РД 153-39.4-056-00

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ПРИКАЗ

от 3 октября 2000 г. № 93

О ВВЕДЕНИИ В ДЕЙСТВИЕ РД 153-39.4-056-00

По заданию ОАО "АК "Транснефть" в рамках реализации межгосударственной научно - технической программы "Высоконадежный трубопроводный транспорт" Институтом проблем транспорта энергоресурсов (ИПТЭР) разработан руководящий документ "Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов" (РД 153-39.4-056-00).

В целях установления единых норм и требований к сооружениям и оборудованию магистральных нефтепроводов, их эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонту, метрологическому обеспечению средств измерений, контролю и обеспечению сохранности качества нефти, экологической и пожарной безопасности приказываю:

1. Принять и ввести в действие с 1 января 2001 года руководящий документ "Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов" (РД 153-39.4-056-00).

2. Поручить директору ИПТЭР Гумерову А.Г. (по согласованию) оказывать предприятиям и организациям ТЭК методическую помощь по внедрению РД 153-39.4-056-00.

3. Контроль за исполнением настоящего Приказа возложить на заместителя Министра Станева В.С.

Министр А.С. ГАВРИН

Минюстом РФ отказано в регистрации данного документа. - Письмо Минюста РФ от 21.11.2000 № 10071-ЮД

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

ПРАВИЛА

ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

РД 153-39.4-056-00

Дата введения 01.01.2001 г.

1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1 Область применения

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

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

1.1.3 Настоящие Правила устанавливают нормы и требования к:

- порядку приемки законченных строительством объектов магистральных нефтепроводов в эксплуатацию;

- квалификации персонала.

- технологическому регламенту перекачки нефти по магистральному нефтепроводу;

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

- порядку учета нефти;

- метрологическому обеспечению эксплуатации МН;

- обеспечению промышленной, экологической безопасности и охране труда;

1.1.4 При обеспечении пожарной безопасности объектов магистральных нефтепроводов следует руководствоваться Правилами пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов (ВППБ-01-05-99) и другими действующими нормативными документами, определяющими требования по обеспечению пожарной безопасности.

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

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

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

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

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

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

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

1.2 Нормативные ссылки

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

1.3 Термины и определения

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

1.4 Принятые сокращения

В Правилах используются сокращения, приведенные в приложении В.

1.5 Общие требования к эксплуатации магистральных нефтепроводов

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

1.5.2 Состав МН, его конструктивные и технологические параметры устанавливаются проектом в соответствии со строительными нормами и правилами проектирования в зависимости от назначения, природно-климатических условий размещения нефтепровода, физико-химических свойств нефти, объема и расстояния перекачки.

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

Основным звеном нефтепроводного транспорта, организующим транспортировку нефти и безопасную эксплуатацию магистральных нефтепроводов, является открытое акционерное общество магистральных нефтепроводов (ОАО МН). Деятельность ОАО МН строится на основе его Устава.

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

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

1.5.5 Деятельность ОАО МН разрешается при наличии лицензий, выдаваемых органами Государственного надзора.

1.5.6 При эксплуатации МН должны быть обеспечены:

- безопасность трубопроводов и оборудования;

- надежность и экономичность работы всех сооружений и оборудования;

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

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

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

- экологическая безопасность объектов МН;

- выполнение мероприятий по организации безопасных условий труда;

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

- готовность к ликвидации аварий, повреждений и их последствий;

- организация учета нефти и ведение установленной отчетности;

- сохранность материальных ценностей на объектах МН.

1.5.7 Для организации производственной деятельности ОАО МН создает структурные подразделения: филиалы - районные управления и управления магистральных нефтепроводов (РУМН, УМН), линейные производственно-диспетчерские станции (ЛПДС), нефтеперекачивающие станции (НПС), перевалочные нефтебазы (ПНБ); функциональные подразделения и службы - специализированные управления по предотвращению и ликвидации аварии (СУПЛАВ), ремонтно-строительные управления (РСУ), центральные базы производственного обслуживания (ЦБПО), аварийно-восстановительные пункты (АВП), лаборатории и другие подразделения и службы, необходимость которых определяется объемами перекачки, протяженностью эксплуатируемых МН, количеством действующих НПС и конкретными особенностями каждого нефтепровода.

1.5.8 Система организации технического обслуживания и ремонта (ТОР) сооружений и оборудования магистральных нефтепроводов может быть централизованной, пообъектной, смешанной. Выбор вида системы ТОР сооружений и оборудования МН и обеспечение надежности и безопасности при их эксплуатации возлагаются на руководство ОАО МН.

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

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

1.6 Квалификационные требования к персоналу

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

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

Подготовка и проверка знаний (или аттестация) работников по вопросам промышленной безопасности должны проводиться в соответствии с Положением о порядке подготовки и аттестации работников организаций, эксплуатирующих опасные производственные объекты, подконтрольные Госгортехнадзору России”.

Периодические проверки знаний установленных правил, инструкций и обязанностей проводятся:

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

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

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

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

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

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

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

1.7 Техническая и нормативная документация

Общие требования

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

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

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

- регламентами, регулирующими вопросы производственной деятельности подразделений Компании и ОАО УМН;

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

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

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

Паспорта ведутся на: магистральные нефтепроводы, находящиеся на балансе ОАО МН, включая находящиеся в консервации м выведенные из эксплуатации, в т.ч. на линейную часть МН или участка МН в РНУ (УМН) и ОАО МН в пределах закрепленных за ними границ эксплуатации, переходы через реки шириной более 25 м, перевалочные нефтебазы (ПНБ), наливные пункты, пункты подогрева нефти (ППН), причалы, станции смешения нефти (ССН) и внутриобъектные сооружения (резервуары, сосуды под давлением, котлы и т.д.).

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

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

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

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

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

Соответствующие изменения и дополнения в технологических схемах, изменения конструкций, данные о контроле технического состояния МН должны в 10-дневный срок быть внесены в исполнительную и оперативную документацию и в базу данных автоматизированной системы контроля и управления техническим обслуживанием и ремонтом (СКУТОР).

1.7.4 ОАО МН и его филиалы должны в соответствии с РД 08-183-98 разрабатывать “Формуляр Подтверждения” безопасности величины разрешенного давления.

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

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

Перечень действующей нормативной и технической документации, используемой при эксплуатации МН и рекомендуемой для хранения в ОАО МН и его филиалах, приведен в Приложении 3.

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

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

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

2 ПРИЕМКА В ЭКСПЛУАТАЦИЮ ОБЪЕКТОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

2.1 Линейные сооружения

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

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

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

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

2.1.5 Приемка в эксплуатацию вновь построенного магистрального нефтепровода и участков замененных при реконструкции или капитальном ремонте должна проводиться приемочной комиссией, назначаемой ОАО МН. До предъявления вновь построенного нефтепровода приемочной комиссии должна быть проведена приемка нефтепровода и его объектов рабочей комиссией, назначаемой ОАО МН не позднее, чем за 3 месяца до планируемого срока начала работы комиссии.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

- комплект рабочих чертежей со всеми внесенными в них изменениями;

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

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

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

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

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

- акт предварительных испытаний трубопровода на подводных переходах;

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

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

- акты скрытых работ по линейным сооружениям;

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

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

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

- акты приемки устройств электрохимзащиты;

- акты приемки сооружений линий связи и телемеханики;

- акты приемки электроустановок;

- акты на приемку природоохранных сооружений и защитных сооружений от аварийного разлива нефти;

- акты на установку и привязку реперов.

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

2.1.12 При сдаче-приемке линейной части МН после капитального ремонта с заменой изоляции и ремонта стенки трубы генподрядчик представляет приемочной комиссии, состав которой определен РД 39-00147105-015-98, следующую документацию:

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

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

- комплект рабочих чертежей со всеми внесенными в них изменениями;

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

- акты об устранении дефектов;

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

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

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

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

2.2 Площадочные сооружения

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

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

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

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

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

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

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

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

2.2.6 Приемка электроустановок в эксплуатацию осуществляется согласно требованиям СНиП 3.05.05, Правил устройства электроустановок и настоящих Правил.

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

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

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

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

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

- сертификаты соответствия на оборудование;

- документы, характеризующие качество работ при сооружении технологических трубопроводов;

- документы, определяющие качество питьевой и производственной воды;

- согласования сброса фекальных, производственных и ливневых вод;

- акты на скрытые работы;

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

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

- документация на элементы резервуаров, изготовленных на заводе;

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

- журналы работ по сооружению резервуаров и журналы сварочных работ;

- акты испытаний резервуаров на прочность и герметичность;

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

- акты проверки стационарных систем пожаротушения и оповещения о пожаре;

- акты проверки герметичности разделительных стен насосных.

Проектно-техническая документация по электроустановкам должна включать:

- проект электроустановки;

- технические условия подключения объекта к сетям энергоснабжающей организации;

- согласование проекта с энергоснабжающей организацией;

- разрешение на присоединение установленной мощности к энергосистеме;

- допуск Госэнергонадзора на включение законченной монтажом электроустановки;

- генплан с указанием зон защиты молниеприемников;

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

- инвентарную опись электрооборудования;

- исполнительные чертежи по строительной части зданий и сооружений электроустановок;

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

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

- исполнительные планы силовых, контрольных кабелей, осветительных проводок;

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

- акты на скрытые работы;

- акты на выполнение переходов и пересечений;

- протоколы испытаний на плотность трубной электропроводки во взрывоопасных помещениях;

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

- паспорта, сертификаты заводов-изготовителей на электрооборудование.

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

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

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

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

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

- сертификаты соответствия на вновь установленное оборудование;

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

- акты на скрытые работы;

- документация на элементы резервуаров, изготовленных на заводе;

- журналы работ по сооружению резервуаров и журналы сварочных работ;

- акты испытаний резервуаров на прочность и герметичность;

- акты проверки стационарных систем пожаротушения и оповещения о пожаре;

- акты проверки герметичности разделительных стен насосных.

