РД 153-39.4-041-99

министерство топлива и энергетики

российской федерации

открытое акционерное общество

акционерная компания трубопроводного

транспорта нефтепродуктов "транснефтепродукт"

руководящий документ

ПРАВИЛА ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ

НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ

РД 153-39.4-041-99

Дата введения 1999-11-01

1. Разработан Институтом проблем транспорта энергоресурсов (ИПТЭР).

Разработчики: Гумеров А.Г., Векштейн М.Г., Гараева В.А., Султанов М.Х., Ишмухаметова Р.Т., Бадритдинова Г.Р. (ИПТЭР); Ишмухаметов И.Т., Макаров С.П., Демченко Ю.В., Ахмадуллин К.Р., Бусыгин Г.Н., Хренов В.В., Щербань А.И. (ОАО "АК "Транснефтепродукт").

2. внесен ОАО "АК "Транснефтепродукт", согласован с Госгортехнадзором России (письмо от 03.04.98 г. № 02-35/252).

3. принят и введен в действие Приказом Министерства топлива и энергетики Российской Федерации от 12 октября 1999 г. N 338.

4. ВводИтся взамен "Правил технической эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов", 1984 г.

1. Общие положения

1.1. Область применения

1.1.1. Настоящие Правила устанавливают нормы и требования:

- к сооружениям и оборудованию магистральных нефтепродуктопроводов, их эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонту;

- метрологическому обеспечению средств измерения, контролю и обеспечению сохранности качества нефтепродуктов;

- экологической и пожарной безопасности, охране труда;

- организации работы персонала и т.д.

1.1.2. Правила распространяются на действующие магистральные нефтепродуктопроводы и отводы от них открытых акционерных обществ трубопроводного транспорта нефтепродуктов и подразделений, входящих в открытое акционерное общество Акционерная компания трубопроводного транспорта нефтепродуктов "Транснефтепродукт", а также нефтепродуктопроводы, принадлежащие другим юридическим лицам, независимо от их принадлежности и форм собственности, и расположенные на территории Российской Федерации.

1.1.3. Настоящие Правила являются переработанным и дополненным изданием Правил технической эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов, утвержденных Госкомнефтепродуктом СССР и введенных в действие 23.07.84.

Правила переработаны и дополнены в соответствии с требованиями действующих законодательных актов и постановлений, новых государственных стандартов и других нормативных документов. При переработке Правил учтены предложения акционерных обществ, эксплуатирующих магистральные нефтепродуктопроводы, проектных и научно - исследовательских институтов, а также опыт эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов.

1.1.4. Правила обязательны для специалистов, руководителей и рабочих, занимающихся эксплуатацией нефтепродуктопроводов, а также для работников всех сторонних ведомств, взаимодействующих с эксплуатирующими организациями нефтепродуктопроводного транспорта в части, их касающейся.

1.1.5. На основе настоящих Правил с учетом проектных решений, инструкций заводов - изготовителей, действующих норм и положений акционерными обществами, эксплуатирующими магистральные нефтепродуктопроводы и отводы от них, должны быть составлены производственные инструкции и другая документация.

1.1.6. С выходом в свет настоящих Правил действие Правил технической эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов, утвержденных Госкомнефтепродуктом СССР 23 июля 1984 г., прекращается.

1.2. Определения

1.2.1. В настоящих Правилах приняты следующие термины с соответствующими определениями.

1.2.2. В Правилах используются следующие сокращения:

АВП — аварийно-восстановительный пункт

АВР — аварийно-восстановительные работы

ABC — аварийно-восстановительная служба

БЗ — боновое заграждение

БПО — база производственного обслуживания

ВТ — вычислительная техника

ГВВ — горизонт высоких вод

ГПС — головная перекачивающая станция

ГСМ — горюче-смазочный материал

ДПД — добровольная пожарная дружина

КИП — контрольно-измерительный пункт

КР — капитальный ремонт

ЛПДС — линейно-производственная диспетчерская станция

ЛЭП — линия электропередач

МДП — местный диспетчерский пункт

МНПП — магистральный нефтепродуктопровод

НП — наливной пункт

НПП — нефтепродуктопровод

НТД — нормативно-техническая документация

НУП — необслуживаемый усилительный пункт

ОАВП — опорный аварийно-восстановительный пункт

ОАО — открытое акционерное общество

ОАО АК — открытое акционерное общество акционерная компания трубопроводного транспорта нефтепродуктов «Транснефтепродукт»,

ОПС — окружающая природная среда

ПДВ — предельно-допустимые выбросы

ПДВК — предельно допустимая взрывобезопасная концентрация

ПДК — предельно-допустимая концентрация

ПЛА — план ликвидации возможных аварий

ПО — производственное отделение

ППБ — правила пожарной безопасности

ПП МНПП — подводный переход магистральных нефтепродуктопроводов

ППР — планово-предупредительный ремонт

ППС — промежуточная перекачивающая станция

ПС — перекачивающая станция

ПСП — приемо-сдаточный пункт

ПТК — пожарно-техническая комиссия

ПТЭ — правила технической эксплуатации

ПУЭ — правила устройства электроустановок

РВБ — ремонтно-восстановительная бригада

РДП — районный диспетчерский пункт

РСК — ремонтно-строительная колонна

РСУ — ремонтно-строительное управление

СА — средства автоматики

СДЗ — станция дренажной защиты

СИ — средства измерений

СКЗ — станция катодной защиты

СС — средства связи

СТМ — средства телемеханики

ТД — техническая документация

ТО — техническое обслуживание

ТОР — техническое обслуживание и ремонт

ТР — текущий ремонт

ТСАУ МНПП — технические средства автоматизированного управления МНПП

УКП — устройство контроля перекачки

ЦДП — центральный диспетчерский пункт

ЦРМ — центральная ремонтная мастерская

ЧС — чрезвычайная ситуация

ЭХЗ — электрохимическая защита.

1.3. Состав сооружений магистральных нефтепродуктопроводов

и организация их технической эксплуатации

1.3.1. Магистральный нефтепродуктопровод, как правило, состоит из линейной части с линейными сооружениями, включающими ответвления и отводы, головной перекачивающей станции (ГПС), промежуточных перекачивающих станций (ППС), наливных пунктов (НП), конечных пунктов (КП), аварийно - восстановительных пунктов (АВП).

Неотъемлемой частью каждого МНПП являются: сооружения связи, автоматики, телемеханики; сооружения защиты от почвенной коррозии и блуждающих токов; защитные противопожарные сооружения; противоэрозионные и противооползневые сооружения; сооружения, обеспечивающие охрану окружающей природной среды и другие.

К ответвлениям относятся трубопроводы, имеющие собственные головные станции, питаемые от резервуаров, технологически связанных с МНПП.

К отводам относятся трубопроводы, не имеющие собственной головной станции и питаемые нефтепродуктами от линейной части нефтепродуктопровода.

1.3.2. Границы и состав сооружений действующих МНПП, их конструктивные и технологические параметры определяются проектом. Проектируемые и вновь строящиеся объекты МНПП должны соответствовать положениям действующей нормативно - технической документации (СНиПам, нормам технологического проектирования, РД и т.д.).

1.3.3. Работу ЛПДС, насосных и наливных станций на конкретных участках МНПП обеспечивают производственные отделения открытого акционерного общества (ОАО).

Отделение ОАО является производственным подразделением открытого акционерного общества акционерной компании трубопроводного транспорта нефтепродуктов "Транснефтепродукт" (ОАО АК).

В составе ОАО, эксплуатирующего МНПП, в зависимости от его конкретных особенностей и объемов работ, могут функционировать несколько отделений ОАО.

В некоторых случаях в составе ОАО отделения отсутствуют, и их функции выполняет само ОАО, а работу участков магистральных нефтепродуктопроводов и их объектов обеспечивают непосредственно ЛПДС или перекачивающие станции (наливные пункты).

1.3.4. Эксплуатацию и ремонт сооружений и оборудования МНПП осуществляет персонал ЛПДС, ПС и их производственных служб (диспетчерской, эксплуатации основного оборудования, электроснабжения, тепло- и водоснабжения, автоматики, телемеханики и контрольно-измерительных приборов, аварийно - восстановительной, электрохимической защиты трубопроводов от коррозии и др.), а также специализированных служб баз производственного обслуживания (БПО), центральных ремонтных мастерских (ЦРМ) и других, проводящих средний и капитальный ремонт оборудования МНПП, метрологическое и другое обеспечение, а также аварийно - восстановительные работы.

1.3.5. Каждое ОАО, эксплуатирующее МНПП, разрабатывает и утверждает положения об отделах, службах и производственных подразделениях с четким распределением обязанностей производственного персонала, закрепленного оборудования и границ обслуживаемых участков каждого отделения ОАО, ЛПДС, перекачивающей станции, наливного пункта.

1.3.6. ОАО, эксплуатирующие магистральные нефтепродуктопроводы, поднадзорны Госгортехнадзору России, Нефтеинспекции, Государственной противопожарной службе и другим органам государственного надзора. Государственный надзор осуществляется с целью обеспечения при проектировании, строительстве, приемке объектов в эксплуатацию, а также эксплуатации объектов МНПП соблюдения требований действующих нормативно - технических документов и распространяется на виды деятельности, перечисленные в соответствующих положениях, нормативно - правовых актах и других документах, определяющих сферу деятельности этих органов.

1.3.7. Деятельность ОАО, эксплуатирующих МНПП, разрешается только при наличии лицензии, выдаваемой Госгортехнадзором России или его подразделениями.

1.3.8. Порядок получения лицензии Госгортехнадзора России определяется действующим Положением о порядке выдачи лицензий (РД 03-26-93) /56/.

1.4. Основные задачи и ответственность персонала

1.4.1. Основными задачами ОАО, эксплуатирующего МНПП, являются:

выполнение договоров по приему, транспортировке и сдаче нефтепродуктов при безусловном обеспечении безопасной эксплуатации трубопроводов и оборудования, а также сохранности качества нефтепродукта;

обеспечение надежной и экономичной работы линейной части, сооружений и оборудования;

систематический контроль за работой трубопроводов и их объектов и принятие мер по поддержанию установленного режима перекачки;

разработка и внедрение мероприятий по сокращению потерь нефтепродуктов, экономии электроэнергии, топлива, материалов и других ресурсов; внедрение рационализаторских предложений, освоение техники;

организация и своевременное проведение технического обслуживания и ремонта;

обеспечение экологической безопасности при эксплуатации объектов МНПП и принятие мер по предотвращению и уменьшению загрязнения окружающей природной среды в аварийных ситуациях;

выполнение мероприятий по организации безопасных условий труда в соответствии с действующей на МНПП Системой управления охраной труда... /109/, повышению квалификации труда и культуры производства, инструктаж и периодическая проверка знаний персонала;

готовность к ликвидации аварий, повреждений и их последствий;

организация учета нефтепродуктов, ведение установленной отчетности и своевременное представление ее вышестоящим организациям;

обеспечение сохранности и целостности материальных и иных ценностей на подведомственных объектах;

1.4.2. Каждый работник ОАО, непосредственно эксплуатирующий или ремонтирующий трубопровод и оборудование МНПП, а также организующий и обеспечивающий эти работы, несет персональную ответственность за соблюдение требований настоящих Правил в пределах возложенных на него обязанностей.

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

1.4.4. Руководители ОАО, отделений ОАО обязаны обеспечить надежную охрану ПС, ГПС, НП и т.д., периодический осмотр трассы нефтепродуктопроводов силами линейных обходчиков, РВБ, вертолетным патрулированием или иным способом, защиту коммерческой, технологической тайн и иных данных, составляющих интеллектуальную собственность ОАО.

1.5. Прием на работу и техническая подготовка персонала

1.5.1. Работники по обслуживанию объектов МНПП принимаются на работу в соответствии с Кодексом законов о труде Российской Федерации и ее субъектов. Они должны иметь соответствующее образование или пройти профессионально - техническую подготовку на специальных курсах, в учебных центрах.

1.5.2. Работники ОАО к самостоятельной работе допускаются после прохождения инструктажа (вводного, первичного) и проверки знаний:

вводного инструктажа - для всех рабочих и ИТР независимо от их образования, квалификации и стажа работы по данной профессии и должности, временных рабочих, командированных работников и иных лиц, привлекаемых к производству работ на объектах МНПП;

первичного инструктажа на рабочем месте, который проводится со всеми рабочими, вновь принимаемыми на работу или переводимыми из одного подразделения в другое, на другую работу.

1.5.3. Требования к организации проведения инструктажа, программам и оформлению его результатов определяются действующими нормативными документами по охране труда: Системой управления охраной труда... /109/, Положением о порядке проверки знаний правил, норм и инструкций по безопасности /78/, Правилами по охране труда при эксплуатации нефтепродуктопроводов /119/.

1.5.4. В отдельных случаях рабочие, связанные с обслуживанием, наладкой и ремонтом оборудования, применением в работе особо опасных и вредных веществ, кроме инструктажа на рабочем месте, перед допуском к самостоятельной работе должны проходить производственное обучение или стажировку по утвержденной программе на рабочем месте.

1.5.5. Обучение проводит опытный работник из числа технического персонала, ответственного за эксплуатацию данного сооружения, оборудования или механизма, или иной имеющий необходимую квалификацию работник в соответствии с приказом.

1.5.6. Во время производственного обучения ответственность за правильность действия обучаемого, соблюдение им настоящих Правил, требований безопасной организации труда и пожарной безопасности несет обучающий.

1.5.7. По окончании производственного обучения перед допуском к самостоятельной работе на объектах повышенной опасности комиссией, назначенной приказом по ОАО, должна быть проведена проверка знаний обучаемого в объеме утвержденной программы. Комиссия должна состоять не менее чем из трех человек. При этом участие в работе комиссии работника службы охраны труда и пожарной безопасности (или лиц, заменяющих их) обязательно.

1.5.8. Результаты проверки знаний оформляют протоколом. Каждому работнику, прошедшему проверку знаний, выдаются удостоверения, подтверждающие допуск к самостоятельной работе.

1.5.9. Для более глубокого усвоения и закрепления знаний правил и норм безопасности при выполнении часто повторяющихся работ и операций проводится повторный (периодический) инструктаж по безопасному ведению работ: для рабочих, занятых в основном производстве, - через каждые 6 месяцев работы, для рабочих, не связанных с производством (уборщиков, подсобных рабочих и др.), - через 12 месяцев.

1.5.10. Перечень профессий рабочих, с которыми инструктаж должен проводиться не реже одного раза в 6 месяцев, определяется руководителем ОАО, эксплуатирующего МНПП.

1.5.11. После инструктажа на рабочем месте перед допуском к самостоятельной работе или переводе на другую работу должна быть проведена первичная проверка знаний требований безопасности.

Первичная проверка знаний требований безопасности проводится: у рабочих и специалистов структурных подразделений и непосредственных руководителей работ - перед допуском к работе, у специалистов аппарата ОАО и руководителей структурных подразделений - не позднее чем через месяц после назначения на должность.

1.5.12. Периодические проверки знаний рабочих, непосредственных руководителей работ и специалистов проводятся через год в соответствии с утвержденным графиком. Остальные работники (руководители и специалисты ОАО и их структурных подразделений) проходят проверку знаний через 3 года, генеральные директоры и главные инженеры ОАО - в соответствии с графиком центральной экзаменационной комиссии Госгортехнадзора России, не реже одного раза в 5 лет.

1.5.13. Проверка знаний осуществляется комиссиями под председательством:

для рабочих - руководителя соответствующего структурного подразделения;

для непосредственных руководителей работ, специалистов, работников производственно - технических отделов отделений ОАО, руководителей и главных специалистов структурных подразделений, подведомственных отделению ОАО, - главного инженера отделения ОАО;

для руководящих работников, руководителей служб по охране труда и главных специалистов, начальников производственных и технических отделов и специалистов аппарата ОАО - главного инженера ОАО.

1.5.14. Проверка знаний правил, норм и инструкций по промышленной безопасности у руководящих работников ОАО, ОАО АК осуществляется комиссией вышестоящих органов управления (ОАО АК) и представителей Госгортехнадзора России.

1.5.15. Требования к составу комиссий по проверке знаний работников МНПП и организации их работы определяются Основными положениями об организации работы по охране труда.

1.5.16. В особых случаях производится внеочередная проверка знаний работников:

при введении в действие новых и переработанных стандартов, правил, технологий по охране труда и пожарной безопасности;

при изменении технологического процесса, замене или модернизации оборудования и сооружений, а также других факторов, влияющих на безопасность труда;

при неоднократном нарушении работающим требований безопасности труда, которые могли бы привести к травме, аварии, пожару, отравлению, или однократном нарушении требований безопасности, приведшим к травме, аварии, пожару и т.п.;

по требованию контролирующих органов и органов надзора;

при перерыве в работе более 60 календарных дней.

Рабочего, показавшего при проверке неудовлетворительные знания, к самостоятельной работе не допускают, и комиссия назначает срок повторной проверки. В случае неудовлетворительных знаний при повторной проверке проверяемый не допускается к работе, по которой он проходил проверку знаний, и направляется в распоряжение отдела кадров для перевода на другую работу.

1.5.17. Работникам (специалистам, руководителям), показавшим неудовлетворительные знания при проверке, назначается повторная проверка знаний не позднее чем через месяц. При неудовлетворительных результатах повторной проверки знаний работник освобождается от занимаемой должности в соответствии с законодательством о труде.

1.5.18. Лица, принимаемые на работу по обслуживанию электроустановок, паровых и водогрейных котлов, грузоподъемных механизмов, сосудов, работающих под давлением, специальных механизмов и машин, должны иметь удостоверения, подтверждающие их квалификацию.

1.5.19. Общее руководство и ответственность за организацию и проведение инструктажей по безопасному проведению работ, производственного обучения и проверки знаний возлагается на руководителей ОАО, а в подразделениях - на руководителей соответствующих подразделений.

1.5.20. Контроль за своевременностью и качеством обучения рабочих, специалистов и руководителей безопасным методам работы осуществляется соответствующей службой охраны труда.

1.5.21. Каждое рабочее место должно быть обеспечено инструкциями, схемами и чертежами, соответствующими установленному оборудованию. Перечень документации на рабочее место утверждается техническим руководителем объекта.

1.5.22. Инструкции пересматривают и переутверждают при изменениях в технологических процессах, внедрении новых видов оснастки, оборудования, механизмов, инструментов, введении в действие новых стандартов, норм и правил по охране труда, касающихся данной профессии или должности, и в случае выявления неполного отражения в инструкциях мер безопасности на рабочих местах, но не реже чем через пять лет.

