяемое для контроля качества изоляционного покрытия методом катодной поляризации, предлагается применять в соответствии с ГОСТ Р 51164-98.

58. При контроле качества изоляционного покрытия МТ методом катодной поляризации состояние изоляционного покрытия предлагается оценивать по сопротивлению изоляционного покрытия. Значения сопротивления изоляции на законченных строительством и засыпанных участках МТ приведены в ГОСТ Р 51164-98 и в таблице 3 приложения N 3 к настоящему Руководству по безопасности.

59. При обнаружении по результатам электрометрических замеров на линейной части МТ снижения сопротивления изоляции ниже значений, приведенных в таблице 3 приложения N 3 к настоящему Руководству по безопасности, места повреждения защитного покрытия рекомендуется устанавливать при помощи искателя повреждений изоляции, проводить ДДК стенки трубы, ремонт и повторный контроль качества изоляционного покрытия.

60. При обнаружении по результатам электрометрических замеров на ППМТ снижения сопротивления изоляции ниже значений, указанных в таблице 3 приложения N 3 к настоящему Руководству по безопасности, с целью определения наличия дефектов металла трубы (царапин, рисок, задиров) в местах повреждения изоляции до ввода ППМТ в эксплуатацию рекомендуется проводить ВТД ППМТ с использованием ВИП.

61. Результаты контроля изоляционного покрытия предлагается оформлять актом оценки состояния изоляционного покрытия законченного строительством участка МТ.

Внутритрубное диагностирование подводных переходов магистральных трубопроводов, законченных строительством

62. Рекомендуемая методика проведения работ по ВТД ППМТ приведена в приложении N 4 к настоящему Руководству по безопасности.

63. ППМТ предлагается считать готовым к проведению ВТД при выполнении следующих условий:

ППМТ оборудован КПП СОД в соответствии с п.18;

очистка закончена и оформлен акт о проведении очистки;

проведена профилеметрия ППМТ в соответствии с пунктами 42-49 и отсутствуют дефекты, препятствующие пропуску ВИП;

установлено насосное оборудование, обеспечивающее требуемую скорость движения в МТ в соответствии с паспортными техническими характеристиками ВИП;

обеспечен температурный режим в соответствии с требованиями паспортных данных внутритрубного дефектоскопа;

линейные задвижки по трассе МТ полностью открыты;

проходное сечение ППМТ - не менее 85% от DN.

Оформление результатов технического диагностирования магистральных трубопроводов, законченных строительством

64. По результатам технического диагностирования (профилеметрия, ВТД, контроль состояния изоляции, а также по результатам ДДК) рекомендуется оформлять отчет.

65. Отчетные материалы предлагается включать в состав исполнительной документации на законченный строительством участок МТ.


IV. ТЕХНИЧЕСКОЕ ДИАГНОСТИРОВАНИЕ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ, НАХОДЯЩИХСЯ В ЭКСПЛУАТАЦИИ. ВИДЫ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ, ВЫПОЛНЯЕМЫЕ НА МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДАХ, НАХОДЯЩИХСЯ В ЭКСПЛУАТАЦИИ

66. При техническом диагностировании МТ, находящихся в эксплуатации, в соответствии с приложением N 5 к настоящему Руководству по безопасности предлагается выполнять:

ВТД (в том числе профилеметрия и дефектоскопия) линейной части МТ и переходов через естественные и искусственные преграды, включая ППМТ, проводимое с целью выявления дефектов геометрии МТ, дефектов стенки трубы и сварных швов;

наружное диагностирование методами НК КПП СОД, надземных магистральных трубопроводов обвязки узла КПП СОД, соединительных, конструктивных деталей, приварных элементов и ремонтных конструкций (муфт, приварных патрубков, вантузов, бобышек, чопов), проводимое с целью выявления дефектов металла и сварных швов;

наружное диагностирование методами НК емкостей сбора нефти (нефтепродуктов) с КПП СОД, проводимое с целью выявления дефектов металла;

наружное диагностирование методами НК ППМТ;

измерение глубины залегания МТ и определение планового положения его конструктивных элементов с целью измерения отклонений от проектных значений в процессе эксплуатации;

электрометрическое диагностирование (электрометрия) линейной части МТ, проводимое с целью диагностирования состояния изоляционного покрытия МТ, выявления коррозионно-опасных участков МТ диагностирования состояния системы ЭХЗ.

Сроки проведения первичного и периодического технического диагностирования магистральных трубопроводов, находящихся в эксплуатации

67. Сроки проведения технического диагностирования МТ предлагается устанавливать в соответствии с приложением N 5 к настоящему Руководству по безопасности.

68. Первичное техническое диагностирование МТ внутритрубными дефектоскопами предлагается проводить в срок не более 1 года со дня ввода участка МТ в эксплуатацию.

69. Периодическое техническое диагностирование линейной части и ППМТ внутритрубными дефектоскопами рекомендуется проводить:

в сроки, указанные в заключении по оценке технического состояния объектов участка линейной части МТ;

в срок 6 лет от даты предыдущего диагностирования - для МТ, оценка технического состояния которых не проводилась;

в соответствии с расчетом периодичности диагностического обследования линейной части и ППМТ;

по специальным программам для отдельных участков.

Если интервалы времени между сроками проведения очередного диагностического обследования ВИП, указанными в техническом отчете по оценке технического состояния объектов участка линейной части МТ на соответствие требованиям нормативных и технических документов, составляют менее 2 лет, рекомендуется проводить одновременное диагностическое обследование участка комбинированными ВИП в ближайший из сроков, указанных в техническом отчете.

Сроки проведения технического диагностирования КПП СОД, соединительных, конструктивных деталей, приварных элементов, ремонтных конструкций и надземных трубопроводов обвязки узла пуска/приема СОД, емкостей сбора нефти (нефтепродуктов) с КПП СОД, перемычек между трубопроводами и перемычек между основной и резервной ниткой ПМТ через водные преграды предлагается устанавливать в соответствии с приложением N 6 к настоящему Руководству по безопасности.

70. Первичное (со дня ввода участка МТ в эксплуатацию) и периодическое измерение глубины залегания МТ (кроме ППМТ) рекомендуется проводить в срок:

не реже одного раза в 5 лет - на непахотных землях;

один раз в год - на пахотных землях.

Рекомендуемые сроки проведения измерения глубины залегания МТ на ППМТ: первичные измерения выполняются через 1 год после ввода ППМТ в эксплуатацию; в дальнейшем периодические - в соответствии с НД эксплуатирующей организации.

71. Рекомендуемые сроки проведения электрометрии устанавливаются в соответствии с НД эксплуатирующей организации. На вновь построенных или реконструированных МТ первичную электрометрию предлагается проводить в срок не более 3 лет после завершения строительства или реконструкции МТ, в дальнейшем рекомендуется проведение комплексной электрометрии.

Комплексное электрометрическое диагностирование предлагается проводить:

на участках МТ высокой коррозионной опасности - не реже одного раза в 5 лет;

на остальных участках МТ - не реже одного раза в 10 лет.

Категорию коррозионной опасности рекомендуется устанавливать на основании проектной и эксплуатационной документации, а также результатов электрометрического обследования и внутритрубной дефектоскопии.

72. На коррозионно-опасных участках трубопроводов (в том числе при длине защитной зоны менее 3 км) и участках, имеющих минимальные (по абсолютной величине) значения защитных потенциалов, дополнительные измерения защитных потенциалов рекомендуется проводить с помощью выносного электрода сравнения, в том числе с использованием метода отключения, непрерывно или с шагом не более 10 м (в соответствии с НД) не менее одного раза в 3 года, в период максимального увлажнения грунта, а также дополнительно в случаях изменения режимов работы установок катодной защиты и при изменениях, связанных с развитием системы электрохимической защиты, источников блуждающих токов и сети подземных трубопроводов. На строящихся трубопроводах эти измерения предлагается осуществлять по всей их протяженности, а на ремонтируемых - по всей длине ремонтируемых участков.

Организация и производство работ по подготовке и выполнению внутритрубного диагностирования

73. Проведение работ по ВТД участков МТ, находящихся в эксплуатации, рекомендуется выполнять в следующем порядке:

подготовка (очистка) участка к пропуску калибровочного устройства;

пропуск калибровочного устройства (при подготовке участка к диагностированию магнитными дефектоскопами) за 32 дня до пуска ВИП;

пропуск профилемера (при подготовке участка к диагностированию ультразвуковыми дефектоскопами) за 32 дня до пуска ВИП;

первичная очистка МТ и повторный пропуск калибровочного устройства;

преддиагностическая очистка МТ;

контроль качества очистки;

пропуск ВИП;

обработка результатов пропуска ВИП, подготовка и выдача технического отчета;

проведение ДДК.

74. Организацию и производство работ по подготовке и выполнению ВТД МТ предлагается осуществлять в соответствии с условиями договора на диагностирование трубопровода.

75. Рекомендуемая методика проведения работ по ВТД участков МТ приведена в приложении N 4 к настоящему Руководству по безопасности.

Проведение очистки магистрального трубопровода

76. Первичную и преддиагностическую очистку МТ рекомендуется проводить путем пропуска по МТ ОУ (пропуска калибровочного устройства) в соответствии с технологическими схемами, разработанными согласно НД эксплуатирующей организации, с учетом протяженности участка, наличия промежуточных НПС, действующих лупингов и подкачек, характеристик перекачиваемой нефти или нефтепродуктов (вязкости, плотности, содержания парафина), а также с учетом сезонности производства работ.

77. В технологических схемах очистки участка рекомендуется устанавливать типы, количество и последовательность пропуска ОУ, интервалы времени между их пусками.

78. Сроки пропуска калибровочного устройства, первичной очистки участка МТ, повторного пропуска калибровочного устройства и преддиагностической очистки участка МТ предлагается устанавливать в договоре на проведение диагностирования (далее - договоре).

79. Контроль за движением ОУ по МТ предлагается осуществлять бригадами сопровождения, укомплектованными оборудованием для контроля прохождения ОУ по МТ - акустическими и низкочастотными локаторами.

Рекомендации по требованиям к очистным устройствам

80. ОУ, предназначенные для очистки МТ и контроля качества очистки, рекомендуется допускать к применению при условии их соответствия требованиям руководства по эксплуатации на данные ОУ. ОУ предлагается комплектовать паспортами, которые хранятся до момента утилизации. В паспорте рекомендуется указывать:

номер изделия;

дату изготовления;

номинальные и допустимые геометрические размеры изделия, при которых обеспечивается качественная очистка МТ.

81. Все манжеты, чистящие и ведущие диски для ОУ, рекомендуется маркировать с указанием их заводского номера и даты изготовления, четко различимыми на протяжении всего периода использования указанных изделий.

82. Перед каждым пуском ОУ по МТ рекомендуется заполнять формуляр на ОУ с указанием заводских номеров чистящих дисков и геометрических размеров манжет, щеток, чистящих, ведущих и щеточных дисков, чистящих и щеточных пластин, сведений об установленных расходных материалах и их износе при замене комплектующих материалов.

83. Не рекомендуется пропуск по МТ ОУ, не оснащенных передатчиками для контроля прохождения ОУ по МТ.

84. Проверку технического состояния ОУ рекомендуется производить на камере пуска СОД непосредственно перед началом работ по запасовке ОУ. По результатам проверки предлагается оформлять акт готовности оборудования к пропуску.

Рекомендации по подготовке участка трубопровода к проведению внутритрубного диагностирования

85. Перед проведением ВТД на участке трубопровода рекомендуется устранить дефекты геометрии, соответствующие проходному сечению 85% от DN и менее.

86. Участок трубопровода, диагностируемый с помощью ВИП, рекомендуется оснастить КПП СОД.

87. Узлы пуска и приема рекомендуется оборудовать подъездными путями и разворотными площадками для безопасного доступа автомобильного транспорта и грузоподъемных механизмов к КПП СОД.

88. Узлы пропуска СОД на промежуточных НПС и камеру приема СОД на конечном пункте не позднее, чем за 1 ч до пуска ОУ, рекомендуется переключать на пропуск ОУ без его остановки и прием ОУ соответственно.