Проектно-техническая документация по электроустановкам должна включать:

- исполнительные чертежи по строительной части зданий и сооружений электроустановок;

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

- исполнительные планы силовых, контрольных кабелей, осветительных проводок;

- акты на скрытые работы;

- акты на выполнение переходов и пересечений;

- протоколы испытаний на плотность трубной электропроводки во взрывоопасных помещениях;

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

- паспорта, сертификаты заводов-изготовителей на электрооборудование.

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

3 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕГЛАМЕНТ

3.1 Общая часть (задачи, функции и состав технологического регламента)

3.1.1 Технологический регламент является техническим документом, определяющим порядок организации перекачки нефти по магистральному нефтепроводу, и предназначен для решения задач экономичного, надежного и безопасного ведения технологического процесса.

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

3.1.3 Технологический регламент составляется на каждый магистральный нефтепровод с законченным технологическим циклом. В случаях, если магистральный нефтепровод эксплуатируется двумя или несколькими ОАО МН, технологический регламент составляется на каждый закрепленный за ОАО МН участок и взаимно согласовывается соответствующими смежными ОАО МН, эксплуатирующими данный магистральный нефтепровод.

3.1.4 Технологический регламент должен состоять из введения, основной части и приложений.

Во введении обязательными являются сведения о разработчике регламента (ОАО МН), а также перечень основной исполнительной и технической документации.

В основной части должны быть представлены разделы:

- характеристика нефтепровода, НПС и перекачиваемых товарных нефтей;

- технологические режимы работы МН;

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

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

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

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

- управление нефтепроводом и контроль технологического процесса;

- порядок очистки внутренней полости нефтепровода;

- отклонения от нормального технологического процесса, причины и методы их устранения;

- контроль герметичности нефтепровода;

- порядок приема, поставки и учета нефти.

В приложениях приводится:

- перечень обязательных инструкций для должностных лиц и обслуживающего персонала по обеспечению безопасного ведения технологического процесса, а также действий персонала в аварийных ситуациях;

- схемы технологические НПС и линейной части нефтепровода;

- копии “Формуляров подтверждения величины разрешенного рабочего давления” для линейной части магистрального трубопровода и насосных станций, составленные в соответствии с РД-08-183-98 и нормативно-технической документацией для случаев, указанных в 1.4.4 настоящих Правил;

- технологическая карта магистрального нефтепровода;

- карта уставок технологических защит нефтепровода;

- сжатый продольный профиль нефтепровода с нанесением эпюр максимальных разрешенных рабочих давлений по участкам с учетом фактического состояния нефтепровода, эпюр давлений технологических режимов по участкам;

- графики изменения плотности и вязкости нефти в зависимости от температуры;

- формы оперативно-диспетчерской документации;

- совмещенные гидравлические характеристики НПС и участков нефтепровода (при отсутствии программы расчета технологических режимов на компьютере);

- паспортные напорные, кавитационные и энергетические характеристики насосов;

- допустимые нагрузки электродвигателей магистральных и подпорных насосных агрегатов;

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

3.1.5 На действующий нефтепровод технологический регламент разрабатывается ОАО МН или по его поручению филиалом, эксплуатирующим данный нефтепровод. К разработке регламента или отдельных его разделов должны привлекаться проектные и научно-исследовательские организации.

На вновь вводимый нефтепровод регламент разрабатывается ОАО МН с привлечением проектной организации.

Технологический регламент подписывается разработчиками, утверждается главным инженером ОАО МН.

3.1.6 Срок действия регламента устанавливается 3 года.

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

3.2 Требования к технологическим режимам перекачки

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

3.2.2 Технологическим режимом перекачки по магистральному нефтепроводу задаются значения следующих основных параметров:

- производительность нефтепровода;

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

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

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

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

- минимально допустимое рабочее давление на всасывании насосов;

- максимально-допустимая нагрузка на электродвигатель насосного агрегата;

- наибольшая и наименьшая температура нефти, закачиваемой в нефтепровод.

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

3.2.4 Заданная производительность перекачки на участке нефтепровода может обеспечиваться:

- работой головной станции (подпорным или основным агрегатом);

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

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

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

3.3 Ведение технологических процессов

3.3.1 Технологический процесс перекачки может осуществляться по следующим схемам:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

3.3.8 ЦДУ осуществляет:

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

- учет приема, перекачки, отгрузки и поставки нефти;

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

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

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

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

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

- учет приема, перекачки и поставки нефти;

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

- учет движения нефти по отдельным или группе нефтепроводов и наличия нефти, свободной емкости в резервуарных парках;

- контроль за ходом выполнения аварийно-восстановительных работ;

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

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

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

- контроль за качеством транспортируемой нефти;

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

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

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

- контроль технологических параметров перекачки нефти;

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

- контроль качества принимаемой, перекачиваемой и сдаваемой нефти;

- контроль текущего положения запорной арматуры;

- контроль, регистрацию, анализ баланса перекачки нефти.

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

- непосредственное управление технологическим оборудованием, системами, сооружениями;

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

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

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

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

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

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

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

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

- настоящими Правилами;

- должностными, производственными инструкциями;

- инструкцией по учету нефти при ее транспортировке;

- инструкциями по пропуску внутритрубных инспекционных снарядов (ВИС);

- технологической картой нефтепроводов, резервуаров, технологических трубопроводов;

- графиком плановых остановок магистральных нефтепроводов;

- положением о приеме и движении нефти в системе МН;

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

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

- планами ликвидации возможных аварий и планами тушения пожаров;

- схемой технологических грузопотоков нефти в системе Компании;

- положением о диспетчерской службе, отделе;

- стандартами, техническими условиями на принимаемую и сдаваемую нефть;

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

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

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

- суточном диспетчерском листе;

- в оперативных журналах;

- журнале распоряжений;

- журнале регистрации входящих и исходящих телефонограмм;

- журнале контроля движения средств очистки и диагностики;

- журнале учета последовательной перекачки;

- суточных сводках;

- журналах регистрации качества принимаемой и сдаваемой нефти;

- журналах регистрации и исполнения маршрутных поручений;

- журнале приема-сдачи смены.

Срок хранения перечисленных документов 3 года.

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

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

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

- технологические карты резервуаров;

- карты уставок технологических защит нефтепровода, НПС;

- градуировочные таблицы резервуаров;

- расчетные технологические режимы НПС, нефтепровода;

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

На профилях нефтепроводов должны быть указаны:

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

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

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

3.4 Организация перекачки в особых условиях

Последовательная перекачка, способы контроля и сопровождения различных партий нефти

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

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

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

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

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

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

3.4.7 При организации последовательной перекачки должны быть предусмотрены:

- контроль за прохождением смеси, разделителей в нефтепроводе;

- контроль качества нефти.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

3.4.20 Конструктивные особенности сооружений, параметры оборудования и устройств МН для перекачки высокосернистой, сернистой и с наличием сероводорода нефтей устанавливаются проектом в соответствии с действующими нормативными документами.

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

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

Особенности организации перекачки на нефтепроводах со сложным рельефом трассы

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

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

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

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

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

- определены минимальные скорости пропуска диагностических и очистных устройств.

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

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

4 ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ ОБЪЕКТОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

4.1 Линейная часть магистральных нефтепроводов

Общие положения

4.1.1 Линейная часть магистрального нефтепровода состоит из:

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

- противопожарных средств, противоэрозионных и защитных сооружений;

- установок электрохимической защиты нефтепроводов от коррозии;

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

- линий электропередач и электроустановок;

- земляных амбаров для сброса нефти из МН;

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

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

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

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

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

- своевременной модернизацией морально устаревшего или изношенного оборудования;

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

- соблюдением условий обеспечения пожаровзрывобезопасности и противопожарной защиты;

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

4.1.3 Техническое обслуживание линейной части МН включает:

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

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

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

Патрулирование трассы нефтепровода

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

Патрулирование трассы магистрального нефтепровода может осуществляться одним из трех способов:

- воздушное патрулирование;

- наземное патрулирование на транспортных средствах, включая плавсредства;

- наземное патрулирование, выполняемое пешим порядком.

4.1.6 При патрулировании ЛЧ МН особое внимание должно быть уделено:

- наличию признаков утечек нефти;

- строительным и земляным работам, в т.ч. проводимым сторонними организациями;

- эрозии грунта;

- льдообразованию;

- образованию промоин и размывов;

- оползневым участкам;

- оседанию грунта над трубопроводом;

- оголению трубопровода;

- пересечению нефтепроводом водотоков, железных и автомобильных дорог.

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

4.1.8 Периодичность патрулирования и состав работ должны устанавливаться лицами, ответственными за обеспечение промышленной безопасности, и могут корректироваться руководством ОАО МН с учетом таких факторов как:

- разрешенное рабочее давление;

- диаметр нефтепровода;

- плотность населения;

- свойства перекачиваемой нефти;

- характеристика местности;

- погодные условия;

- срок эксплуатации нефтепровода.

4.1.9 Патрулирование должно выполняться со следующей периодичностью:

- осмотр состояния поверхности земли по трассе нефтепровода и защитных сооружений - с периодичностью не реже одного раза в три недели и по меньшей мере 26 раз в календарном году;

- пересечений автомобильных и железных дорог:

- дорог Федерального значения не менее четырех раз в календарном году с периодичностью не превышающей 7,5 месяцев;

- остальных дорог не менее двух раз в календарном году с периодичностью не превышающей 7,5 месяцев;

- переездов через нефтепровод не менее одного раза в год с периодичностью не превышающей 15 месяцев;

- пересечений водных преград:

- осмотр состояния берегов и берегоукреплений - один раз в календарный год с периодичностью, не превышающей 15 месяцев;

- дополнительное после весенних и аномальных паводков.