1.5.23. Работники, вновь поступающие или переводимые на работу, связанную с вредными условиями труда, должны проходить медицинское освидетельствование для определения соответствия их здоровья предъявляемым требованиям по занимаемой должности. Периодическое медицинское освидетельствование проводится в сроки, согласованные администрацией с лечебными учреждениями и профсоюзной организацией. Перечень профессий и сроки проведения освидетельствования определяются в соответствии с приказом Минздравмедпрома России от 05.10.95 № 280 и Госсанэпиднадзором России от 05.10.95 № 88.

Периодическое медицинское освидетельствование ИТР аппарата, главных специалистов, руководителей отделов и ОАО следует проводить не реже одного раза в 5 лет.

1.5.24. Направление на прохождение медицинского освидетельствования оформляется отделом кадров ОАО.

1.6. Проектная документация, контроль за строительством, порядок

приемки в эксплуатацию сооружений, оборудования и зданий

1.6.1. Технические решения, примененные в проекте, должны соответствовать требованиям действующих на момент выпуска проекта норм, правил, руководящих документов и другой НТД.

1.6.2. Качество работ, выполняемых при строительстве и реконструкции объектов магистральных нефтепродуктопроводов, должно контролироваться как подрядчиком, так и заказчиком. Контрольные функции заказчика должна выполнять специализированная организация (по договору) или специалист, аттестованный органами Госгортехнадзора России в установленном порядке.

1.6.3. Законченные строительством объекты магистральных нефтепродуктопроводов вводятся в эксплуатацию после приемки их в порядке, установленном действующими нормативными документами, и должны соответствовать требованиям Федерального закона Российской Федерации "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" от 21.07.97 № 116-ФЗ /1/.

1.6.4. Принимаемые в эксплуатацию магистральные нефтепродуктопроводы должны соответствовать проекту в полном объеме.

Крупные объекты допускается принимать в эксплуатацию по очередям, определенным проектной организацией в установленном порядке.

1.6.5. При приемке в эксплуатацию объектов магистральных нефтепродуктопроводов осуществляется проверка соответствия их исполнительной документации.

1.6.6. Приемку магистральных нефтепродуктопроводов в эксплуатацию осуществляет приемочная комиссия заказчика. До предъявления ей объекта приемку проводит рабочая комиссия, назначенная заказчиком (застройщиком). Перед предъявлением объектов рабочим комиссиям генподрядчик передает заказчику исполнительную документацию в полном объеме.

1.6.7. Датой ввода в эксплуатацию объекта считается дата подписания акта приемочной комиссией.

1.6.8. Лица, понуждающие к приемке в эксплуатацию объектов с недоделками и отступлением от требований НТД (в том числе председатели и члены комиссий), привлекаются к административной, дисциплинарной и иной ответственности в соответствии с действующим законодательством.

1.6.9. Законченные строительством отдельно стоящие здания и сооружения, входящие в комплекс строительства нефтепродуктопровода (дома обходчика, дома вахтенного персонала, сооружения электрохимической защиты, узлы связи, необслуживаемые усилительные пункты (НУП) связи, ЛЭП, подъездные пути, линии связи) принимаются рабочими комиссиями вместе со смонтированным в них оборудованием по мере их готовности по актам.

Акты приемки объектов должны быть утверждены организацией, назначившей рабочую комиссию.

1.6.10. Заказчики несут ответственность за своевременное укомплектование вводимых объектов кадрами, обеспечение сырьем, энергоресурсами, за проведение комплексного опробования (вхолостую и на рабочих режимах) оборудования, за наладку технологических процессов, ввод в эксплуатацию и освоение производственных мощностей и объектов в установленные сроки.

1.6.11. Линейная часть МНПП принимается в эксплуатацию после предъявления исполнительной технической документации, а также после выполнения комплекса работ по продувке (промывке) с пропуском очистного устройства, испытания трубопровода на прочность и герметичность, удаления из трубопровода опрессовочной воды и заполнения его нефтепродуктом.

1.6.12. При гидравлических испытаниях нефтепродуктопровода необходимо контролировать, чтобы все точки трубопровода с максимальной геодезической отметкой были подвергнуты испытанию на установленное давление.

1.6.13. Заполнение трубопровода считается элементом комплексного опробования линейной части МНПП и оформляется актом рабочей комиссии.

1.6.14. За три месяца до начала работ по заполнению нефтепродуктопровода руководители подрядной и эксплуатирующей организаций совместным приказом назначают ответственных за эти работы лиц от заказчика и подрядчика и создают специальную комиссию, которая разрабатывает и осуществляет под руководством представителя заказчика программу заполнения нефтепродуктопровода, утверждаемую заказчиком, согласованную с подрядчиком и проектной организацией.

1.6.15. Промежуточной приемке с составлением актов на скрытые работы подлежат: изоляционные покрытия, защитные и анодные заземления, протекторные установки, подземные кабели и муфты, конструктивные элементы (электроперемычки, контрольно-измерительные пункты и др.) и другие, предусмотренные требованиями действующей НТД.

1.6.16. Контроль качества изоляционных покрытий, подлежащих приемке, должен осуществляться пооперационно в процессе очистки, грунтовки, изоляции и укладки трубопровода в траншею с обязательным проведением катодной поляризации в соответствии с действующими нормативными документами и настоящими Правилами.

Любые внешние повреждения изоляции, независимо от их формы и размеров, не допускаются.

1.6.17. Окончательная приемка средств защиты от коррозии металлических подземных сооружений в целом по объекту должна проводиться с проверкой наличия и полноты актов, составленных по результатам промежуточной приемки каждой операции и результатам измерений разности потенциалов "труба - земля", удостоверяющих эффективность электрохимической защиты при включении всех предусмотренных проектом средств защиты и дополнительной проверкой сплошности изоляции нефтепродуктопровода.

1.6.18. Сдача в эксплуатацию средств защиты от коррозии производится после пусконаладочных работ с предоставлением заказчику следующих документов:

- исполнительной технической документации;

- актов на скрытые работы (прокладку кабеля, установку анодных и защитных заземлителей, установку протекторов и т.п.);

- актов на выполнение наладочных работ и измерение потенциалов "сооружение - земля";

- измерений сплошности изоляционного покрытия;

- заводских инструкций по эксплуатации и обслуживанию паспортов на оборудование (катодные станции, электродренажные установки и т.д.).

1.6.19. Положение нефтепродуктопровода на переходах через водные преграды после укладки плети в траншею, закрепление его и засыпка подводной части траншеи контролируются специалистами технического надзора (подводно-технической службы заказчика или сторонней организации) с оформлением актов и ведомости промеров глубин фактического и проектного положения трубопровода.

1.6.20. Промежуточной приемке подлежат многопролетные надземные (воздушные) переходы нефтепродуктопроводов с составлением монтажных схем и актов на скрытые работы.

1.6.21. При приемке линейных сооружений МНПП генподрядчик должен представить рабочей комиссии:

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

- полный комплект рабочих чертежей со всеми внесенными в них изменениями и штампом "исполнительная документация";

- перечень всех допущенных при строительстве отступлений от проекта;

- заводские сертификаты на трубы, фасонные части, арматуру;

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

- документы, характеризующие качество изоляционных работ, сертификаты или паспорта на изоляционные материалы, журнал изоляционных работ;

- акты на подготовку оснований траншей или опор, акты на укладку в траншею и засыпку нефтепродуктопровода, а также фактическую раскладку труб по маркам и толщине стенок с указанием километра и пикета;

- акт предварительных испытаний нефтепродуктопровода на переходах;

- акты пооперационной приемки работ по сооружению переходов с фактическими отметками глубины заложения нефтепродуктопровода и привязкой к реперам, а также акт на футеровку и балластировку подводного нефтепродуктопровода;

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

- акты на испытания нефтепродуктопровода на прочность и герметичность;

- паспорта заводов-изготовителей на установленную арматуру и контрольно-измерительные приборы;

- акты скрытых работ по линейным сооружениям;

- документацию по отводу земель, рекультивации и возврату их землепользователям после окончания строительства;

- акты приемки устройств электрохимзащиты с протоколами замеров потенциала по защищаемым участкам;

- акты приемки сооружений линий связи и телемеханики;

- акты приемки линий и сооружений электропередачи;

- акты на приемку защитных сооружений от разлива нефтепродуктов и природоохранных сооружений;

- акты на установку и привязку реперов.

- паспорта (формуляры) на МНПП с техническими характеристиками на линейную часть, оформленные в виде журналов и базы данных на магнитном диске - носителе информации.

Кроме того, должны быть предъявлены:

- материалы исполнительной съемки;

- акты закрепления нефтепродуктопровода на местности опознавательными знаками (километровыми столбами) и предупредительными охранными знаками;

- исполнительные схемы технологических трубопроводов, запорной арматуры, камер пуска и приема технических средств, перемычек, подключения резервных ниток;

- акты на сварку межсекционного (гарантийного) стыка;

- акты на установку кривых холодного гнутья;

- акты на установку фундаментов под запорную арматуру;

- акты закрепления трубопровода на участках слабонесущих грунтов и водных переходов;

- акты сдачи - приемки скрытых работ;

- ведомость технических документов;

- ведомость смонтированного оборудования.

1.6.22. Готовность оборудования надземных сооружений (перекачивающих и наливных станций) к комплексному опробованию проверяется рабочей комиссией с проведением предварительного индивидуального опробования, приемки соответствующих узлов оборудования и проверки отдельных конструкций зданий и сооружений.

1.6.23. Индивидуальное опробование и приемка оборудования осуществляются по проектным схемам после окончания монтажных и наладочных работ.

При опробовании должны быть проверены:

- соответствие выполненных работ проекту с изменениями;

- качество выполненных строительных и монтажных работ;

- работа механизмов на холостом ходу и аппаратуры под напряжением;

- соблюдение требований действующих строительных норм и правил /9, ..., 17, 23, 25, 26/, правил Госгортехнадзора России /30, 32, 37, 122, 123/, правил и норм пожарной безопасности /114, 116, 121/, Правил устройства электроустановок (ПУЭ) /34/, указаний заводов - изготовителей, инструкций по монтажу оборудования и других нормативных документов;

- готовность оборудования к комплексному опробованию.

1.6.24. Строительно-монтажные дефекты, а также дефекты оборудования, выявленные в процессе индивидуального опробования и приемки, должны устраняться строительно-монтажными организациями и заводами - изготовителями до начала комплексного опробования.

1.6.25. До начала комплексного опробования должно быть выполнено следующее:

- укомплектован и обучен эксплуатационный персонал (с проверкой знаний в соответствии с п. 1.5 настоящих Правил) и допущен к самостоятельной работе; подготовлены требуемые материалы, запасные части и инструмент; составлены и выданы на рабочие места производственные инструкции, инструкции по охране труда по профессиям и видам работ; технологические схемы; заготовлена необходимая техническая оперативная документация;

- выполнены все противопожарные мероприятия; смонтированы, налажены и задействованы автоматические системы защиты, системы пожаротушения и извещения о пожаре.

1.6.26. При комплексном опробовании проверяют совместную работу основных агрегатов и их вспомогательного оборудования под нагрузкой с автоматикой, защитами и контрольно-измерительными приборами, системами блокировки, сигнализации, дистанционного управления и телемеханики, предусмотренными проектом. Объект считается прошедшим комплексное опробование, если он проработал 72 часа.

1.6.27. Электроустановки вводятся в эксплуатацию после приемки их приемочной комиссией с участием представителя Госэнергонадзора России. Приемочной комиссии должна быть представлена следующая документация:

- исполнительная документация с пояснительной запиской;

- исполнительные чертежи и электрические схемы первичной и вторичной коммутации с указанием всех внесенных в процессе монтажа согласованных с проектным институтом изменений;

- сводная инвентарная опись установленного электрооборудования;

- протоколы испытания электрооборудования;

- технические паспорта основного электрооборудования, инструкции по обслуживанию электроустановок;

- протоколы сушки и ревизии аппаратов и электрооборудования, наладки релейной защиты и автоматики, измерений сопротивления заземления, химанализа и испытания трансформаторного масла и другие документы.

1.6.28. Подготовку электроустановок к испытаниям по окончании строительно-монтажных работ, проведение их, а также обеспечение всех проверок и испытаний необходимыми приборами и материалами осуществляет организация, монтировавшая установки, совместно с заказчиком.

1.6.29. Перекачивающие станции и наливные пункты могут быть приняты в эксплуатацию только после завершения всех строительно-монтажных и наладочных работ, предусмотренных проектом. Рабочей комиссии должны быть предъявлены следующие материалы:

- проектная документация в полном объеме с изменениями, внесенными проектной организацией в процессе строительства, и штампом "исполнительный чертеж";

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

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

- заводские сертификаты на трубы, фасонные части и арматуру, смонтированные на технологических коммуникациях, провода и кабели линий электропередачи;

- документы, характеризующие качество работ при сооружении технологических трубопроводов (аналогично линейной части);

- документы, характеризующие качество питьевой и производственной воды;

- документы о согласовании сброса фекальных, производственных и ливневых вод;

- документы, санкционирующие эксплуатацию оборудования, подконтрольного Госгортехнадзору России;

- акты скрытых работ по всем зданиям и сооружениям;

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

- документы согласования с железнодорожными организациями, санкционирующими эксплуатацию подъездных путей и операции на наливных пунктах (эстакадах);

- акты на элементы резервуаров, изготовленные на заводе;

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

- акты на скрытые работы при строительстве резервуаров, приемки грунта для основания резервуаров и грунта для насыпной подушки, изоляционных слоев, проверки качества сварных швов днищ корпусов и кровли, ревизии оборудования, заземления резервуаров и понтонов в соответствии с проектом, просвечивания вертикальных швов корпуса;

- журналы работ по сооружению резервуаров и журналы сварочных работ;

- акты испытаний резервуаров на прочность и герметичность;

- акты испытания технологических трубопроводов, теплосетей, водопроводных сетей, напорных канализационных коллекторов, самотечных систем, газопроводов, систем очистки стоков;

- акты проверки стационарных систем пожаротушения и извещения о пожаре;

- акты проверки герметичности разделительных стен в помещениях насосных цехов;

- акты индивидуальных и комплексных испытаний средств автоматики, телемеханики и связи;

- паспорта (формуляры) на ПС и НП с техническими характеристиками, оформленные в виде журналов и базы данных на магнитном диске - носителе информации.

1.6.30. Блочно - комплектные перекачивающие насосные станции (БКПС) должны приниматься в соответствии с НТД по приемке в эксплуатацию перекачивающих станций в блочно - комплектном исполнении.

1.6.31. Приемка МНПП оформляется актом приемочной комиссии, который после утверждения является основанием для ввода нефтепродуктопровода в эксплуатацию. Акт о приемке в эксплуатацию утверждается приказом органа, назначившего комиссию.

2. Линейная часть

2.1. Состав линейной части магистральных нефтепродуктопроводов

2.1.1. В состав линейной части МНПП входят:

- собственно трубопровод с ответвлениями и лупингами, запорной и регулирующей арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами пуска и приема очистных и диагностических устройств, байпасными площадками;

- наземные линейные сооружения, включающие:

- здания и сооружения линейной службы эксплуатации (АВП, дома обходчиков, вертолетные площадки);

- постоянные дороги, расположенные вдоль трассы трубопровода и подъезды к ним; переезды через трубопроводы;

- защитные противопожарные, охранные, противооползневые, противоэрозионные и другие защитные сооружения нефтепродуктопроводов;

- установки электрохимической защиты нефтепродуктопроводов от коррозии;

- линии и сооружения технологической связи, средства и сооружения телемеханики и КИП;

- линии электропередачи для снабжения электроэнергией узлов установки запорной и другой арматуры;

- устройства электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установок электрохимической защиты;

- опознавательные и сигнальные знаки местонахождения нефтепродуктопроводов, километровые указатели, предупредительные плакаты и знаки.

2.1.2. Земельные участки, отводимые для линейной части МНПП, определяются проектом и оформляются актами в постоянное или временное пользование.

Земельные участки под наземные линейные сооружения отводятся в постоянное пользование. Их определяют проектом с последующим оформлением на право пользования.

Земельные участки, предоставляемые во временное пользование (на период строительства или ремонта), должны быть возвращены землепользователям в установленном порядке после окончания строительно-монтажных работ и рекультивации.

2.1.3. Размеры земельных участков, отводимых под строительство, определяются проектом в соответствии с действующими нормами.

2.2. Трасса и охранная зона

2.2.1. Трассы нефтепродуктопроводов в соответствии с проектом и "Правилами охраны магистральных трубопроводов" обозначаются опознавательными знаками (со щитами - указателями): столбиками высотой 1,5 - 2 метра от поверхности земли, устанавливаемыми в пределах прямой видимости, но не реже чем через 1 км, на углах поворота, водных и воздушных переходах, а также при пересечении трубопроводом шоссейных и железных дорог.

Установка опознавательных знаков нефтепродуктопроводов оформляется совместным актом ОАО и землепользователя.

На щите - указателе должны быть приведены:

- наименование нефтепродуктопровода или входящего в его состав сооружения;

- привязка знака (км, пикет) к трассе;

- размеры охранной зоны;

- телефоны и адреса диспетчерской и аварийной служб производственного подразделения, эксплуатирующего данный участок МНПП и др.

Допускается установка щитов - указателей на опорах ЛЭП, линий связи, проходящих параллельно МНПП, и контрольно-измерительных пунктах.

2.2.2. Места пересечения нефтепродуктопроводов с судоходными и сплавными реками, а также каналами обозначаются на берегах сигнальными знаками. Сигнальные знаки устанавливаются подразделениями ОАО по согласованию с бассейновыми управлениями водного пути (управления каналов) и вносятся последними в перечень судоходной обстановки и в лоцманские карты.

2.2.3. В местах пересечения нефтепродуктопроводов с автомобильными дорогами всех категорий ОАО, эксплуатирующим МНПП, совместно с дорожными управлениями устанавливается дорожный знак, запрещающий остановку транспорта в пределах охранной зоны.

2.2.4. Предупредительными знаками должны быть обозначены линейные задвижки, краны, вантузы и другие сооружения и элементы МНПП, выступающие над поверхностью земли.

Помимо постоянных знаков у каждого линейного обходчика - ремонтера и в спецавтомашинах линейной службы должны быть переносные предупредительные знаки для ограждения возможных мест утечек нефтепродуктов, ремонтируемых участков, мест размыва МНПП.

