ГОСТ Р 55435-2013 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Эксплуатация и техническое обслуживание. Основные положения.
ГОСТ Р 55435-2013
НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов
ЭКСПЛУАТАЦИЯ И ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ
Основные положения
Oil and oil products trunk pipeline transportation. Operation and maintenance. General principles
ОКС 75.180
Дата введения 2013-11-01
Предисловие
1 РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт транспорта нефти и нефтепродуктов)" (ООО "НИИ ТНН")
2 ВНЕСЕН Подкомитетом ПК 7 "Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов" Технического комитета по стандартизации ТК 23 "Техника и технологии добычи и переработки нефти и газа"
3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 23 мая 2013 г. N 121-ст
4 Настоящий стандарт разработан с учетом основных нормативных положений международного стандарта ИСО 13623:2009* "Нефтяная и газовая промышленность. Системы транспортирования по трубопроводам" (ISO 13623:2009 "Petroleum and natural gas industries - Pipeline transportation systems", NEQ)
5 В настоящем стандарте реализованы нормы Федерального закона от 27 декабря 2002 г. N 184-Ф3 "О техническом регулировании" и других нормативных правовых актов Российской Федерации
6 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ
Правила применения настоящего стандарта установлены в ГОСТ Р 1.0-2012 (раздел 8). Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе "Национальные стандарты", а официальный текст изменений и поправок - в ежемесячном информационном указателе "Национальные стандарты". В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске информационного указателя "Национальные стандарты". Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования - на официальном сайте национального органа Российской Федерации по стандартизации в сети Интернет (gost.ru)
1 Область применения
1.1 Настоящий стандарт устанавливает нормы и требования к:
- эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонту сооружений и оборудования магистральных нефтепроводов (нефтепродуктопроводов);
- технологическим регламентам эксплуатации магистральных нефтепроводов (нефтепродуктопроводов);
- порядку организации и выполнения работ по диагностированию, ремонту и ликвидации аварий и инцидентов на объектах магистральных нефтепроводов (нефтепродуктопроводов);
- защите от коррозии линейной части и объектов магистральных нефтепроводов (нефтепродуктопроводов);
- метрологическому обеспечению средств измерения на магистральных нефтепроводах (нефтепродуктопроводах);
- техническим средствам и устройствам, обеспечивающим определение количества и показателей качества нефти (нефтепродуктов);
- обеспечению промышленной, пожарной, экологической безопасности и охране труда в процессе эксплуатации и технического обслуживания магистральных нефтепроводов (нефтепродуктопроводов);
- организации работ по эксплуатации и техническому обслуживанию магистральных нефтепроводов (нефтепродуктопроводов);
- организации работ по диспетчеризации транспорта нефти (нефтепродуктов);
- квалификации персонала.
1.2 При выполнении работ, не регламентированных настоящим стандартом, организации, эксплуатирующие магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы, должны руководствоваться требованиями действующего законодательства Российской Федерации в области технического регулирования и внутренними нормативными документами эксплуатирующей организации.
1.3 Настоящий стандарт распространяется на действующие и находящиеся в консервации магистральные нефтепроводы (нефтепродуктопроводы) и их объекты.
1.4 Требования настоящего стандарта не распространяются на трубопроводы для транспортирования сжиженных углеводородных газов и их смесей, конденсата нефтяного газа и других сжиженных углеводородов с давлением насыщенных паров при температуре 20 °C свыше 0,2 МПа, нефтепроводы (нефтепродуктопроводы) с многофазным продуктом перекачки (жидкость с газом).