89. В ходе и после завершения очистки участка трубопровода не рекомендуется:

производить размыв донных отложений резервуаров на НПС технологического участка трубопровода, в состав которого входит диагностируемый участок;

производить очистку и промывку резервных ниток и лупингов на диагностируемом участке трубопровода.

90. Если последнее ОУ, пропущенное в соответствии с технологической схемой преддиагностической очистки участка, принесло в камеру приема СОД более 5 л взвешенных и 0,5 л твердых асфальтосмолопарафиновых отложений, данный участок МТ предлагается считать неочищенным и рекомендуется проведение дополнительной очистки участка трубопровода путем повторного пропуска ОУ до получения требуемых результатов очистки.

91. Перед пуском ВИП рекомендуется осуществлять пуск дополнительных очистных щеточных устройств на участках магистральных трубопроводов, которые имеют следующие характеристики:

скорость движения нефти (нефтепродуктов) - менее 0,5 м/с;

содержание парафина в перекачиваемой нефти (нефтепродуктов) - более 3% объемных частей;

протяженность участка - свыше 110 км.

Рекомендации по проведению контроля качества очистки участка магистрального трубопровода

92. Контроль качества очистки участка МТ рекомендуется производить путем последовательного пропуска ОУ с чистящими пластинами и УКО с оформлением акта о результатах контроля качества очистки участка МТ по форме, определенной в договоре на проведение ВТД.

93. Участок МТ предлагается считать неподготовленным к пропуску ВИП, если:

каждое из устройств контрольной пары принесло в камеру приема СОД более 5 л взвешенных либо 0,5 л твердых асфальтосмолопарафиновых отложений, либо более одного электрода на 10 км МТ;

на УКО имеются группы из четырех и более соседних имитаторов датчиков, закрытых твердыми асфальтосмолопарафиновыми отложениями;

общее число имитаторов датчиков УКО, закрытых твердыми асфальтосмолопарафиновыми отложениями, превышает максимально допустимое значение в соответствии с условиями договора на проведение ВТД.

94. При невыполнении хотя бы одного из условий, установленных в пункте 93, участок МТ предлагается считать неподготовленным к пропуску ВИП и рекомендуется производить дополнительную очистку указанного участка путем повторного пропуска ОУ до получения требуемых результатов очистки.

Рекомендации по проведению внутритрубного диагностирования магистрального трубопровода

95. Диагностирование участка МТ рекомендуется проводить последовательно всеми типами ВИП, предусмотренными в плане диагностического обследования МТ.

96. При планировании и выполнении диагностического обследования участка МТ последовательно несколькими типами ВИП рекомендуется следующая последовательность пропуска ВИП:

профилемер;

магнитный дефектоскоп MFL;

ультразвуковой дефектоскоп CD;

ультразвуковой дефектоскоп WM.

97. Диагностирование участков МТ, входящих в единые технологические коридоры, рекомендуется проводить от начального участка коридора МТ к конечному.

98. На участках технологического коридора, требующих снижения режима перекачки для пропуска ВИП, их пропуск предлагается выполнять одновременно по нескольким участкам данного коридора.

Рекомендации по установке маркерных пунктов

99. Установку маркерных пунктов для пропуска ВИП рекомендуется производить с целью точной привязки выявленных дефектов к секциям МТ. План расстановки маркерных пунктов по трассе МТ предлагается составлять в процессе подготовки технического задания на проведение ВТД, данный план является его составной частью.

100. Маркерные пункты рекомендуется располагать над осью МТ. Расстояние между маркерными пунктами не должно превышать 2 км. Рекомендуется установка маркерных пунктов на ПМТ через реки, каналы, водоемы, железные и автомобильные дороги, на труднодоступных участках (болота, горные участки), на участках вблизи промышленных объектов и населенных пунктов.

101. Рекомендованная глубина верхней образующей МТ в местах расположения маркерных пунктов - не более 2 м. При большей глубине залегания МТ необходимую глубину рекомендуется обеспечивать путем изготовления шурфа.

102. Маркерные пункты на местности рекомендуется обозначать опознавательными знаками.

Рекомендации по установке маркерных пунктов на переходах магистральных трубопроводов через водные преграды

103. На ПМТ через водные преграды маркерные пункты рекомендуется устанавливать на границах переходов и границах русловой части.

104. Маркерные пункты на ПМТ через водные преграды рекомендуется наносить на топографический план ПМТ.

105. Схема установки маркерных пунктов на ПМТ через водные преграды приведена на рисунке 3 приложения N 3 настоящего Руководства по безопасности.

Рекомендации по установке маркерных пунктов на переходах магистральных трубопроводов через железные и автомобильные дороги

106. На оси трассы ПМТ через железные и автомобильные дороги рекомендуется устанавливать два постоянных маркерных пункта, расположенных на обеих сторонах дороги. Маркерные пункты рекомендуется располагать на расстоянии от 50 до 100 м от подошвы откоса насыпи, места установки маркерных пунктов указывать знаками на местности. Местоположение маркерных пунктов рекомендуется оставлять неизменным при проведении всех ВТД.

107. Каждый маркерный пункт рекомендуется привязывать к постоянным ориентирам - опорам линий электропередачи, задвижкам, вантузам, контрольно-измерительным колонкам и другим ориентирам. Привязку маркерных пунктов на местности предлагается отражать в схеме установки маркерных пунктов на ПМТ, которая является приложением к паспорту на МТ.

108. Схема установки маркерных пунктов на переходе МТ через железную дорогу приведена на рисунке 4 приложения N 3 настоящего Руководства по безопасности.

Выполнение внутритрубного диагностирования

109. Рекомендации по методике проведения ВТД приведены в приложении N 4 к настоящему Руководству по безопасности.

Наружное диагностирование магистральных трубопроводов

110. Рекомендуемые виды наружного диагностирования, применяемые на МТ, находящихся в эксплуатации:

а) диагностирование методами НК:

соединительных, конструктивных деталей, приварных элементов, ремонтных конструкций (муфт, приварных патрубков, вантузов, бобышек, чопиков);

КПП СОД;

емкостей сбора нефти (нефтепродуктов) с КПП СОД;

надземных трубопроводов обвязки узла пуска/приема СОД;

перемычек между МТ и перемычек между основной и резервной нитками ПМТ через водные преграды;

б) электрометрическое диагностирование (электрометрия) - для диагностирования состояния изоляционного покрытия МТ, выявления коррозионно-опасных участков МТ, диагностирования состояния системы ЭХЗ;

в) наружное диагностирование ПМТ через водные преграды - для определения технического состояния ПМТ через водные преграды.

111. Для идентификации и измерения размеров дефектов после проведения ВТД и электрометрии рекомендуется применять ДДК, включающий:

ВИК;

УЗК (ультразвуковая дефектоскопия и толщинометрия);

контроль проникающими веществами;

магнитопорошковый контроль;

контроль физико-механических свойств металла, его химического состава.

112. Перед началом полевых диагностических работ заказчику предлагается выполнить следующие работы для проведения наружного диагностирования:

предоставление исполнителю диагностирования технического задания на проведение наружного диагностирования участка;

выполнение организационно-технических мероприятий и подготовительных работ в соответствии с приложением N 6 к настоящему Руководству по безопасности;

проведение инструктажа по технике безопасности персонала исполнителя, выполняющего наружное диагностирование.

113. Исполнителю диагностических работ для проведения наружного диагностирования предлагается выполнить следующие подготовительные работы:

разработку и согласование с эксплуатирующей организацией ППР (программы работ) по электрометрии, измерению глубины залегания МТ, диагностированию методами НК на основании методик, приведенных в приложениях N 7 и N 8 к настоящему Руководству по безопасности;

разработку и согласование с эксплуатирующей организацией ППР по проведению наружного диагностирования методами НК ПМТ через водные преграды;

подготовку диагностического оборудования для проведения наружного диагностирования;

обеспечение выполнения вспомогательных и подготовительных работ, предусмотренных в договоре, ППР (программе работ).

114. При выполнении диагностических работ исполнителю наружного диагностирования предлагается:

соблюдать установленные в эксплуатирующей организации правила и нормы безопасного ведения работ;

провести наружное диагностирование;

предоставить технические отчеты по результатам наружного диагностирования в сроки, определенные в договоре на выполнении диагностических работ.

Оборудование, применяемое при наружном диагностировании

115. Средства НК, включая стандартные (контрольные) образцы, рекомендуется вносить в паспорт лаборатории НК.

116. Все средства НК в составе лабораторий (дефектоскопы, преобразователи, стандартные образцы и другое оборудование) рекомендуется поверять, калибровать или аттестовать в соответствии с требованиями паспортов на данное оборудование, технических условий на используемое оборудование.

Измерение глубины залегания магистрального трубопровода

117. Измерение глубины залегания МТ рекомендуется проводить для определения фактической глубины залегания МТ и отклонений глубины залегания от проектных отметок.

118. Определение глубины залегания МТ рекомендуется осуществлять трассопоисковой аппаратурой, позволяющей производить измерения глубины залегания МН, или методом вскрытия. Технические характеристики трассопоисковой аппаратуры должны позволять производить измерения глубины залегания трубопроводов с точностью и в пределах значений, заложенных в проектной документации.

119. Фактическую глубину залегания МТ рекомендуется контролировать на непахотных землях не реже одного раза в 5 лет, на пахотных - один раз в год. Измерения рекомендуется производить с шагом не менее 100 м и измерением на углах поворота трассы трубопровода и в местах пересечений с другими коммуникациями (трубопроводы, автодороги, кабельные линии).

120. Результаты измерений предлагается оформлять в виде отчетов, а при наличии технической возможности в виде выходных форм программы обработки данных трассопоисковой аппаратуры.

Рекомендации по электрометрическому диагностированию

121. Электрометрическое диагностирование рекомендуется применять на действующих МТ подземной прокладки.

122. Электрометрическое диагностирование предлагается выполнять в соответствии с приложением N 7 к настоящему Руководству по безопасности.

123. Рекомендуемый объем и состав работ по электрометрическому диагностированию участка МТ предлагается определять в техническом задании (далее - ТЗ) и должен включать в себя следующие работы:

изучение и анализ статистических данных об обследуемом участке МТ;

обследование коррозионного состояния МТ;

обследование состояния изоляции МТ;

оценка эффективности работы изолирующих соединений;

определение технического состояния средств ЭХЗ (УКЗ, УДЗ, УПЗ);

определение эффективности ЭХЗ.

124. Содержание отчета о результатах электрометрического диагностирования предлагается устанавливать в договоре на диагностирование МТ.

Рекомендации по проведению дополнительного дефектоскопического контроля

125. ДДК с целью уточнения типа и параметров дефектов, обнаруженных по результатам ВТД и электрометрии, рекомендуется проводить в соответствии с приложением N 6 к настоящему Руководству по безопасности и условиями договора.

126. По результатам ДДК предлагается оформлять акт о проведении ДДК в соответствии с приложением N 12 к настоящему Руководству по безопасности.

Рекомендации по диагностированию участков магистральных трубопроводов из спиральношовных труб

127. При диагностировании участков МТ из спиральношовных труб предлагается применять следующие виды наружного диагностирования:

ВТД с помощью приборов, позволяющих выявлять дефекты в спиральных сварных швах;

полное электрометрическое диагностическое обследование в соответствии с приложением N 7 к настоящему Руководству по безопасности.

При проведении ДДК участков МТ из спиральношовных труб по результатам ВТД и электрометрического диагностирования рекомендуется проводить:

УЗК спирального сварного шва трубы на участке, назначенном для обследования ВИК;

ультразвуковую толщинометрию основного металла трубы на участке, назначенном для обследования ВИК;

измерение твердости металла шва и околошовной зоны на участке, назначенном для обследования ВИК.