2.2.5. При проектировании любых объектов в охранной зоне МНПП заказчику объекта необходимо получить письменное согласование с ОАО, эксплуатирующим МНПП. Расстояния до проектируемых промышленных и гражданских сооружений от оси нефтепродуктопровода и территорий ПС должны быть не менее установленных действующими СНиП.

2.2.6. К трассе МНПП должна иметься возможность подъезда транспортных средств и механизмов, необходимых для выполнения ремонтных работ. При этом следует максимально использовать дороги общего пользования.

2.2.7. Трасса МНПП в пределах 3 м от оси крайнего трубопровода должна периодически расчищаться от поросли и содержаться в надлежащем противопожарном состоянии.

2.2.8. Растущие овраги и промоины, расположенные в стороне от трассы, которые при своем развитии могут достичь нефтепродуктопровода, должны укрепляться.

2.2.9. По всей трассе в процессе эксплуатации должна поддерживаться проектная глубина заложения нефтепродуктопровода.

Фактическую глубину заложения нефтепродуктопровода контролируют на непахотных землях не реже одного раза в 5 лет, на пахотных - один раз в год. На участках с глубиной заложения нефтепродуктопровода менее установленного проектом значения до верха образующей трубы предусматривают дополнительные меры по обеспечению его сохранности. Оголение нефтепродуктопровода, провисание и другие нарушения не допускаются. При их наличии предусматривают заглубление участка МНПП при капитальном ремонте.

2.2.10. Материалы, отражающие фактическое положение МНПП и его отводов, оформленные в установленном порядке заказчиком, должны быть переданы в местные органы власти для нанесения их на районные карты землепользований.

2.2.11. На всем протяжении трассы МНПП для исключения повреждений в соответствии с действующими Правилами охраны магистральных трубопроводов устанавливают охранную зону:

- вдоль трасс МНПП - в виде участка земли, ограниченного условными линиями, находящимися в 25 метрах от оси трубопровода с каждой стороны;

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

- вдоль подводных переходов нефтепродуктопроводов - в виде участка водоема на расстоянии 100 метров с каждой стороны от осей крайних ниток трубопроводов;

- вокруг емкостей для хранения и дренажа нефтепродуктов, земляных амбаров для аварийного выпуска нефтепродукта - в виде участка земли, ограниченного замкнутой линией, отстоящей от границ территории указанных объектов по 50 м во все стороны;

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

2.2.12. Охранная зона МНПП должна быть отражена в картах землеустроителя и землепользователя.

2.2.13. Земельные участки, входящие в охранные зоны МНПП, используются землепользователем для проведения сельскохозяйственных работ с обязательным соблюдением требований Правил охраны магистральных трубопроводов и настоящих Правил.

2.2.14. Полевые сельскохозяйственные работы в охранных зонах нефтепродуктопроводов производятся землепользователями с предварительным уведомлением ЛПДС, эксплуатирующей нефтепродуктопровод, о начале посевной и уборочной кампаний.

2.2.15. На орошаемых землях, находящихся в охранных зонах нефтепродуктопроводов, работы, связанные с временным затоплением земель, производятся по согласованию между землепользователем и ЛПДС, эксплуатирующей нефтепродуктопровод.

2.2.16. В охранных зонах запрещается производить всякого рода действия, которые могут нарушить нормальную эксплуатацию нефтепродуктопроводов либо привести к их повреждению, в том числе:

- возводить любые постройки и сооружения, ограниченные расстоянием от оси МНПП в соответствии со СНиП 2.05.06-85* "Магистральные трубопроводы";

- перемещать и производить засыпку и поломку опознавательных и сигнальных знаков, контрольно-измерительных пунктов;

- открывать люки, калитки и двери необслуживаемых усилительных пунктов кабельной связи, ограждений, узлов линейной арматуры, станций катодной и дренажной защиты, линейных и смотровых колодцев и других линейных устройств, открывать и закрывать краны и задвижки, отключать и включать средства связи, энергоснабжения и телемеханики нефтепродуктопроводов;

- устраивать всякого рода свалки, выливать растворы кислот, солей и щелочей;

- разрушать берегоукрепительные сооружения, водопропускные устройства, земляные и иные сооружения (устройства), предохраняющие нефтепродуктопроводы от разрушения, а прилегающую территорию и окружающую местность - от аварийного разлива транспортируемого продукта;

- бросать якоря, проходить с отданными якорями, цепями, лотами, волокушами и тралами, производить дноуглубительные и землечерпательные работы;

- разводить огонь и размещать какие-либо открытые или закрытые источники огня.

2.2.17. В охранных зонах МНПП сторонними организациями и частными лицами без письменного согласия ОАО, эксплуатирующего их, запрещается:

- возводить какие-либо постройки и сооружения;

- высаживать деревья и кустарники всех видов, складывать корма, удобрения и материалы, скирдовать сено и солому, содержать скот, ловить рыбу, производить колку и заготовку льда;

- сооружать проезды и переезды через трассы трубопровода;

- устраивать стоянки автомобильного транспорта, тракторов и механизмов, размещать сады и огороды;

- производить мелиоративные земляные работы, сооружать оросительные и осушительные системы;

- производить всякого рода открытые и подземные горные, строительные, взрывные работы, планировку грунта;

- производить геолого-съемочные, поисковые, геодезические и другие изыскательские работы, связанные с устройством скважин, шурфов и взятием проб грунта (кроме почвенных образцов).

Предприятия и организации, получившие письменное согласие на ведение указанных работ в охранных зонах трубопроводов, обязаны выполнять их с соблюдением условий, обеспечивающих целостность трубопроводов, сохранность объектов МНПП и нефтепродуктов.

Лица, виновные в умышленной разгерметизации нефтепродуктопроводов, несут ответственность в соответствии с действующим законодательством Российской Федерации. Условия производства работ в пределах охранной зоны МНПП устанавливают эксплуатирующие их ОАО.

2.2.18. До выдачи разрешения на производство работ в охранной зоне нефтепродуктопровода производственное подразделение ОАО, эксплуатирующее участок МНПП, пролегающий в зоне этих работ, выполняет обследование участка с целью определения его технического состояния и безопасности, а также уточнения положения нефтепродуктопровода и всех его сооружений.

Если техническое состояние участка нефтепродуктопровода требует выполнения ремонтных работ для предотвращения возможного его разрушения или утечки нефтепродукта, ОАО имеет право временно (до окончания ремонта) запретить, с предварительным уведомлением землепользователей, проведение любых, в том числе сельскохозяйственных работ, кроме связанных с ремонтом /28/, в пределах участка трубопровода, требующего ремонта, на расстояниях, равных минимальным расстояниям от оси трубопровода до городов и населенных пунктов, установленным действующей НТД /9/.

Предприятие (подразделение), получившее разрешение на производство работ в охранной зоне МНПП, должно быть письменно информировано о границах опасной зоны и прочих условиях производства работ согласно Правилам охраны магистральных трубопроводов. Производство работ без присутствия представителя владельца трубопровода не допускается.

2.2.19. Письменное согласие на проведение взрывных работ в охранных зонах нефтепродуктопроводов выдается ОАО только после выполнения предприятием (организацией), проводящим эти работы, требований, предусмотренных Едиными правилами безопасности при взрывных работах /127/.

2.2.20. Предприятиям, эксплуатирующим нефтепродуктопроводы, разрешается:

2.2.20.1. Подъезд в соответствии со схемой проездов, согласованной с землепользователем, и других технических средств к трубопроводу и его объектам для обслуживания и проведения ремонтных работ.

В аварийных ситуациях разрешается подъезд к нефтепродуктопроводу и сооружениям на нем по маршруту, обеспечивающему доставку техники и материалов для устранения аварий с последующим оформлением и оплатой нанесенных убытков землевладельцам.

Если нефтепродуктопроводы проходят по территории запретных зон и специальных объектов, то соответствующие организации должны выдавать работникам, обслуживающим эти нефтепродуктопроводы, пропуска для проведения осмотров и ремонтных работ.

2.2.20.2. Устройство в пределах охранной зоны шурфов для проверки качества изоляции нефтепродуктопроводов и проведение других земляных работ, необходимых для обеспечения нормальной эксплуатации МНПП, с предварительным уведомлением об этом землепользователя. Места шурфовок должны быть ограждены и после окончания работ немедленно засыпаны.

2.2.20.3. Вырубка деревьев для проезда и размещения техники, производства работ, обустройства амбаров и т.д. при авариях на нефтепродуктопроводах, проходящих через лесные массивы, с последующим оформлением лесорубочных билетов и с очисткой мест рубки от порубочных остатков.

В случае необходимости ОАО, эксплуатирующие МНПП, могут проводить в процессе их текущего содержания рубку леса в охранных зонах с оформлением лесорубочных билетов на общих основаниях.

Полученная при этом древесина используется указанными ОАО для удовлетворения собственных нужд, оставшаяся - передается лесхозом для реализации в установленном порядке.

2.2.21. При совпадении охранной зоны нефтепродуктопровода с полосой отвода железных и автомобильных дорог, ЛЭП и других объектов эксплуатация совпадающих участков территории осуществляется заинтересованными сторонами по согласованию между ними.

2.2.22. Для работ по капитальному ремонту, реконструкции МНПП и устройству переездов через них ОАО, эксплуатирующим нефтепродуктопроводы, должны быть предоставлены во временное пользование в установленном порядке земельные участки в размере, предусмотренном проектом действующими нормами отвода земель для строительства трубопроводов. Проведение ремонтных работ на нефтепродуктопроводах, проходящих в пределах рыбохозяйственных водоемов, должно быть согласовано с местными органами рыбоохраны, за исключением работ, необходимость проведения которых вызвана аварийной ситуацией на МНПП.

2.2.23. При прохождении нефтепродуктопроводов в одном техническом коридоре с инженерными коммуникациями других ведомств или их взаимном пересечении основы взаимоотношений предприятий, эксплуатирующих эти коммуникации, и ОАО, эксплуатирующих МНПП, определяются Положением о взаимоотношениях ведомств, коммуникации которых проходят в одном техническом коридоре /72/.

Местоположение коммуникаций в одном техническом коридоре должно быть четко обозначено на местности опознавательными и предупреждающими знаками.

Установка знаков должна оформляться совместным актом владельцев коммуникаций технического коридора и землепользователей.

2.2.24. Все изменения, касающиеся строительства объектов в охранной зоне, пересечения с трубопроводами и коммуникациями другого назначения и конструктивные изменения объектов линейной части МНПП в процессе ремонта и реконструкции должны своевременно вноситься в исполнительную документацию.

2.2.25. Владельцы коммуникаций технического коридора должны совместно разработать и утвердить инструкцию о взаимоотношениях при эксплуатации подведомственных сооружений.

В инструкции должны быть отражены:

- состав коммуникаций с указанием их основных технических характеристик;

- границы коридора по трассе каждого сооружения;

- перечень организаций, ответственных за эксплуатацию коммуникаций, их местонахождение и порядок связи;

- специфические признаки аварий и неисправностей на каждом конкретном трубопроводе (коммуникации) и порядок действия при их обнаружении техническим персоналом любого из ведомств - владельцев коммуникаций;

- организация и выполнение патрулирования, охраны и оповещения об аварийных ситуациях;

- порядок согласования с владельцами соседних коммуникаций ремонтных и аварийно - восстановительных работ;

- сроки, объемы и порядок ежегодных совместных обследований коридоров и устранение выявленных дефектов;

- организация и объемы оказания взаимопомощи при устранении аварий и их последствий;

- порядок обслуживания и ремонта общих вспомогательных объектов (проездов вдоль коридора, мостов и переездов, вертолетных площадок и т.п.).

Инструкция составляется в месячный срок со дня образования нового технического коридора.

2.2.26. Владельцы коммуникаций должны передавать друг другу и своевременно корректировать необходимую документацию о местонахождении и состоянии сооружений в техническом коридоре; согласовывать перечень необходимой документации, в месячный срок направлять сведения об изменениях владельцам соседних коммуникаций.

2.2.27. Строительно-монтажные и земляные работы в охранной зоне могут выполняться только при наличии согласованного проекта производства работ и письменного разрешения владельцев коммуникаций и контроля за производством работ представителями заинтересованных владельцев.

2.2.28. Владельцы коммуникаций, проложенных в техническом коридоре, должны иметь планы ликвидации возможных аварий и их последствий, предусматривающие меры по недопущению повреждений при этом других коммуникаций коридора. Планы должны быть согласованы с владельцем коммуникаций коридора.

2.2.29. В ситуациях, требующих безотлагательных мер по недопущению или ликвидации аварии, допускается приступать к работам без предварительного согласования с заинтересованными организациями, приняв меры к обеспечению сохранности других коммуникаций коридора. О создавшейся ситуации и производстве работ необходимо сообщить всем заинтересованным организациям.

2.2.30. Повреждения коммуникаций, произошедшие вследствие неисправности или при производстве работ на соседних коммуникациях, расследуются комиссией с привлечением всех заинтересованных сторон и устраняются виновной организацией или за ее счет.

2.2.31. Устранение последствий стихийных бедствий выполняется владельцами коммуникаций технического коридора совместными силами.

2.2.32. Споры, возникающие между владельцами коммуникаций технического коридора, разрешаются в порядке, установленном положениями о взаимоотношениях и законодательством.

2.2.33. По окончании плановых или аварийно - восстановительных работ ОАО или отделения, эксплуатирующие МНПП, обязаны привести земельные угодья в состояние, пригодное для дальнейшего их использования по назначению.

2.3. Трубопровод

2.3.1. Строительство трубопроводов и их реконструкция осуществляются в соответствии с проектом и действующей НТД (СНиП, ВНТП, РД и т.д.).

2.3.2. Арматура, оборудование, приборы на трубопроводах должны быть размещены в соответствии с проектом и отвечать требованиям НТД и ТД.

2.3.3. Для замера давления на нефтепродуктопроводе, фиксации прохождения очистных и диагностических устройств должны быть предусмотрены отборные и другие устройства для установки манометров и т.д. в местах, определенных проектом.

2.3.4. Приемка трубопровода в эксплуатацию и его эксплуатация осуществляются в соответствии с общими требованиями по приемке законченных строительством объектов, с соблюдением требований проекта и действующей НТД.

2.3.5. На каждый МНПП должен быть оформлен технический паспорт (формуляр) с указанием сооружений, смонтированного оборудования и с краткой технической характеристикой, профилем и другой информацией (наряду с журнальной формой оформления паспорт может быть представлен также в виде базы данных на магнитном диске - носителе информации).

2.3.6. Магистральные трубопроводы, арматура и другие устройства на них должны периодически осматриваться, диагностироваться и обслуживаться согласно утвержденным главным инженером ОАО, ПО план - графикам ППР, составленным в соответствии с действующей системой ТОР линейной части МНПП /63/.

Результаты осмотров отражаются в журнале осмотров, диагностики и ремонтных работ - в журнале ремонтов и техническом паспорте МНПП.

2.4. Переходы нефтепродуктопроводов

2.4.1 Границами подводных переходов (ПП) МНПП являются:

- для многониточных переходов - участок, ограниченный запорной арматурой, установленной на берегах или за границами поймы, в соответствии с проектом;

- для однониточных переходов - участок, ограниченный горизонтом высоких вод (ГВВ) не ниже 10%-ной обеспеченности и 2%-ной обеспеченности для горных рек.

2.4.2. На обоих берегах перехода в межень шириной более 100 м устанавливают постоянные реперы, по отношению к которым выполняют высотную привязку результатов промеров при каждом обследовании перехода. Реперы устанавливают в незатопляемой зоне, чтобы сохранить их в случае возможных разрушений берегов и при ледоходе. При ширине реки до 100 м допускается установка одного репера.

2.4.3. Для сохранности подводных переходов на судоходных реках и сплавных водных путях места расположения подводных переходов обозначают предупредительными знаками "Якорь не бросать (подводный переход)" с осветительной аппаратурой. Места установки этих знаков согласовывают с бассейновыми инспекциями или другими организациями, эксплуатирующими водные пути сообщения.

2.4.4. В местах переходов нефтепродуктопроводов через судоходные и сплавные реки, как правило, предусматривают установку блок - постов или пунктов технического обслуживания, укомплектованных плавсредствами и приспособлениями для защиты водоемов от загрязнения нефтепродуктами.

2.4.5. На каждый ПП МНПП должен быть составлен паспорт, содержащий о ПП следующие сведения:

- технические и технологические характеристики ПП;

- гидроморфологические характеристики участка реки в районе ПП;

- сведения о работах, выполненных на ПП;

- план ликвидации аварий, повреждений и их последствий на ПП.

Паспорт передается генподрядчиком (исполнителем работ по строительству перехода) заказчику вместе с исполнительной документацией.

В случае отсутствия паспорта последний составляется ОАО (отделением ОАО), эксплуатирующим переход.

2.4.6. Сооружение подводного перехода и его капитальный ремонт проводят в соответствии с проектом, учитывая возможные деформации русла и перспективные дноуглубительные работы.

2.4.7. Для обеспечения надежной работы подводных переходов через судоходные и сплавные водные пути необходимо вести контроль за деформацией берегов, изменением русловой части водоема и относительным положением самого трубопровода, обследование подводной части перехода специальными организациями.

2.4.8. Обследования проводятся по графику, результаты представляют в виде технического отчета и заносят в технический паспорт перехода.

2.4.9. При перекачке одного сорта нефтепродукта включаются в работу рабочая и резервная нитки трубопровода на переходе. При последовательной перекачке разных сортов нефтепродуктов включение в работу резервных ниток перехода определяет ОАО, эксплуатирующее МНПП, исходя из местных условий и необходимости обеспечения минимального смесеобразования. Не реже одного раза в год необходимо производить промывку всех ниток переходов, направляя весь поток нефтепродуктов поочередно по каждой нитке. Проведение этих работ должно быть предусмотрено инструкцией. При необходимости полного отключения одной нитки должны быть предусмотрены меры, предупреждающие повышение давления в отключенном трубопроводе от температурных воздействий.

2.4.10. На ПП МНПП через сплавные и судоходные реки должно контролироваться давление, ежедневно - при наличии постов наблюдения и по графику осмотра нефтепродуктопроводов - при их отсутствии.

2.4.11. Контроль за состоянием ПП МНПП осуществляется производственным подразделением ОАО, эксплуатирующим магистральные нефтепродуктопроводы.