2 Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:
ГОСТ 8.346-2000 Государственная система обеспечения единства измерений. Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические. Методика поверки
ГОСТ 8.570-2000 Государственная система обеспечения единства измерений. Резервуары стальные вертикальные цилиндрические. Методика поверки
ГОСТ 12.0.004-90 Система стандартов безопасности труда. Организация обучения безопасности труда. Общие положения
ГОСТ 17.1.3.05-82 Охрана природы. Гидросфера. Общие требования к охране поверхностных и подземных вод от загрязнения нефтью и нефтепродуктами
ГОСТ 17.1.3.10-83 Охрана природы. Гидросфера. Общие требования к охране поверхностных и подземных вод от загрязнения нефтью и нефтепродуктами при транспортировании по трубопроводу
ГОСТ 20911-89 Техническая диагностика. Термины и определения
ГОСТ Р 8.563-2009 Государственная система обеспечения единства измерений. Методики (методы) измерений
ГОСТ Р 8.568-97 Государственная система обеспечения единства измерений. Аттестация испытательного оборудования. Основные положения
ГОСТ Р 8.595-2004 Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений
ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ГОСТ Р 12.4.026-2001 Система стандартов безопасности труда. Цвета сигнальные, знаки безопасности и разметка сигнальная. Назначение и правила применения. Общие технические требования и характеристики. Методы испытаний
ГОСТ Р 51164-98 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии
ГОСТ Р 51241-2008 Средства и системы контроля и управления доступом. Классификация. Общие технические требования. Методы испытаний
ГОСТ Р 51558-2008 Средства и системы охранные телевизионные. Классификация. Общие технические требования. Методы испытаний
ГОСТ Р 52436-2005 Приборы приемно-контрольные охранной и охранно-пожарной сигнализации. Классификация. Общие технические требования и методы испытаний
ГОСТ Р 53402-2009 Арматура трубопроводная. Методы контроля и испытаний
ГОСТ Р 53560-2009 Системы тревожной сигнализации. Источники электропитания. Классификация. Общие технические требования. Методы испытаний
ГОСТ Р 54907-2012 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Техническое диагностирование. Основные положения
Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты" за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.
3 Термины и определения
В настоящем стандарте применены термины в соответствии с действующим законодательством Российской Федерации, а также следующие термины с соответствующими определениями:
3.1 аварийный запас: Необходимый запас технологического оборудования и материалов, определенный в соответствии с установленными нормами, по номенклатуре и количеству достаточный для восстановления работоспособности оборудования и сооружений после аварий и инцидентов на объектах магистральных нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) и для выполнения внеплановых ремонтов, не предусмотренных графиками технического обслуживания и ремонта.
3.2 авария на магистральном нефтепроводе (нефтепродуктопроводе): Опасное техногенное происшествие, повлекшее внезапный вылив или истечение нефти (нефтепродукта), сопровождаемое одним или несколькими событиями, такими как:
- воспламенение нефти (нефтепродуктов) или взрыв их паров;
- загрязнение любого водотока, реки, озера, водохранилища или любого водоема сверх пределов, установленных стандартами на качество воды Российской Федерации, вызвавшее изменение окраски поверхности воды или берегов или приведшее к образованию эмульсии, находящейся ниже уровня воды, или к выпадению отложений на дно или берега;
3.3 ввод в эксплуатацию: Событие, фиксирующее готовность объекта к использованию по назначению, документально оформленное в установленном порядке.
Примечание - К вводу в эксплуатацию дополнительно относят подготовительные работы, контроль, приемку и закрепление объекта за эксплуатирующим подразделением.
3.4 внутритрубное диагностирование: Комплекс работ, обеспечивающий получение информации о дефектах, сварных швах, особенностях трубопровода и их местоположении с использованием внутритрубных инспекционных приборов, в которых реализованы различные виды неразрушающего контроля, для выявления на основе этой информации наличия и характера дефектов.
3.5 внутритрубный инспекционный прибор: Устройство, перемещаемое внутри трубопровода потоком перекачиваемого продукта, снабженное средствами контроля и регистрации данных о дефектах и особенностях стенки трубопровода, сварных швов и их местоположении.
3.6 дефектный участок трубопровода: Секция трубопровода, содержащая один и более дефектов.
3.7 дефект нефтепровода (нефтепродуктопровода): Отклонение параметров (характеристик) нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) или их элементов от требований, установленных в нормативных документах.
3.8 диспетчер: Оперативный персонал, выполняющий оперативное управление товарно-коммерческой деятельностью для организации транспорта нефти (нефтепродуктов) по магистральным нефтепроводам (нефтепродуктопроводам).
3.9 диспетчерская связь (канал): Комплекс технических средств связи различных видов, предоставляемых оперативно-техническому персоналу, организующему и сопровождающему транспорт нефти (нефтепродуктов).