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

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

4.1.12 Результаты патрулирования должны заноситься в журнал патрулирования.

Обозначение трассы МН на местности

4.1.13 Трасса нефтепровода на местности должна обозначаться опознавательно-предупредительными знаками в виде столбиков со щитами-указателями высотой 1,5-2 м от поверхности земли, устанавливаемыми в пределах прямой видимости через 500-1000 м, а также на углах поворота и пересечениях с другими трубопроводами и коммуникациями.

4.1.14 На щите-указателе должны быть приведены:

- наименование нефтепровода или входящего в его состав сооружения;

- местоположение оси нефтепровода от основания знака;

- привязка знака на трассе (км);

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

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

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

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

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

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

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

Охранные зоны

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

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

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

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

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

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

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

4.1.23 ОАО МН должны принимать необходимые меры для обеспечения установленных СНиП 2.05.06 минимальных расстояний до населенных пунктов, отдельных промышленных и сельскохозяйственных предприятий, сооружений, зданий от оси нефтепроводов в пределах 10÷3000 м (в зависимости от диаметра нефтепровода) и от НПС в пределах 20÷200 м (в зависимости от категории НПС).

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Фактическая глубина заложения нефтепровода должна контролироваться на непахотных землях не реже одного раза в пять лет, на пахотных - один раз в год. Контроль производится через 500 м по длине и в характерных точках (низины, овраги и др.).

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

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

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

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

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

4.1.36 Осмотр трассы нефтепровода должен проводиться не реже одного раза в неделю, а в паводковый период три раза в неделю.

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

Наземное оборудование

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

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

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

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

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

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

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

Не менее одного раза в месяц следует проводить:

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

- утепление мест, подверженных замораживанию (после гидроиспытаний);

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

- устранение всех выявленных при внешнем осмотре недостатков;

- устранение, при необходимости, с наружных поверхностей задвижек, обратных клапанов, площадок самообслуживания грязь, ржавчину, лед, воду, подтеки масла.

Подтяжка сальников проводится не реже двух раз в год.

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

Пересечения искусственных и естественных препятствий

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

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

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

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

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

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

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

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

4.1.50 К подводным переходам относится линейная часть нефтепровода с сооружениями, проходящая через водные преграды.

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

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

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

4.1.53 На переходах через судоходные реки должны быть оборудованы пункты наблюдения. АВС ОАО МН или его филиалов, эксплуатирующих подводные переходы через судоходные реки, должны быть укомплектованы техническими средствами для ликвидации аварий и их последствий.

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

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

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

- поддержание установленных проектом отметок заглубления трубопроводов;

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

- контроль за состоянием и техническое обслуживание запорной арматуры;

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

4.1.56 Техническое обслуживание подводных переходов должно включать:

- визуальные наблюдения - в соответствии с утвержденными главным инженером филиала 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 МН ежегодно после ледохода и паводка с целью выявления размывов русла реки и обнажения трубопровода, размыва и разрушения подводной части берегоукрепительных сооружений;

- обследование технического состояния нефтепровода с сооружениями.

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

Водолазные обследования ПП МН через судоходные и сплавные реки проводятся не реже одного раза в год.

4.1.58 Периодичность внутритрубного обследования ПП МН определяется руководством ОАО МН или его филиалов по техническому состоянию, но не реже одного раза в пять лет.

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

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

Промывку необходимо производить при максимально возможной производительности, допускаемой по техническому состоянию нефтепровода, с применением соответствующих очистных средств.

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

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

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

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

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

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

- перевод на зимнюю эксплуатацию аварийно-ремонтной техники;

- промывка нефтью тупиковых и непроточных участков и арматуры;

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

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

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

- подготовка аварийной техники;

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

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

- создание необходимых запасов горючесмазочных материалов;

- проверка и, при необходимости, устройство водоотводов и водопропусков;

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

- восстановление защитных сооружений и проведение противопожарных мероприятий;

- восстановление нагорных водоотводных каналов и водопропускных устройств;

- проверка и ремонт ледорезов в местах возможных заторов льда;

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

- ремонт лежневых дорог;

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

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

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

Очистка внутренней полости линейной части нефтепроводов

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

Работы по очистке МН должны вестись с соблюдением мер по обеспечению пожаровзрывобезопасности в соответствии с Правилами безопасности при эксплуатации МН, с Правилами пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов.

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

4.1.67 При необходимости очистки нового нефтепровода или нефтепровода, на котором в промежутках между очистками производился ремонт, а также при организации очистки нефтепровода, ранее не обследованного внутритрубными инспекционными снарядами, должна проводиться оценка минимального проходного сечения трубопровода пропуском снаряда-калибра или профилемера.

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

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

При снижении пропускной способности нефтепровода в промежутках между периодическими очистками на 3 % и более необходимо проводить внеочередные очистки нефтепровода.

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

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

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

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

Испытания действующих нефтепроводов

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

- после капитального ремонта с заменой труб;

- после реконструкции;

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

- при аттестации магистрального нефтепровода.

Испытания должны проводиться в соответствии с требованиями действующих нормативных документов.

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

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

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

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

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

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

После окончания испытаний должен быть оформлен акт установленной формы.

4.1.78 Выявленные при испытаниях повреждения трубопровода должны немедленно устраняться.

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

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

Аварийный запас

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

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

Количество аварийного запаса должно составлять:

- труб - 0,1 % от протяженности МН;

- линейной арматуры - по одной штуке каждого диаметра на 15 установленных на трубопроводе задвижек;

- соединительных деталей труб - по две штуки на каждый диаметр в расчете на 500 км нефтепровода.

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

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

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

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

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

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

Техническая документация

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

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

- планы, профили трассы обслуживания;

- планы ликвидации возможных аварий;

- планы тушения пожаров;

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

- технические паспорта на МН, подводные и воздушные переходы;

- паспорта основного оборудования и сосудов, работающих под давлением;

- заводские паспорта и инструкции на специальную и аварийную технику;

- материалы топографической съемки трассы нефтепровода;

- графики ППР;

- должностные и производственные инструкции для обслуживающего персонала;

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

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

4.2 Нефтеперекачивающие станции

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

4.2.2 НПС подразделяются на головные и промежуточные.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

- техническое обслуживание;

- диагностические контроли (оперативный, плановый, неплановый);

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

- регламентные остановки.

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

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

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

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

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

- соблюдение технологического режима работы оборудования и систем НПС;

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

- проведение диагностического контроля и оценку работоспособности оборудования;

- наличие и исправность противопожарных средств и систем;

- своевременное расследование отказов в работе оборудования;

- оперативное устранение причин и последствий аварий и отказов.

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

Территория

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

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

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

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

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

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

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

4.2.21 Освещенность территории НПС должна соответствовать установленным нормам.

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

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

4.2.24 Площадки строительства должны быть отделены от эксплуатируемых объектов ограждением.

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

Здания и сооружения

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

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

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

4.2.29 Все производственные здания и сооружения должны подвергаться периодическим техническим осмотрам в соответствии с нормативной документацией, которые проводятся два раза в год – весной и осенью.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Насосная. Магистральные и подпорные насосы

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

По исполнению насосные могут быть:

- на открытой площадке;

- в капитальном помещении;

- в блочном и блочно-модульном исполнении.

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

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

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

красный - запрещение, непосредственная опасность, обозначение пожарной техники;

желтый - предупреждение, возможная опасность;

синий - предписание, знаки пожарной безопасности, информация;

зеленый - безопасность, знак “Выходить здесь”.

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

4.2.49 Помещение насосной должно содержаться в чистоте.

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

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

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

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

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

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

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

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

4.2.55 Запрещается запускать агрегат:

- при незаполненном жидкостью насосе;

- без включения приточно-вытяжной вентиляции;

- без включенной маслосистемы;

- при попадании нефти в маслосистему;

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

Запрещается эксплуатировать насосный агрегат при нарушении герметичности соединений.

Запрещается эксплуатировать насосный агрегат с неисправным обратным клапаном.

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

- угрозе затопления или нарушении герметичности оборудования, технологических трубопроводов;

- загорании, появлении дыма или искрения вращающихся деталей;

- попадании нефти в маслосистему;

- угрозе несчастного случая.

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

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

- в работе;

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

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

- в ремонте.

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

- на открытую задвижку;

- на закрытую задвижку;

- на открывающуюся задвижку.

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

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

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

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

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

4.2.59 Очередность пуска насосных агрегатов определяется технологическим регламентом.

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

Насосные агрегаты необходимо выводить в ремонт при снижении напора насоса от базовых значений на 5-6 % и более для насосов горизонтального исполнения и на 7 % - для вертикальных подпорных насосов. Для насоса типа НМ величина возможного снижения КПД составляет 2-4 % в зависимости от типоразмера (НМ 500-300, НМ 710-280 - на 4 %; НМ 1250-260 - на 3,5 %; НМ 2500-230 - на 3 %; НМ 3600-230, НМ 5000-210, НМ 7000-210, НМ 10000-210 и подпорные насосы - на 2 %; подпорные вертикальные насосы - на 3,5 %).

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

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

4.2.61 Определение и оценка допускаемого кавитационного запаса насоса обязательны при:

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

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

- снижении напора насоса более чем на 10 %;

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

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

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

- изменении частоты вращения ротора насоса.

4.2.62 Основным критерием удовлетворительной работы торцовых уплотнений является величина утечек, замеряемая объемным способом, которая должна быть не более 0,3·10-3 м3/ч (0,3 л/ч).

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

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

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

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

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

Системы смазки и охлаждения насосных агрегатов

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

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

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

- обнаружении в нем нефти;

- содержании воды свыше 0,25 %;

- содержании механических примесей свыше 1,5 %;

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

- температуре вспышки по Бренкеру ниже 150 °С.

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

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

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

Температурный режим в системе охлаждения масла должен обеспечивать температуру масла на входе в подшипники в пределах 35÷55 °С.