Для обеспечения надежной работы ПП МНПП необходимо выполнять следующие основные мероприятия:

- поддержание установленных проектом отметок заглубления трубопроводов;

- поддержание в исправном состоянии защиты труб перехода, устранение повреждений изоляции, металла труб, электрохимзащиты, берегоукреплений, подмывов, оползней, размывов и т.д.;

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

- контроль за состоянием и техническое обслуживание запорной арматуры;

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

2.4.12. Система технического обслуживания и ремонта подводных переходов должна включать в себя:

- визуальные наблюдения - в соответствии с утвержденным главным инженером отделения ОАО графиком;

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

- промывку резервных ниток;

- осмотр и проверку исправности информационных знаков, ледозащитных устройств;

- регулярные контрольные осмотры ПП МНПП ежегодно в предпаводковый или послепаводковый периоды с целью выявления размывов русла реки и обнажения трубопровода, размыва и разрушения подводной части берегоукрепительных сооружений;

- обследование технического состояния.

Периодичность, порядок, состав и объем работ по обследованию технического состояния ПП МНПП должны определяться в соответствии с действующей НТД.

Техническое обслуживание крупных или сложных подводных переходов (шириной более 100 м, судоходных и т.п.) должно осуществляться по индивидуальным технологическим регламентам, разрабатываемым с учетом специфики перехода. Результаты осмотров и технического обслуживания должны быть отражены в журнале наблюдения и паспорте перехода производственным подразделением ОАО.

2.4.13. АВП, обслуживающие ПП МНПП, должны быть оснащены техническими средствами для ликвидации аварийных разливов нефтепродукта в соответствии с Табелем технического оснащения аварийно - восстановительных пунктов магистральных нефтепродуктопроводов /137/.

Работы по ликвидации аварий на ПП МНПП и их последствий должны выполняться в соответствии с заранее разработанным, согласованным в установленном порядке и утвержденным главным инженером ПО ОАО планом ликвидации возможных аварий (ПЛА).

2.4.13.1. ПЛА должны разрабатываться на все возможные виды аварий с учетом местных условий перехода. В них должны быть отражены мероприятия по обнаружению и безопасному ведению работ по ликвидации аварий и ее возможных последствий; обеспечению безопасности и спасению людей; порядок и примерный график выполнения работ, перечень технических средств и оборудования, их размещение; обязанности и порядок действия ответственных должностных лиц и ремонтного персонала; порядок и сроки оформления установленной документации; вопросы взаимодействия с органами местной власти, штабами по делам гражданской обороны и чрезвычайным ситуациям, землепользователями, организациями - владельцами коммуникаций, проходящих в одном техническом коридоре, бассейновым управлением участка пути, другими организациями.

2.4.13.2. Планы ликвидации возможных аварий на ПП МНПП должны быть тщательно изучены и отработаны всеми лицами, участвующими в организации и проведении работ по обнаружению и ликвидации аварии и ее последствий.

2.4.13.3. Знание ПЛА, в т.ч. на ПП, проверяется не реже одного раза в год; степень подготовки персонала и практические навыки выполнения работ по ликвидации аварий на ПП проверяются и закрепляется учебно-тренировочными занятиями, которые должны проводиться в соответствии с утвержденным главным инженером ПО графиком не реже одного раза в 2 - 3 года.

2.4.14. В случае попадания перекачиваемого нефтепродукта в реки должны быть приняты меры по его локализации, улавливанию и утилизации.

2.4.14.1. Локализация движения пятна нефтепродукта производится с помощью плавучих боновых заграждений (БЗ), способ установки которых определяется инструкцией заводов - изготовителей и предусматривается в ПЛА.

2.4.14.2. Места локализации (установки БЗ) определяются руководителем АВР с таким расчетом, чтобы к моменту подхода головной части пятна нефтепродукта были закончены работы по установке БЗ и сборщиков нефтепродукта.

2.4.14.3. Варианты расстановки БЗ выбираются в зависимости от конкретных условий с учетом скорости течения и категории рек.

2.4.15. Капитальный ремонт ПП МНПП выполняется по проекту, в основу которого должны быть положены результаты технического обследования, материалы инженерных изысканий и наблюдений за русловыми деформациями.

2.4.16. При эксплуатации переходов через железные и автомобильные дороги 1-4 категорий необходимо уделять внимание наблюдению за смотровыми колодцами и имеющимися устройствами на случай повреждения перехода.

На каждый переход через железные и автомобильные дороги 1-4 категории также должен быть составлен паспорт по установленной форме.

Обследование технического состояния переходов через железные и шоссейные дороги всех категорий должно проводиться не реже одного раза в 5 лет.

2.4.17. Ремонт переходов через железные и автомобильные дороги трубопроводов должен производиться в плановом порядке. Периодичность, состав и объем выполняемых при этом работ должны быть определены в соответствии с техническим состоянием переходов на основании дефектных ведомостей и нормативных документов.

2.4.18. Ежегодно необходимо выполнять нивелировку переходов трубопровода, а техническое состояние строительных конструкций, опор, траверс определять по отдельному графику, не реже одного раза в 10 лет. Для мостовых, вантовых и других сложных переходов должны быть разработаны дополнительные инструкции по обслуживанию и ремонту, подготовлены специалисты для выполнения подобных работ.

2.4.19. В процессе эксплуатации воздушных переходов необходимо выполнять контроль за общим состоянием воздушных переходов, трубопровода, береговых и промежуточных опор, их осадкой, состоянием мачт, тросов, вантов, берегов в полосе переходов, берегоукрепительных сооружений, водоотводных канав, мест выхода трубопроводов из земли, креплений трубопроводов к опорам земляных насыпей. При необходимости производится нивелировка.

2.5. Запорная арматура

2.5.1. Размещение запорной арматуры по трассе МНПП производится при проектировании в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85 "Магистральные трубопроводы".

При размещении линейной запорной арматуры необходимо учитывать профиль трассы, чтобы свести потери нефтепродуктов при повреждениях и плановых ремонтных работах до минимума.

2.5.2. Запорная арматура, установленная на переходах через водные преграды или на других опасных участках трубопроводов, должна быть по возможности оборудована электроприводом. При реконструкции или капитальном ремонте трубопроводов устанавливаемая на этих участках запорная арматура и ее электроснабжение должны соответствовать требованиям действующих НТД.

2.5.3. Запорная арматура, установленная на МНПП, должна иметь:

- ограждение;

- площадку обслуживания, выполненную согласно проекту, с обязательной установкой предупреждающих и запрещающих знаков на ограждении;

- нумерацию согласно технологической схеме трубопровода;

- указатели вращения на закрытие и открытие и положения "закрыто", "открыто";

- подъезд.

Колодцы и шкафы внутри ограждения должны иметь запоры.

2.5.4. Запорная арматура, устанавливаемая на МНПП, должна обеспечивать:

герметичность отключения одной части трубопровода;

надежность в эксплуатации и удобство обслуживания;

беспрепятственный проход через арматуру очистных и диагностических устройств.

Электропривод арматуры должен быть во взрывозащищенном исполнении и дублироваться ручным приводом.

При этом должна быть обеспечена легкость закрытия и открытия арматуры при любых погодных условиях.

2.5.5. Нормальное положение задвижек на магистральном трубопроводе - открытое, нормальное положение байпасной задвижки - закрытое (если иное не предусмотрено проектом).

Положение задвижек на соединительных линиях зависит от режима работы трубопровода.

2.5.6. Открывать и закрывать запорную арматуру разрешается только по распоряжению диспетчера производственного отделения (ОАО).

2.5.7. Запрещается использовать запорную арматуру в качестве регулирующего органа. Ход шпинделя в задвижках должен быть плавным, а затвор при закрытии и открытии должен перемещаться без заедания.

2.5.8. Периодичность и объемы ТОР запорной арматуры определяются инструкцией завода - изготовителя и планом - графиком, утвержденным главным инженером отделения ОАО.

2.5.9. Арматура на МНПП при ремонтных работах должна иметь серию не ниже предусмотренной проектом с предварительным проведением ревизии и гидравлического испытания на прочность и герметичность согласно ГОСТ 356-80 "Арматура и детали трубопроводов. Давления условные, трубные и рабочие. Ряды".

2.5.10. ТОР запорной арматуры производится аварийно - восстановительными службами.

Для осуществления капитального ремонта запорной арматуры создается обменный фонд запорной арматуры. Номенклатура и количество запорной арматуры обменного фонда определяются расчетом.

2.5.11. В каждом ОАО, эксплуатирующем МНПП, должен находиться аварийный запас запорной арматуры в количестве не менее одной задвижки каждого диаметра установленной серии на один АВП.

Арматура аварийного запаса должна быть отревизирована, храниться на складе под навесом. Условия транспортировки должны соответствовать техническим требованиям изготовителей.

Запрещается применение запорной арматуры, не имеющей технических паспортов, а также товарного знака на корпусе.

2.6. Техническое обслуживание и ремонт линейной

части магистральных нефтепродуктопроводов

2.6.1. Надежность магистральных нефтепродуктопроводов при их эксплуатации должна быть обеспечена и поддержана на требуемом уровне путем своевременного проведения плановых мероприятий технического обслуживания и ремонта согласно требованиям действующей НТД и утвержденным графикам, а также качественного выполнения восстановительных работ при неплановых ремонтах.

2.6.2. Основные требования к организации и проведению, учету и контролю работ по техническому обслуживанию и ремонту линейной части МНПП, периодичность технического обслуживания и ремонтные нормативы определяются нормативно - техническим документом "Система технического обслуживания и ремонта линейной части магистральных нефтепродуктопроводов" /63/.

Все работы на линейной части МНПП по замене запорной арматуры, по подключению новых и капитально отремонтированных участков, по пропуску очистных устройств выполняются согласно разработанным ОАО (отделениями ОАО, ЛПДС) организационно - техническим мероприятиям, утверждаемым главным инженером ОАО.

2.6.3. Для выполнения технического обслуживания, текущего и аварийно - восстановительного ремонта линейной части МНПП ОАО, ПО используют:

- ремонтно-восстановительные бригады перекачивающих и наливных станций;

- аварийно - восстановительные пункты (АВП), расположенные вдоль трассы по проекту или решению отделения ОАО, исходя из значимости и доступности отдельных точек трассы;

- ремонтно-строительные участки, линейные обходчики.

2.6.4. Организационная структура, состав бригад и подразделений, обслуживающих линейную часть МНПП, устанавливаются ОАО.

2.6.5. На подразделения, обслуживающие линейную часть МНПП, возлагаются следующие основные задачи:

- периодические и внеочередные осмотры трассы МНПП путем обхода, объезда или облета с целью выявления нарушений охранной зоны, возможных утечек нефтепродуктов и их хищения;

- содержание в полной исправности линейных сооружений, особенно сооружений на переходах через реки и другие препятствия, в туннелях, на болотах, в колодцах; станций катодной защиты, линейных сооружений связи, линий электропередачи, электроустановок и т.п.;

- наблюдение за состоянием охранной зоны и производством работ сторонними организациями;

- выполнение работ по техническому обслуживанию, планово - предупредительным и аварийно - восстановительным ремонтам;

- осуществление при необходимости врезок и отводов в нефтепродуктопроводы для подключения новых объектов, реконструкции узлов переключения и т.д.;

- осуществление мероприятий по подготовке МНПП к работе в осенне-зимний период и к весеннему паводку;

- оформление в установленном порядке документации на ремонтные работы и ликвидацию аварий;

- поддержание в исправном состоянии табельной техники, приспособлений и другого имущества, своевременное их пополнение;

- проведение в уставленные графиком сроки учебно-тренировочных занятий с отработкой планов ликвидации аварий с целью проверки готовности техники и персонала к выполнению работ по ликвидации возможных аварий.

2.6.6. При осмотре трассы особое внимание должно быть обращено на:

- выявление возможных утечек нефтепродукта по выходу на поверхность и попыток его хищения;

- выявление и предотвращение производства работ посторонними организациями и лицами и нахождения посторонней техники;

- выявление оголений, размывов, оползней, оврагов;

- состояние переходов через реки, ручьи, овраги и другие препятствия;

- состояние пересечений с железными и автомобильными дорогами, появление неузаконенных переездов;

- состояние вдольтрассовых сооружений, включая защитные.

При осмотре наружной поверхности трубопроводов и их деталей (сварных швов, фланцевых соединений, включая крепеж арматуры, антикоррозионной защиты и изоляции, дренажных устройств, компенсаторов, опорных конструкций) следует обращать внимание на:

- состояние и показания приборов, по которым осуществляется контроль за давлением в нефтепродуктопроводе;

- герметичность незаглубленных участков нефтепродуктопровода, мест выхода из земли трубопроводных узлов, сварных и фланцевых соединений запорной арматуры;

- наличие утечек транспортируемого нефтепродукта из кожухов на пересечениях с железными и автомобильными дорогами.

Результаты осмотра трассы должны фиксироваться в журналах по установленной действующей НТД форме:

- в журнале N 1 - телефонограммы и распоряжения;

- в журнале N 2 - давление в трубопроводе и параметры приборов ЭХЗ;

- в журнале N 3 - результаты обхода и осмотра трассы и охраняемой зоны МНПП.

2.6.7. Работники, выполняющие техническое обслуживание и ремонт линейной части МНПП, обязаны знать трассу трубопровода, технологические схемы сооружений, устройство и работу арматуры, находящейся на обслуживаемом участке.

2.6.8. Ремонтно-восстановительные бригады и ремонтные колонны должны быть оснащены необходимыми транспортными средствами, строительными и ремонтными механизмами, оборудованием, материалами, инструментами и инвентарем в соответствии с действующими нормативами технической оснащенности /136, 137/, а также средствами оперативной связи.

2.6.9. Технические средства аварийно - восстановительных работ и подразделений (транспортные и ремонтно-восстановительные машины и механизмы) должны иметь соответствующие надписи. Транспортные средства аварийно - восстановительных бригад по согласованию с Государственной инспекцией безопасности дорожного движения (ГИБДД) оснащают спецсигналами. На период весенней распутицы на автотранспортные средства АВБ и АВП в организациях ГИБДД должны оформляться специальные пропуска для беспрепятственного проезда по дорогам и к линейной части МНПП.

2.6.10. Все оборудование, транспорт и имущество линейной службы, предназначенные для выполнения аварийно - восстановительных работ, должны находиться в постоянной исправности и готовности к немедленному выезду и применению. Использовать данную технику не по назначению запрещается.

2.6.11. Периодические визуальные осмотры трассы, линейных сооружений и охранной зоны МНПП производят по утвержденным маршрутам и графикам линейные обходчики или ремонтно-восстановительные бригады (РВБ), снабженные транспортом повышенной проходимости либо воздушным транспортом и двусторонней связью с ЛПДС.

2.6.11.1. Участки обслуживания МНПП одним обходчиком независимо от числа параллельно уложенных трубопроводов устанавливаются от 10 до 15 км с размещением блок - поста преимущественно в районе установки задвижек и закрепляются приказом по ЛПДС или ПС.

2.6.11.2. Линейные обходчики производят:

- ежедневный осмотр и выявление утечек нефтепродуктов через запорную арматуру, выхода нефтепродукта на поверхность земли или водную поверхность;

- проверку наличия и исправности километровых знаков, контрольно-измерительных пунктов, установок ЭХЗ запорной арматуры, колодцев и их ограждений, состояния вдольтрассовой линии электропередач.

В случае выявления неисправностей оборудования, выхода нефтепродукта, хищений нефтепродукта из МНПП, выполнения каких-либо работ на трубопроводе или в охранной зоне сторонними организациями линейный обходчик немедленно сообщает об этом на ЛПДС, после чего действует согласно указаниям руководства ЛПДС (выставляет знаки безопасности, осуществляет охрану участка до прибытия РВБ и т.д. согласно ПЛА и указаниям руководства ЛПДС).

2.6.12. Задачей авиационного обслуживания может быть не только контроль за состоянием нефтепродуктопроводов со всеми линейными устройствами, сооружениями, зданиями, переходами и пересечениями, но и транспортировка ремонтных групп с комплексом инструментов на место работы.

2.6.13. Организацию работ по авиационному патрулированию трассы, включая оформление договора, осуществляет ответственное лицо, назначенное приказом по отделению или ОАО.

На ЛПДС, ПС и НП, линейных участках МНПП должны быть предусмотрены площадки для посадки и взлета вертолетов.

2.6.14. На каждой ЛПДС, ПС и ПО должен быть составлен и утвержден список специалистов, которые могут пользоваться услугами вертолета для выполнения служебных обязанностей. Каждый допущенный к полетам на вертолетах специалист должен быть застрахован от несчастного случая в установленном порядке.

2.6.15. Периодичность осмотра нефтепродуктопровода путем обхода, объезда или облета устанавливает руководство ОАО в зависимости от местных условий, сложности рельефа трассы нефтепродуктопровода и времени года. Периодичность осмотра трассы руководством перекачивающих станций или ЛПДС - не реже одного раза в месяц, отделения - одного раза в квартал, ОАО - одного раза в полгода.

Внеочередные осмотры следует проводить после стихийных бедствий, в случае обнаружения утечки нефтепродуктов, падения давления, отсутствия баланса нефтепродукта и других признаков повреждения нефтепродуктопровода.

2.6.16. Время выхода (вылета) обходчиков или РВБ на трассу, их нахождения и возвращения с трассы должно сообщаться и регистрироваться дежурным диспетчером в специальном журнале. Результаты осмотров и выполняемые в процессе обхода (облета) операции должны фиксироваться в журнале наблюдений при обходе (облете) трассы.

2.6.17. Техническое обслуживание и ремонт сооружений и оборудования нефтепродуктопровода проводят аварийно - восстановительные бригады по утвержденному графику работ.

2.6.18. Для поддержания пропускной способности и сохранения качества нефтепродуктов производится периодическая очистка МНПП от внутренних отложений. Периодичность очистки выбирается в зависимости от интенсивности накопления отложений на основе анализа режимов перекачки. Очистка полости трубопровода производится по инструкциям, разрабатываемым ОАО, эксплуатирующими МНПП.

2.6.19. Очередная очистка должна производиться при снижении пропускной способности нефтепродуктопровода не более чем на 3%, ухудшении качества нефтепродукта и др.

Все работы по подготовке и проведению очистки МНПП должны выполняться в соответствии с принятой технологией и требованиями нормативных документов по охране труда и пожарной безопасности /51, 53, 115, ..., 125/.