Рекомендации по диагностированию переходов магистральных трубопроводов

128. При диагностировании ПМТ через водные преграды предлагается применять следующие виды диагностирования:

ВТД;

электрометрия в соответствии с приложением N 7 к настоящему Руководству по безопасности;

периодическое полное или частичное обследование ППМТ;

нивелировка и периодическое обследование ВПМТ через водные преграды.

129. Виды и объемы работ при проведении наружного диагностирования ПМТ через водные преграды рекомендуется определять в соответствии с приложением N 8 к настоящему Руководству по безопасности.

130. Для уточнения типа и параметров дефектов, обнаруженных ВТД и электрометрией, рекомендуется проводить ДДК в соответствии с приложением N 6 к настоящему Руководству по безопасности.

131. Результаты диагностирования рекомендуется вносить в паспорт ППМТ.

Рекомендации по диагностированию камер пуска и приема средств очистки и диагностирования

132. Методы и объемы работ при проведении технического диагностирования КПП СОД приведены в таблице 4 приложения N 3 к настоящему Руководству по безопасности.

При необходимости замены метода контроля рекомендуется заменять его на равноценные методы без ограничений по физическим принципам работы (магнитный, акустический и прочие).

В процессе проведения технического диагностирования объем работ по НК рекомендуется корректировать в зависимости от результатов ВИК, ММК.

133. В соответствии с Инструкцией по визуальному и измерительному контролю (далее - РД 03-606-03), утвержденной постановлением Госгортехнадзора России от 11 июня 2003 г. N 92, зарегистрированным Минюстом России 20 июня 2003 г., регистрационный N 4782, и приложением N 6 к настоящему Руководству по безопасности, ВИК рекомендуется проводить снаружи и изнутри КПП СОД.

134. С наружной поверхности КПП СОД рекомендуется проводить ВИК для 100% сварных швов КПП СОД и узлов обвязки на наличие трещин, коррозионных дефектов, царапин, рисок, задиров, находящихся на наружной поверхности КПП СОД.

135. С внутренней поверхности КПП СОД рекомендуется осуществлять ВИК со стороны крышки затвора в зоне доступа визуально с использованием индивидуальных средств защиты оператора и с подводом воздуха.

136. При обнаружении по результатам ВИК трещин, коррозионных дефектов, царапин, рисок, задиров рекомендуется проводить ДДК дефектов.

137. Измерение отклонений осей КПП СОД от проектных значений рекомендуется проводить в соответствии с "СП 11-104-97. Инженерно-геодезические изыскания для строительства", одобренным письмом Госстроя России от 17 февраля 2004 г. N 9-20/112 (далее - СП 11-104-97).

138. Трубопроводы обвязки КПП СОД в местах выхода труб на наружную поверхность земли предлагается освобождать от грунта на протяжении 700 мм в глубину от границы воздух-грунт. При обнаружении мест повреждения изоляции рекомендуется производить контроль основного металла.

139. Толщину металла каждого конструктивного элемента КПП СОД рекомендуется измерять с применением ультразвуковой толщинометрии:

крышка затвора - не менее чем в трех симметричных точках от центра каждого элемента сварной крышки и не менее чем в пяти симметрично расположенных точках;

расширенная часть КПП СОД - не менее чем в трех сечениях по четыре точки в каждом;

переходная часть КПП СОД - не менее чем в трех сечениях по четыре точки в каждом;

элемент КПП СОД от задвижки (входной/выходной) до расширенной части - в одном сечении в четырех точках;

врезки и патрубки диаметром более 100 мм - не менее чем в четырех точках, расположенных равномерно по окружности;

врезки и патрубки диаметром не более 100 мм - не менее чем в двух диаметрально противоположных точках.

140. Рекомендуется подвергать УЗК в объеме 100% следующие сварные швы:

поперечные сварные швы переходной части;

продольные сварные швы цилиндрических и конических деталей;

сварной шов приварки затвора;

сварные швы врезок и патрубков диаметром более DN 100.

141. Размеры дефектов, выявленных по результатам ВИК и УЗК, в случаях затруднения интерпретации рекомендуется уточнять с помощью капиллярного (магнитопорошкового) метода.

142. Врезки патрубков диаметром менее DN 100 рекомендуется подвергать капиллярному (магнитопорошковому) контролю.

143. По результатам НК рекомендуется производить оценку качества сварных швов.

Рекомендации по диагностированию соединительных, конструктивных деталей, приварных элементов и ремонтных конструкций

144. В состав работ по техническому диагностированию предлагается включать:

а) для ремонтных конструкций:

ВИК в объеме 100%;

УТ корпусных деталей и участка МТ в объеме 100%;

УЗК в объеме 100% сварных соединений;

ПВК в объеме 100% угловых и нахлесточных сварных соединений;

б) для соединительных деталей:

ВИК в объеме 100%;

УТ корпусных деталей, патрубков в объеме 100%;

УЗК в объеме 100% сварных соединений;

ПВК в объеме 100% угловых и нахлесточных сварных соединений;

в) для патрубков (вантузов, узлов отбора давления, сигнализаторов прохождения СОД и др.):

ВИК в объеме 100%;

УТ корпусных деталей, патрубков в объеме 100%;

УЗК в объеме 100% сварных соединений;

ПВК в объеме 100% сварных соединений;

г) для бобышек:

ВИК в объеме 100%;

УТ в объеме 100%;

УЗК в объеме 100% сварных соединений;

ПВК в объеме 100% сварных соединений.

145. В процессе проведения технического диагностирования объем работ по НК рекомендуется корректировать в зависимости от результатов ВИК, ММК.

146. При проведении гидравлических испытаний МТ, не подлежащих ВТД в процессе эксплуатации, узлы врезок трубопроводов, отводов, перемычек и другие устройства (тройник основного трубопровода, трубопровод до и после задвижки), не входящие в схему гидравлических испытаний, предлагается вскрывать, очищать от изоляционного покрытия и обследовать в следующем объеме:

обследование участков МТ и тройника визуально-измерительным методом в объеме 100%;

обследование сварных соединений УЗК в объеме 100%;

определение толщины стенки участков МТ и тройников УЗК в объеме 100%;

обследование основного металла участков МТ и тройников УЗК в объеме 100%;

обследование угловых сварных соединений и околошовной зоны МТ на наличие трещин ПВК в объеме 100%.

147. При обнаружении по результатам ВИК трещин, коррозионных дефектов, царапин, рисок, задиров рекомендуется проведение ДДК дефектов.

148. Размеры дефектов, выявленные по результатам ВИК, рекомендуется уточнять с помощью ПВК.

Рекомендации по техническому диагностированию емкостей сбора нефти (нефтепродуктов), камер пуска и приема средств очистки и диагностирования

149. В техническое диагностирование емкостей сбора нефти (нефтепродуктов) с КПП СОД (далее - емкостей) рекомендуется включать:

контроль качества;

техническое освидетельствование.

150. Рекомендуемые методы и объемы работ при проведении технического диагностирования емкостей сбора нефти (нефтепродуктов) приведены в таблице 5 приложения N 3 к настоящему Руководству по безопасности.

В процессе проведения технического диагностирования объем работ по НК рекомендуется корректировать в зависимости от результатов ВИК, ММК.

151. При техническом освидетельствовании дополнительно к перечисленному в таблице 5 приложения N 3 настоящего Руководства по безопасности рекомендуется выполнять гидравлические испытания емкостей.

152. Перед внутренним осмотром (ВИК) емкость рекомендуется отключить заглушками от всех трубопроводов, освободить от заполняющей ее рабочей среды, провести вентиляцию. Не рекомендуется превышать безопасный уровень концентрации газов в емкости. Стенки емкости с внутренней стороны рекомендуется подвергнуть зачистке.

153. Рекомендуемые объемы применения методов контроля:

а) ВИК:

100% внутренней стороны - для подземных емкостей;

100% внешней и внутренней сторон - для надземных емкостей;

б) УЗК - на каждом шве в объеме 50% от длины шва;

в) УТ:

не менее 30 равноудаленных точек по четырем сечениям обечайки;

не менее пяти точек, симметрично расположенных на каждом днище.

В процессе проведения технического диагностирования объем работ по НК рекомендуется корректировать в зависимости от результатов ВИК, ММК.

154. Измерение планового положения и просадки емкостей сбора нефти (нефтепродуктов) с КПП СОД рекомендуется проводить в соответствии с СП 11-104-97.

155. Оформление отчетных материалов по техническому диагностированию емкостей предлагается выполнять в соответствии с договором на диагностирование.

Рекомендации по диагностированию трубопроводов обвязки узла пуска и приема средств очистки и диагностирования

156. При диагностировании подземных трубопроводов обвязки узла пуска/приема СОД рекомендуется применять электрометрию в соответствии с приложением N 7 к настоящему Руководству по безопасности.

При необходимости уточнения наличия и размеров дефекта рекомендуется производить локальную шуровку.

157. При диагностировании надземных трубопроводов обвязки узла пуска/приема СОД рекомендуется применять следующие виды диагностирования:

ВИК основного металла МТ в объеме 100%;

ВИК сварных швов МТ в объеме 100%;

УЗК кольцевых сварных швов в объеме 100%;

УТ стенки трубопроводов в зонах в соответствии со схемой мест обследования по результатам ВИК;

капиллярный контроль в зонах в соответствии со схемой мест обследования, по результатам ВИК и УЗК, в случаях, когда интерпретация затруднена;

магнитопорошковый контроль в объеме 100%.

В процессе проведения технического диагностирования объем работ по НК предлагается корректировать в зависимости от результатов ВИК, ММК.

Для уточнения типа и параметров дефектов, обнаруженных электрометрией, рекомендуется проводить ДДК в соответствии с приложением N 6 к настоящему Руководству по безопасности.

Критерии оценки дефектов, выявленных при внутритрубном и наружном диагностировании магистральных трубопроводов, находящихся в эксплуатации

158. Критерии оценки и классификация дефектов, выявленных при ВТД и наружном диагностировании МТ, включая КПП СОД, емкостей, соединительных, конструктивных деталей, приварных элементов и ремонтных конструкций, трубопроводов обвязки узла пуска/приема СОД, рекомендуется устанавливать в договоре на диагностирование МТ.

Рекомендации по оформлению результатов технического диагностирования магистральных трубопроводов, находящихся в эксплуатации

159. Содержание технического отчета по ВТД рекомендуется выполнять в соответствии с условиями договора на диагностирование МТ.

160. По результатам электрометрического диагностирования МТ предлагается оформлять заключение в соответствии с приложением N 7 к настоящему Руководству по безопасности.

161. Результаты работ по методам НК, включая ДДК, рекомендуется оформлять в соответствии с приложением N 6 к настоящему Руководству по безопасности.

162. Результаты проведения наружного диагностирования ПМТ через водные преграды предлагается оформлять по форме, определенной в договоре на диагностирование МТ.

Рекомендации по техническому диагностированию перемычек между трубопроводами и между основной и резервной нитками переходов магистральных трубопроводов через водные преграды

163. Техническое диагностирование перемычек между МТ и перемычек между основной и резервной нитками ПМТ через водные преграды предлагается выполнять следующими видами диагностирования:

ВИК поперечных и продольных сварных соединений трубопровода, соединительных деталей и основного металла;

УЗК поперечных и продольных сварных соединений трубопровода, соединительных деталей и основного металла;

магнитопорошковый контроль поперечных и продольных сварных соединений трубопровода;

контроль сплошности изоляции и адгезии к металлу изоляционного покрытия (после окончания диагностических работ и восстановления изоляционного покрытия).

164. Подготовку поверхности трубы к проведению ДДК рекомендуется осуществлять бригадой по устранению дефектов или линейной эксплуатационной службой.

165. Для уточнения типа и параметров обнаруженных дефектов рекомендуется проводить ДДК силами исполнителя в присутствии заказчика.

166. Исполнителю рекомендуется документировать информацию о дефектах с указанием расположения дефектов на схеме МТ и учитывать при проведении расчета выявленных дефектов на прочность и долговечность.

167. Ремонт дефектов рекомендуется производить в соответствии с результатами расчетов на прочность и долговечность.