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

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

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

Технологические трубопроводы

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

4.2.75 Границы технологических трубопроводов определяются входными и выходными задвижками НПС.

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

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

4.2.78 Величина расчетного рабочего давления технологических трубопроводов устанавливается проектом.

4.2.79 Безопасная величина разрешенного рабочего давления технологических трубопроводов должна быть установлена на основании результатов испытаний, обследований, расчетов на прочность и подтверждена “Формуляром Подтверждения”, в соответствии с РД 08-183-98.

“Формуляр Подтверждения” оформляется при эксплуатации:

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

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

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

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

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

4.2.81 Обязательному обследованию должны подвергаться:

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

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

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

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

Программа и методика обследования согласовываются с органами Госгортехнадзора России.

4.2.82 При увеличении перепада давления на фильтре-грязеуловителе до величины более 0,05 МПа (0,5 кгс/см2) или уменьшении перепада давления до величины менее 0,03 МПа (0,3 кгс/см2), которые свидетельствуют о засорении или повреждении фильтрующего элемента, должно проводиться переключение на резервный фильтр.

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

Узел регулирования должен состоять не менее, чем из двух регулирующих устройств. Схема узла регулирования должна обеспечивать равномерное распределение потока и предусматривать прямые участки до и после регулирующих устройств длиной не менее 5 диаметров.

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

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

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

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

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

- для НПС - арматуры диаметром до 350 мм по одной штуке каждого типоразмера;

- для ЛПДС - арматуры диаметром 400-1200 мм по одной штуке каждого типоразмера;

- для филиала по 1 шт. каждого типоразмера.

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

Вентиляция производственных помещений

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

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

4.2.91 Работа технологического оборудования во взрывопожароопасных помещениях при неисправной вентиляции запрещается.

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

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

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

4.2.95 Автоматизация систем приточно-вытяжной вентиляции, расположенной во взрывоопасных зонах классов В-1, В-1а и В-1б и в помещениях категорий А, Б и В согласно СНиП 2.04.05, должна обеспечивать:

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

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

- автоматическое включение резервных вентиляторов при отключении работающих;

- автоматическое отключение вентиляции при пожаре в помещении;

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

4.2.96 В смежных со взрывоопасными помещениях насосной должно поддерживаться избыточное давление 5 мм вод. ст.

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

4.2.97 В помещениях НПС (магистральных, подпорных, наливных и прочих технологических насосных) при объеме помещений более 300 м3 вытяжная вентиляция должна быть естественная из верхней зоны в объеме 20 % удаляемого воздуха и механическая - из нижней зоны в объеме 80 % удаляемого воздуха. Приточная вентиляция в холодный период года - механическая, в теплый период - естественная.

В помещениях объемом до 300 м3 вытяжная вентиляция должна быть естественная из верхней зоны в объеме 20 % удаляемого воздуха и механическая из нижней зоны в объеме 80 % удаляемого воздуха (периодического действия).

Приточная вентиляция в холодный период года - естественная с подогревом, в теплый период - естественная. Приточная вентиляция находящихся в эксплуатации НПС должна работать постоянно.

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

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

4.2.98 Для приямков глубиной 0,5 м и более, расположенных в помещениях категорий А и Б или в помещениях с выделением взрывоопасных газов или паров удельным весом более 0,8 по отношению к воздуху, механическая приточно-вытяжная или вытяжная вентиляция должна обеспечивать объем воздухообмена равный 20 объемов приямков в час.

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

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

- высокосернистые нефти - десять обменов в час.

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

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

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

Водоснабжение

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

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

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

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

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

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

Управление системой водоснабжения оперативно осуществляется с диспетчерского пункта НПС.

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

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

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

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

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

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

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

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

Теплоснабжение

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

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

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

4.2.120 Эксплуатация и ремонт котлов, котельно-вспомогательного оборудования и трубопроводов пара и горячей воды должны отвечать требованиям Правил устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов, Правил устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды, Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением, Правил технической эксплуатации коммунальных отопительных котельных, Правил эксплуатации теплопотребляющих установок и тепловых сетей потребителей и нормативных документов.

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

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

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

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

4.2.125 До пуска газа потребитель должен предъявить представителю газоснабжающей организации документацию в объеме требований действующих нормативных документов, Правил безопасности в газовом хозяйстве, Правил технической эксплуатации объектов газового хозяйства.

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

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

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

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

4.2.130 В котельной должна вестись следующая оперативно-эксплуатационная документация:

- оперативный (сменный) журнал;

- журнал распоряжений;

- журнал дефектов и неисправностей оборудования, сооружений и систем;

- журнал учета расхода топлива;

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

- журнал регистрации проверок средств автоматики и сигнализации работы котлов;

- журнал по водно-химическому режиму работы котла.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

- для зарегистрированных в органах Госгортехнадзора России - один раз в три года;

- для котлов, работающих на газе - один раз в два года;

- для котлов, не требующих регистрации - один раз в пять лет.

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

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

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

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

4.2.142 Графики проведения ТОР газового оборудования утверждаются руководством НПС.

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

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

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

Канализация и очистные сооружения

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

4.2.147 Производственно-ливневая канализация относится к категории взрывопожароопасных систем.

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

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

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

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

4.2.152 Присоединение трубопроводов одной системы канализации к другой не допускается.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

4.2.163 Очистные сооружения должны состоять из предусмотренного проектом комплекса по очистке сточных вод, обеспечивающего степень очистки согласно требованиям Правил охраны поверхностных вод от загрязнений сточными водами.

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

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

4.2.166 Обслуживание очистных сооружений должно производиться специально обученным персоналом.

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

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

4.2.169 Для сохранения расчетной пропускной способности канализационных коммуникаций необходимо осуществлять периодическую или аварийную прочистку канализационной сети от осевших в ней осадков. Прочистка должна проводиться не реже одного раза в год гидравлическим или механическим способами, начиная с верхних участков и боковых линий.

4.2.170 Аварийную прочистку производят в случае закупорки канализационной сети.

4.2.171 На основании данных осмотра должна составляться дефектная ведомость и техническая документация на проведение ремонта канализационной сети.

4.2.172 Результаты наружного и внутреннего осмотра должны заноситься в журнал технического осмотра и ремонта канализационной сети. Журнал находится у ответственного за техническое состояние сетей и очистных сооружений, который принимает меры по ликвидации обнаруженных дефектов.

4.2.173 Все работы в колодцах, в лотках и других заглубленных местах должны проводиться в соответствии с "Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности”.

Техническая документация

4.2.174 Каждая НПС должна иметь техническую документацию, в соответствии с которой оборудование НПС допускается к эксплуатации:

- исполнительную документацию (чертежи, схемы, перечень оборудования, пояснительные записки и др.) со всеми последующими изменениями;

- технические паспорта установленного оборудования;

- инструкции по обслуживанию оборудования;

- должностные и производственные инструкции персонала;

- оперативную документацию с указанием предельных величин контролируемых рабочих параметров оборудования и величины срабатывания предупредительной сигнализации и аварийных защит; технологические карты нефтепровода, карта уставок НПС;

- журнал учета отказов оборудования;

- документацию технического обслуживания и ремонта объектов НПС.

4.2.175 Оперативная документация по эксплуатации оборудования НПС должна включать:

- оперативный журнал;

- журналы учета работы объектов НПС;

- ведомости результатов оперативных диагностических контролей;

- журнал результатов обхода объектов дежурным персоналом и инженерами соответствующих служб.

4.2.176 Документация технического обслуживания и ремонта оборудования объектов НПС должна содержать:

- график плановых ремонтов, технических обслуживаний, плановых диагностических контролей и регламентных остановок для каждого вида оборудования;

- журнал учёта ремонтов и ТО, диагностических контролей;

- журнал учёта отказов и неисправностей НПС;

- бланки нарядов-допусков на производство ремонтных и диагностических работ.

4.2.177 Все конструктивные изменения, вносимые в процессе эксплуатации и во время ремонтов основного технологического оборудования, должны быть согласованы с разработчиком оборудования, утверждены главным инженером ОАО МН или его филиалов и внесены в техническую документацию.

4.3 Резервуарные парки

4.3.1 Территория, сооружения и обустройство резервуарного парка (РП) должны соответствовать проекту и требованиям Правил технической эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов и нефтебаз, СНиП 2.11.03 и нормативной документации.

4.3.2 Резервуары для приема и хранения нефти должны быть оснащены полным комплектом оборудования согласно проекту и с учетом обеспечения надежности выполнения технологических операций в соответствии с требованиями взрывопожаробезопасности и охраны труда.

4.3.3 РП должны быть оснащены системами автоматики, контроля и измерения, с возможностью обеспечения защиты от перелива резервуаров, дистанционного замера уровня нефти в резервуарах, дистанционного управления запорной арматуры, автоматического пожаротушения.

Для каждого резервуара, емкости и ж/д цистерны должен быть установлен максимальный предел заполнения нефтью; предел заполнения не должен превышать 95 % их объема.

Запрещается указанное технологическое оборудование наполнять нефтью выше установленного максимального предела заполнения.

4.3.4 На каждый резервуар РП должна быть составлена и утверждена в установленном порядке градуировочная таблица, которая должна пересматриваться и вновь утверждаться после каждого капитального ремонта, связанного с изменением вместимости резервуара или после его оснащения внутренним оборудованием.

4.3.5 Резервуары, находящиеся в эксплуатации, подлежат периодическому диагностированию, позволяющему определить необходимость и вид ремонта, а также остаточный срок службы резервуара. Порядок проведения диагностирования резервуаров осуществляется в соответствии с Правилами технической эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов и нефтебаз и нормативными документами.