3.10 инструкция: Документ, содержащий указания о порядке выполнения работ, эксплуатации оборудования и инструмента, пользования средствами защиты и т.п.
3.12 исполнительная документация: Комплект текстовых и графических материалов, оформленных в установленном порядке, отражающих фактическое исполнение проектных решений, фактическое положение объектов строительства и их элементов в процессе строительства, реконструкции, капитального ремонта по мере завершения определенных в проектной документации работ.
3.13 камера пуска: Специальное устройство, обеспечивающее пуск внутритрубных очистных, диагностических и разделительных устройств в потоке перекачиваемого продукта в магистральный нефтепровод (нефтепродуктопровод).
3.14 камера приема: Специальное устройство, обеспечивающее прием внутритрубных очистных, диагностических, разделительных и герметизирующих устройств в потоке перекачиваемого продукта из магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода).
3.15 капитальный ремонт объекта, сооружения магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода): Комплекс технических мероприятий, направленных на полное или частичное восстановление эксплуатируемого объекта, сооружения магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода) до проектных характеристик с учетом требований нормативных документов.
3.16 комплексное опробование: Проверка, регулировка и обеспечение взаимосвязанной работы оборудования в предусмотренном проектной документацией технологическом процессе на холостом ходу с последующим переводом оборудования на работу под нагрузкой и выводом на устойчивый проектный технологический режим.
3.17 линейная производственно-диспетчерская станция; ЛПДС: Производственное подразделение эксплуатирующей организации, обеспечивающее бесперебойную работу и эксплуатацию оборудования, а также хозяйственную деятельность двух или более перекачивающих станций и участков магистрального трубопровода, закрепленных за ними.
3.18 линейная часть магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода): Составная часть магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода), состоящая из трубопроводов (включая запорную и иную арматуру, переходы через естественные и искусственные препятствия), установок электрохимической защиты от коррозии, вдольтрассовых линий электропередач, сооружений технологической связи и иных устройств и сооружений, предназначенная для транспортировки нефти (нефтепродуктов).
3.19 магистральный нефтепровод (нефтепродуктопровод): Единый производственно-технологический комплекс, состоящий из трубопроводов и связанных с ними перекачивающих станций, других технологических объектов, соответствующих требованиям действующего законодательства Российской Федерации в области технического регулирования, обеспечивающий транспортировку, приемку, сдачу нефти (нефтепродуктов), соответствующих требованиям нормативных документов, от пунктов приема до пунктов сдачи потребителям или перевалку на другой вид транспорта.
3.20 мера вместимости: Средство измерения объема нефти (нефтепродуктов), имеющее свидетельство о поверке и градуировочную таблицу (резервуары, железнодорожные цистерны, танки наливных судов).
3.21 мера полной вместимости: Средство измерения объема нефти (нефтепродуктов), имеющее свидетельство о поверке и оснащенное указателем уровня наполнения (автоцистерны, прицепы-цистерны, полуприцепы-цистерны).
3.22 минимальные расстояния: Расстояния до магистральных трубопроводов от зданий, строений, сооружений и других объектов, определяющие границы территорий с особыми условиями использования, устанавливаемые вдоль линейной части магистральных трубопроводов и вокруг других объектов магистральных трубопроводов в целях обеспечения безопасности людей, зданий, строений и сооружений.
3.23 нормативы технологических потерь нефти при транспортировке: Укрупненные нормы, учитывающие общие удельные технологические потери нефти в целом по тарифному участку.
3.24 нормы технологических потерь нефти при транспортировке: Предельно допустимые величины неизбежных и безвозвратных потерь, обусловленных особенностями технологических процессов транспортировки нефти и сопровождающими их физическими процессами.
3.25 объект магистрального трубопровода: Производственный комплекс (часть магистрального трубопровода), который может включать трубопроводы, здания, основное и вспомогательное оборудование, установки и другие устройства, обеспечивающие его безопасную и надежную эксплуатацию.
3.26 ответвление нефтепровода (нефтепродуктопровода): Участок нефтепровода (нефтепродуктопровода), не имеющий перекачивающих станций, соединяющий магистральный нефтепровод (нефтепродуктопровод) с предприятиями добычи, накопления, потребления, распределения и переработки нефти (нефтепродуктов).