V. ТЕХНИЧЕСКОЕ ДИАГНОСТИРОВАНИЕ ТРУБОПРОВОДОВ, НАХОДЯЩИХСЯ В КОНСЕРВАЦИИ. ВИДЫ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ НА ТРУБОПРОВОДАХ, НАХОДЯЩИХСЯ В КОНСЕРВАЦИИ, И СРОКИ ИХ ПРОВЕДЕНИЯ

168. Рекомендуемые виды технического диагностирования магистральных трубопроводов, находящихся в консервации, включают в себя:

электрометрию, проводимую с целью выявления дефектов изоляции и определения состояния систем ЭХЗ в соответствии с приложением N 7 к настоящему Руководству по безопасности;

измерение глубины залегания магистральных трубопроводов в соответствии с пп.117-120;

измерение отклонений осей КПП СОД от проектных значений в соответствии с СП 11-104-97;

измерение планового положения и просадки емкостей сбора нефти (нефтепродуктов) с КПП СОД в соответствии с СП 11-104-97;

частичное обследование ППМТ, находящихся в консервации.

169. Техническое диагностирование МТ, находящихся в консервации, рекомендуется проводить перед вводом их в эксплуатацию.

Проведение дополнительного дефектоскопического контроля по результатам электрометрии

170. Для уточнения типа и параметров дефектов, выявленных при электрометрии, рекомендуется проводить ДДК участков, на которых в ходе электрометрии выявлены дефекты.

171. После завершения ДДК рекомендуется классифицировать дефекты и устранить их до ввода трубопровода в эксплуатацию.

Оформление результатов технического диагностирования

172. По результатам электрометрического диагностирования МТ, находящихся в консервации, предлагается оформлять заключение в соответствии с приложением N 7 к настоящему Руководству по безопасности.

173. Результаты ДДК предлагается оформлять в соответствии с НД эксплуатирующей организации.

174. Результаты наружного диагностирования ПМТ через водные преграды, находящихся в консервации, предлагается оформлять в соответствии с НД эксплуатирующей организации.

VI. ТЕХНИЧЕСКОЕ ДИАГНОСТИРОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ. КЛАССИФИКАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ

175. К технологическим трубопроводам рекомендуется относить внутриплощадочные трубопроводы между точками врезки в МТ на входе и выходе НПС, надземные и надводные трубопроводы морских терминалов, по которым осуществляется транспортировка нефти (нефтепродуктов).

176. Основные технологические трубопроводы по назначению и допустимым рабочим давлениям рекомендуется разделять на следующие участки:

а) для промежуточных станций:

подводящий трубопровод;

коллектор магистральных агрегатов;

напорный трубопровод;

б) для НПС с резервуарным парком:

подводящий трубопровод;

трубопроводы резервуарного парка;

коллектор подпорных насосов;

коллектор магистральных агрегатов;

напорный трубопровод.

177. Вспомогательные технологические трубопроводы рекомендуется разделять по назначению на следующие участки:

трубопроводы откачки утечек;

трубопроводы дренажной системы;

трубопроводы сброса давления.

Виды технического диагностирования, применяемые на технологических трубопроводах

178. На надземных трубопроводах рекомендуется применять следующие виды технического диагностирования:

ВИК основного металла трубопроводов;

ВИК сварных швов трубопроводов в объеме 100%;

УЗК кольцевых сварных швов в объеме 100%;

УТ стенки трубопроводов;

капиллярный контроль;

магнитопорошковый контроль;

измерения ПВП трубопровода и его конструктивных элементов;

ММК;

вибродиагностический контроль.

179. На подземных трубопроводах рекомендуется применять следующие виды технического диагностирования:

электрометрическое диагностирование (электрометрия) всех технологических основных и вспомогательных трубопроводов с целью оценки состояния изоляционного покрытия, наличия коррозионных дефектов стенки трубы и определения скорости коррозии, оценки состояния средств ЭХЗ, наличия контакта с защитными кожухами;

измерения планового положения и глубины залегания трубопровода и его конструктивных элементов, проводимые с целью выявления отклонения глубины залегания трубопровода от проектных значений, измерение горизонтальных смещений трубопровода в процессе эксплуатации в соответствии с п.117-120 данного руководства;

наружное диагностирование методами НК соединительных, конструктивных деталей, приварных элементов и ремонтных конструкций в соответствии с пп.147-149 данного руководства.

180. Для идентификации дефектов, обнаруженных электрометрией, рекомендуется проводить ДДК в соответствии с приложением N 6 к настоящему Руководству по безопасности.

СРОКИ ПРОВЕДЕНИЯ ПЕРВИЧНОГО И ПЕРИОДИЧЕСКОГО ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ

181. Рекомендуемые сроки проведения первичного технического диагностирования для вновь построенных основных и вспомогательных технологических трубопроводов - не позднее 3 лет от даты ввода в эксплуатацию.

182. Рекомендуемые сроки проведения очередного технического диагностирования основных и вспомогательных технологических трубопроводов - не позднее чем за 1 год до расчетной даты, определенной в соответствии с п.67-71, но не реже:

одного раза в 8 лет - для наружного диагностирования;

сроков, указанных в п.71, - для электрометрии.

183. Периодичность работ по контролю качества емкостей сбора утечек и дренажа систем сглаживания волн давления рекомендуется принимать по НД эксплуатирующей организации.

184. Определение прогнозируемого срока безопасной эксплуатации основных и вспомогательных технологических трубопроводов рекомендуется проводить на основе анализа данных по нагруженности внутренним давлением и расчета цикличности по критерию роста трещин в условиях прогнозируемой цикличности нагружения.

Рекомендуемый состав работ по подготовке и выполнению технического диагностирования технологических трубопроводов

185. Эксплуатирующей организацией при подготовке к проведению технического диагностирования помимо информации, указанной в приложении N 7 к настоящему Руководству по безопасности, рекомендуется передать исполнителю диагностирования следующую дополнительную информацию:

схемы технологических основных и вспомогательных трубопроводов;

перечень трубопроводов или их участков, подлежащих техническому диагностированию, с указанием их границ;

перечень мест с застойными и тупиковыми зонами и данные о скорости потока нефти (нефтепродуктов) в застойных зонах для установления мест скопления воды;

данные о техническом освидетельствовании трубопроводной арматуры на диагностируемом участке трубопровода.

186. Применение каждого из видов диагностирования и методов НК рекомендуется определять при разработке ТЗ на проведение наружного диагностирования (комплексного или отдельного по каждому из видов наружного диагностирования).

Выполнение технического диагностирования

187. При выполнении работ по техническому диагностированию рекомендуется:

провести анализ технической документации на трубопровод;

выполнить работы по обследованию коррозионного состояния и состояния противокоррозионной защиты;

определить плановое положение и глубину залегания трубопровода и его конструктивных элементов;

определить места шурфовки с учетом расположения тупиковых и застойных зон, возможного нарушения изоляционного покрытия, участков нахождения соединительных деталей, на которые отсутствует документация;

провести 100% ВИК надземных трубопроводов и мест шурфовки подземных трубопроводов;

выполнить 100% УЗК кольцевых сварных швов надземных трубопроводов.

188. В ходе проведения технического диагностирования рекомендуется выявлять:

дефекты (потери металла) от воздействия внешней коррозии в местах с недостаточной защитой от коррозии, которыми являются участки трубопроводов с нарушенной изоляцией и участки, на которых величины защитных потенциалов, измеренных на КИП ЭХЗ, не соответствуют нормативным значениям;

дефекты (потери металла) от воздействия внутренней коррозии в тупиковых и застойных зонах трубопроводов;

отклонения глубины залегания трубопровода от проектных значений, измерение горизонтальных смещений трубопровода в процессе эксплуатации;

участки с толщинами стенок трубопроводов, не соответствующими проектной документации;

трубопроводы, на которых имеются ненормативные соединительные детали и приварные элементы (вантузы, патрубки);

трубопроводы, на которых имеются временные ремонтные конструкции;

координаты мест разрушения трубопроводов с выходом нефти (нефтепродуктов). Координаты мест разрушения трубопроводов привязываются к границам подземных участков трубопроводов, предназначенных для шурфовки и проведения визуального и измерительного контроля.

Рекомендации по проведению электрометрии подземных технологических трубопроводов

189. Технические требования к проведению и оформлению результатов электрометрии подземных основных и вспомогательных технологических трубопроводов предлагается устанавливать в ТЗ на проведение технического диагностирования.

190. Требования к отчету по результатам электрометрии рекомендуется устанавливать в договоре на техническое диагностирование.

Рекомендации по проведению визуального и измерительного контроля технологических трубопроводов

191. ВИК рекомендуется проводить на надземных и отшурфованных участках подземных трубопроводов с целью выявления недопустимых видимых дефектов (трещин, задиров, забоин, царапин, рисок, вмятин, прогибов, выпучин, нарушений изоляции, коррозионных дефектов, изменения исходной формы) в соответствии с договором на техническое диагностирование.

192. Результаты ВИК предлагается фиксировать в журнале НК и оформлять в виде заключений. К заключению рекомендуется прикладывать схему проконтролированного объекта с указанием на ней расположения выявленных дефектов.

Рекомендации по проведению ультразвукового контроля и ультразвуковой толщинометрии технологических трубопроводов

193. УЗК рекомендуется применять в объемах проведения ДДК по результатам ВИК, а также при диагностировании сварных швов трубопроводов наземной прокладки в соответствии с методикой, приведенной в приложении N 6 к настоящему Руководству по безопасности.

194. С помощью УЗК выявляются непротяженные и протяженные дефекты типа нарушения сплошности, измеряется толщина стенок труб.

195. Критерии оценки допустимости дефектов по результатам УЗК рекомендуется оценивать согласно договору на техническое диагностирование.

196. Результаты УЗК рекомендуется оформлять в виде заключения. К заключению прикладывается схема проконтролированного соединения с указанием на ней расположения выявленных дефектов.

197. Во всех шурфах рекомендуется проводить измерение толщины стенок в четырех точках одного сечения через 90°, начиная с нижней образующей, ультразвуковыми толщиномерами по "ГОСТ Р 55614-2013. Национальный стандарт Российской Федерации. Контроль неразрушающий. Толщиномеры ультразвуковые. Общие технические требования", утвержденному приказом Росстандарта от 6 сентября 2013 г. N 1031.

198. При обнаружении коррозионных повреждений и других дефектов, выявленных по результатам ВИК, рекомендуется проводить дополнительные измерения толщины стенки на расстоянии от 40 до 50 мм от дефектов. В околошовной зоне рекомендуется выполнять не менее трех измерений равномерно по кольцевому шву и не менее трех измерений на 1 м продольного шва с каждой стороны шва.

199. В шурфах, расположенных в тупиковых и застойных зонах, в которых происходит накопление воды и возможна внутренняя коррозия стенок трубы, измерение толщины стенок рекомендуется проводить по окружности в четырех точках одной плоскости (через 90°) по верхней, нижней и боковым образующим. Кроме того, измерение рекомендуется проводить не менее чем в двух местах на расстоянии от 0,5 до 1,0 м по горизонтали по обе стороны от точки измерения толщины стенки на нижней образующей.

200. На наружных трубопроводах измерение толщины стенок рекомендуется осуществлять во всех дефектных местах и по длине трубопровода не менее чем через каждые 20 м.

201. Измерение толщины стенок на наружных трубопроводах рекомендуется производить в четырех точках одного сечения через 90°, начиная с нижней образующей трубы.

202. Результаты ультразвуковой толщинометрии предлагается оформлять в виде заключения с приложением дефектной ведомости и схем контроля.

Рекомендации по проведению магнитометрического метода контроля

203. Капиллярный, магнитопорошковый и другие виды контроля рекомендуется выполнять в соответствии с методикой, приведенной в приложении N 6 к настоящему Руководству по безопасности.

204. Техническое диагностирование трубопроводов ММК рекомендуется проводить в зонах сварки трубопроводов с патрубками оборудования, арматуры, а также в зонах контакта с фундаментами, опорами на длине не менее одного DN по обе стороны от точек контакта или сварного шва.