4.3.6 ОАО МН и его филиалы должны принимать необходимые меры для:

- сохранения полезной емкости резервуарных парков в пределах проектных значений;

- максимального сокращения потерь нефти из резервуаров;

- снижения эксплуатационных затрат;

- сохранности качества нефти;

- предотвращения накопления донных отложений и их своевременного удаления;

- предотвращения процесса коррозии металла.

4.3.7 Техническое обслуживание и ремонт резервуаров должны планироваться на основе данных диагностического обследования с учетом остаточного срока службы, загрузки резервуара в текущий период и на перспективу.

4.3.8 Техническое обслуживание резервуара и его оборудования должно быть организовано в сроки согласно утвержденному календарному графику и выполняться в соответствии с перечнем работ и периодичностью, предусмотренными в картах технического обслуживания резервуаров.

4.3.9 ОАО МН или его филиалы должны ежегодно разрабатывать график технического обслуживания и ремонта резервуаров и оборудования с учетом перевода резервуаров на режим эксплуатации в зимний и летний периоды года в соответствии с требованиями Правил технической эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов и нефтебаз.

4.3.10 Технологические операции в РП должны выполняться в соответствии с технологической картой резервуарного парка, которая утверждается и переутверждается ежегодно, а также при изменении предельно-допустимых давлений нефтепроводов и взливов в резервуарах, по результатам диагностического обследования, изменении физико-химических свойств перекачиваемой нефти и т.д.

Технологические карты утверждаются и переутверждаются главным инженером филиала ОАО МН.

4.3.11 Технологическая карта - основной технологический регламент, в котором должны быть приведены все основные технологические параметры по приему, хранению и отпуску нефти для каждого резервуара отдельно согласно требованиям Правил технической эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов и нефтебаз.

Технологическая карта РП должна находиться на рабочем месте персонала, отвечающего за правильное ведение технологического процесса.

4.3.12 Максимальная допустимая производительность заполнения и опорожнения резервуаров ограничивается пропускной способностью дыхательной арматуры, допустимой производительностью истечения нефти через приемо-раздаточные патрубки (при опорожнении), максимально допустимой скоростью потока через приемо-раздаточные патрубки (при заполнении), допустимой скоростью движения понтона или плавающей крыши.

Расход паровоздушной смеси через дыхательную арматуру не должен превышать 0,85 от минимальной пропускной способности клапанов по внутреннему избыточному давлению.

За максимально допустимую производительность заполнения и опорожнения резервуара принимается меньшая из производительностей, рассчитанная по вышеуказанным ограничительным показателям.

4.3.13 Максимально допустимая скорость движения понтона, плавающей крыши от минимально допустимого уровня до максимально допустимого уровня нефти в резервуара при приеме и откачке нефти из резервуара, определяется проектом или заключением по результатам технического диагностирования.

При отсутствии этих данных максимально допустимая скорость движения понтона, плавающей крыши ограничивается 3,5 м/ч.

4.3.14 Величина допустимого рабочего давления в резервуарах определяется проектом или по результатам технического диагностирования.

В резервуарах со стационарной крышей должны поддерживаться следующие величины давления и вакуума (если не установлены другие ограничения в проекте):

- во время эксплуатации рабочее избыточное давление в газовом пространстве должно быть не более 2 кПа (200 мм вод. ст.), вакуум - не более 0,25 кПа (25 мм вод. ст.);

- предохранительные клапаны должны быть отрегулированы на давление 2.3 кПа (230 мм вод. ст.) и вакуум 0,4 кПа (40 мм вод. ст.);

- на резервуарах в понтоном (плавающей крышей) при огневых предохранителях и вентиляционных патрубках давление и вакуум не должны быть больше 0,2 кПа (20 мм вод. ст.).

4.3.15 Для бесперебойной работы транспортной системы магистральных нефтепроводов на конечных пунктах сдачи нефти необходимо иметь минимально необходимый остаток нефти клиентов (мобильный товарный остаток), включающий:

- товарно-коммерческий запас:

а) при сдаче в пунктах назначения на НПЗ и на экспорт, обеспечивающий непрерывную поставку потребителям в течение восьми часов;

б) при сдаче в морских портах, обеспечивающий налив одного нефтеналивного судна в полном объеме с учетом его грузоподъемности, ритмичности, подачи судов, объемов перевалки нефти;

в) при наливе нефти в железнодорожные цистерны, обеспечивающий налив одного маршрута в полном объеме в установленные сроки;

- запас нефти на таможенных пунктах сдачи, предназначенный для выполнения таможенных требований по перемещению нефти из расчета суточной перекачки;

- запас по сортности нефти (с учетом наличия сернистых нефтей).

Нормы минимально необходимого остатка нефти в РП ОАО МН утверждаются Компанией один раз в год на основании предложений акционерных обществ.

4.3.16 Технологический остаток нефти в резервуарах, необходимый для устойчивой работы транспортной системы в течение установленного времени, но не более 2-х часов, зависит от количества резервуарных емкостей в резервуарном парке.

4.3.17 Эксплуатационная и ремонтная документация должна включать:

- технический паспорт резервуара;

- технологические карты (регламент) по эксплуатации;

- график технического обслуживания;

- производственные инструкции по эксплуатации резервуаров и оборудования;

- инструкции по техническому обслуживанию и ремонту резервуаров и оборудования;

- журнал контроля состояния устройств молниезащиты, защиты от проявления статического электричества;

- распоряжения, акты на замену оборудования резервуаров;

- документы по результатам нивелирования основания;

- планы ликвидации возможных аварий и планы тушения пожаров;

- градуировочные таблицы резервуаров;

- паспорта, инструкции заводов-изготовителей оборудования;

- проектно-исполнительную документацию.

Ответственность за наличие, ведение и хранение эксплуатационной и ремонтной документации РП несет руководитель объекта МН.

4.4 Терминалы по приему, хранению, подготовке и отгрузке нефти

4.4.1 Прием нефти, поступающей по магистральным нефтепроводам, ее хранение, подготовка и отгрузка на другие виды транспорта, осуществляется через специальные терминалы – перевалочные нефтебазы (ПНБ) и пункты налива.

Перевалочные нефтебазы обеспечивают также прием нефти и нефтепродуктов с других видов транспорта (морского, речного, железнодорожного, автомобильного), их хранение, подготовку и отгрузку потребителям, включая бункеровку судов.

4.4.2 В состав перевалочных нефтебаз входят резервуарные парки, сливо-наливные эстакады, пункты налива, причальные сооружения, насосные станции, технологические трубопроводы, узлы учета нефти, лаборатории химического анализа, очистные сооружения, электрическое и теплоэнергетическое оборудование и другие вспомогательные объекты, обеспечивающие основной технологический процесс.

Состав объектов ПНБ в зависимости от ее назначения определяется проектом.

4.4.3 Перевалочные нефтебазы проектируются и сооружаются в соответствии с нормативными документами.

4.4.4 Приемка объектов ПНБ должна проводиться в порядке, указанном в разделе 2 настоящих Правил.

4.4.5 Техническая эксплуатация объектов ПНБ – резервуарных парков, насосных станций, технологических трубопроводов, электроустановок и других систем и сооружений, а также сливо-наливных эстакад, наливных пунктов, причальных сооружений – должна осуществляться согласно требованиям нормативной документации.

4.4.6 Резервуары, насосы, трубопроводы, задвижки, стояки должны быть пронумерованы, их нумерация и обозначения должны соответствовать технологическим схемам, утвержденным главным инженером объекта.

4.4.7 На технологические трубопроводы, емкости сбора утечек должны быть составлены калибровочные таблицы.

Резервуары должны иметь градуировочные таблицы, которые, в случае оперативного учета, утверждаются техническим руководителем предприятия, в случае учетно-расчетных операций - руководителем территориального органа Госстандарта.

4.4.8 Во избежание гидравлического удара и аварии на трубопроводах открытие-закрытие задвижек при сливо-наливных операциях должно проводиться строго в определенном порядке в соответствии с технологическими картами и инструкциями, утвержденными главным инженером объекта.

4.4.9 При сливо-наливных операциях скорость движения нефти должна ограничиваться требованиями электростатической безопасности (см. раздел 7.4 настоящих Правил).

4.4.10 Полнота налива-слива нефти в транспортные емкости (танки судов, ж/д цистерны, автоцистерны и др.) должна осуществляться по градуировочным таблицам емкостей транспортных средств в соответствии с требованиями МИ 1823-87, ГОСТ 8346 и нормативной документации.

4.4.11 Подготовка транспортного средства к наливу должна соответствовать требованиям ГОСТ 1510.

Качество подготовки нефти должно соответствовать:

- для нефтеперерабатывающих заводов - ГОСТ 9965;

- для поставки на экспорт - ТУ 39-1623-93.

4.4.12 Определение количества груза производится по Инструкции по учету нефти при ее транспортировке, ГОСТ 26976, MИ 1001-85.

4.4.13 При сливо-наливных операциях с сернистыми нефтями необходимо руководствоваться инструкцией по мерам безопасности при обращении с сернистыми нефтями.

4.4.14 Сливо-наливные эстакады, пункты налива, причальные сооружения должны постоянно снабжаться горячей водой или паром; должны быть оборудованы устройствами для смыва разлитой нефти в промышленную канализацию.

4.4.15 Площадки под сливо-наливным оборудованием должны иметь бетонное или другое герметичное покрытие и обеспечивать беспрепятственный сток жидкости в отводные колодцы или каналы через гидравлические затворы в системы промканализации или емкости для сбора аварийных утечек нефти.

4.4.16 Балластные, подтоварные, производственно-дождевые, хозяйственно-бытовые воды, перед выпуском их в водоемы, должны направляться на очистные сооружения и проходить очистку до принятых санитарных норм.

4.4.17 Сроки, периодичность и объемы технического обслуживания и ремонта технологического оборудования, систем и устройств устанавливаются в зависимости от технического состояния и в соответствии с требованиями нормативной документации, указанной в 4.4.5 настоящих Правил, заводскими инструкциями по обслуживанию и ремонту.