3.27 отказ: Событие, заключающееся в нарушении работоспособного состояния технических устройств, применяемых на объектах магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода), вследствие конструктивных нарушений, несоблюдения установленного процесса эксплуатации (режима) или ремонта.
3.28 охранная зона магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода): Территория или акватория с особыми условиями использования, устанавливаемая вдоль и/или вокруг объектов магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода), инженерных коммуникаций в целях обеспечения их безопасности.
3.29 перекачивающая станция магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода): Объект магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода), включающий комплекс зданий, сооружений и устройств для приема, накопления, учета и перекачки нефти (нефтепродуктов) по магистральному нефтепроводу (нефтепродуктопроводу).
3.30 перекачка: Процесс перемещения нефти (нефтепродуктов) по трубопроводу.
3.31 переход нефтепровода (нефтепродуктопровода) подводный: Участок нефтепровода (нефтепродуктопровода), проложенного через судоходные водные преграды или несудоходные водные преграды шириной по зеркалу воды в межень 10 м и более и глубиной 1,5 м и более, или шириной по зеркалу воды в межень 25 м и более независимо от глубины, являющийся разновидностью перехода через водные преграды.
3.32 переход нефтепровода (нефтепродуктопровода) через малый водоток: Участок нефтепровода (нефтепродуктопровода), проложенного через несудоходный водоток или водоём шириной по зеркалу воды в межень менее 25 м и глубиной менее 1,5 м или шириной по зеркалу воды в межень менее 10 м независимо от глубины, являющийся разновидностью перехода через водные преграды.
3.33 переход нефтепровода (нефтепродуктопровода) подземный: Участок нефтепровода (нефтепродуктопровода), проложенного через искусственное или естественное препятствие под землей, кроме участков, относящихся к подводному переходу нефтепровода (нефтепродуктопровода).
3.34 повреждение: Нарушение исправного состояния технического устройства и/или оборудования, при сохранении его работоспособности.
3.35 приемка объекта в эксплуатацию: Юридическое действие официального признания уполномоченным органом (приемочной комиссией) факта создания объекта и соответствия этого объекта утвержденному проекту.
3.36 приемо-сдаточный пункт: Пункт по учету количества и оценке качества нефти (нефтепродуктов), на котором подразделения принимающей и сдающей нефть (нефтепродукты) сторон выполняют операции приема-сдачи нефти (нефтепродуктов).
3.37 прием (сдача) нефти (нефтепродукта): Процесс приема-передачи нефти (нефтепродукта) между организациями в соответствии с действующими положениями.
3.38 пункт подогрева нефти магистрального трубопровода: Комплекс сооружений и оборудования, обеспечивающий подогрев нефти, перекачиваемой по магистральному трубопроводу в целях снижения вязкости.
3.39 работоспособное состояние трубопровода: Состояние трубопровода, при котором значения всех параметров, характеризующих способность выполнять заданные функции, соответствуют требованиям нормативной и конструкторской документации.
3.40 резервуар: Сооружение, емкость, расположенная горизонтально или вертикально, предназначенная для приема, накопления, измерения объема и сдачи жидкости.
3.41 резервуарный парк: Комплекс взаимосвязанных резервуаров и другого технологического оборудования, с помощью которого осуществляется выполнение технологических операций приема, накопления, измерения объема и откачки нефти (нефтепродуктов).
3.42 ремонт оборудования (ремонт): Комплекс мероприятий по восстановлению исправности, работоспособности, ресурса оборудования и сооружений объектов магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода).
3.43 самотечный участок нефтепровода: Участок линейной части магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода) от перевальной точки в направлении потока нефти (нефтепродукта), в пределах которого осуществляется безнапорное течение нефти (нефтепродукта), включая участок с неполным сечением.
3.44 система измерений количества и показателей качества нефти (нефтепродуктов): Совокупность функционально объединенных средств измерений, систем обработки информации, технологического и иного оборудования, предназначенная для прямых или косвенных динамических измерений массы и других показателей нефти и продуктов ее переработки.