В местах, где градиент рассеяния магнитного поля достигает значений 8,5·10Руководство по безопасности А/мРуководство по безопасности и более, рекомендуется проводить ДДК для обнаружения возможных дефектов.

Рекомендации по проведению вибродиагностического контроля

205. Технологические трубопроводы, соединенные с патрубками насосов, рекомендуется подвергать виброобследованию.

206. Рекомендуемое максимальное виброперемещение трубопровода при частоте вибрации не более 40 Гц не выше 0,2 мм.

Гидравлические испытания технологических трубопроводов

207. Гидравлические испытания основных и вспомогательных технологических трубопроводов рекомендуется проводить в случае ввода НПС в эксплуатацию после перерыва в работе более 3 лет и выполнять после проведения технического диагностирования.

208. Гидравлические испытания технологических трубопроводов, находящихся в эксплуатации, рекомендуется проводить не реже 1 раза в 20 лет в соответствии с Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности "Правила проведения экспертизы промышленной безопасности", утвержденными приказом Ростехнадзора от 14 ноября 2013 г. N 538, зарегистрированным Минюстом России 26 декабря 2013 г., регистрационный N 30855.

209. Если в процессе эксплуатации трубопроводов НПС произошла авария с выходом нефти (нефтепродуктов), то рекомендуется проводить внеочередное полное техническое диагностирование трубопроводов с применением методов НК. Если на этой же НПС произошла вторая авария с выходом нефти (нефтепродуктов), кроме технического диагностирования трубопроводов рекомендуется проводить гидравлические испытания той системы трубопроводов, на которой происходили аварии. Внеочередное полное техническое диагностирование рекомендуется выполнять в течение 6 месяцев от даты аварии.

210. Гидравлические испытания трубопроводов рекомендуется проводить водой и выполнять по отдельному ППР, разработанному эксплуатирующей или привлеченной организацией.

Оформление результатов технического диагностирования технологических трубопроводов

211. Результаты технического диагностирования основных и вспомогательных технологических трубопроводов, оформленные в соответствии с договором, являются основанием для оформления заключения о техническом состоянии основных и вспомогательных технологических трубопроводов, которое определяет возможности и сроки дальнейшей безопасной эксплуатации.

VII. МЕРОПРИЯТИЯ ПО БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ИСПЫТАНИЯХ, ОЧИСТКЕ И ДИАГНОСТИРОВАНИИ ТРУБОПРОДОВ

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

212. Меры безопасности рекомендуется указывать в инструкции по испытаниям. В инструкции устанавливается порядок допуска персонала и оборудования к испытаниям, действия персонала во время испытаний, очистки и технического диагностирования в нормальных условиях и при возникновении аварийной ситуации, порядок окончания испытаний, очистки и диагностирования, снятия охранной зоны в соответствии с требованиями НД.

213. При проведении испытаний технологических трубопроводов соблюдаются меры безопасности, соответствующие требованиям для испытаний трубопроводов линейной части.

214. Перед проведением испытаний исполнителю рекомендуется своим распоряжением назначить работников, ответственных за:

обеспечение безопасности обслуживающего персонала, населения и сохранности техники и сооружений вдоль трассы трубопровода (в пределах охранной зоны);

перемещение техники в охранной зоне трубопровода;

обозначение опасных зон и установку предупреждающих знаков;

организацию бытовых условий для работников.

215. Работы по проведению испытаний являются работами повышенной опасности и выполняются по наряду-допуску.

216. Все работники, привлекаемые к проведению испытаний, очистки и диагностирования, проходят целевой инструктаж по охране труда, знакомятся с приказом по проведению испытаний, целями, задачами и особенностями испытаний участков трубопровода, а также с порядком действий и своими обязанностями при возникновении аварийных ситуаций. Весь персонал ознакамливается под роспись с инструкцией на проведение испытаний.

217. В процессе испытаний участка трубопровода людям, механизмам и оборудованию рекомендуется находиться за пределами опасной зоны, движение на пересекающих участок некатегорийных дорогах рекомендуется прекратить. На период испытаний рекомендуется перекрыть движение транспортных средств по вдольтрассовому проезду. В местах возможного выезда транспортных средств в зону проведения испытаний рекомендуется установить предупреждающие знаки, приведенные в приложении N 9 к настоящему Руководству по безопасности, поперек дороги рекомендуется установить сигнальную ленту.

218. Перед проведением испытаний, очистки и технического диагностирования все открытые участки трубопровода рекомендуется огородить сигнальной лентой, в том числе начальный и конечный участки трубопровода (КПП СОД, вантузы, задвижки, колодцы отбора давления). На огороженных участках устанавливаются таблички с указанием строительного пикета и километра по трассе трубопровода, предупреждающие знаки, приведенные в приложении N 9 к настоящему Руководству по безопасности.

219. Установка предупреждающих знаков оформляется совместным актом представителей организации, проводящей испытания, организации, осуществляющей строительный контроль, и эксплуатирующей организации. Форма акта на обозначение оборудования и открытых участков трубопровода перед проведением испытаний приведена в приложении N 10 к настоящему Руководству по безопасности.

220. К акту прилагается ситуационный план участка испытания трубопровода, где предлагается указать места установки сигнальной ленты и предупреждающих знаков.

221. Лицу, ответственному за обозначение опасных зон и установку предупреждающих знаков, рекомендуется ежедневно проводить проверку обозначения опасных участков с отметкой в акте.

222. При проведении испытаний в темное время суток рекомендуется освещать рабочие площадки, посты наблюдателей, приборы.

223. На время испытаний трубопроводов рекомендуется выставлять посты оцепления опасных участков МТ, в том числе на местах пересечений с автомобильными и железными дорогами, для обхода трассы и наблюдения за опасными участками на пересечениях с реками, каналами, действующими коммуникациями.

224. Наблюдающим на постах рекомендуется находиться в пределах видимости, но не более чем через 200 м друг от друга. Снятие оцепления рекомендуется проводить по указанию руководителя испытаний.

225. Перед началом испытания проверяется действие связи и расстановка ремонтно-восстановительных бригад, обходчиков, постов оцепления согласно плану испытаний, обозначению открытых участков. После проверки руководитель испытаний отдаёт распоряжение на подачу воды для испытания.

Промышленная безопасность при производстве работ по техническому диагностированию трубопроводов

226. Обеспечение промышленной безопасности достигается:

выполнением работ на основании лицензий, выданных органами, уполномоченными в области промышленной безопасности;

применением на опасных производственных объектах только сертифицированных технических устройств, приборов и оборудования, имеющих паспорт завода-изготовителя и сертификат соответствия требованиям технического регламента Таможенного союза;

соблюдением нормативных правовых актов Российской Федерации, ведомственных нормативных документов и применяемых при диагностировании методик;

осуществлением в процессе технического диагностирования непрерывного контроля состояния безопасности трубопровода и своевременной выдачей прогноза по его изменению;

своевременным представлением владельцу трубопровода необходимых компенсационных мероприятий по повышению уровня промышленной безопасности трубопровода.

227. Организация и порядок безопасного ведения газоопасных, огневых и ремонтных работ (включая земляные работы) на опасных производственных объектах МТ, с целью предотвращения загазованности воздуха рабочей зоны горючими газами и газами токсического воздействия и образования взрывоопасных смесей газов, способных привести к взрывам, пожарам и вредным воздействиям на организм человека, осуществляются в соответствии с требованиями Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Правила безопасного ведения газоопасных, огневых и ремонтных работ", утвержденных приказом Ростехнадзора от 20 ноября 2017 г. N 485, зарегистрированным Минюстом России 11 декабря 2017 г., регистрационный N 49189.

Общие рекомендации по безопасности

228. К работе на МТ привлекаются руководители и специалисты, прошедшие аттестацию согласно требованиям промышленной безопасности и после проведения на рабочем месте вводного и первичного инструктажей персонала, участвующего в подготовке и проведении ремонтных работ, с записью в журнале регистрации инструктажей персонала на рабочем месте, с обеспечением наличия этого журнала (копии) инструктажей и инструкций по ОТ на месте производства работ.

229. Допуск персонала к работам в охранной зоне линии электропередачи, находящейся под напряжением, а также в пролете пересечения с действующей ВЛ проводят допускающий из числа персонала организации, эксплуатирующей линию электропередачи, и ответственный руководитель работ. При этом допускающий осуществляет допуск ответственного руководителя и исполнителя каждой бригады.

230. Выполнение работ в охранной зоне линии электропередачи, находящейся под напряжением, проводится с разрешения ответственного руководителя работ и под надзором наблюдающего из персонала организации, эксплуатирующей линию электропередачи.

231. Выполнение работ в охранной зоне отключенной линии электропередачи и на самой отключенной линии проводится с разрешения допускающей организации, эксплуатирующей линию электропередачи, после установки заземлений, выполняемой в соответствии с требованиями Правил по охране труда при эксплуатации электроустановок, утверждённых приказом Министерства труда и социальной защиты Российской Федерации от 24 июля 2013 г. N 328н.

232. Обучение и проверка знаний по вопросам промышленной безопасности рабочих основных профессий осуществляется в порядке, установленном федеральными органами, осуществляющими деятельность по надзору, и действующими нормативными документами эксплуатирующей организации.

233. Все работники организаций, в том числе их руководители, проходят обучение и проверку знаний в порядке, предусмотренном действующим законодательством в области промышленной безопасности и охраны труда.

234. Работников на опасных производственных объектах рекомендуется обеспечивать сертифицированными средствами индивидуальной защиты, а также индивидуальными газоанализаторами-сигнализаторами.

235. Не рекомендуется допускать персонал к объекту контроля без средств индивидуальной защиты: противогазов, респираторов, касок, рукавиц, предохранительных поясов, спецодежды и спецобуви. Персонал на время проведения работ обеспечивается спецодеждой.

236. Бригады, выполняющие работы по техническому диагностированию, рекомендуется оснастить средствами оказания первой помощи (не менее одной укомплектованной медицинской аптечки).

237. Бригада, выполняющая работы в шурфах, включает в себя не менее трех человек (один работающий в шурфе и два страхующих). Перед спуском и во время работ в шурфе проводится контроль воздушной среды. Контроль воздушной среды производится перед началом работ и в дальнейшем - каждый час в процессе работы. Лица, осуществляющие контроль, проходят обучение работе с переносными газоанализаторами, способам отбора проб воздуха с выдачей соответствующего удостоверения. Для проведения анализа воздушной среды используются газоанализаторы во взрывозащищенном исполнении, включенные в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений, имеющие сертификат соответствия требованиям "ТР ТС 012/2011. Технический регламент Таможенного союза. О безопасности оборудования для работы во взрывоопасных средах", утверждённого решением Комиссии Таможенного союза от 18 октября 2011 г. N 825, и прошедшие государственную поверку.

238. Газоопасные работы проводятся только после оформления наряда-допуска с указанием мер безопасности. Не рекомендуется одновременное нахождение в шурфе всех членов бригады и спуск в шурф без страховочного пояса и фала.

239. Шурфы ограждаются, снабжаются предупреждающими плакатами, надписями. Рекомендации к выполнению шурфов установлены в приложении N 11 к настоящему Руководству по безопасности.

240. Производство земляных работ по вскрытию трубопровода проводится с оформлением наряда-допуска на газоопасные работы.

241. Инструмент, необходимый для работы, укладывается не ближе 0,5 м от бровки шурфа. Не рекомендуется складировать материалы и инструмент на откос отвала земли со стороны шурфа.

242. Не рекомендуется производить разработку шурфа без откосов, при разработке шурфа глубиной до 1,5 м крутизна откосов обеспечивается не менее 1:0,25. При разработке шурфа глубиной 1,5 м и более крутизну откосов принимают согласно значениям, указанным в таблице 6 приложения N 3 к настоящему Руководству по безопасности.