Графики технического обслуживания и ремонта утверждаются техническим руководителем нефтебазы.

4.4.18 Проведение огневых и газоопасных работ в резервуарных парках, на сливо-наливных сооружениях, пирсах, причалах без выполнения подготовительных работ запрещается.

Подготовительные и огневые (газоопасные) работы должны выполняться с выводом этих объектов из эксплуатации, при наличии наряд-допусков, оформленных в установленном порядке, с соблюдением Правил пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов, инструкций по организации безопасного проведения огнеопасных работ и других нормативных документов.

4.4.19 Перевалочные нефтебазы, имеющие в своем составе речные, морские пирсы и причалы с наливными коммуникациями, должны быть укомплектованы подготовленным персоналом, соответствующим оборудованием и устройствами для задержания, сбора и откачки с поверхности воды на берег аварийно-разлитой нефти.

В планах ликвидации возможных аварий на нефтебазе должны быть предусмотрены способы ликвидации аварий и их последствий.

4.4.20 На перевалочных нефтебазах должна быть следующая документация:

- технический паспорт нефтебазы;

- технические паспорта на резервуары;

- технический паспорт на технологические трубопроводы;

- экологический паспорт;

- санитарно-технический паспорт рабочих мест;

- планы ликвидации аварий и планы тушения пожаров;

- технологические и принципиальные схемы сетей и коммуникаций;

- технологические и операционные карты;

- заводские паспорта на сосуды, оборудование, арматуру, электроустановки и т.д.;

- журналы осмотров и ремонтов зданий, сооружений;

- журналы по учету работы оборудования;

- журнал оператора (диспетчера);

- графики технического обслуживания и ремонта;

- инструкции по эксплуатации по видам оборудования и систем;

- исполнительная документация и нормативная документация согласно 1.4, 2.2.7 настоящих Правил;

- другая документация, установленная ОАО МН.

4.5 Пункты подогрева нефти. Станции смешения нефти

4.5.1 Пункты подогрева нефти (ППН) могут быть в составе НПС или самостоятельным объектом МН. ППН предназначены для подогрева высоковязкой и высокозастывающей нефти с целью снижения ее вязкости для перекачки по магистральному нефтепроводу.

4.5.2 В состав пункта подогрева нефти входят: печи подогрева, технологические трубопроводы, система внутренней циркуляции для предотвращения застывания нефти в коммуникациях, система для сдвига застывшей нефти в коммуникациях и магистральном нефтепроводе, система топливообеспечения горелок печей, система стационарного пожаротушения, оборудование, устройства, установки по энергообеспечению, КИПиА, амбары для спуска нефти при авариях и другие сооружения.

Состав объектов ППН и технические характеристики сооружений и оборудования определяются проектом.

4.5.3 Количество печей определяется проектом с учетом конкретных условий работы участка МН, времени года и необходимого резерва.

Температура подогрева нефти и запас необходимого количества нефти в резервуарах на ППН определяются технологическим регламентом участка нефтепровода и должны обеспечивать компенсацию теплопотерь перекачиваемой нефти с условием сохранения ее текучести (на 3-5�С выше температуры застывания нефти) до следующего ППН при минимальных температурах окружающей среды, а также обеспечивать возможность пуска участка нефтепровода после плановой остановки.

Технологические режимы перекачки нефти должны соответствовать требованиям 3.4.17-3.4.19 настоящих Правил.

4.5.4 Если на ППН имеются резервуары, они должны быть оснащены системами, предупреждающими застывание нефти и предотвращающими образование осадка.

4.5.5 Системы внутренней циркуляции для предотвращения застывания нефти и для сдвига застывшей нефти в коммуникациях должны находиться в работоспособном состоянии.

4.5.6 Пуск в эксплуатацию печей подогрева должен проводиться в соответствии с местными инструкциями, разработанными на основе нормативных документов.

4.5.7 Режим эксплуатации печей подогрева должен определяться проектом, паспортными данными и должен соответствовать технологической карте печей, которая утверждается главным инженером ОАО МН.

4.5.8 Аварийная автоматическая остановка печи должен осуществляться в следующих случаях:

- при прекращении циркуляции нефти через печь;

- при понижении тяги в топке;

- при понижении давления воздуха перед горелками;

- при исчезновении пламени в любой из горелок;

- при понижении давления газа перед горелками.

4.5.9 При отказах и пожарах ППН должен отключаться перекрытием задвижек на отводах к пункту. Обслуживающий персонал должен действовать согласно плану ликвидации аварий и тушению пожаров. Обо всех авариях и пожарах немедленно информируется диспетчер филиала ОАО МН.

4.5.10 Печи подогрева должны быть оснащены системой пожаротушения в соответствии с проектом.

4.5.11 Технические осмотры, обслуживание, текущие и капитальные ремонты печей должны проводиться в соответствии с графиком, утвержденным в установленном порядке. Работы оформляются записью в оперативном журнале и паспортах печей.

4.5.12 Ревизия элементов печей подогрева должна проводиться в период плановых ремонтов печей службой главного механика ОАО МН, его филиала с оформлением актов в установленном порядке.

4.5.13 Обслуживающий персонал ППН должен обеспечить эксплуатацию печей подогрева, всех систем и оборудования ППН в соответствии с производственными инструкциями по технической эксплуатации, правилами пожарной безопасности и охраны труда, настоящими Правилами.

4.5.14 Надзор за правильностью эксплуатации, своевременностью и качеством проведения технического обслуживания и ремонта печей в соответствии с графиком возлагается на специалистов ОАО МН и его филиала в объеме их должностных инструкций.

4.5.15 Оборудование и сооружения ППН при отдельном расположении от НПС – технологические трубопроводы, резервуарные парки, противопожарная система, электроустановки, система автоматики и телемеханики и другие должны эксплуатироваться в соответствии с требованиями соответствующих разделов настоящих Правил.

4.5.16 Снижение вязкости, обеспечение заданных качеств перекачиваемых по МН нефтей может осуществляться путем компаундирования на станциях смешения нефти (ССН).

4.5.17 Состав сооружений и объектов, входящих в ССН, определяется проектом.

4.5.18 Технологический процесс смешения и получения требуемых качеств перекачиваемой нефти проводится согласно специально разработанной инструкции.

4.5.19 Эксплуатация, техническое обслуживание и ремонт сооружений и оборудования ССН проводится согласно требованиям соответствующих разделов настоящих Правил.

4.5.20 Оперативная и техническая документация при эксплуатации оборудования, сооружений ППН и ССН комплектуется согласно требованиям 4.2-4.4 и других разделов настоящих Правил.

5 ДИАГНОСТИРОВАНИЕ ОБЪЕКТОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

5.1 Общие положения

5.1.1 В целях обеспечения безопасности, поддержания надежности, предупреждения отказов, определения фактического технического состояния объектов МН, возможности их дальнейшей эксплуатации на проектных технологических режимах, для расчета допустимого давления, необходимости снижения разрешенного рабочего давления и перехода на пониженные технологические режимы или необходимости ремонта с точной локализацией мест его выполнения и продления срока службы объектов МН в процессе эксплуатации должно проводиться периодическое техническое диагностирование объектов МН.

5.1.2 Диагностирование магистральных нефтепроводов осуществляют организации, имеющие лицензию Госгортехнадзора России на право проведения диагностирования объектов МН, или специалисты ОАО МН и его филиалов, имеющие квалификационные удостоверения, допущенные к проведению диагностирования, при наличии аттестованной диагностической аппаратуры и утвержденных в установленном порядке методик технического диагностирования.

5.1.3 При планировании, организации и проведении диагностических работ должны быть обеспечены условия пожаровзрывобезопасности в соответствии с требованиями действующих нормативных документов.

5.2 Диагностирование линейной части магистральных нефтепроводов

5.2.1 Диагностирование линейной части МН предусматривает следующие виды работ:

- внутритрубную диагностику линейной части МН путем пропуска внутритрубных инспекционных снарядов (ВИС);

- внешнее дефектоскопическое обследование участков МН с применением методов неразрушающего контроля (визуального, ультразвукового, магнитопорошкового, капиллярного, вихретокового, акустико-эмиссионного);

- оценку состояния изоляционных покрытий и эффективности работы средств ЭХЗ.

5.2.2 Внутритрубная диагностика должна проводиться с использованием комплексов технических средств, основу которых составляют ВИС, реализующие различные виды неразрушающего контроля и перемещаемые по трубопроводу потоком перекачиваемого продукта.

5.2.3 Состав ВИС, применяемых при проведении внутритрубной диагностики, должен обеспечивать определение:

- дефектов геометрии трубопровода (вмятин, гофр, овальности), ограничивающих проходное сечение, и радиусов его поворота (радиусов отводов);

- дефектов стенки трубы (коррозии металла, забоин, задиров, рисок, царапин, расслоений и т.п.);

- трещин и трещиноподобных дефектов определенной ориентации по отношению к оси трубопровода (осевой или поперечной), расположенных в основном металле трубы и в сварных швах;

- положение сварных швов, подкладных колец.

ВИС должны иметь систему учета дефектов, обеспечивающую привязку мест расположения дефектов к определенным точкам трассы МН. Точность определения местоположения дефектов относительно ближайшего поперечного сварного шва должна соответствовать разрешающей способности данного ВИС, указанной в его технических характеристиках.

5.2.4 Разрешающая способность ВИС и применяемые методы интерпретации дефектов должны обеспечивать возможность классификации дефектов по степени опасности без проведения экскавации и дополнительного дефектоскопического контроля трубопровода.

5.2.5 Проведение работ по внутритрубной диагностике с использованием комплексов технических средств, предназначенных для обнаружения и измерения дефектов определенного типа, должно проводиться на основе технологий, регламентирующих эти работы и утвержденных в установленном порядке.