3.45 система электрохимической защиты: Комплекс средств электрохимической защиты, установленный на всем протяжении магистральных нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) и предназначенный для защиты магистральных нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) от коррозионных повреждений.
3.46 текущий ремонт оборудования (текущий ремонт): Ремонт, выполняемый для обеспечения или восстановления работоспособности оборудования и сооружений и состоящий в замене и/или восстановлении отдельных частей.
3.47 терминал перевалочный: Комплекс сооружений и устройств, входящий в состав магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода), предназначенный для приема нефти (нефтепродуктов) из магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода), накопления и отгрузки на другие виды транспорта, а также отгрузки с другого вида транспорта в магистральный нефтепровод (нефтепродуктопровод).
3.48 технический коридор магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода): Территория, по которой проходит нефтепровод (нефтепродуктопровод) или система параллельно проложенных нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) и коммуникаций, ограниченная с двух сторон охранными зонами.
3.49 техническое диагностирование: Определение технического состояния объекта (по ГОСТ 20911).
Примечания
1 Задачами технического диагностирования являются:
- контроль технического состояния;
- поиск места и определение причин отказа (неисправности);
- прогнозирование технического состояния.
2 Термин "техническое диагностирование" применяют в наименованиях и определениях понятий, когда решаемые задачи технического диагностирования равнозначны или основной задачей является поиск места и определение причин отказа (неисправности).
3 Термин "контроль технического состояния" применяют, когда основной задачей технического диагностирования является определение вида технического состояния.
3.50 техническое обслуживание магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода): Комплекс мероприятий по поддержанию работоспособности и исправности объектов магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода).
3.51 техническое освидетельствование: Оценка технического состояния промышленных объектов по истечении установленного нормативно-технической документацией срока службы в целях оценки состояния, установления сроков дальнейшей работы и условий эксплуатации.
3.52 техническое состояние: Состояние, которое характеризуется в определенный момент времени при определенных условиях внешней среды значениями параметров, установленных технической документацией.
3.53 технологическая карта: Документ, предназначенный для выполнения технологического процесса и определяющий состав операций и средств автоматизации, требования к качеству, трудоемкость, ресурсы и мероприятия по безопасности.
3.54 технологические нефтепроводы (нефтепродуктопроводы): Внутриплощадочные трубопроводы между точками врезки в магистральный нефтепровод (нефтепродуктопровод) на входе и выходе перекачивающих станций, перевалочных терминалов, приемо-сдаточных пунктов; трубопроводы дренажа и утечек от насосных агрегатов, дренажа фильтров-грязеуловителей, регуляторов давления, узлов учета нефти (нефтепродуктов); сброса давления от предохранительных клапанов, системы сглаживания волн давления, обвязки емкостей сброса и гашения ударной волны, откачки из емкостей сбора утечек; сливно-наливных эстакад; опорожнения стендеров морских терминалов, системы улавливания легких фракций.
3.55 технологические потери нефти (нефтепродуктов) на объектах МН (МНПП): безвозвратные неизбежные потери нефти (нефтепродуктов), обусловленные технологическими процессами транспортировки по МН (МНПП) и перевалки, установленными проектной документацией, а также физико-химическими свойствами транспортируемой нефти (нефтепродуктов).
3.56 транспортировка нефти (нефтепродуктов): Совокупность операций, включающая в себя операции приема нефти (нефтепродукта) на начальном приемо-сдаточном пункте, перекачку по системе магистральных нефтепроводов (нефтепродуктопроводов), сдачу на конечном приемо-сдаточном пункте, слив, налив и перевалку.
3.57 трасса трубопровода: Положение оси трубопровода, определяемое на местности ее проекцией на горизонтальную и вертикальную плоскости.
3.58 узел пуска средств очистки и диагностирования (узел пуска СОД): Производственная площадка с комплексом взаимосвязанного оборудования, предназначенного для проведения технологических операций и пуска внутритрубных очистных, диагностических и разделительных устройств в потоке перекачиваемой среды в магистральном нефтепроводе (нефтепродуктопроводе).