243. Во время ремонтных работ в шурфе находятся только те лица, которые заняты выполнением конкретной работы в данное время. Если в процессе работы в стенках шурфа появятся трещины, грозящие обвалом, то работники покидают шурф и принимают меры против обрушения грунта (укрепление стенок, срезание грунта для увеличения откосов и др.).

244. Работы по техническому диагностированию рекомендуется прекращать при:

сигнале, извещающем об аварии;

внезапном появлении запаха сероводорода;

раздражении глаз или слизистой оболочки дыхательных путей;

появлении признаков отравления;

ухудшении собственного самочувствия или обнаружении признаков недомогания у других работников.

Рекомендации по безопасности в аварийных ситуациях

245. При возникновении аварии (аварийной утечки, аварийной ситуации) персоналу, участвующему в производстве работ по техническому диагностированию, рекомендуется:

прекратить работу при возникновении опасной ситуации;

покинуть место работы;

оказать первую медицинскую помощь пострадавшему;

сообщить в РДП РНУ.

Мероприятия по обеспечению безопасности производства работ по внутритрубному диагностированию

246. Для производства работ по техническому диагностированию эксплуатирующей организации и исполнителю диагностирования рекомендуется издать приказы по своим организациям, в соответствии с которыми назначаются:

лицо, ответственное за организацию безопасного производства работ, - руководитель (главный инженер) структурного подразделения ЛПДС;

лицо, ответственное за соблюдение работниками исполнителя диагностирования требований правил и норм промышленной, пожарной безопасности и охраны труда на территории эксплуатирующей организации, - руководитель (главный инженер) исполнителя диагностирования;

специалисты ЛПДС, ответственные за выполнение подготовительных работ;

специалисты исполнителя диагностирования, ответственные за проведение работ по техническому диагностированию.

247. Допуск к работам персонала исполнителя технического диагностирования осуществляется в соответствии с НД эксплуатирующей организации после прохождения инструктажа.

248. До начала выполнения работ по техническому диагностированию трубопроводов рекомендуется разработать мероприятия, которые обеспечивают безопасность персонала, предотвращение случайных возгораний, взрывов, повреждений или разрушений.

249. Ответственность за организацию проведения работ по техническому диагностированию возлагается на эксплуатирующую организацию. До начала работ составляется акт готовности трубопровода к проведению технического диагностирования, который подписывается представителем эксплуатирующей организации, представителем организации, выполнявшей работы по подготовке трубопровода к техническому диагностированию, и представителем исполнителя диагностирования.

250. Линейные эксплуатационные службы организаций, эксплуатирующих участки трубопровода, привлекаемые к проведению работ по техническому диагностированию, аттестуются в соответствии с НД эксплуатирующей организации с целью проверки их оснащенности техническими средствами и оборудованием, укомплектованности кадрами в соответствии с выполняемыми функциями по техническому обслуживанию и текущему ремонту линейной части МТ, охране труда и промышленной безопасности.

251. Персонал организации, эксплуатирующий участок трубопровода, привлекаемый к проведению диагностических работ, проходит целевой инструктаж по охране труда и пожарной безопасности, знакомится с целями, задачами и особенностями предстоящих диагностических работ на участке трубопровода, а также с порядком действий и обязанностями при возможном возникновении нештатных и аварийных ситуаций во время проведения работ. Инструктаж оформляется документально.

252. Организация, эксплуатирующая участок трубопровода, обеспечивает безопасное выполнение работ по:

погрузке и разгрузке ОУ, ВИП и вспомогательных материалов/оборудования в цехе и на узлах пуска/приема СОД;

транспортировке ОУ, ВИП и вспомогательных материалов/оборудования из цеха на камеру пуска СОД и доставку с камеры приема СОД обратно в цех;

пропуску ОУ и ВИП, включая запасовку, пуску, прохождению по участку трубопровода, сопровождению во время пропуска, приему в камеру и выемке из камеры;

Несет ответственность за:

соблюдение правил по охране труда при выполнении всех диагностических работ на трубопроводе;

поддержание установленных режимов перекачки;

все действия персонала своей организации по погрузке, разгрузке, и транспортировке ОУ, ВИП и вспомогательных материалов/оборудования из цеха на камеру пуска и доставку с камеры приема обратно в цех, по запасовке, пуску, сопровождению ОУ и ВИП по трассе трубопровода и работе с оборудованием, устанавливаемым в маркерных пунктах во время его пропуска;

действия персонала при приеме и извлечении прибора из камеры приема СОД.

253. Контроль за персоналом, задействованном в вышеперечисленных работах, рекомендуется осуществлять ответственным представителем организации, эксплуатирующей участок трубопровода, назначенным приказом по организации.

254. Все работы, связанные с запасовкой, пуском, приемом и извлечением ВИП, рекомендуется производить работниками организации, эксплуатирующей участок трубопровода, под наблюдением специалистов исполнителя диагностирования. Запасовка и извлечение ОУ и ВИП производится с оформлением наряда-допуска на газоопасные работы.

255. При проведении диагностических работ не рекомендуется проведение на данном участке трубопровода других работ, не связанных непосредственно с пропуском ОУ и ВИП.

256. При выполнении операций приема ВИП, получивших повреждения в процессе пропуска (нарушение целостности корпуса или токоведущих кабелей), рекомендуется принимать специальные меры безопасности, обеспечивающие взрывобезопасность работ, в виде продувки камеры приема СОД инертным газом, анализа газовоздушной среды камеры газоанализатором. Указанные меры рекомендуется принимать при отсутствии звуковых сигналов, подаваемых ВИП при его приходе в камеру в нормальном состоянии (без повреждений). При возникновении аварийных ситуаций при проведении операций запасовки и выемки ВИП рекомендуется действовать согласно плану мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий.

257. Операции по запасовке, приему и извлечению прибора проводятся с соблюдением требований безопасности при выполнении газоопасных работ. Персонал и техника, не задействованные в работах по запасовке или приему приборов, находятся вне зоны проведения работ.

258. При проведении операций запасовки и выемки ОУ и ВИП рекомендуется принять необходимые меры для предупреждения накапливания статического электричества на приборах и транспортно-запасовочных устройствах (выполнять заземление в соответствии с технологий проведения работ для каждого типа ВИП).

259. Персонал во время проведения работ на площадках КПП СОД рекомендуется обеспечивать специальной одеждой и средствами индивидуальной защиты.

260. При проведении операций по подъему ВИП соблюдаются требования инструкций по безопасному ведению грузоподъемных работ.

261. Перед запасовкой ОУ и ВИП, имеющих металлические щетки, для предотвращения при запасовке искрообразования от трения щеток по поверхности камеры пуска начальную часть внутренней поверхности расширенной части камеры длиной не менее 200 мм рекомендуется смазать слоем смазки.

262. При проведении работ с магнитными ОУ и инспекционными приборами, которые создают сильное магнитное поле, рекомендуется соблюдать меры осторожности и не подходить к магнитам приборов ближе 4 м лицам, использующим кардиостимуляторы или аналогичные приборы.

263. В процессе пропуска ВИП не рекомендуется:

проведение на диагностируемом участке иных видов работ;

изменение режимов перекачки по причинам, не связанным с пропуском ВИП;

присутствие у КПП СОД посторонних лиц, непосредственно не участвующих в проведении работ.

Рекомендации по безопасности при проведении работ по электрометрии

264. При работе на действующих электроустановках персоналу, проводящему работы, рекомендуется руководствоваться требованиями Правил устройства электроустановок (ПУЭ), утверждённых приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 8 июля 2002 г. N 204, Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей (ПТЭЭП), утверждённых приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 13 января 2002 г. N 6*, и Правил по охране труда при эксплуатации электроустановок (ПОТЭЭ), утверждённых приказом Министерства труда и социальной защиты Российской Федерации от 24 июля 2013 г. N 328н, "ГОСТ 12.2.007.0-75. Система стандартов безопасности труда. Изделия электротехнические. Общие требования безопасности", утверждённого постановлением Госстандарта СССР от 10 сентября 1975 г. N 2368.
________________

* Вероятно, ошибка оригинала. Следует читать: приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 13 января 2003 г. N 6. - Примечание изготовителя базы данных.

265. При работе во взрыво- и пожароопасных зонах персоналу рекомендуется руководствоваться установленными нормами по предельно допустимой концентрации газов в соответствии с требованиями Федерального закона от 22 июля 2008 г. N 123-ФЗ "Технический регламент о требованиях пожарной безопасности" и "СНиП 21-01-97. Пожарная безопасность зданий и сооружений", утвержденными постановлением Минстроя России от 13 февраля 1997 г. N 18-7.

Рекомендации по безопасности при проведении ультразвукового контроля

266. Допустимые уровни ультразвука на рабочих местах и общие требования к ультразвуковым характеристикам оборудования, методы контроля и защиты от воздействия ультразвука рекомендуется устанавливать в соответствии с требованиями "ГОСТ 12.1.001-89. Система стандартов безопасности труда. Ультразвук. Общие требования безопасности", утвержденного постановлением Госстандарта СССР от 29 декабря 1989 г. N 4213.

Рекомендации по охране окружающей среды при производстве работ по техническому диагностированию трубопроводов

267. Работы по техническому диагностированию трубопроводов проводятся в соответствии с Федеральным законом от 10 января 2002 г. N 7-ФЗ "Об охране окружающей среды" и другими требованиями природоохранного законодательства Российской Федерации, экологических, санитарно-эпидемиологических, гигиенических норм и правил, а также требованиями, установленными инструктивно-методическими, нормативными и техническими документами (правилами) Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации и его региональных департаментов.

268. Для выполнения подрядных работ на объектах МТ привлекаются организации, имеющие соответствующие лицензии на выполняемые ими виды работ и соблюдающие требования по охране окружающей среды.

269. При проведении работ обеспечивается обращение отходов в соответствии с требованиями Федерального закона от 24 июня 1998 г. N 89-ФЗ "Об отходах производства и потребления" и "СанПиН 2.1.7.1322-03.2.1.7*. Почва. Очистка населенных мест, отходы производства и потребления, санитарная охрана почвы. Гигиенические требования к размещению и обезвреживанию отходов производства и потребления. Санитарно-эпидемиологические правила и нормативы", утверждённых постановлением Главного государственного санитарного врача Российской Федерации от 30 апреля 2003 г. N 80, зарегистрированным Минюстом России 12 мая 2003 г., регистрационный N 4526.
________________

* Вероятно, ошибка оригинала. Следует читать: СанПиН 2.1.7.1322-03. - Примечание изготовителя базы данных.


270. При проведении работ гидравлическим испытаниям трубопроводов рекомендуется:

давление внутри трубопроводов создавать водой или жидкостями, согласно ППР;

в качестве источников воды для гидравлических испытаний использовать естественные или искусственные водоемы (реки, озера, водохранилища, каналы и т.п.), пересекаемые строящимся трубопроводом или расположенные вблизи него, в соответствии с оформленным договором и проектной документацией, и источники водоснабжения станций;

для проведения испытания использовать источник воды с уровнем (несмотря на наличие фильтра) и объемом, обеспечивающими подачу чистой воды в трубопровод (без механических примесей) в достаточном объёме.

271. Нежелательными последствиями воздействия процесса испытания трубопровода на окружающую среду могут быть:

загрязнение поверхностных или грунтовых вод;

изменение условий местного стока в результате забора воды из малых рек и сброса воды после испытания трубопровода.

272. Проведение заказчиком гидравлических испытаний осуществляется с соблюдением требований Водного кодекса Российской Федерации (введен в действие Федеральным законом от 3 июня 2006 г. N 74-ФЗ) и постановления Правительства Российской Федерации от 30 декабря 2006 г. N 844 "О порядке подготовки и принятия решения о предоставлении водного объекта в пользование".

273. Исполнителем работ по гидравлическим испытаниям оформляется договор на водопользование с целью забора (изъятия) воды из поверхностных водных объектов для проведения гидравлических испытаний, решение о предоставлении водных объектов в пользование для сброса использованной воды, выданные специально уполномоченными органами по охране окружающей среды (в случае сброса воды в водный объект), и разрешение на сброс загрязняющих веществ.