5.2.6 Внутритрубная диагностика должна проводиться на плановой основе с учетом норм периодичности в соответствии с нормативной документацией, но не реже одного раза в 5 лет.

5.2.7 ОАО МН должны ежегодно согласовывать проект плана внутритрубной диагностики своих нефтепроводов с организацией, выполняющей работы по диагностированию, и направлять в Компанию для его утверждения.

5.2.8 Работы по составлению, согласованию, изменению, утверждению годовых планов по внутритрубной диагностике, составлению на их основе квартальных и месячных планов должны проводиться в соответствии с установленным порядком.

5.2.9 Представляемый к внутритрубному диагностированию трубопровод (или его участки) должен отвечать требованиям нормативной документации в части обеспечения проходимости средств диагностики. Трубопровод (или их участки), не отвечающий требованиям контролепригодности, должен доводиться ОАО МН (или его филиалами) до требуемого уровня.

5.2.10 Подрядчик, выполняющий диагностирование МН, за 10-30 дней до планируемого начала работ должен письменно уведомить ОАО МН о своей готовности к проведению внутритрубной диагностики.

ОАО МН в течение 5-10 дней с момента получения уведомления от подрядчика должно направить ему письменное подтверждение о готовности трубопровода (или его участков) к проведению диагностических работ в указанные сроки или по обоснованным причинам перенести срок диагностирования.

5.2.11 ОАО МН должно предоставить подрядчику паспортные данные по трубопроводу (или его участкам), представляемому к внутритрубному диагностированию, информацию о режимах его работы и другие необходимые данные в соответствии с нормативной документацией.

5.2.12 Персонал ОАО МН, непосредственно связанный с проведением работ по пропуску ВИС, должен пройти специальное обучение на рабочих местах по программе, представляемой подрядчиком и согласованной с Госгортехнадзором России. Обучение персонала ОАО МН проводит представитель подрядчика.

5.2.13 Все работы, связанные с запасовкой, пуском, приемом и извлечением ВИС, должны проводиться работниками филиалов ОАО МН под руководством ответственного специалиста, назначаемого приказом по филиалу ОАО МН, и под наблюдением специалистов подрядчика.

5.2.14 По результатам внутритрубной диагностики подрядчик должен представить в ОАО МН технический отчет, подписанный руководством его предприятия и заверенный печатью, в сроки согласно условиям договора.

5.2.15 Отчет по результатам внутритрубной диагностики должен содержать информацию о всех дефектах, зафиксированных ВИС, информацию об опасных дефектах, требующих снижения давления в трубопроводе (на период до проведения ремонта) либо проведения оперативного ремонта. В отчете должны быть приведены данные о местоположении каждого дефекта относительно точек-ориентиров и поперечных сварных швов.

5.2.16 Информация об опасных дефектах должна оперативно передаваться подрядчиком в ОАО МН до выпуска технического отчета.

5.2.17 ОАО МН или его филиал должны в месячный срок провести анализ полученных данных по опасным дефектам для определения видов ремонта и составления графика выполнения работ. До проведения работ по ремонту опасного дефекта должны вводиться следующие режимы ограничения перекачки:

- если для дефектного участка расчетами прочности по соответствующим нормативным документам определено допустимое давление перекачки, то проходное давление должно быть не выше допустимого давления;

- если для дефектного участка допустимое давление перекачки не определено, то проходное давление на этом участке должно быть не выше 75% от проходного давления на момент обнаружения опасного дефекта.

5.2.18 Технические отчеты по результатам диагностирования должны храниться в ОАО МН в течение всего срока эксплуатации МН в виде базы данных дефектов, обновляемой не позднее 10-дневного срока по результатам проведения ремонта участка нефтепровода и повторных диагностических обследований.

5.2.19 Внешнее дефектоскопическое обследование должно проводиться:

- после пропуска ВИС для уточнения параметров дефектов и выбранного метода ремонта дефектного участка трубопровода;

- на вскрытом участке трубопровода в процессе ремонта (например, при замене изоляции);

- на участках трубопровода для наблюдения за развитием ранее выявленных дефектов, оценки технического состояния отдельных ремонтных конструкций.

5.2.20 По результатам внешнего дефектоскопического обследования должно быть составлено заключение и представлено в ОАО МН или в его филиал для принятия решения.

5.2.21 Заключения по результатам внешнего дефектоскопического обследования должны храниться в ОАО МН в течение всего срока эксплуатации МН в виде базы данных дефектов, обновляемой не позднее 10-дневного срока по результатам проведения ремонта участка нефтепровода.

5.2.22 Диагностирование воздушных переходов трубопровода, линейной арматуры, особо опасных участках (подводных переходах, у густонаселенных пунктов, пересечений с железными и автодорогами), рекомендуется проводить (в дополнение к внутритрубной диагностике) акустико-эмиссионным методом совместно с ультразвуковой дефектоскопией.

5.2.23 Организация и проведение диагностирования коррозионного состояния подземных трубопроводов, изоляционных покрытий и средств ЭХЗ должны соответствовать требованиям, изложенным в разжеде 8 настоящих Правил.

5.2.24 На основании результатов диагностирования ОАО МН должны планировать первоочередные мероприятия по предотвращению разрушения трубопроводов, а также сроки и объемы работ по ремонту линейной части МН в порядке, указанном в главе 6 настоящих Правил.

5.3 Диагностирование оборудования НПС

5.3.1 Оборудование НПС подвергается техническому диагностированию с целью обеспечения его надежности и безопасности.

Задачами технического диагностирования являются:

- определение технического состояния оборудования, в том числе обнаружение и классификация дефектов (отказов), прогноз их развития;

- определение остаточного ресурса и продление срока службы оборудования;

- определение сроков и объемов ремонта, необходимости замены или модернизации оборудования.

5.3.2 Номенклатура оборудования, подлежащего диагностированию, определяется ОАО МН.

Объем и периодичность диагностического контроля устанавливается в соответствии с нормативной документацией.

Эксплуатацию оборудования и систем новых и модернизированных НПС предпочтительно осуществлять с непрерывным автоматизированным контролем и диагностированием их работоспособности на базе технических средств КИП и А, телемеханики и АСУ.

До ввода в эксплуатацию технических и программных средств автоматизированной диагностики допускается оценка технического состояния оборудования с помощью портативных (переносных) приборов.

5.3.3 Определение фактического технического состояния оборудования производится на основе проверки соответствия и сравнения текущих значений его параметров с допустимыми и базовыми значениями.

Допустимые значения параметров, необходимых для оценки технического состояния оборудования, а также периодичность проведения планового контроля, назначаемая с учетом фактических показателей надежности, количества пусков и результатов выполненных ранее диагностических и ремонтных работ, определяются в соответствии с нормативными документами.

Базовые значения контролируемых параметров определяются с началом ведения работ по диагностике, после ввода нового или отремонтированного оборудования в эксплуатацию, а также после замены узла или детали, которая вызвала изменение контролируемых параметров.

5.3.4 В рамках диагностирования оборудования НПС должны проводиться оперативный, плановый и неплановый контроль технического состояния.

Оперативный (непрерывный) контроль - контроль технического состояния, при котором поступление информации о контролируемых параметрах происходит постоянно. В объем оперативного диагностического контроля входят также технические осмотры объектов НПС, которые проводятся согласно графику в соответствии с нормативной документацией.

Плановый (периодический) контроль - контроль фактического технического состояния оборудования НПС по параметрам, позволяющим оценить техническое состояние оборудования, составить прогноз его работоспособности.

Неплановый контроль - контроль технического состояния оборудования НПС, проводимый в случае резкого изменения значений постоянно контролируемых параметров, а также, если по результатам оперативного контроля выносится решение о предполагаемом развитии дефекта.

5.3.5 Источником информации, необходимой для проведения диагностирования и анализа причин изменения технического состояния оборудования, являются следующие базы данных: эксплуатационных параметров; отказов и наработок; планов и результатов проведения диагностирования и ремонтов.

5.3.6 Руководство ОАО МН несет ответственность за планирование, организацию и обеспечение условий безопасного проведения диагностических работ. Ответственность за подготовку оборудования к проведению диагностирования несут подразделения и службы филиалов ОАО МН.

5.3.7 По результатам технического диагностирования должно выдаваться заключение о техническом состоянии оборудования.

Формы и порядок ведения документации должны быть едиными для всех ОАО МН, обеспечивать возможность оценки технического состояния и прогнозирования ресурса оборудования в автоматизированном режиме, а также определения его показателей надежности с учетом ранее полученной информации.

5.3.8 Параметры, используемые при оценке технического состояния, а также результаты диагностирования и прогнозирования ресурса должны сохраняться в базе данных автоматизированной системы контроля и управления МН на протяжении всего времени эксплуатации однотипного оборудования.

5.3.9 Диагностирование магистральных и подпорных насосных агрегатов должно обеспечивать обязательную оценку их технического состояния по следующим контролируемым параметрам: напору и давлению; потребляемой мощности или коэффициенту полезного действия (КПД) насоса; вибрации; температурам масла, сердечника статора, обмоток ротора и статора, подшипников, охлаждающей среды.

5.3.10 Валы насосных агрегатов должны подвергаться входному и плановому дефектоскопическому контролю с учетом наработки и количества пусков в соответствии с нормативной документацией.

5.3.11 Методы и средства, применяемые для оценки технического состояния арматуры, должны обеспечивать:

- контроль внешней и внутренней герметичности;

- выявление дефектов в материале корпуса, сварных швах, уплотнении и элементах штока;

- контроль работоспособности редуктора, электропривода, аппаратуры пуска и остановки, концевых и моментных выключателей.

5.3.12 Для определения фактического технического состояния технологических трубопроводов, должны производиться ревизия, испытания (в рамках планового контроля) и надзор в соответствии с нормативными документами.