3.59 узел приема средств очистки и диагностирования (узел приема СОД): Производственная площадка с комплексом взаимосвязанного оборудования, предназначенного для проведения технологических операций по приему и извлечению внутритрубных очистных, диагностических, разделительных и герметизирующих устройств из магистральных нефтепроводов (нефтепродуктопроводов).
3.60 управляющий диспетчер: Оперативный персонал, непосредственно выполняющий пуск, перевод с одного режима на другой, остановку перекачки нефти (нефтепродуктов) по магистральным нефтепроводам (нефтепродуктопроводам), а также технологические переключения оборудования объектов магистральных нефтепроводов (нефтепродуктопроводов).
3.61 эксплуатация магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода): Использование магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода) по назначению, определенному проектной документацией.
3.62 эксплуатирующая организация: Юридическое лицо, созданное в соответствии с гражданским законодательством Российской Федерации, обеспеченное персоналом и техническими средствами, необходимыми для управления, обслуживания и поддержания в безопасном состоянии магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода).
3.63 электроустановка: Совокупность машин, аппаратов, линий и вспомогательного оборудования (вместе с сооружениями и помещениями, в которых они установлены), предназначенных для производства, преобразования, трансформации, передачи, распределения электрической энергии и преобразования ее в другой вид энергии.
4 Сокращения
В настоящем стандарте применены следующие сокращения:
АСУ ТП - автоматизированная система управления технологическим процессом;
ИТСО - инженерно-технические средства охраны;
КИП - контрольно-измерительные приборы;
ЛПДС - линейная производственно-диспетчерская станция;
ЛЧ - линейная часть;
МН - магистральный нефтепровод;
МНПП - магистральный нефтепродуктопровод;
МЧС России - Министерство Российской Федерации по делам гражданской обороны, чрезвычайным ситуациям и ликвидации последствий стихийных бедствий;
НД - нормативный документ;
ПЛВА - план ликвидации возможных аварий;
ПМН - переход магистрального нефтепровода;
ПМНПП - переход магистрального нефтепродуктопровода;
ПС - перекачивающая станция;
ПСП - приемо-сдаточный пункт;
Ростехнадзор - Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору;
РП - резервуарный парк;
СИ - средство измерения;
СИКН - система измерений количества и показателей качества нефти (нефтепродуктов);
СОД - средства очистки и диагностирования;
ЧС - чрезвычайная ситуация на магистральном нефтепроводе (нефтепродуктопроводе);
ЭХЗ - электрохимическая защита.
5 Общие требования к приемке в эксплуатацию, эксплуатации и технологическим регламентам эксплуатации МН (МНПП)
5.1 Приемка в эксплуатацию МН (МНПП) и их объектов
5.1.1 К эксплуатации допускаются МН (МНПП) и их объекты, как вновь построенные, так и после капитального ремонта, реконструкции, после выведения из консервации и содержания в безопасном состоянии, соответствующие проектной документации и прошедшие приемку в соответствии с Градостроительным кодексом Российской Федерации [1].
5.1.2 Приемка в эксплуатацию вновь построенных, а также после капитального ремонта, реконструкции МН (МНПП) и их объектов должна проводиться приемочной комиссией эксплуатирующей организации в соответствии с Градостроительным кодексом Российской Федерации [1].
5.1.3 До предъявления вновь построенных, а также после проведенной реконструкции или капитального ремонта МН (МНПП) и их объектов приемочной комиссии должна быть проведена приемка МН (МНПП) и их объектов рабочей комиссией, назначаемой эксплуатирующей организацией.
5.1.4 Приемка вновь построенных, а также после проведенной реконструкции или капитального ремонта МН (МНПП) и их объектов оформляется актом приемочной комиссии, подписанным всеми ее членами. Датой приемки объекта в эксплуатацию считается дата подписания акта приемочной комиссией.
5.1.5 Оборудование и устройства объектов МН (МНПП), подлежащие регистрации в государственных надзорных органах, должны быть зарегистрированы и освидетельствованы на соответствие требованиям Градостроительного кодекса Российской Федерации [1] до ввода в эксплуатацию.
5.1.6 До ввода в эксплуатацию вновь построенных МН (МНПП), завершения работ по их реконструкции или капитальному ремонту должно быть проведено их техническое диагностирование и устранены все дефекты, образованные в ходе строительства. Устранение дефектов должно выполняться силами и за счет подрядной организации, осуществляющей строительство.