2.6.20. График очистки МНПП по участкам должен утверждаться главным инженером ОАО, эксплуатирующего этот МНПП или участок и передаваться на исполнение в отделения. Контроль за выполнением графика должен осуществляться отделом эксплуатации и ТТО ОАО или отделений.

2.6.21. Виды и объемы ремонта самого трубопровода устанавливают на основе оценки его технического состояния по данным осмотров в шурфах, электроизмерений, анализов отказов, технических норм, требований паспортов и инструкций заводов - изготовителей или по данным обследования состояния трубопровода приборными средствами диагностики, а также в соответствии с мероприятиями по повышению надежности и безопасности эксплуатации, предусмотренными в планах ОАО, отделений.

2.6.22. Фактическое состояние действующего нефтепродуктопровода определяется путем сравнения определяющих его техническое состояние параметров с предельно допустимыми значениями, на основании чего принимается решение по его ремонту или дальнейшей эксплуатации.

2.6.23. Подготовка и порядок проведения диагностического обследования линейной части МНПП, методические основы оценки фактического технического состояния и установления на этой основе сроков и объемов работ, а также порядок организации и проведения последующих ремонтов определяются действующими НТД о техническом диагностировании линейной части МНПП и системе ТОР по диагностическим данным.

2.6.24. Для трубопровода с повышенной коррозийностью, а также при большом числе аварий на его участках следует проводить гидравлические испытания водой или нефтепродуктом с предварительным согласованием в соответствующих органах надзора и разработкой мероприятий по безопасному ведению этих работ.

Каждое ОАО, эксплуатирующее МНПП, отделение должны разрабатывать и утверждать конкретные планы мероприятий по подготовке и обеспечению безаварийной работы МНПП и всех сооружений в осенне-зимний и весенний паводковый периоды.

2.6.25. В плане подготовки к эксплуатации МНПП в зимних условиях должны быть предусмотрены:

- ревизия и ремонт приводов запорной арматуры с заменой летней смазки на зимнюю и масла в взрывозащищенном электрооборудовании, создание запаса необходимых материалов и инструментов на базах, складах и в определенных местах трассы;

- восстановление противопожарных сооружений;

- ревизия и ремонт уплотнений в защитных кожухах переходов через шоссейные и железные дороги для предотвращения попадания воды в кожух;

- приоткрытие задвижек тупиковых участков, камер скребка и других подобных устройств;

- перевод на зимнюю эксплуатацию аварийно - ремонтной техники и другие мероприятия, направленные на обеспечение бесперебойного транспорта нефтепродуктов в зимних условиях;

- промывка тупиковых и непроточных участков и арматуры;

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

2.6.26. В плане мероприятий по подготовке к весеннему паводку должны быть предусмотрены:

ремонт и укрепление воздушных и подводных переходов (с береговыми колодцами);

подготовка аварийно - ремонтной техники, замена смазки в редукторах, проверка запорной арматуры на полное открытие и закрытие;

создание необходимого запаса ГСМ;

восстановление нагорных водоотводных канав, противопожарных сооружений, водопропускных устройств, очистка их от снега;

ремонт ледорезов в местах возможных заторов льда, обрубка льда в урезах рек над подводными переходами;

подготовка плавучих средств и средств отбора нефтепродукта с водной поверхности;

ремонт мостов через реки и ручьи и подготовка дорог для проезда аварийно-ремонтной техники;

назначение дежурных постов на особо ответственных местах;

создание временных опорных пунктов в отдельных труднодоступных местах трассы МНПП с оснащением необходимой техникой, материалами, инструментами и средствами связи.

2.6.27. Мероприятия по подготовке к паводку должны быть согласованы с паводковыми комиссиями при администрациях населенных пунктов, вблизи которых проходит трасса МНПП.

2.6.28. Повреждения на МНПП могут быть обнаружены:

по падению давления на выходе перекачивающей станции;

по падению давления на приеме последующей перекачивающей станции (конечного пункта);

по повышению нагрузки двигателей магистральных насосов;

по разнице баланса перекачки между насосными станциями;

акустическими и гидродинамическими методами;

пропуском внутри трубы специальных устройств и приборов;

путем использования трассирующих веществ (радиоактивных изотопов и др.);

визуально-периодическим осмотром трассы.

2.6.29. При обнаружении утечки необходимо:

сообщить оператору или диспетчеру место и характер утечки и действовать по их указанию;

принять меры по предупреждению несчастных случаев и загораний;

выставить предупредительные знаки, запрещающие въезд и вход в зону (при необходимости);

организовать, если это необходимо, объезд на участке дороги, близком к месту выхода нефтепродукта;

предупредить местные органы власти об опасности разведения огня и соблюдении правил безопасности (при необходимости);

организовать посты наблюдения и предупреждения;

оповестить при необходимости владельцев коммуникаций технического коридора.

2.6.30. Повреждения МНПП устраняются силами ремонтно-восстановительной бригады, до прибытия которой линейный обходчик или другой работник отделения, ПС должен неотлучно находиться у места повреждения.

2.6.31. В случае возникновения аварии на МНПП аварийно - восстановительная служба должна действовать согласно плану ликвидации возможных аварий, разработанному в установленном действующей НТД /80/ порядке для закрепленного за АВП участка трассы.

2.6.31.1. Планы ликвидации возможных аварий разрабатываются комиссией в составе начальника отдела эксплуатации, старшего диспетчера, главного механика, главного энергетика, инженера по охране труда, представителя ОАО "Телекомнефтепродукт", начальника пожарной части, подписываются членами комиссии и утверждаются главным инженером ПО ОАО. ПЛА переутверждается по мере необходимости, но не реже чем раз в 5 лет. Изменения, не требующие пересогласования, вносятся в ПЛА немедленно, о чем делают пометку на титульном листе. Организация работ по внесению изменений, переутверждению ПЛА возлагается на службы эксплуатации ОАО. ПЛА находится у главного инженера ПО, диспетчера ПО, начальника аварийно-восстановительной службы. У сменного оператора ЛПДС, начальника караула военизированной охраны (ВОХР) и подразделений ОАО "Телекомнефтепродукта" должны находиться выписки из разделов плана, касающихся этих служб.

2.6.31.2. Все текущие изменения, вносимые в ПЛА, должны доводиться под роспись до работников АВП и руководства ЛПДС, а также отражаться в должностных инструкциях работников АВП.

2.6.32. Стратегия организации работ по ликвидации аварии на линейной части МНПП и ее возможных последствий должна предусматривать выполнение следующих основных работ:

- поиск места аварии и определение ее характера;

- сбор, выезд и доставку персонала и технических средств к месту аварии;

- выполнение работ по локализации и сбору разлившегося нефтепродукта и АВР;

- ликвидацию последствий аварий и оформление документации установленной формы.

2.6.32.1. Порядок организации, технологическая последовательность и примерный график выполнения перечисленных работ, действия должностных лиц и непосредственных исполнителей, порядок и сроки составления требуемой документации, перечень необходимых технических средств и другие аспекты ликвидации аварии на МНПП и ее возможных последствий определяются инструкцией /80/ и ПЛА.

2.6.32.2. Для проверки и закрепления знания ПЛА в каждом ОАО должны проводиться учения и учебно-тренировочные занятия.

Программы учений должны быть направлены на выполнение плана ликвидации возможных аварий, а также на отработку совместных действий с органами местной власти, с комиссией по чрезвычайным ситуациям и со всеми привлекаемыми организациями. Количество занятий (учений) и их содержание определяются руководством ОАО и ПО ОАО в зависимости от квалификации ремонтного персонала, сложности обслуживаемого участка трассы, природно-климатических условий и т.п.

2.6.32.3. Учения и учебно-тренировочные занятия должны проводиться с периодичностью:

в АВП - не реже 1 раза в месяц;

в ОАВП - не реже 1 раза в квартал.

Разрешается не проводить очередные учения и учебно-тренировочные занятия в тех из перечисленных выше подразделений АВС, которые были использованы на ликвидации аварий или производстве врезок на обслуживаемых участках трубопроводов.

2.6.32.4. Учения по обмену передовым опытом организации, новейшими техническими средствами и методами производства аварийно - восстановительных работ в масштабах АК организуются и проводятся по специальной программе с частотой один раз в 3 - 5 лет.

2.6.32.5. Персонал аварийно - восстановительной службы должен хорошо знать район участков трассы трубопроводов, в том числе расположение соседних коммуникаций, населенных пунктов, объектов народного хозяйства, сельскохозяйственных угодий и т.д.

2.6.32.6. Повреждения коммуникаций, происшедшие вследствие неисправности соседних коммуникаций или при производстве работ на них, расследуются комиссионно с привлечением всех заинтересованных сторон и устраняются за счет виновной организации и с привлечением ее сил.

2.6.32.7. Ликвидация последствий аварии (повреждения) в техническом коридоре производится по плану, согласованному со всеми соответствующими организациями - владельцами коммуникаций.

2.6.32.8. Последствия стихийных бедствий (оползней, размывов трассы и т.п.) устраняются владельцами коммуникаций технического коридора совместными силами.

2.6.32.9. Ликвидация аварий на магистральных трубопроводах может производиться без согласования с землепользователем, но с обязательным последующим его уведомлением.

2.6.33. На ЛПДС, ПС или НП должно быть организовано хранение аварийного запаса труб, уложенных на стеллажи с ограничителями, препятствующими их раскатыванию.

2.6.34. Трубы аварийного запаса должны быть очищены от ржавчины и окалины, загрунтованы снаружи и изнутри и иметь на концах заглушки. На каждой трубе должны быть нанесены белой краской длина и диаметр, толщина стенки и марка стали. В отделении должны храниться копии сертификатов на трубы аварийного запаса.

В летний период грунтовка и надписи на трубах аварийного запаса должны быть обновлены, стеллажи отремонтированы и аварийный запас пополнен до нормы.

2.6.35. Трубы, используемые для замены поврежденных участков, должны быть предварительно проверены на отсутствие дефектов и их соответствие имеющимся заводским сертификатам. Проверка должна быть оформлена актом.

2.6.36. В процессе эксплуатации МНПП аварийный запас труб должен систематически осматриваться. При осмотре должны производиться: ремонт стеллажей, очистка и смазка торцов труб, защита от коррозии. По истечении амортизационного срока службы трубы аварийного запаса должны быть заменены на новые.

2.6.37. Для участков МНПП, проложенных через болота, горы и другие опасные участки, объем аварийного запаса труб должен составлять 0,3% от их протяженности, для остальных участков - 0,1% от их протяженности.

2.6.38. Марка и толщина стенок труб аварийного запаса должны строго соответствовать аналогичным параметрам труб, заложенным при строительстве (проектировании).

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

2.7. Капитальный ремонт линейной части

магистральных нефтепродуктопроводов

2.7.1. Критерии определения необходимости капитального ремонта линейной части МНПП

2.7.1.1. Решение о необходимости капитального ремонта линейной части МНПП принимается на основе комплексного обследования и оценки технического состояния ее участков.

2.7.1.2. Для оценки технического состояния участков МНПП предварительно производят следующие работы:

- анализ отказов участка и имеющихся данных по диагностике МНПП;

- выявление наиболее опасных участков МНПП в отношении внешней и внутренней коррозии, а также напряженного состояния МНПП;

- обследование наиболее опасных участков МНПП, запорной арматуры, установок ЭХЗ, защитных противопожарных средств, линий технологической связи;

- анализ полученной информации.

2.7.1.3. Критериями опасности участков МНПП в отношении внешней коррозии, определяющими необходимость проведения капитального ремонта линейной части МНПП, являются:

- величина разности потенциалов "труба - земля", не удовлетворяющая требованиям ГОСТ 9.602-89;

- наличие дефектов изоляционного покрытия, обнаруженных в результате обследования;

- опасное (по ГОСТ 9.602-89) смещение разности потенциалов между трубопроводом и электродом сравнения (для МНПП, проложенных в зоне действия блуждающих токов);

- величина замеренного коррозионного износа по данным толщинометрии или определенной с помощью средств внутритрубной диагностики;

- отказы по причине наружной коррозии.

2.7.1.4. Наиболее опасными в отношении внутренней коррозии являются:

- места, где величина замеренного коррозионного износа по данным толщинометрии или определенного с помощью внутритрубной диагностической аппаратуры превышает средние по МНПП значения;

- места, где происходили аварии по причине внутренней коррозии;

- места возможных донных скоплений перед участками с пониженной скоростью течения и др., где возможно развитие сульфат - восстановительных бактерий;

- пониженные места по рельефу МНПП со скоростью течения нефтепродукта, не обеспечивающей вынос скоплений и воды.

2.7.1.5. Опасность разрушения МНПП из-за перенапряжения металла трубы может возникнуть в результате:

- действия неучтенных нагрузок (размыв подводных участков МНПП, колебания размытых участков под воздействием потока, воздействие оползающих грунтов при укладке МНПП);

- нарушения проектных решений или ошибки в проекте (например, дополнительное к проектному искривление МНПП в вертикальной и горизонтальной плоскости вплоть до образования гофр и др.).

2.7.1.6. На основе выявленных опасных участков МНПП производится их обследование путем шурфования, осмотра трубопровода, контроля изоляционного покрытия, толщины стенки трубы и качества сварных швов принятыми способами контроля.

2.7.1.7. Порядок проведения обследования и оценки коррозионного состояния МНПП, организационно - техническая подготовка, способы капитального ремонта, виды, технологическая последовательность и контроль качества работ определяются "Правилами капитального ремонта магистральных нефтепродуктопроводов диаметром 100 - 720 мм" /35/ и "Правилами капитального ремонта подземных трубопроводов" /36/.

2.7.1.8. По результатам обследований проводится анализ полученной информации о состоянии стенки трубы и изоляционного покрытия, который включает:

- классификацию и оценку обнаруженных дефектов по степени опасности;

- определение остаточного ресурса участка МНПП;

- уточнение на трассе МНПП мест обнаруженных дефектов;

- планирование мероприятий по предотвращению возможного разрушения МНПП;

- выбор вида и способа ремонта, установление сроков его проведения в зависимости от характера дефекта МНПП с учетом загруженности на рассматриваемый момент и перспективу.

2.7.1.9. Классификация дефектов производится следующим образом:

- определяется вид дефекта по конструктивному признаку (трещины, гофры, свищи, коррозионные язвы и т.д.);

- определяются геометрические размеры дефектов (длины, глубины, радиуса кривизны и т.д.);

- определяется степень опасности обнаруженных дефектов с учетом остаточного ресурса МНПП.

2.7.1.10. Критериями оценки дефектов обследованного участка МНПП являются допуски, установленные действующими НТД (СНиП III-42-80*. "Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки работ"; ВСН 006-89. "Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Сварка").

На основании анализа и обработки результатов обследований назначается капитальный ремонт либо с заменой труб, либо с заменой изоляционного покрытия с восстановлением или без восстановления стенки труб.

Восстановление стенки трубы производится одним из следующих методов:

- зачистка поверхности, шлифовка;

- заварка (наплавка) повреждений;

- приварка накладных усилительных элементов (заплат, муфт).

2.7.1.11. Замену изоляции трубопровода следует проводить механизированным или ручным способом при давлении в нем не более 2,5 МПа при наличии проекта производства работ, мероприятий по безопасности труда и плана ликвидации аварий на данном участке.

Зачистка поверхности трубы шлифованием применяется при наличии коррозионных повреждений, не превышающих глубиной 10% от толщины стенки.

При наличии глубоких повреждений допускается непосредственная их заварка, если остаточная толщина трубы в месте повреждений не менее 5 мм независимо от внутреннего давления /35, 80/.

При наличии сплошной коррозии восстановление работоспособности труб следует производить путем приварки накладных усилительных элементов (заплат, муфт) /35, 80/.

2.7.2. Требования к организационно - технической подготовке и проведению капитального ремонта линейной части МНПП

2.7.2.1. Капитальный ремонт МНПП проводится по плану ОАО, составленному на основании представляемых отделениями титульных списков на проведение капитальных ремонтов нефтепродуктопроводов.

2.7.2.2. Капитальный ремонт объектов линейной части МНПП выполняется специализированными ремонтными подразделениями (РСУ, ОАВП, сторонними организациями, имеющими лицензию на данный вид деятельности).

2.7.2.3. Перед капитальным ремонтом линейной части МНПП, проложенного вблизи населенного пункта или других промышленных объектов, местная власть и население должны быть оповещены о необходимых мерах безопасности. Защитные сооружения должны быть проверены и при необходимости отремонтированы.

2.7.2.4. Во избежание повреждения МНПП перед началом ремонтных работ необходимо трассоискателем или шурфованием определить положение нефтепродуктопровода в грунте через каждые 50 м, а на неровном рельефе через каждые 25 м, установить указатели высотой не менее 0,5 м с обозначением глубины заложения. Указатель необходимо установить также в местах пересечения МНПП с другими коммуникациями.

Местоположение вантузов коммуникаций, проходящих в одном техническом коридоре, должно быть обозначено вешками.

2.7.2.5. Капитальному ремонту должна предшествовать разработка мероприятий организационно - технической подготовки, которая осуществляется на основании результатов обследования технического состояния, плана ремонта, необходимых объемов финансирования, потребности в затратах труда, механизмах, материалах и оборудовании.

2.7.2.6. Организационно - технические мероприятия, выполняемые заказчиком (ОАО, отделением), должны включать:

- обследование технического состояния нефтепродуктопровода;

- разработку и утверждение задания на проектирование капитального ремонта;

- изыскания с целью уточнения положения трубопроводов в плане, вантузов, сооружений и сетей, пересекающих трассу трубопровода или проходящих рядом с ним, с использованием приборов;

- подготовку уточненного профиля трассы на основании материалов изысканий;

- оформление документов по отводу земель с согласованием условий рекультивации;

- разработку и утверждение рабочего проекта на капитальный ремонт в установленном порядке и в сроки, установленные договором с проектной организацией, и согласование его с органами Госгортехнадзора России. Несложные участки небольшой протяженности (до 200 м) могут капитально ремонтироваться по разработанному специалистами ОАО и утвержденному главным инженером проекту производства работ.

2.7.2.7. Подготовительные работы, выполняемые подрядчиком, должны включать:

- обследование дорог, мостов для выяснения возможности перебазировки машин и механизмов;

- размещение и обустройство полевых городков, решение вопросов питания, быта рабочих;

- подготовку трассы трубопроводов;

- оборудование пунктов погрузки и выгрузки;

- перебазировку ремонтных колонн к месту работы;

- организацию пунктов хранения ГСМ;

- строительство временных складов;

- устройство подъездных путей;

- оборудование пунктов технического обслуживания машин и механизмов, баз по приготовлению битумной мастики;

- разработку и согласование с ОАО или его отделением мероприятий по обеспечению сохранности параллельных коммуникаций при производстве капитального ремонта;

- организацию связи участка ремонта с ближайшей ЛПДС, ПС или диспетчером отделения.