5.3.13 На основании результатов технического диагностирования оборудования НПС должны определяться объемы и сроки работ по ремонту оборудования в порядке, указанном в разделе 6 настоящих Правил.

5.3.14 Оборудование НПС, отработавшее назначенный срок службы (назначенный ресурс), подлежит техническому освидетельствованию с целью определения возможности и условий его дальнейшей эксплуатации или списания.

Результаты технического освидетельствования оборудования, отработавшего ресурс или срок службы, должны доводиться до сведения территориального органа Госгортехнадзора России.

Объем и периодичность технического обслуживания и ремонта оборудования НПС в течение дополнительного срока службы должны устанавливаться по результатам технического освидетельствования.

5.4 Диагностирование стальных резервуаров

5.4.1 Диагностирование резервуаров должно проводиться в соответствии с требованиями Правил технической эксплуатации резервуаров МН и нефтебаз и нормативной документации.

Периодичность диагностирования:

- частичное - не реже одного раза в 5 лет;

- полное - один раз в 10 лет.

5.4.2 Для резервуаров, отработавших расчетный срок службы или прошедших капитальный ремонт, периодичность диагностирования составляет соответственно 4 года и 8 лет.

5.4.3 Первоочередному диагностическому обследованию должны подвергаться резервуары:

- находящиеся в аварийном состоянии или в состоянии ремонта после аварии;

- изготовленные из кипящих сталей и сваренные электродами с меловой обмазкой;

- находящиеся в эксплуатации более 20 лет;

- в которых хранятся высококоррозионные по отношению к металлу несущих конструкций продукты.

5.4.4 Частичное диагностирование должно проводиться без вывода резервуаров из эксплуатации, полная - после вывода резервуаров из эксплуатации, их опорожнения, очистки и дегазации.

5.4.5 Перечень работ, выполняемых при диагностировании резервуаров, а также порядок их выполнения определяется в соответствии с требованиями нормативной документации.

5.4.6 По результатам диагностирования исполнителями должен составляться отчет, в котором приводится оценка технического состояния резервуара и рекомендации по устранению обнаруженных дефектов.

5.4.7 На основании диагностирования резервуаров должен составляться график ремонта (в т.ч. капитального), который утверждается руководством ОАО МН (или его филиала).

5.4.8 Отбраковка отдельных элементов резервуара или всего резервуара должна проводиться на основании результатов полного диагностирования, условий эксплуатации, статистики отказов и других факторов, снижающих его надежность при эксплуатации.

5.4.9 Критерием для полной отбраковки резервуара является неудовлетворительное качество металла по механическим свойствам, по износу и экономическая нецелесообразность проведения ремонта.

6 РЕМОНТНЫЕ РАБОТЫ НА ОБЪЕКТАХ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

6.1 Оценка технического состояния оборудования и сооружений магистральных нефтепроводов

6.1.1 Оценка технического состояния линейной части МН, его ремонтопригодность, выбор вида и способа ремонта должны проводиться на основе результатов комплексных обследований.

6.1.2 В состав комплексных обследований входит:

- диагностическое обследование линейной части магистральных нефтепроводов (ЛЧ МН) с применением ВИС в соответствии с 5.1.10;

- дефектоскопия стенки трубопровода или сварных стыков с применением акустико-эмиссионных, ультразвуковых методов;

- анализ изменений защитного потенциала трубопровода за период эксплуатации;

- дефектоскопия изоляции;

- сбор информации по техническим характеристикам состояния изоляции;

- сбор информации по ремонту;

- анализ статистических данных аварийности;

- оценка загруженности МН в перспективе.

6.1.3 По результатам анализа комплексных обследований и обработки данных проводится:

- уточнение местоположения дефектного участка нефтепровода;

- определение ремонтопригодности обследованного участка;

- планирование мероприятий по предотвращению возможного разрушения трубопровода;

- выбор вида и метода ремонта, определение объемов работ и сроков его проведения в зависимости от характера дефектов и ремонтопригодности нефтепровода с учетом его загруженности на рассматриваемый период и в перспективе.

6.1.4 Оценка технического состояния объектов НПС, резервуаров, технологических трубопроводов должна проводиться на основе анализа результатов комплексной диагностики, выполненных согласно требованиям раздела 5 настоящих Правил с учетом результатов автоматизированного сбора, обработки, хранения и выдачи информации единой системы контроля и управления техническим обслуживанием и ремонтом (СКУТОР) оборудования и сооружений МН с учетом срока их службы.

6.2 Определение вида ремонтных работ

6.2.1 На основании результатов оценки технического состояния планируются следующие виды ремонта или реконструкции нефтепровода:

а) ремонт коротких участков с вырезкой дефектных мест или труб с монтажом катушек или секций труб;

б) выборочный ремонт коротких участков нефтепровода с восстановлением несущей способности труб ( ремонт без вырезки); выборочный ремонт по замене изоляции;

в) ремонт нефтепровода с заменой изоляции (сплошная замена изоляции по действующим технологиям);

г) ремонт нефтепровода с заменой отдельных участков или всего нефтепровода.

Каждому виду ремонта должен соответствовать метод (технология) ремонта, который устанавливается нормативным документом.

6.2.2 Планирование очередности работ по ремонту и предотвращению возможных разрушений трубопровода проводится в зависимости от характера и степени опасности дефектов, с учетом технического состояния нефтепровода.

6.2.3 Для оборудования нефтеперекачивающих станций предусматриваются следующие виды ремонта:

- технические осмотры;

- техническое обслуживание (ТО);

- ремонт, выполняемый по фактическому техническому состоянию (текущий, средний, капитальный) или плановый при выборе системы ППР;

- неплановый (аварийно-восстановительный) ремонт;

- регламентные работы.

6.2.4 По результатам оценки технического состояния оборудования объектов и сооружений МН, ОАО МН и его филиалами определяются виды ремонта или принимается решение об их списании или замене.

6.3 Организация производства ремонтных работ на объектах магистральных нефтепроводов

6.3.1 Планирование работ по ремонту нефтепровода проводится в зависимости от характера и степени опасности дефектов, с учетом заключения о техническом состоянии сооружений и оборудования МН.

6.3.2 Производство основных ремонтных работ должно начинаться после выполнения ОАО МН и его филиалами организационных и подготовительных мероприятий, приемки подрядчиком трассы ремонтируемого участка нефтепровода под ремонт и письменного разрешения руководства ОАО МН и его филиалов на производство работ.

6.3.3 Текущий ремонт линейной части выполняется, как правило, совместно с техническим обслуживанием трубопровода по утвержденному графику.

6.3.4 Капитальный ремонт нефтепровода должен проводиться в соответствии с нормативной документацией специализированными организациями.

6.3.5 Капитальный ремонт должен выполняться в соответствии с рабочим проектом, разработанным проектной организацией, имеющей лицензию, и проектом производства работ, разработанным организацией, выполняющей ремонт, утверждаемым руководством ОАО и его филиалов.

6.3.6 Рабочий проект на капитальный ремонт МН разрабатывается на основании технического задания на проектирование с учетом требований СНиП 2.05.06, СНиП 3.01.01, Правил капитального ремонта МН и настоящих Правил и согласовывается с владельцами сооружений технического коридора.

6.3.7 Выборочный капитальный ремонт участков нефтепровода с дефектами, подлежащими удалению, должен выполняться путем замены дефектного участка на новый в соответствии с действующими нормативными документами.

6.3.8 Выборочный капитальный ремонт без остановки перекачки нефти может выполняться при давлении не более 2,5 МПа без подъема трубопровода, с сохранением его положения в траншее, согласно требованиям нормативных документов для конкретного метода ремонта.

6.3.9 Ремонт с заменой изоляционного покрытия (сплошной ремонт с заменой изоляции) может проводиться без остановки перекачки нефти при давлении не более 2,5 МПа по следующим технологиям:

- с подъемом трубопровода в траншее для нефтепроводов диаметром 219-720 мм;

- с подъемом и укладкой трубопровода диаметром 219-720 мм на лежки в траншее;

- без подъема трубопровода с сохранением его положения для диаметров 820-1220 мм.

Ремонт трубопровода должен проводиться по специально разработанным и утвержденным в установленном порядке технологиям.

6.3.10 Ремонт с заменой участков трубопровода может производиться следующими методами:

- укладкой в совмещенную траншею вновь прокладываемого участка трубопровода рядом с заменяемым с последующим демонтажом последнего;

- укладкой в отдельную траншею в пределах существующего технического коридора коммуникаций вновь прокладываемого участка трубопровода с последующим вскрытием и демонтажом заменяемого;

- демонтажом заменяемого трубопровода и укладкой вновь прокладываемого трубопровода в прежнее проектное положение.

6.3.11 Производство ремонтных работ с заменой всего трубопровода и реконструкцией нефтепровода должно выполняться в соответствии с технологиями и требованиями, предусмотренными СНиП 2.05.06, СНиП III-42, других нормативных документов и настоящих Правил.

6.3.12 Работы по капитальному ремонту объектов МН (газоэлектросварочные, строительно-монтажные, земляные, работы на высоте, вблизи линий электропередач, на подводных переходах, с применением энергии взрыва, с использованием автотракторной техники и грузоподъемных механизмов и др.) относятся к работам повышенной опасности и должны проводиться в соответствии с нормативными документами, регламентами, инструкциями и проектной документацией, с оформлением нарядов-допусков, актов и других документов, с назначением ответственных лиц за подготовку, организацию и проведение работ и обеспечение мер безопасности.

6.3.13 Перед началом ремонтных работ заказчик и подрядчик должны поставить в известность владельцев сооружений технического коридора о начале и сроках проведения работ по капитальному ремонту.

6.3.14 Для осуществления технического надзора за качеством ремонта,d соблюдением технологического режима и приемкой выполненных работ приказом по ОАО МН и его филиалов назначается лицо из числа специалистов технических служб, аттестованных для провед

РД 153-39.4-056-00.doc