5.1.7 Эксплуатирующая организация после ввода в эксплуатацию вновь построенных МН (МНПП), завершения работ по их реконструкции или капитальному ремонту должна передать материалы фактического расположения (исполнительная съемка) МН (МНПП) и их объектов в комитеты по земельным ресурсам и землеустроительству местных органов исполнительной власти для нанесения на кадастровые карты районов.
5.2 Эксплуатация МН (МНПП) и их объектов
5.2.1 При эксплуатации МН (МНПП) и их объектов осуществляются прием, перекачка, сдача нефти (нефтепродуктов), техническое обслуживание, проведение диагностирования и ремонта объектов МН (МНПП), а также оперативный контроль и управление организационными и технологическими процессами.
5.2.2 Состав МН (МНПП), их конструктивные и технологические параметры устанавливаются проектной документацией в зависимости от назначения, природно-климатических условий размещения МН (МНПП), физико-химических свойств нефти (нефтепродуктов), объема и расстояния перекачки.
5.2.3 Эксплуатация МН (МНПП) и их объектов должна осуществляться эксплуатационно-ремонтным персоналом эксплуатирующей организации или специализированными организациями на договорной основе в соответствии с технологическими регламентами и эксплуатационными документами.
5.2.4 При эксплуатации МН (МНПП) и их объектов должны быть обеспечены:
- надежность, безопасность и экономичность работы всех сооружений и оборудования;
- управление производственными процессами;
- контроль за работой МН (МНПП) и их объектов;
- своевременное проведение технического обслуживания и ремонта;
- своевременное проведение технического диагностирования;
- учет нефти (нефтепродуктов) и ведение установленной отчетности;
- разработка и внедрение мероприятий по сокращению потерь нефти (нефтепродуктов) при последовательной перекачке, перевалке с одного вида транспорта на другой и выполнении других технологических операций, а также по экономии электроэнергии, топлива, материалов и других ресурсов, освоению новой техники;
- соблюдение показателей энергетической емкости и энергетической эффективности, установленных проектной документацией;
- промышленная, пожарная и экологическая безопасность МН (МНПП);
- создание безопасных условий труда;
- готовность к ликвидации аварий, повреждений и их последствий;
- антитеррористическая и противокриминальная защита МН (МНПП) и их объектов.
5.2.5 Безопасность, эффективность и надежность эксплуатации МН (МНПП) должны обеспечиваться следующими мерами:
- периодическим патрулированием трассы трубопровода, осмотрами и комплексными диагностическими обследованиями с использованием технических средств;
- поддержанием в исправном состоянии за счет своевременного выполнения технического обслуживания и ремонта;
- соблюдением технологических регламентов эксплуатации;
- своевременным выполнением мероприятий по подготовке к устойчивой работе в осенне-зимний период и период весеннего паводка, а также пожароопасный период;
- своевременной реконструкцией объектов в части морально устаревшего или изношенного оборудования;
- соблюдением требований к содержанию охранных зон и соблюдением минимальных расстояний, установленных нормативными правовыми актами и нормативными документами;
- соблюдением условий обеспечения взрывопожаробезопасности и противопожарной защиты;
- уведомлением руководителей организаций и информированием населения близлежащих населенных пунктов о местонахождении МН (МНПП) и мерах безопасности;
- регулярным повышением квалификации обслуживающего персонала.
5.2.6 При проведении технического диагностирования МН (МНПП) в периоды между капитальными ремонтами любых их участков или объектов должна регулярно осуществляться оценка текущего остаточного ресурса МН (МНПП) по требованиям нормативных документов федерального органа исполнительной власти в сфере экологического, технологического и атомного надзора (или иной нормативной документации, согласованной в установленном действующим законодательством Российской Федерации порядке). По результатам диагностирования МН (МНПП) организация, осуществлявшая диагностирование, выдает заключение экспертизы на соответствие технического состояния участка МН (МНПП) требованиям НД и определение срока безопасной эксплуатации участка ЛЧ МН (МНПП).