2.7.2.8. Производство основных ремонтных работ разрешается начинать после завершения организационно - подготовительных работ и получения письменного разрешения от руководства ОАО (отделения) на производство работ.

2.7.2.9. Сдача трассы в натуре производится заказчиком (ОАО, отделением) подрядчику (РСУ) с оформлением акта передачи перед началом работ.

2.7.2.10. Перед началом работ отделение ОАО должно произвести проверку готовности колонны, оформленную актом, и поставить в известность местные органы власти, а также органы надзора о сроках проведения работ по капитальному ремонту действующего нефтепродуктопровода.

2.7.2.11. Проектно - сметная документация капитального ремонта разрабатывается ОАО или по заявке заказчика специализированной организацией, имеющей на это лицензию. Проект производства работ разрабатывается подрядчиком и согласовывается с заказчиком, выбираются метод ремонта и используемая техника.

2.7.2.12. С целью безопасности производства работ участки, примыкающие к задвижкам, тройникам и отводам следует ремонтировать отдельно от основного потока работ.

2.7.2.13. Земляные работы, проводимые в пределах охранных зон воздушных и кабельных линий электропередачи, автомобильных дорог, железнодорожных путей и газопроводов, должны выполняться только при наличии письменного разрешения предприятия, эксплуатирующего эти коммуникации, в присутствии его представителя. К разрешению должен быть приложен план (схема) с указанием расположения и глубины залегания коммуникаций, составленный на основании шурфовки.

2.7.2.14. Вантузы, задвижки и другие узлы должны быть предварительно открыты и обозначены.

2.7.2.15. При проведении работ по капитальному ремонту МНПП необходимо обеспечивать постоянную двухстороннюю связь руководителя работ с диспетчером отделения или оператором ближайшей ПС.

В зимнее время разработку грунта (за исключением сухого песчаного) на глубине промерзания разрешается производить без крепления, при дальнейшем углублении необходимо устанавливать крепления.

За состоянием траншеи должно быть установлено постоянное наблюдение.

2.7.2.16. В местах проведения ремонтных работ траншея должна быть расширена и углублена под нефтепродуктопроводом до размеров, необходимых для проведения очистных, сварочных и изоляционных работ и контроля их качества, из нее должно быть устроено не менее двух выходов с противоположных сторон.

2.7.2.17. Для осуществления технического надзора за качеством ремонта, соблюдением технологического режима работы приказом по отделению ОАО назначается лицо из числа работников служб, несущих ответственность за безаварийную эксплуатацию МНПП в период капитального ремонта. Этому работнику предоставляется право прекращения ремонтных работ в случаях:

- возникновения аварийного состояния на объектах, расположенных вблизи производства работ;

- угрозы разрушения действующих коммуникаций или других объектов;

- недопустимых нарушений плана работ, технологии их производства или требований техники безопасности;

- повышения содержания горючих веществ в воздухе рабочей зоны выше допустимого значения.

В случае прекращения работ по одной из перечисленных выше причин руководитель работ должен немедленно сообщить об этом диспетчеру ОАО и в отделение ОАО. Люди должны быть выведены из опасной зоны. Работы могут быть продолжены после ликвидации загазованности или устранения других нарушений.

2.7.2.18. После завершения работ по капитальному ремонту службе эксплуатации необходимо внести соответствующие коррективы в паспорт трубопровода.

2.8. Периодические испытания на прочность

магистральных нефтепродуктопроводов

2.8.1. Решение о проведении испытаний на прочность может быть принято на основе анализа аварийности, результатов диагностики, плановых мероприятий по повышению надежности, охране окружающей среды, изменений режимов и схем перекачки.

На основе установленных нормативных (амортизационных) сроков службы, результатов обследований технического состояния МНПП и экспертных оценок уровня надежности и экономических показателей работы нефтепродуктопровода может быть составлен план периодических испытаний нефтепродуктопроводов ОАО.

2.8.2. На каждый испытываемый нефтепродуктопровод разрабатывается и утверждается ОАО, эксплуатирующим МНПП, проект производства испытаний с учетом конкретной раскладки труб и технического состояния нефтепродуктопровода.

2.8.3. Для организации и проведения испытаний действующего нефтепродуктопровода приказом по отделению ОАО, ОАО создается рабочая комиссия под председательством главного инженера отделения ОАО.

Весь персонал, участвующий в испытаниях, независимо от ведомственной принадлежности, в период испытаний должен находиться в оперативном подчинении председателя комиссии. Оперативные указания, связанные с технологическими операциями на МНПП в период испытаний (пуск и остановка магистральных насосов, закачка ими жидкости в нефтепродуктопровод, перемещение жидкостной пробки, сброс жидкости, открытие и закрытие задвижек и т.д.), отдаются через диспетчера ОАО (отделения). Вывод на испытательное давление должен оформляться актом.

2.8.4. Параметры испытаний (протяженность участка, испытательное давление, время выдержки под испытательным давлением и цикличность изменения давления при испытаниях) устанавливают на основе вышеперечисленных данных (п. 2.8.1) с учетом требований действующей НТД.

Результаты испытаний нефтепродуктопровода оформляются актом и должны заноситься в его паспорт.

2.8.5. Выявленные при испытаниях дефекты и повреждения нефтепродуктопровода устраняются, и испытания продолжаются по установленному регламенту. Характер каждого выявленного при испытаниях дефекта или повреждения МНПП, а также работы по их устранению должны быть отражены в специальном акте.

2.8.6. Все работники, привлекаемые к проведению испытаний МНПП, проходят внеочередной инструктаж по охране труда и технике безопасности, знакомятся с целями, задачами, особенностями предстоящих испытаний, а также с порядком и особенностями действий при возникновении аварийных ситуаций, с приказом по испытанию МНПП.

Председатель комиссии на период испытаний каждого отдельного участка МНПП своим распоряжением назначает ответственного за обеспечение безопасности обслуживающего персонала и сохранности машин, оборудования и сооружений вдоль трассы нефтепродуктопровода.

2.8.7. Для обеспечения безопасности населения независимо от протяженности испытываемого участка, по согласованию с местными органами власти устанавливается охранная зона (зона безопасности) по 100 м в обе стороны от оси МНПП.

Оповещение населения об испытаниях осуществляется выдачей письменного предупреждения местным органам власти и землепользователям и, при необходимости, местными органами власти через местное радио и прессу.

В процессе испытаний участка МНПП персонал, механизмы и оборудование должны находиться за пределами охранной зоны.

2.8.8. Замер параметров испытаний должен производиться дистанционными приборами, вынесенными за пределы охранной зоны.

2.8.9. В темное время суток рабочие площадки, посты наблюдений, приборы должны быть освещены.

2.8.10. Осмотр МНПП разрешается только после снижения давления до рабочего.

2.8.11. Все работы должны производиться с соблюдением требований нормативных документов по охране труда, безопасности и пожарной безопасности.

2.8.12. В течение всего периода повышения давления и затем в течение двух часов с момента достижения рабочего давления весь персонал и механизмы, занятые ремонтными работами, должны находиться за пределами установленной в ППР охранной зоны.

2.9. Требования к организации и проведению

огневых ремонтных работ

2.9.1. К огневым работам относятся производственные операции, связанные с применением открытого огня, искрообразованием и нагреванием до температур, способных вызвать воспламенение горючей смеси нефтепродуктов и воздуха, материалов, конструкций, с применением передвижных установок, оборудованных двигателями внутреннего сгорания.

2.9.2. При подготовке и выполнении огневых работ необходимо руководствоваться требованиями СНиП III-42-80* "Магистральные трубопроводы", ВСН 006-89 "Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Сварка", Правил пожарной безопасности для предприятий АК "Транснефтепродукт" /121/, Единых правил безопасности при взрывных работах /127/, Типовой инструкции по охране труда и пожарной безопасности для предприятий АК "Транснефтепродукт" /132/ и настоящих Правил.

2.9.3. К проведению огневых ремонтных работ допускаются лица, прошедшие специальную подготовку и стажировку, имеющие квалификационное удостоверение по технике безопасности и программе пожарно-технического минимума.

2.9.4. Места проведения огневых работ могут быть постоянными и временными.

Постоянные места проведения огневых работ должны быть оборудованы в соответствии с проектом. На участке, отведенном для проведения огневых работ, должны быть: перечень видов разрешенных огневых работ, инструкция о мерах пожарной безопасности, первичные средства пожаротушения (не менее двух пенных огнетушителей, один порошковый, асбестовое полотно или кошма, песок).

Огневые работы на оборудовании и трубопроводах допускаются лишь в тех случаях, когда их нельзя проводить в специально отведенных местах. При этом в каждом случае должен быть оформлен наряд - допуск на выполнение работ повышенной опасности в установленном порядке и по специальной форме (Приложение А), подписанный главным инженером или руководителем объекта (ПС, НП и т.д.), представителями пожарной охраны, охраны труда и соответствующих служб (участков) и лицами, ответственными за подготовку объекта и проведение огневых работ.

2.9.5. Наряд - допуск является разрешением на проведение огневых работ в течение всего срока, необходимого для выполнения указанного в нем объема работ. При невозможности окончить работу в установленный срок наряд - допуск подлежит продлению лицом, его выдавшим. Наряды - допуски регистрируются в специальном журнале (приложение Б) технического руководителя и храниться у него после окончания работы не менее одного месяца.

Ответственный за проведение огневых работ, получая наряд - допуск и возвращая его по окончании работы, обязан расписываться в журнале.

2.9.6. Производитель работ обязан проверить выполнение мер пожарной безопасности в пределах рабочей зоны. Приступать к огневым работам разрешается только после выполнения всех мероприятий, предусмотренных в наряде - допуске.

В случае применения при огневых работах передвижных насосных агрегатов или установок последние должны быть оборудованы исправными искрогасителями и устанавливаться на безопасном расстоянии от места возможной утечки нефтепродукта или появления паров нефтепродукта.

2.9.7. До начала огневых работ рабочая зона должна быть зачищена от остатков нефтепродукта и выполнен анализ воздуха для определения возможности ведения в ней огневых работ. Огневые работы разрешаются при условии, что к месту их проведения не будут поступать горючие пары и газы. Концентрация горючих паров и газов на участке, где производятся огневые работы, не должна превышать предельно допустимую взрывобезопасную концентрацию, предусмотренную действующей НТД.

2.9.8. Если огневые работы продолжаются несколько дней и существует вероятность возникновения внезапной утечки паров нефтепродукта, необходимо осуществлять контроль состояния воздушной среды в ремонтном котловане и ремонтируемом нефтепродуктопроводе (не реже чем через каждый час работы и после перерывов).

2.9.9. При обнаружении опасных концентраций паров смеси должно быть выполнено следующее:

- приостановлены все работы, кроме требуемых по соображениям безопасности;

- работающие выведены из опасной зоны;

- сообщено непосредственному руководителю работ;

- установлены знаки безопасности, ограничивающие загазованную зону с учетом направления ветра, и выставлены посты в зоне поврежденного участка;

- приняты меры по устранению загазованности.

Работы могут быть возобновлены после выявления и устранения причин утечки и загазованности. При этом содержание паров нефтепродукта или газа в местах проведения работ не должно превышать предельно допустимой концентрации по санитарным нормам (Приложение Г).

2.9.10. Огневые работы на действующем МНПП (заварка коррозионных язв, приварка муфт, заплат, отводов, патрубков, бобышек и катодных выводов) разрешается производить после контроля неразрушающими методами состояния металла ремонтируемых труб в месте сварки. При наличии недопустимых дефектов (трещин, царапин, задиров) ведение огневых работ не допускается. Остаточная толщина стенки трубы в зоне сварного шва должна быть не менее 5 мм.

2.9.11. Огневые работы на нефтепродуктопроводах, находящихся под давлением, должны проводиться в соответствии с согласованной с надзорными органами (Госгортехнадзором России и т.д.) технологией и с соблюдением предусмотренных действующими НТД рекомендаций.

3. Перекачивающие станции

3.1. Общая часть

3.1.1. Перекачивающая станция (ПС) представляет собой комплекс сооружений и устройств для приема, накопления и подачи нефтепродуктов в магистральный нефтепродуктопровод под избыточным давлением.

По способу исполнения (строительства) ПС могут быть с расположением насосных агрегатов (НА) в общем укрытии или на открытых площадках.

По способу монтажа оборудования ПС могут быть выполнены из укрупненных блоков, суперблоков или из отдельных элементов.

3.1.2. В состав ПС входят: насосная с насосно-силовыми агрегатами, системами смазки, охлаждения и вентиляции; резервуарный парк; технологические трубопроводы;  системы  энерго-, водо- и теплоснабжения, автоматики и телемеханики, связи и радиофикации; производственно-бытовые здания и сооружения общего назначения, лаборатории и другие, необходимые для обеспечения безопасной эксплуатации ПС.

3.1.3. На каждую ПС должен быть оформлен технический паспорт (формуляр) для всех объектов, указанных в п. 3.1.2, с их краткой технической характеристикой, с формами для записи сведений о выполненных работах.

3.1.4. К началу эксплуатации ПС должны быть выполнены и приняты в установленном порядке все предусмотренные проектом работы, в том числе работы по благоустройству и ограждению территории.

3.1.5. Перекачивающие станции размещают на огражденной площадке, удаленной от населенных пунктов и промышленных предприятий в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85* "Магистральные трубопроводы" и охраняемой в установленном порядке.

В помещениях ПС, где присутствуют или могут появиться взрывоопасные смеси паров нефтепродуктов и воздуха (помещения классов В1 или В1а), предусматривается автоматический контроль загазованности, загорания.

3.1.6. Для обеспечения нормальной эксплуатации зданий, сооружений и территорий ПС на них должны содержаться в нормальном состоянии:

- система отвода поверхностных и грунтовых вод (система промышленно - ливневой канализации, канавы, кюветы, водосточные трубы, отмостки и т.п.);

- автомобильные дороги, подъезды к пожарным гидрантам и водоемам, мосты, переходы и др.;

- системы водоснабжения, пожаротушения, электроснабжения, промышленной и хозяйственно - фекальной канализации, дренажа;

- освещение, обвалование резервуарных парков, очистных сооружений;

- ограждение территорий.

3.1.7. Сооружения и колодцы подземных технологических, водопроводных, канализационных, кабельных и других коммуникаций должны иметь указатели на поверхности земли.

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

3.1.9. На территории перекачивающей станции должны быть установлены знаки безопасности в соответствии с требованиями ГОСТ 12.4.026-76 "Цвета сигнальные и знаки безопасности".

3.1.10. Недопустимо засорение территории и скопление на ней разлитых нефтепродуктов и воды. В зимнее время необходимо своевременно удалять снег с проездов, территорий, тротуаров, дорог, а также с тех участков территории, где проводятся или могут проводиться оперативные переключения или куда необходимо обеспечить подъезд противопожарной техники.

3.1.11. Освещенность территории перекачивающей станции и производственных помещений в любом месте должна соответствовать установленным нормам и гарантировать безопасность обслуживания.

3.1.12. При расширении перекачивающей станции или строительстве новых объектов внутри станции строительные площадки должны быть отделены от эксплуатируемых объектов ограждением.

Временные сооружения необходимо размещать вне территории эксплуатируемой части по согласованию с отделением ОАО.

3.1.13. Применение открытого огня на территории ПС запрещено. Сварочные и другие огневые работы следует проводить по согласованию с пожарной охраной на специально оборудованной и обозначенной знаками площадке, определенной приказом по отделению ОАО. Сварочные работы на территории ПС вне отведенных площадок (в помещениях, сооружениях и технологических установках) выполняют только по письменному разрешению руководства ПС в соответствии с требованиями нормативно - технических документов, перечисленных в п. 2.9 настоящих Правил.

3.1.14. В помещениях класса В1, В1а и наружных установках класса В1г следует применять инструменты, не дающие при работе искр (омедненные, из бериллиевой бронзы). Как исключение, в таких помещениях допускается использование стальных инструментов, рабочие поверхности которых густо смазаны солидолом или другой консистентной смазкой.

3.1.15. На дверях (воротах) всех помещений, зданий и сооружений должны быть надписи, указывающие категорию и класс взрыво- и пожароопасности в соответствии с требованиями СНиП 2.09.03-85 "Сооружения промышленных предприятий", Правил устройства электроустановок, а также надписи с указанием лиц, ответственных за технику безопасности и пожарную безопасность.

3.1.16. Курить на территории ПС разрешается только в местах, специально отведенных для курения по согласованию с пожарной охраной объекта. В указанных местах должны быть таблички с надписями "Место для курения", емкости с водой и урны для окурков в соответствии с действующими Правилами пожарной безопасности для предприятий АК "Транснефтепродукт" /121/.

3.1.17. Территория перекачивающих станций должна иметь планировку, исключающую попадание нефтепродуктов (в случае их разлива) от насосной и технологических трубопроводов на объекты, опасные в пожарном отношении (котельные, электроподстанции и др.); расстояния между отдельными зданиями и сооружениями должны соответствовать требованиям проекта и нормативной документации.

3.1.18. На ПС должен быть технологический регламент эксплуатации или следующая документация, входящая в состав регламента:

- утвержденные в установленном порядке карты технологических режимов и карты уставок технологических защит;

- инструкции по эксплуатации насосов и двигателей со вспомогательным оборудованием;

- технологическая схема ПС и схемы систем теплоснабжения, маслоснабжения, охлаждения масла и воздухоснабжения взрывозащищенных двигателей (подпора камер беспромвальных соединений);

- чертежи насосов, двигателей и вспомогательного оборудования;

- комплект принципиальных и монтажных чертежей и схем электрической части ПС;

- схемы рабочего и аварийного освещения ПС;

- схемы питания средств автоматики, телемеханики и вычислительного комплекса;

- схемы сигнализации, блокировки, защиты и связи;

- кабельный журнал и журнал маркировки;

- инструкция по технике безопасности и пожарной безопасности;

- инструкции, определяющие права и обязанности каждого работника ПС;

- принципиальные электрические схемы и монтажные чертежи А, ТМ, схемы сигнализации (охранной, пожарной) и связи;

- сводный план инженерных сетей;

- генеральный план или исполнительная топографическая съемка площадки.