274. Перед началом проведения работ по гидравлическим испытаниям приказом исполнителя рекомендуется назначить лицо, ответственное за выполнение требований охраны окружающей среды, экологической безопасности и по рациональному природопользованию.

275. В разрешительной документации в области природопользования при проведении гидравлических испытаний МТ предусматривается:

на реках глубиной до 2 м устройство приямков для забора воды, которые после окончания испытаний засыпаются;

оголовок водозаборного сооружения, оборудованный рыбозащитным устройством, тип и конструкцию которого согласовывают с органами рыбоохраны;

меры по исключению сброса загрязненной воды непосредственно в реки, водоемы и на рельеф местности;

восстановление (рекультивация) в соответствии с проектными решениями, после окончания работ по испытаниям трубопровода, всех временно занимавшихся земель под устройство водозаборов, размещение механизмов, сооружение резервуаров-отстойников.

Нарушения ландшафта с образованием эрозионных форм, размывов, образовавшихся в процессе испытаний (например, слива воды мощной струей), подлежат восстановлению.

276. Если отсутствует возможность использования стационарных водоочистных сооружений для приема опрессовочной воды из трубопровода, после окончания испытаний для приема опрессовочной воды рекомендуется использовать имеющиеся земляные амбары, котлованы, построенные при сооружении трубопроводов и обновленные перед испытанием, или дополнительно сооруженные емкости.

Амбары, котлованы, в которые производится сброс опрессовочной воды, оборудуются противофильтрационными покрытиями (вкладышами).

277. В земляных амбарах рекомендуется проводить отстой опрессовочной воды с целью отделения нефти (нефтепродуктов). Отстоявшуюся нефть (нефтепродукт) с поверхности воды в земляных амбарах собирают в передвижные емкости и доставляют на НПС, где осуществляется окончательное отделение нефти (нефтепродуктов) от воды на очистных сооружениях НПС.

278. При испытаниях трубопроводов в зимнее время водой с добавлением антифризов (метанола, этиленгликоля, диэтиленгликоля, хлористого кальция и др.), способных нанести ущерб окружающей среде, предусматриваются методы для сбора, утилизации или ликвидации этих вредных веществ и предотвращения их попадания в водоемы.

279. Максимальную ПДК антифризов в водах, сбрасываемых в водные объекты различного назначения после проведения гидроиспытаний, рекомендуется устанавливать не выше значений, указанных в таблице 7 приложения N 3 к настоящему Руководству по безопасности.

280. При сбросе очищенных опрессовочных вод в водоемы рекомендуется оформлять норматив допустимого сброса загрязняющих веществ в сточных водах, сбрасываемых в водные объекты по ПДК.

Рекомендации по пожарной безопасности и взрывобезопасности

281. При проведении работ по техническому диагностированию соблюдаются требования пожарной безопасности в соответствии с Федеральным законом от 22 июля 2008 г. N 123-ФЗ "Технический регламент о требованиях пожарной безопасности".

282. Работы по техническому диагностированию трубопроводов проводятся с соблюдением требований по обеспечению взрывобезопасности в соответствии с "ТР ТС 012/2011. Технический регламент Таможенного союза. О безопасности оборудования для работы во взрывоопасных средах", утверждённым решением Комиссией Таможенного союза от 18 октября 2011 г. N 825, Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности "Правила безопасности для опасных производственных объектов магистральных трубопроводов", утверждёнными приказом Ростехнадзора от 6 ноября 2013 г. N 520, зарегистрированным Минюстом России 16 декабря 2013 г., регистрационный N 30605, и "ГОСТ 12.1.010-76. Межгосударственный стандарт. Система стандартов безопасности труда. Взрывобезопасность. Общие требования", утверждённым постановлением Госстандарта СССР от 28 июля 1976 г. N 1581.

Приложение N 1. ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ И ИХ РАСШИФРОВКА

Приложение N 1
к Руководству по безопасности "Техническое диагностирование трубопроводов линейной части и технологических трубопроводов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов"
от ___ _________ 2018 г. N ____

ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ И ИХ РАСШИФРОВКА

В настоящем руководстве применены следующие сокращения и их расшифровки:

ВЛ - воздушная линия электропередачи;

ВИК - визуальный и измерительный контроль;

ВИП - внутритрубный инспекционный прибор;

ВПМТ - воздушный переход магистрального трубопровода;

ВТД - внутритрубное диагностирование;

ДДК - дополнительный дефектоскопический контроль;

КИП ЭХЗ - контрольно-измерительный пункт электрохимической защиты;

КПП СОД - камера пуска/приема средств очистки и диагностирования;

ЛПДС - линейная производственно-диспетчерская станция;

МК - магнитопорошковый контроль;

ММПМ - метод магнитной памяти металла;

ММГ - многолетнемерзлый грунт;

ММК - магнитометрический контроль;

МТ - магистральный трубопровод;

НК - неразрушающий контроль;

НД - нормативный документ;

ННБ - наклонно-направленное бурение;

НПС - нефтеперекачивающая (нефтепродуктоперекачивающая) станция;

ОУ - очистное устройство;

ОТ - охрана труда;

ОТС - оценка технического состояния;

ПВП - планово-высотное положение;

ПВК - контроль проникающими веществами;

ПДК - предельно допустимая концентрация;

ПДС - передатчик для скребка;

ПК - пикет;

ПКМ - полимерный композиционный материал;

ПМТ - переход магистрального трубопровода;

ПНУ - передвижная насосная установка;

ППМТ - подводный переход магистрального трубопровода;

ППР - проект производства работ;

ППРР - профиль предельного размыва русла;

РДП - районный диспетчерский пункт;

РНУ - районное нефтепроводное управление;

СОД - средство очистки и диагностирования;

СОП - стандартный образец предприятия;

ТЗУ - транспортно-запасовочное устройство;

ТПиР и КР - техническое перевооружение, реконструкция и капитальный ремонт;

ТУ - технические условия;

УДЗ - установка дренажной защиты;

УЗД - ультразвуковое диагностирование;

УЗК - ультразвуковой контроль;

УКЗ - установка катодной защиты;

УКО - устройство контроля очистки;

УПЗ - установка протекторной защиты;

УТ - ультразвуковая толщинометрия;

ЭХЗ - электрохимическая защита;

CD - метод ультразвуковой диагностики, предназначенный для обнаружения и измерения трещин в стенке трубы и в продольных сварных швах;

MFL - метод магнитной диагностики, основанный на принципе регистрации утечки магнитного потока;

WM - метод ультразвуковой диагностики, предназначенный для измерения толщины стенки;

DN - номинальный диаметр.

Приложение N 2. ТЕРМИНЫ И ИХ ОПРЕДЕЛЕНИЯ

Приложение N 2
к Руководству по безопасности "Техническое диагностирование трубопроводов линейной части и технологических трубопроводов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов"
от ___ _________ 2018 г. N ____

ТЕРМИНЫ И ИХ ОПРЕДЕЛЕНИЯ

В настоящем руководстве применены следующие термины с соответствующими определениями:

1. Анодное заземление - устройство, обеспечивающее стекание защитного тока в землю.

2. Асфальтосмолопарафиновые вещества - сложная углеводородная смесь, состоящая из парафинов (от 20% до 70% от массовой доли), асфальтосмолистых веществ (от 20% до 40% от массовой доли), силикагелевой смолы, масел, воды и механических примесей.

3. Аттестация технологии технического диагностирования - проверка соответствия порядка и технического уровня выполнения комплекса технологических операций требованиям нормативной и технической документации и оценка возможности выявления дефектов согласно принятым критериям.

4. Бобышка - патрубок с внутренней резьбой, приваренный к трубопроводу, заглушенный резьбовой пробкой, или с краном, предназначенный для обеспечения возможности отвода из трубопровода, находящейся в нём среды.

5. Визуальный и измерительный контроль - метод неразрушающего контроля, при котором первичная информация воспринимается органами зрения непосредственно или с использованием оптических приборов, не являющихся контрольно-измерительными, а измерения осуществляются средствами измерений геометрических величин.

6. Внутритрубное диагностирование трубопровода - вид технического диагностирования, состоящий из комплекса работ, обеспечивающих получение информации о дефектах, сварных швах, особенностях трубопровода и их местоположении с использованием внутритрубных инспекционных приборов, в которых реализованы различные методы неразрушающего контроля.

7. Внутритрубный инспекционный прибор - устройство, перемещаемое внутри трубопровода, снабженное средствами контроля и регистрации данных о дефектах и особенностях стенки трубопровода, сварных швов и их местоположении.

8. Воздушный переход магистрального трубопровода - участок надземного трубопровода, проложенного через искусственные или естественные преграды.

9. Вспомогательный технологический трубопровод - технологический трубопровод, не участвующий в технологических режимах работы магистрального трубопровода.

10. Дефект участка трубопровода - потенциально опасное отклонение геометрического или конструктивного параметра, толщины стенки или показателя качества металла трубы, соединительной детали или сварного шва от требований, установленных в действующих документах по стандартизации и/или технических документах.

11. Дефект геометрии трубопровода - дефект, вызывающий изменение проходного сечения трубы вследствие изменения ее формы в поперечном сечении.

12. Дефектоскопия - комплекс методов и средств неразрушающего контроля материалов и изделий с целью обнаружения дефектов.

13. Дефектный участок трубопровода - участок или часть участка трубопровода, содержащий один и более дефектов.

14. Дополнительный дефектоскопический контроль - комплекс работ, проводимых с целью уточнения параметров дефектов участка после выполнения внутритрубного диагностирования или электрометрического диагностирования.

15. Интерпретация результатов - расшифровка информации, полученной в электронном виде по результатам пропуска по трубопроводу внутритрубного инспекционного прибора, регистрация дефектов, особенностей, соединительных деталей и сварных швов трубопровода с указанием их параметров и местоположения на трубопроводе.

16. Исполнитель диагностирования - подрядная организация, прошедшая экспертизу организационно-технической готовности к проведению диагностических работ и принявшая на себя, согласно договору, обязательства по проведению работ по техническому диагностированию на объекте.

17. Калибровочное устройство - устройство, перемещаемое внутри трубопровода потоком перекачиваемого продукта, являющееся габаритно-весовым аналогом профилемера и оснащенное механическим измерительным блоком.

18. Камера приема средств очистки и диагностирования - техническое устройство, обеспечивающее прием внутритрубных очистных, диагностических, разделительных и герметизирующих устройств в потоке перекачиваемого продукта из магистрального трубопровода.

19. Камера пуска средств очистки и диагностирования - техническое устройство, обеспечивающее пуск внутритрубных очистных, диагностических и разделительных устройств в потоке перекачиваемого продукта в магистральный трубопровод.

20. Капиллярный контроль - метод неразрушающего контроля, использующий возможности проникновения специальных жидкостей в несплошности на поверхности объекта контроля с целью их обнаружения.

21. Конструктивная деталь - опорно-центрирующие кольца, защитные кожухи, пригрузы, коверы, колодцы, опоры, подвески, крепления контрольно-измерительной аппаратуры.

22. Линейная часть магистрального трубопровода - группа объектов магистрального трубопровода, включающих в себя трубопроводы, переходы магистрального трубопровода через естественные и искусственные препятствия, трубопроводную арматуру, установки электрохимической защиты от коррозии, вдольтрассовые линии электропередачи, сооружения технологической связи, иные устройства и сооружения, обеспечивающие его безопасную и надежную эксплуатацию, и предназначенная для перекачки нефти (нефтепродуктов) между площадочными объектами магистрального трубопровода.

23. Магистральный трубопровод - единый производственно-технологический комплекс, предназначенный для транспортировки подготовленной нефти (нефтепродукта) от пунктов приема до пунктов сдачи потребителям или перевалки их на автомобильный, железнодорожный или водный виды транспорта, состоящий из конструктивно и технологически взаимосвязанных объектов, включая сооружения и здания, используемые для целей обслуживания и управления объектами магистрального трубопровода.