3.1.19. Ответственность за техническую эксплуатацию территории отдельных цехов несут технический руководитель ПС, НП и руководители этих цехов.

3.2. Производственные здания и сооружения

3.2.1. За техническим состоянием строительных конструкций производственных зданий и сооружений должен быть установлен постоянный контроль, который ведется ответственными лицами, назначенными приказом по отделению ОАО, ПС (ЛПДС). Особое внимание должно уделяться несущим конструкциям, подверженным динамическим нагрузкам, перекрытиям и фундаментам. При обнаружении повреждений и неисправностей в зданиях и сооружениях принимаются незамедлительные меры к предотвращению распространения повреждения и их устранению. В зимний период необходимо удалять снег с крыш и отмосток производственных зданий.

Здания и сооружения подлежат техническому осмотру специально назначенной приказом по отделению ОАО, ПС (ЛПДС) комиссией не реже двух раз в год (весной и осенью), а также после стихийных бедствий и повреждений.

3.2.2. Реконструкция, техническое перевооружение и капитальный ремонт зданий проводятся по проекту.

Контроль за техническим состоянием зданий и сооружений, своевременным их ремонтом осуществляют службы капитального ремонта и капитального строительства отделений ОАО, ОАО.

3.2.3. Для наблюдения за осадками зданий и сооружений на территории ПС должен быть установлен постоянный репер в виде бетонной сваи (столба), заложенный ниже глубины промерзания грунта и защищенный от вспучивания. В конструкциях наиболее ответственных сооружений, а также в фундаментах должны быть заложены постоянные стенные реперы (марки) в местах и на высоте, удобных для наблюдения.

3.2.4. За осадкой (выпучиванием) фундаментов, зданий, резервуаров и других ответственных сооружений (насосные, водонапорные башни, дымовые трубы, котельные), в том числе и насосных агрегатов должен быть установлен постоянный контроль с регистрацией результатов осмотра в паспорте здания или сооружения: в первый год их эксплуатации путем ежемесячного замера осадки, в последующие годы - через каждые 6 месяцев до ее прекращения, но не реже чем один раз в пять лет.

3.2.5. Особое внимание необходимо уделять состоянию фундаментов основного оборудования (насосных агрегатов), а также фундаментов под трубами и другими технологическими сооружениями, следить за появлением трещин, разрушений от вибрации, температурных воздействий и других причин. Обнаруженные в стенах и фундаментах трещины должны быть отмечены масляной краской с указанием номера каждой трещины.

3.2.6. Во избежание порчи фундаментов нельзя допускать попадания масла или жидкого топлива под фундаменты рам двигателей насосов и других видов оборудования.

Не разрешается использовать фундаменты двигателей и насосов в качестве опоры грузоподъемных устройств.

3.2.7. Фундаменты разделительных стен между взрывоопасными и невзрывоопасными помещениями должны быть заглублены с устройством глиняного замка, чтобы исключить попадание нефтепродукта из одного помещения в другое; кабельные и технологические каналы во взрывоопасных помещениях должны быть заполнены песком или оборудованы системами вентиляции.

3.2.8. Для поддержания нормального эксплуатационного состояния зданий и сооружений необходимо:

- организовать и проводить подготовку зданий и сооружений к зимнему периоду;

- обеспечивать исправное содержание и своевременный ремонт кровли, фрамуг, оконных переплетов, кабельных и вентиляционных каналов, отмосток;

- поддерживать в исправном состоянии рабочее и аварийное освещение в производственных помещениях, освещенность всех объектов должна соответствовать установленным нормам и гарантировать безопасность обслуживания;

- аварийное освещение должно включаться автоматически при отключении питания основной системы освещения объекта8;

- поддерживать в исправности и постоянной готовности средства пожаротушения, средства автоматической сигнализации предельной загазованности и автоматического включения вентиляции;

- не загромождать проходы и выходы из зданий.

3.2.9. Металлические конструкции зданий, сооружений должны быть защищены от коррозии и периодически окрашиваться. Деревянные конструкции необходимо покрывать или пропитывать антисептиками (пораженные грибком деревянные конструкции должны заменяться новыми).

Деревянные конструкции должны иметь огнезащиту согласно классу пожароопасности помещения.

Окраска помещений и технологического оборудования должна соответствовать проекту и требованиям промышленной эстетики и санитарии.

3.2.10. Площадки и лестницы должны быть ограждены перилами высотой не менее 1 м. Перила площадок и лестниц с внешней части снабжаются отбортовкой высотой не менее 15 см от низа. Запрещается загромождать площадки и лестницы материалами, частями оборудования и другими предметами.

3.2.11. Санитарно - бытовые помещения должны ежедневно убираться и проветриваться.

Гардеробные, душевые и другие бытовые помещения должны периодически, не реже одного раза в месяц, дезинфицироваться.

3.2.12. На каждой ПС должен осуществляться учет результатов осмотра и ремонтов сооружений и зданий с записью в паспорте:

- даты осмотров и их результатов с описанием всех замеченных повреждений;

- выполненных ремонтных работ с указанием даты начала и конца ремонта его характера и объема;

- данных о дефектах конструкций и ликвидации этих дефектов;

- результаты замеров осадки фундамента;

- данные о трещинах (дата обнаружения и местонахождения).

Запись производится лицом, назначенным приказом по ПС (ЛПДС, НП) или отделению ОАО ответственным за эксплуатацию зданий и сооружений.

3.2.13. Контуры заземлений зданий должны иметь места для подсоединения к ним проводов заземления переносного электроинструмента и приборов, применяемых для контроля за техническим состоянием установленного оборудования, а также переносных заземлений.

3.2.14. Контроль за значениями нагрузки электродвигателей, вибрации, температуры подшипников, охлаждающего воздуха и воды для охлаждения двигателя, а также за порядком пуска, остановки, регулирования и т.д. должен осуществляться в соответствии с проектом и периодически персоналом дежурной смены.

3.2.15. Эксплуатация электрооборудования на ПС, НП и т.д. должна соответствовать требованиям Правил эксплуатации электроустановок потребителей /33/, Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей /124/, настоящих Правил, а также инструкций заводов - изготовителей.

3.2.16. Электродвигатель и насос должны быть немедленно отключены в случае нарушения режима работы в ситуациях, предусмотренных инструкциями заводов - изготовителей.

3.2.17. Профилактические испытания и ремонт электродвигателей, их снятие и установку при ремонте должен проводить специально обученный ремонтный персонал ОАО или подрядной организации в соответствии с Нормами испытания электрооборудования и аппаратов электроустановок потребителей /147/.

3.2.18. Электроустановки ПС, НП и т.д. должны соответствовать требованиям проекта и Правил устройства электроустановок /34/.

3.2.19. Силовое электрооборудование электроустановок должно быть защищено от коротких замыканий и нарушений нормальных режимов устройствами релейной защиты, автоматическими выключателями или предохранителями в соответствии с требованиями ПУЭ /34/.

3.2.20. Для защиты людей от поражения электрическим током при повреждении изоляции в электроустановках должны быть предусмотрены защитные меры, которыми могут быть: заземление, зануление, защитное отключение, разделяющий трансформатор, малое напряжение, двойная изоляция, выравнивание потенциалов.

3.2.21. Производственные здания с подвалами, коридорами и приямками, а также все помещения для основного и вспомогательного оборудования должны содержаться в чистоте.

3.3. Насосные для перекачки нефтепродуктов

3.3.1. В здании насосной устанавливается основное и вспомогательное оборудование. К основному оборудованию относят насосы и их приводы, в соединении называемые насосными агрегатами, которые осуществляют перекачку нефтепродуктов по магистральному нефтепродуктопроводу, на наливные эстакады, причалы и пирсы, а также внутристанционную перекачку. К вспомогательному относят оборудование, обслуживающее насосные агрегаты, - системы смазки и охлаждения, откачки утечек, контроля и защиты. Кроме того, насосную оборудуют системами водоснабжения, теплоснабжения, вентиляции, канализации, пожаротушения и другими в соответствии с проектом.

3.3.2. В помещении насосной должна быть вывешена утвержденная техническим руководителем ЛПДС, ПС, НП технологическая схема насосной и сборочные чертежи основных насосов.

3.3.3. Насосные агрегаты и вспомогательное оборудование, установленные в насосной, должны иметь порядковый станционный номер в соответствии с технологической схемой.

Номера оборудования должны быть нанесены на видном месте белой краской, причем номера на основные агрегаты наносят как на насосы, так и на двигатели; при размещении насосных агрегатов в одном зале - только на двигатель.

Возможное оформление номеров в виде табличек или нанесением на разделительной стенке.

3.3.4. Основное и вспомогательное оборудование насосной, а также элементы систем водоснабжения, вентиляции, канализации, воздухоснабжения, маслоснабжения, пожаротушения и другие должны иметь отличительную окраску (в соответствии с требованиями действующей НТД и проектом).

3.3.5. Разделительная стена насосного зала и электрозала должна проверяться на герметичность при появлении трещин и в других случаях (подозрении разгерметизации, после ремонта и т.д.), но не реже одного раза в шесть месяцев.

3.3.6. Полы в насосной должны изготавливаться из материалов, непроницаемых и не впитывающих нефтепродукты, легко моющихся и не вызывающих скольжения (метлахская плитка и т.п.). При ударах об полы не должны образовываться искры. Кроме того, полы должны иметь уклон в сторону приемника стоков, соединенного с внешней промканализацией.

3.3.7. В помещении насосной должны быть установлены датчики для измерения концентрации паров углеводородов в воздухе.

При срабатывании защиты от превышения предельно допустимой концентрации паров нефтепродуктов в насосном зале должна быть остановлена перекачка, закрыты задвижки и немедленно приняты меры по устранению аварийной загазованности.

3.3.8. В насосной запрещается загромождать проходы материалами, оборудованием и другими предметами.

3.4. Насосные агрегаты

3.4.1. Установка и обвязка насосных агрегатов (НА) производятся согласно проекту. Наладка и опробование осуществляются в соответствии с требованиями соответствующих инструкций заводов - изготовителей.

3.4.2. Монтаж агрегата выполняется квалифицированным персоналом, изучившим чертежи и инструкции на монтируемое оборудование.

3.4.3. Насосы в сборе с двигателями устанавливаются на фундаментах и выверяются относительно привязочных осей, в плане и по высоте, с точностью, определенной проектом.

3.4.4. До начала обвязки рамы и насосы надежно закрепляются на фундаменте. После присоединения всасывающего и нагнетательного трубопроводов проверяется центровка насосного агрегата. Точность центровки устанавливается заводскими инструкциями на монтируемые насосы, а при отсутствии таких указаний точность должна быть в пределах:

- биение - радиальное - не более 0,05 мм;

- биение осевое - не более 0,03 мм.

Проверка центровки осуществляется вручную, путем проворачивания валов насоса и двигателя, соединенных между собой муфтами. Валы должны проворачиваться легко, без заеданий. Соосность валов насосов и двигателей измеряется соответствующими инструментами (индикаторами и т.д.).

3.4.5. Подпорные и магистральные насосы перед монтажом подвергаются индивидуальным гидроиспытаниям в соответствии с данными заводских инструкций.

Гидроиспытания приемо-выкидных патрубков подпорных и магистральных насосов и коллектора насосной после монтажа и ремонта выполняются согласно проектной документации. Условия испытаний должны соответствовать требованиям СНиП III-42-80*.

Испытания приемо-выкидных патрубков и коллектора могут проводиться совместно с насосами.

3.4.6. Инженерно - технические работники ЛПДС, ПС, ответственные за эксплуатацию и пуск НА (электромеханик, инженер КИП и А, механик), перед первым пуском или пуском НА после ремонта должны лично проверить готовность к работе всех вспомогательных систем и выполнение мероприятий по технической и пожарной безопасности:

- не позднее чем за 15 минут до пуска основных агрегатов убедиться в функционировании системы приточно-вытяжной вентиляции во всех помещениях ПС*;

_________________

* Для автоматизированных ПС порядок включения основных НА определяется проектом.

- проверить готовность электросхемы, положение масляного выключателя (пускателей), состояние КИП и средств автоматики;

- убедиться в готовности к пуску вспомогательных систем;

- убедиться в готовности к пуску основных НА, запорной арматуры по технологической схеме;

- проверить поступление масла в подшипниковые узлы, гидромуфту насосов и охлаждающей жидкости к маслоохладителям (если они воздушные, то при необходимости убедиться в том, что они подключены);

- проверить наличие необходимого давления воздуха в воздушной камере вала соединения в разделительной стене (или в корпусе электродвигателя).

При обычной эксплуатации эти операции осуществляются персоналом дежурной смены (оператором, машинистом, электриком и т.д.) в соответствии с их должностными инструкциями и инструкциями по эксплуатации и обслуживанию оборудования.

3.4.7. К началу эксплуатации насосной должны быть подготовлены инструкции, в которых должны быть указаны последовательность операций пуска и остановки вспомогательного и основного оборудования, порядок их обслуживания и действий персонала в аварийных ситуациях.

Запрещается пускать агрегат:

- без включения приточно-вытяжной вентиляции;

- без включенной маслосистемы;

- при не заполненном жидкостью насосе;

- при наличии технологических неисправностей;

- в других случаях, предусмотренных инструкциями (должностными, по эксплуатации оборудования, инструкциями завода - изготовителя и т.д.).

3.4.8. Запрещается эксплуатировать агрегат при нарушении герметичности соединений; во время работы агрегата запрещается подтягивать резьбовые соединения, находящиеся под давлением, производить какие-либо действия и работы, не предусмотренные инструкциями, положениями и т.д.

3.4.9. Дежурный персонал ПС должен вести учет работы НА (время включения и отключения), регистрировать в сменном журнале все замеченные неисправности и сведения об их устранении. Формы учетной документации и порядок ее ведения определяются действующей Системой ППР оборудования объектов МНПП /64/.

3.4.10. Пуск и эксплуатация автоматизированных, дистанционно управляемых ПС производится по специальным инструкциям. При этом должен быть регламентирован порядок пуска основных и вспомогательных агрегатов, исключающий возможность аварийной ситуации из-за неправильного дистанционного включения агрегатов и систем.

В этом случае оперативный персонал обеспечивает контроль за управлением ПС по каналам телемеханики и вмешивается (после перевода управления на работу из операторной ПС) в процесс управления только в аварийных и предаварийных ситуациях.

3.4.11. На неавтоматизированных ПС аварийная остановка НА должна быть осуществлена в соответствии с инструкцией дежурным персоналом, в том числе:

- при появлении дыма из уплотнений, сальников в разделительной стене;

- при значительной утечке нефтепродукта на работающем агрегате (разбрызгивании нефтепродуктов);

- при появлении металлического звука или шума в агрегате;

- при сильной вибрации;

- при температуре корпуса подшипников выше пределов, установленных заводом - изготовителем;

- при пожаре или повышенной загазованности;

- во всех случаях, создающих угрозу обслуживающему персоналу и безопасности эксплуатации оборудования.

3.4.12. Перепад давления между воздушной камерой вала и насосным помещением должен быть не менее 200 Па. После остановки НА (в том числе после вывода его в резерв) подача воздуха в воздушную камеру уплотнения не прекращается.

3.4.13. Насосы, гидромуфты и двигатели должны быть оснащены приборами, позволяющими контролировать эксплуатационные параметры или сигнализирующими о превышении их допустимых предельных значений. Условия установки и использования этих приборов приводятся в соответствующих инструкциях заводов - изготовителей.

3.4.14. Приточно-вытяжные системы вентиляции насосных (магистральной и подпорной) и системы контроля загазованности в этих помещениях должны работать в автоматическом режиме.

Кроме автоматического включения приточно-вытяжной вентиляции и отключения насосов должно быть предусмотрено ручное управление вентиляторами по месту; кнопка аварийной остановки насосной должна располагаться снаружи здания насосной вблизи входной двери.

3.4.15. Корпуса насосов должны быть заземлены независимо от заземления их электродвигателей.

3.4.16. Продувочные и дренажные краны насосов должны быть снабжены трубками для отвода и сброса продукта в коллектор утечек и далее в емкость сбора утечек, расположенную вне здания насосной.

Вывод продуктов продувки и дренажа насосов в атмосферу насосной запрещается.

3.4.17. После неплановой остановки НА необходимо выяснить причину остановки и до ее устранения не производить запуск данного агрегата.

Дежурный персонал должен немедленно сообщить диспетчеру отделения ОАО и на соседние ПС об остановке агрегата.

3.4.18. Ввод резервного магистрального или подпорного агрегата в автоматическом режиме осуществляется при полностью открытой приемной и закрытой выкидной (напорной) задвижке или открытых обеих задвижках. В первом случае открытие задвижки на нагнетании насоса может начинаться одновременно с пуском электродвигателя или опережать запуск двигателя на 15 - 20 с. В соответствии с проектом может быть предусмотрен другой порядок запуска резервного НА в автоматическом режиме.

3.4.19. Автоматический ввод резервного магистрального, подпорного агрегата или агрегата одной из вспомогательных систем (маслосистемы, системы подпора камер беспромвальных соединений и т.д.) осуществляется после отключения основного без выдержки времени или с минимальной (селектирующей) выдержкой времени.

3.4.20. При пуске станции с последовательной схемой обвязки НА рекомендуется запускать магистральные НА против движения потока нефтепродукта, то есть, начиная с большего номера агрегата в сторону меньшего. В случае запуска только одного НА возможен пуск любого из готовых к работе.

3.4.21. НА считается резервным, если он исправен и готов к работе. Все вентили, задвижки на системе обвязки НА, содержащихся в резерве (холодном), должны находиться в положении, предусмотренном проектом и инструкциями по эксплуатации.

3.4.22. НА считается в горячем резерве, если он может быть запущен в работу при первой необходимости без подготовки или в режиме АВР.

3.4.23. Контроль за работой НА ПС ведется оператором по приборам, установленным на щите автоматики или по значениям параметров на экране монитора. При нормальной работе оборудования контролируемые параметры НА в соответствии с установленным перечнем должны регистрироваться в специальном журнале через каждые два часа.

При отклонении параметров оборудования от заданных пределов производится остановка неисправного агрегата и пуск резервного.

Дежурный оператор в этом случае должен зафиксировать в оперативном журнале значение параметра, из-за которого произошло отключение работавшего агрегата. Автоматическая регистрация соответствующего параметра производится немедленно специальным аварийным регистратором с выдачей его значения и наименования на экран монитора.

3.4.24. Во время эксплуатации оборудования необходимо следить за его параметрами в соответствии с инструкциями, в частности:

за герметичностью обвязки оборудования (фланцевых и резьбовых соединений, уплотнений насосов);

значениями давления в маслосистеме и охлаждающей жидкости (воздуха), а также за работой приточных, вытяжных и общеобменных вентиляционных систем, других механизмов и систем.

При обнаружении утечек и неисправностей необходимо принимать меры к их устранению

3.4.25. Установку датчиков газоанализаторов в насосной следует предусматривать в соответствии с проектом у каждого насоса в местах наиболее вероятного скопления газа и утечек взрывоопасных паров и газов (сальниковых, механических уплотнений, фланцевых соединений, клапанов и т.д.).

3.4.26. Электродвигатели, применяемые для привода магистральных насосов при их размещении в общем зале, должны иметь взрывозащищенное исполнение, соответствующее категории и группе взрывоопасных смесей. При применении для привода насосов электродвигателей невзрывозащищенного исполнения электрозал должен быть отделен от насосного зала разделительной стеной. В этом случае в разделительной стене в месте соединения электродвигателей и насосов устанавливаются специальные устройства, обеспечивающие герметичность разделительной стенки (диафрагмы с камерами беспромвальных соединений), а в электрозале должно обеспечиваться избыточное давление воздуха 0,4-0,67 кПа.

3.4.27. Пуск станции запрещается в случае, когда температура воздуха в электрозале ниже +5° С, в любом режиме пуска (автоматический, дистанционный или местный).

3.5. Система смазки

3.5.1. Монтаж маслосистемы осуществляется по чертежам проектной организации в соответствии со схемой маслоснабжения магистральных НА, с установочными чертежами и инструкциями заводов-изготовителей.

В проекте должна быть предусмотрена резервная система смазки основного оборудования, обеспечивающая подачу масла в агрегаты при аварийных отключениях После окончания монтажных работ должна быть произведена очистка и промывка напорных и сливных маслопроводов и маслобака, очищены и заменены фильтры.

3.5.2. При пусконаладочных работах производится прокачка масла по маслосистеме, регулируется расход масла по подшипникам НА путем подбора дроссельных шайб или запорного устройства. Маслосистема проверяется на плотность фланцевых соединений и арматуры.

3.5.3. Во время пусконаладочных работ проверяется надежность подачи масла из аккумулирующего маслобака (если он предусмотрен) к подшипникам НА при остановленных маслонасосах для обеспечения выбега магистральных НА.

3.5.4. В процессе эксплуатации НА должны контролироваться температура и давление масла на входе в подшипники агрегатов, температура подшипников и т.д. Режим в системе охлаждения масла должен поддерживаться в пределах, установленных картой уставок технологических защит и обеспечивать температуру подшипников агрегатов не выше максимально допустимых значений.

3.5.5. Уровень в маслобаках и давление масла должны быть в пределах, обеспечивающих надежную работу подшипников насоса и электродвигателей. Контроль уровня масла в маслобаках осуществляется персоналом дежурной смены. Давление масла в маслосистеме контролируется автоматически, магистральные насосные агрегаты обеспечиваются автоматической защитой по минимальному давлению масла на входе подшипников насоса и электродвигателя.

Точки контроля температуры, уровня и давления в системе смазки определяются проектом.

3.5.6. Масло, находящееся в системе смазки, следует заменять свежим в установленные инструкцией по эксплуатации сроки или через 3000-4000 часов наработки оборудования.

3.5.7. Для каждого типа НА должна быть установлена периодичность отбора проб из системы смазки для проверки качества масла. Пробы должны отбираться в соответствии с ГОСТ 2517—85 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб».

3.5.8. В системе смазки подшипников НА запрещается применять масла марок, не соответствующих рекомендованным заводом-изготовителем (фирмами).

3.5.9. Масло от поставщика принимается при наличии сертификата соответствия и паспорта качества на масло. При отсутствии указанных документов приемка масла должна осуществляться после проведения соответствующих физико-химических анализов на соответствие его параметров требуемым и выдачи заключения специализированной лабораторией.

3.5.10. Монтаж элементов системы смазки (трубопроводов, фильтров, холодильников, маслобак(ов) и др.) должен соответствовать проекту и обеспечивать самотечный сток масла в маслобак(и) без образования застойных зон; значения монтажных уклонов должны соответствовать требованиям НТД. В нижних точках системы или ее частей должны располагаться фильтры. Элементы системы смазки (фильтры) должны подвергаться периодической очистке в сроки, оговоренные инструкциями.

3.5.11. Для каждого типа насосов и двигателей устанавливаются на основе заводских и эксплуатационных данных нормы расхода масла.

3.5.12. В маслонасосной (маслоприямке) должна быть вывешена утвержденная техническим руководителем ПС, НП и т.д. технологическая схема системы смазки с указанием допустимых значений минимального и максимального давления и температуры масла.

3.6. Система охлаждения

3.6.1. Сроки и способы очистки полостей охлаждения агрегатов и теплообменных аппаратов системы охлаждения от накипи и загрязненной воды должны быть установлены в зависимости от конструкции системы охлаждения, степени загрязнения, жесткости, расхода воды.

Трубопроводы системы охлаждения должны быть выполнены с уклоном, обеспечивающим самослив воды через специальные краны или штуцера.

3.6.2. Необходимо не реже одного раза в смену проверять отсутствие в охлаждающей воде нефтепродукта или масла. В случае обнаружения последних принимаются меры к немедленному выявлению и устранению повреждения. Результаты ежесменной проверки наличия в воде масла или нефтепродукта следует фиксировать в вахтенном журнале.

3.6.3. Система охлаждения должна исключать возможность повышения давления воды в охлаждаемых полостях агрегата выше предельного, указанного заводом - изготовителем. Температура охлаждения жидкости перед радиаторами электродвигателя должна быть не более +33° C.

3.6.4. Наружные элементы системы охлаждения (трубопроводы, арматура, градирня, емкости) должны быть своевременно подготовлены к работе в зимних условиях или опорожнены и отключены от основной системы.

3.6.5. Забор воздуха для охлаждения двигателей производится в соответствии с проектом в местах, не содержащих паров нефтепродукта, влаги, химических реагентов и т.д. выше предельных норм.

Температура воздуха, подаваемого на охлаждение двигателей, должна соответствовать проекту и инструкции завода - изготовителя.

3.6.6. В насосной должна быть утвержденная техническим руководителем ЛПДС, ПС, НП технологическая схема системы охлаждения с указанием допустимых значений давления и температуры охлаждающей среды.

3.7. Техническое обслуживание и ремонт сооружений

и оборудования перекачивающих станций

3.7.1. Основным документом и основанием для передачи оборудования в ремонт является утвержденный годовой план - график планово-предупредительных ремонтов (ППР). Он составляется инженерами технических служб ПС (ЛПДС) совместно с начальниками ремонтных подразделений отделения ОАО и утверждается главным инженером отделения ОАО до окончания календарного года.

3.7.2. До вывода оборудования, зданий и сооружений в капитальный ремонт необходимо:

- выполнить обследование здания (сооружения);

- составить дефектные ведомости и перечень работ, уточняемые после вскрытия и осмотра оборудования;

- выполнить проектные работы, согласовать и утвердить проект в установленном порядке;

- составить графики ремонта и проекты организации ремонтных работ;

- заготовить согласно проекту необходимые материалы.

3.7.3. Техническое обслуживание, текущий и неплановый (обусловленный отказом) ремонт оборудования ПС, трубопроводов водоснабжения, теплоснабжения, канализации и других систем, средств автоматики, телемеханики, КИП и ЭХЗ, как правило, выполняются эксплуатационно-ремонтным персоналом ЛПДС, ПС, нп.

3.7.4. Капитальный ремонт всех видов оборудования и неплановые ремонты, по тяжести производства близкие к капитальному и связанные с заменой, производством демонтажа и монтажа оборудования, выполняются выездными ремонтными бригадами специализированных подразделений отделений ОАО или привлекаемыми сторонними специализированными организациями.

3.7.5. Капитальный ремонт технологических трубопроводов водоснабжения, теплоснабжения и канализации, резервуаров, зданий жилого и производственного назначения выполняет персонал ремонтно-строительного управления (РСУ) и его участков или сторонних специализированных организаций.

3.7.6. Ответственность за организацию, своевременность проведения, качество технического обслуживания и ремонта несут производители работ, мастера соответствующих служб, старшие инженеры ПС и специалисты отделов отделений ОАО.

3.7.7. При сдаче в ремонт и приеме из ремонта вместе с оборудованием должны передаваться технический паспорт, наряд - допуск ответственному исполнителю работ, акт сдачи - приемки оборудования. При выводе в ремонт насосного агрегата необходимо обесточить электродвигатель агрегата, закрыть приемную и выкидную задвижки, опорожнить от нефтепродукта насос, обесточить пусковую аппаратуру электродвигателя НА и электроприводов задвижек, убедиться в герметичности задвижек; выполнить соответствующие записи в ремонтной и оперативной документации, вывесить предупреждающие плакаты.

3.7.8. Вводимые в эксплуатацию после капитального ремонта насосы, электрооборудование, линии электропередачи, заземляющие устройства должны подвергаться приемо-сдаточным испытаниям.

3.7.9. Оборудование ПС считается принятым в эксплуатацию из ремонта после испытаний в рабочем режиме: после текущего ремонта - в течение 8 часов, в том числе для электроустановок - опробование под нагрузкой в течение 24 часов.

3.7.10. Все работы, выполненные при капитальном ремонте основного технологического и электрооборудования, принимаются по акту, к которому прикладывается паспорт ремонтного подразделения (формуляр) с отметкой о проведении ремонта. Для остального оборудования запись о выполненных при капитальном ремонте работах делается в паспорте оборудования.

3.7.11. Сведения о текущем и неплановом ремонтах оборудования ПС, техническом обслуживании, видах неисправностей и методах их устранения, затратах труда, запасных частей и материалов должны записываться в журнале по учету ППР и неплановых ремонтов.

Формы ремонтных журналов определяются Системой ППР оборудования объектов МНПП.

3.7.12. Организация и проведение ремонтных работ по ТОР оборудования и сооружений ПС должны осуществляться в строгом соответствии с Правилами по охране труда при эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов /119/, Системой ППР оборудования объектов МНПП /64/, Правилами эксплуатации электроустановок потребителей /33/, Правилами технической и безопасной эксплуатации средств автоматики, телемеханики и КИП /43/, инструкциями заводов - изготовителей, настоящими Правилами.

3.7.13. Газоопасные работы и подготовка к ним должны осуществляться по плану и наряду - допуску, составленному в соответствии с Правилами безопасности в газовом хозяйстве /123/.

3.7.14. Изменения в технологических и электрических схемах конструкции сооружений и машин должны быть согласованы в установленном порядке, внесены в исполнительную документацию или утверждены главным инженером отделения ОАО (ОАО).

4. Резервуарный парк

4.1. Общие эксплуатационно-технические требования

4.1.1. Резервуарный парк (РП) объекта магистрального нефтепродуктопровода представляет собой комплекс связанных трубопроводами резервуаров, предназначенных для выполнения и обеспечения технологических операций приема, хранения и откачки нефтепродуктов, обеспечивающий совместную работу участков нефтепродуктопроводов, наливных эстакад и т.д., а также учета транспортируемых нефтепродуктов при отсутствии замерного узла.

4.1.2. Устройство, взаимное расположение, расстояния между отдельными резервуарами и группами резервуаров должны соответствовать проектам, требованиям нормативно - технической документации, Правил пожарной безопасности в РФ и Правил пожарной безопасности для предприятий АК "Транснефтепродукт".

4.1.3. Приемка резервуаров в эксплуатацию (вновь построенных и капитально отремонтированных) производится в соответствии с проектом, требованиями нормативно - технической документации, на основании результатов гидравлических испытаний резервуаров и проверки работоспособности оборудования.

Приемка резервуара(ов) в эксплуатацию оформляется актом.

4.1.4. Эксплуатация резервуаров должна соответствовать требованиям Правил технической эксплуатации резервуаров и инструкции по их ремонту /31/, а также настоящих Правил.

На каждый резервуар оформляется паспорт, в котором указываются технические данные резервуара и установленного на нем оборудования /31/.

4.1.5. Каждый резервуар должен быть оснащен полным комплектом оборудования, предусмотренным проектом и обеспечивающим возможность осуществления технологических операций.

4.1.6. Изменения и дополнения в проекте, необходимость в которых может возникнуть при строительстве или эксплуатации резервуаров, должны быть согласованы с организацией, выполнившей проект. Документация на эти изменения должна храниться в составе исполнительной документации или вноситься в паспорт резервуара.

4.1.7. Объем резервуарных парков перекачивающих станций определяется положениями Норм технологического проектирования разветвленных нефтепродуктопроводов /141/.

4.1.8. В каждом резервуарном парке должна быть предусмотрена часть общей емкости для аварийного сброса нефтепродукта из расчета двухчасовой пропускной способности нефтепродуктопроводов, которая используется для:

приема нефтепродуктов при остановке нефтепродуктопровода в связи с возможным временным прекращением связи ПС с диспетчером;

сброса нефтепродуктов для защиты концевого участка нефтепродуктопровода, трубопроводов и запорной арматуры резервуарного парка от повышения давления при неправильном или произвольном включении запорной арматуры и внезапных закупорках оборудования;

защиты от перегрузки подпорных насосов, арматуры, нефтепродуктопроводов на участке между подпорной и основной насосными;

освобождения поврежденного участка трубопровода от нефтепродуктов при аварии на линейной части.

При последовательной перекачке нескольких нефтепродуктов число резервуаров для указанных целей должно быть увеличено, кроме того, должна быть предусмотрена дополнительная емкость для сброса смеси.

4.1.9. Размеры и число резервуаров в составе общей емкости наливных станций магистральных нефтепродуктопроводов определяются при проектировании с учетом:

коэффициента использования емкости резервуаров;

распределения емкости по сортам нефтепродуктов в соответствии с объемом налива каждого сорта;

необходимости иметь по условиям эксплуатации не менее двух резервуаров на каждый сорт нефтепродукта;

требования возможно большей однотипности резервуаров.

4.1.10. Площадки резервуарных парков должны быть спланированы и иметь уклон для отвода ливневых вод в сборный колодец, соединенный с системой промышленной канализации через гидравлический затвор.

4.1.11. Конструкции понтонов резервуаров для хранения нефтепродуктов должны обеспечивать их непотопляемость.

4.1.12. Плавающие крыши должны иметь устройства удаления ливневых и талых вод за пределы резервуара.

Плавающие крыши, понтоны и их направляющие должны иметь уплотнители (затворы), обеспечивающие надежную герметизацию подпонтонного пространства.

4.1.13. При приемке резервуаров в эксплуатацию до начала испытаний генподрядчик предъявляет Государственной комиссии исполнительную документацию, соответствующую требованиям действующих нормативных документов по производству, приемке, эксплуатации и ремонту резервуаров /18, 19, 22, 38, 55/.

4.1.14. На резервуары с плавающими крышами, понтонами должны быть представлены акты испытаний герметичности плавающих крыш или понтонов.

4.1.15. На каждом резервуаре должна быть четкая надпись: "Огнеопасно", а также указаны следующие сведения:

- порядковый номер резервуара;

- допустимый взлив;

- значение базовой высоты (высотного трафарета);

- указатели положения органов управления сифонным краном и хлопушей.

4.1.16. На каждый резервуарный парк должна быть составлена технологическая карта по эксплуатации резервуаров с указанием для каждого резервуара:

- номера по технологической схеме;

- для какого нефтепродукта предназначен;

- типа и вместимости;

- значений максимально и минимально допустимых взливов нефтепродуктов;

- типов, количества и характеристик дыхательных и предохранительных клапанов, огневых предохранителей, средств борьбы с потерями от испарения;

- допустимой производительности (скорости) наполнения и опорожнения;

- другие необходимые данные (системы измерения уровня, отбора проб, пожаротушения и пр.).

4.1.17. Технологическая карта должна находиться на рабочем месте персонала, производящего оперативные переключения и отвечающего за правильность их выполнения.

4.1.18. Технологические карты резервуаров утверждает и переутверждает не реже чем через 2 года (при изменении технологических схем резервуарных парков, условий эксплуатации и др.) главный инженер отделения ОАО, ОАО.

4.2. Требования к составлению градуировочных таблиц

4.2.1. На каждый резервуар, используемый для приема, хранения и отпуска нефтепродуктов, независимо от его вместимости и назначения, должна иметься градуировочная таблица, составленная в соответствии с действующей НТД /106, 107/.

4.2.2. Градуировочные таблицы пересматривают в установленные сроки в соответствии с требованиями действующих норм /31/.

4.2.3. После каждого ремонта, связанного с изменениями вместимости, резервуар должен быть отградуирован, а после изменения его оснащенности внутренним оборудованием, градуировочная таблица должна быть пересмотрена и утверждена в установленном порядке.

4.2.4. Градуировочные таблицы на резервуары, предназначенные для оперативного контроля, утверждает главный инженер отделения ОАО, ОАО; на резервуары, предназначенные для учетно-отчетных операций, утверждает территориальный орган Госстандарта России.

4.2.5. К градуировочным таблицам резервуаров должны быть приложены поправки на неровности днища.

Во время проведения ремонтов при необходимости должны быть проведены коррекции днищ с составлением соответствующих актов по каждому резервуару.

4.2.6. Работы по градуировке резервуаров выполняют специализированные метрологические организации (группы) или лица, прошедшие обучение по выполнению измерений вместимости резервуаров в порядке, установленном Госстандартом России, получившие право (лицензию) на проведение указанных работ и зарегистрированные в установленном порядке.

4.2.7. Действующие Градуировочные таблицы и акты измерений должны храниться на ЛПДС, ПС и НП, имеющих резервуары, и в отделениях ОАО, эксплуатирующих МНПП. Переход на новые Градуировочные таблицы, хранение и списание предшествующих таблиц оформляется приказом по ОАО (отделению ОАО).

4.3. Правила заполнения и опорожнения

4.3.1. Максимальная производительность заполнения (опорожнения) резервуара, оборудованного дыхательными и предохранительными клапанами или вентиляционными патрубками, определяется максимально возможным расходом через них паровоздушной смеси нефтепродуктов, вызываемым одновременным действием:

заполнения (опорожнения) резервуара, перетоков нефтепродуктов из заполняемого резервуара в порожний в результате операций переключения запорной арматуры при переходе с одного резервуара на другой, термического расширения (сжатия) газов в газово