24. Магнитопорошковый контроль - метод неразрушающего контроля, использующий для выявления дефектов металлических изделий притяжение частиц магнитного порошка силами неоднородных магнитных полей, возникающих на поверхности изделия при наличии в нем поверхностных и подповерхностных дефектов.

25. Маркерный пункт - точка на поверхности земли над осью трубопровода, с геодезическими координатами, заранее определенными в действующей системе координат, выбранная для установки наземной маркерной системы, предназначенной для точной привязки к местности данных внутритрубного диагностирования во время пропуска внутритрубного инспекционного прибора.

26. Наружное диагностирование трубопровода - техническое диагностирование, проводимое с наружной поверхности трубопровода без введения оборудования в полость трубопровода.

27. Неразрушающий контроль - контроль соответствия параметров технических устройств, материалов, изделий, деталей, узлов, сварных соединений требованиям нормативных документов, при котором не нарушается пригодность объекта контроля к применению и эксплуатации.

28. Трубопроводы, находящиеся в консервации - магистральные и технологические трубопроводы, временно выведенные в соответствии с проектной документацией из эксплуатации, сохраняющиеся в исправном техническом состоянии в течение заданного срока консервации, после истечения которого могут быть расконсервированы и введены в эксплуатацию.

29. Остаточный ресурс участка трубопровода - суммарная наработка участка нефтепровода от момента оценки его технического состояния до перехода в предельное состояние.

30. Очистное устройство (трубопровода) - внутритрубное устройство, предназначенное для проведения очистки внутренней полости и стенок трубопровода от парафина и асфальтосмолопарафиновых отложений, посторонних предметов, механических примесей.

31. Подводный переход магистрального трубопровода - участок магистрального трубопровода, проложенный с заглублением в дно пересекаемой водной преграды шириной по зеркалу воды в межень 10 м и более и глубиной 1,5 м и более, или шириной по зеркалу воды в межень 25 м и более независимо от глубины.

32. Переход магистрального трубопровода через малый водоток (водоем) - участок магистрального трубопровода, проложенный через малый водоток (водоем) шириной по зеркалу воды в межень менее 25 м и глубиной менее 1,5 м или шириной по зеркалу воды в межень менее 10 м независимо от глубины, за исключением временных водотоков и водоемов.

33. Поляризационный потенциал - истинный электрохимический потенциал трубопровода (или другого защищаемого от коррозии объекта) относительно окружающей среды.

34. Предельное состояние участка трубопровода - состояние участка трубопровода, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима.

35. Профилемер - внутритрубный инспекционный прибор, предназначенный для измерения внутреннего проходного сечения трубопровода, выявления отводов трубопровода и определения их местоположения.

36. Секущие задвижки - задвижки, предназначенные для перекрытия потока перекачиваемой нефти при выполнении алгоритмов противоаварийных защит или при выходе нефти на линейной части магистрального нефтепровода.

37. Система электрохимической защиты - комплекс технических средств, установленный на всем протяжении магистральных трубопроводов и предназначенный для их защиты от повреждений, вызванных коррозией.

38. Техническое диагностированиеРуководство по безопасности - определение технического состояния объекта.

________________

Руководство по безопасности Примечание:

1. Задачами технического диагностирования являются:

контроль технического состояния;

поиск места и определение причин отказа (неисправности);

прогнозирование технического состояния.

2. Термин «техническое диагностирование» применяют в наименованиях и определениях понятий, когда решаемые задачи технического диагностирования равнозначны или основной задачей является поиск места и определение причин отказа (неисправности).

3. Термин «контроль технического состояния» применяется, когда основной задачей технического диагностирования является определение вида технического состояния.

39. Техническое задание на проведение работ по техническому диагностированию трубопровода - документ, содержащий цель, порядок, объем технического диагностирования, а также исходные данные, необходимые для проведения диагностирования определенных в техническом задании объектов и выпуска технического отчета.

40. Техническое освидетельствование - комплекс работ, включающий техническое диагностирование, определение возможности продления срока безопасной эксплуатации, назначение срока безопасной эксплуатации и оформление итогового заключения о продлении срока безопасной эксплуатации.

41. Технологический трубопроводРуководство по безопасности - трубопровод, входящий в состав площадочного объекта магистрального трубопровода.

________________

Руководство по безопасности Примечание:

К технологическим нефтепроводам относятся:

нефтепроводы между точками врезки в линейную часть магистрального нефтепровода на входе и выходе площадочного объекта, включая трубопроводную арматуру;

нефтепроводы резервуарных парков, включая обвязку резервуаров;

нефтепроводы сброса давления от предохранительных клапанов, системы сглаживания волн давления, обвязки емкостей сброса ударной волны, откачки из емкостей сбора утечек;

нефтепроводы сливо-наливных эстакад;

нефтепроводы опорожнения стендеров морских терминалов, установок для рекуперации паров нефти;

нефтепроводы дренажа и утечек от насосных агрегатов, дренажа фильтров - грязеуловителей, регуляторов давления, узлов учета нефти.

42. Трубопроводы обвязки узла пуска и приема средств очистки и диагностирования - трубопроводы, включающие в себя:

а) напорные трубопроводы:

1) участок трубопровода подвода нефти (нефтепродуктов) от тройника на магистральном трубопроводе до камеры пуска средств очистки и диагностирования;

2) участок трубопровода отвода нефти (нефтепродуктов) от камеры приема средств очистки и диагностирования до тройника на магистральном трубопроводе;

3) участок магистрального трубопровода от камеры пуска и приема средств очистки и диагностирования до секущей задвижки на магистральном трубопроводе;

б) вспомогательные трубопроводы:

1) откачки нефти (нефтепродуктов) из дренажной емкости в магистральном трубопроводе и передвижную емкость (откачки утечек);

2) дренажные трубопроводы с камеры пуска и приема средств очистки и диагностирования в емкость сбора нефти (нефтепродуктов);

в) трубопроводы газовоздушной линии (сброса давления).

43. Узел пуска средств очистки и диагностирования - производственная площадка с комплексом взаимосвязанного оборудования, предназначенного для проведения технологических операций по запасовке и пуску внутритрубных очистных, диагностических и разделительных устройств в потоке перекачиваемого продукта в магистральный трубопровод.

44. Узел приема средств очистки и диагностирования - производственная площадка с комплексом взаимосвязанного оборудования, предназначенного для проведения технологических операций по приему и извлечению внутритрубных очистных, диагностических, разделительных и герметизирующих устройств из магистрального трубопровода.

45. Узел пропуска средств очистки и диагностирования - производственная площадка с комплексом взаимосвязанного оборудования, предназначенного для проведения технологических операций по пропуску внутритрубных очистных, диагностических, разделительных и герметизирующих устройств, минуя НПС.

46. Ультразвуковой контроль качества - метод неразрушающего контроля качества, использующий для обнаружения дефектов упругие волны ультразвукового диапазона, вводимые в изделие (сварное соединение) извне и отражающиеся от дефектов или рассеивающиеся на них.

47. Установка дренажной защиты - средство электрохимической защиты, состоящее из дренажа, дренажной линии и предназначенное для дренажа токов из трубопровода в землю или к источнику блуждающих токов.

48. Установка катодной защитыРуководство по безопасности - средство электрохимической защиты, состоящее из катодной станции, дренажной линии и анодного заземления и предназначенное для замедления скорости коррозионного процесса.

________________

Руководство по безопасности Примечание: Замедление скорости коррозионного процесса осуществляется посредством смещения потенциалов оголенных участков трубопровода к более отрицательным значениям, чем потенциал свободной коррозии этих участков.

49. Устройство контроля качества очистки - устройство, перемещаемое внутри трубопровода потоком перекачиваемого продукта и предназначенное для проведения контроля качества очистки внутренней полости и стенок трубопровода.

50. Участок трубопровода, определенный для выполнения технического диагностирования - часть трубопровода заданной протяженности, определенная в соответствии с техническим заданием для выполнения технического диагностирования.

51. Эксплуатирующая организация - юридическое лицо, действующее в порядке, установленном соответствующими законодательными и/или нормативными правовыми актами Российской Федерации, обеспеченное персоналом и техническими средствами, необходимыми для технологического управления, обслуживания и поддержания в безопасном состоянии магистрального трубопровода, которое осуществляет эксплуатацию магистрального трубопровода на праве собственности или на ином законном основании.

52. Электрометрическое диагностирование (электрометрия) - вид технического диагностирования, обеспечивающий получение информации о техническом состоянии трубопровода путем измерения и регистрации электрических параметров, напрямую или косвенно характеризующих состояние противокоррозионной защиты металла трубопровода и уровень его защищенности, а также характеризующий степень коррозионной опасности среды, окружающей трубопровод.

Приложение N 3. РИСУНКИ И ТАБЛИЦЫ

Приложение N 3
к Руководству по безопасности "Техническое диагностирование трубопроводов линейной части и технологических трубопроводов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов"
от ___ _________ 2018 г. N ____

РИСУНКИ И ТАБЛИЦЫ


Руководство по безопасности

А - патрубок подвода продукта; Г - патрубки для сброса воздуха; Ж - патрубок для установки запасовочного устройства; К - патрубок для установки манометра; М - патрубки для присоединения дренажных трубопроводов; Н - датчик контроля герметичности

Рисунок 1. Схема временной камеры пуска СОД

Руководство по безопасности

Б - патрубки отвода продукта; Г - патрубок для сброса воздуха; К - патрубок для установки манометра; Л - сигнализатор прохождения СОД; М - патрубки для присоединения дренажных трубопроводов; Н - датчик контроля герметичности

Рисунок 2. Схема временной камеры приема СОД

Таблица 1

Количество бригад сопровождения в зависимости от протяженности участка МТ

Протяженность участка, км

До 2

От 2 до 12

От 12 до 24

От 24 до 40

От 40 до 110

1

2

3

4

5

6

Количество бригад сопровождения

1

2

3

4

5

Таблица 2

Количество бригад сопровождения в зависимости от протяженности участка МТ при пропуске профилемера

Протяженность участка, км

До 2

От 2 до 12

От 12 до 24

От 24 до 40

От 40 до 110

1

2

3

4

5

6

Количество бригад сопровождения

1

2

3

4

5

Таблица 3

Значения сопротивления изоляции

Тип покрытия

Нормативное сопротивление изоляции, Ом·мРуководство по безопасности

1

2

Трех- и двухслойное полимерное покрытие усиленного типа на основе термореактивных смол и полиолефина; покрытие усиленного типа на основе термоусаживающихся материалов

3·10Руководство по безопасности

Все остальные покрытия усиленного типа, кроме мастичных и полимерно-битумных

10Руководство по безопасности

Мастичные и полимерно-битумные покрытия усиленного типа и все покрытия нормального типа

5·10Руководство по безопасности

Руководство по безопасности

Рисунок 3. Рекомендуемая схема установки маркерных пунктов на ПМТ через водные преграды

Руководство по безопасности

Рисунок 4. Рекомендуемая схема установки маркерных пунктов на переходе МТ через железную дорогу

Таблица 4

Методы и объемы работ при проведении технического диагностирования КПП СОД

Элемент КПП СОД

Техническое диагностирование

Метод НК

Объем работ

1

2

3

Основной металл корпусов, эксцентрического или

ВИК

100% с внешней стороны, контроль видимой части внутренней стороны

конического перехода,

ММПМ

100%

патрубков

Измерение твердости

В зонах в соответствии со схемой мест обследования, по результатам ВИК, ММПМ

УТ

В зонах в соответствии со схемой мест обследования, по результатам ВИК, ММПМ

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

Руководство по безопасности "Техническое диагностирование трубопроводов линейной части и технологических трубопроводов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов"

Название документа: Руководство по безопасности "Техническое диагностирование трубопроводов линейной части и технологических трубопроводов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов"

Вид документа: РБ

Принявший орган: Ростехнадзор

Статус: Действующий

Дата принятия: 02 августа 2018

Дата начала действия: 02 августа 2018
Информация о данном документе содержится в профессиональных справочных системах «Кодекс» и «Техэксперт»
Узнать больше о системах