5.2.7 Для обеспечения устойчивой работы транспортной системы МН (МНПП) и выполнения договорных обязательств по транспортировке нефти (нефтепродуктов) необходимо иметь в резервуарных парках мобильный (минимально необходимый) остаток нефти (нефтепродуктов), нормы которого ежегодно утверждаются эксплуатирующей организацией в соответствии с рекомендацией [2].
5.2.8 Для обеспечения сохранности качества нефти (нефтепродуктов) при приемо-сдаточных операциях требуется:
- выделение для каждой марки нефтепродукта и вида товарной нефти отдельных резервуаров;
- оснащение установленной запорной арматуры электроприводами;
- содержание в исправном состоянии оборудования резервуаров (запорной и дыхательной арматуры, пробоотборников и т.п.);
- своевременное удаление донных отложений из резервуаров;
- проведение контроля над уровнем и удалением подтоварной воды в резервуарах;
- обеспечение герметичности запорной арматуры технологических трубопроводов.
5.2.9 Для сокращения потерь нефти (нефтепродуктов) в резервуарах необходимо:
- не допускать утечки нефти (нефтепродуктов) при сбросе подтоварной воды из резервуара;
- поддерживать полную техническую исправность и герметичность резервуаров;
- наносить на наружную поверхность резервуара светоотражающие светлые покрытия;
- предотвращать накопление донных отложений и процессы коррозии металла.
5.2.10 Технологические потери нефти при транспортировке по системам МН (МНПП) рассчитываются в соответствии с нормативами технологических потерь, утвержденными Министерством энергетики Российской Федерации.
5.2.11 Нормативы технологических потерь нефти (нефтепродуктов) с учетом технологических особенностей процесса транспортировки подлежат пересмотру по мере необходимости, но не реже одного раза в пять лет.
5.2.12 При вводе нового тарифного участка нормативы технологических потерь нефти (нефтепродуктов) по нему рассчитываются по нормативной документации и используются в качестве временных сроком не более одного года до их утверждения в Министерстве энергетики РФ.
5.3 Требования к технологическим регламентам эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонту МН (МНПП) и их объектов
5.3.1 Технологическими регламентами являются технические документы эксплуатирующей организации, определяющие требования и порядок действий, направленных на обеспечение надежной и безопасной эксплуатации МН (МНПП).
5.3.2 Технологические регламенты разрабатываются эксплуатирующей организацией или сторонней организацией на договорной основе и утверждаются в установленном эксплуатирующей организацией порядке.
5.3.3 Технологические регламенты должны содержать конкретные указания персоналу о порядке действий и способах ведения работ по эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонту МН (МНПП) и их объектов, а также:
- перечень и описания возможных отказов МН (МНПП) и их объектов;
- перечни и критерии предельных состояний МН (МНПП) и их объектов;
- порядок действий персонала при отказе МН (МНПП) и их объектов;
- периодичность контроля технического состояния МН (МНПП) и их объектов.
5.3.4 При разработке технологических регламентов эксплуатации, технического обслуживания и ремонта МН (МНПП) и их объектов необходимо основываться на требованиях:
- законодательства Российской Федерации в области технического регулирования;
- проектных решений, характеристик применяемого оборудования и условий работы МН (МНПП), а также требованиях и рекомендациях предприятий - изготовителей применяемого оборудования;
- последовательности и периодичности проведения технических обслуживаний и ремонтов МН (МНПП);
- промышленной, пожарной, экологической безопасности и организации безопасных условий труда.
5.3.5 Технологические регламенты пересматриваются не реже одного раза в пять лет или при изменении состава документации, определяющей порядок эксплуатации МН (МНПП) и их безопасность, а также при внесении принципиальных изменений в технологическую схему и режимы работы МН (МНПП) и их объектов.
6 Техническое обслуживание и ремонт МН (МНПП) и их объектов
6.1 Общие требования
6.1.1 Техническое обслуживание и ремонт МН (МНПП) и их объектов должны проводиться по утвержденным графикам (годовым, месячным), разработанным эксплуатирующей организацией.
6.1.2 Объемы выполняемых работ и периодичность проведения работ по техническому обслуживанию и ремонту МН (МНПП) и их объектов должны быть определены в технологических регламентах.
6.1.3 Техническое обслуживание и ремонт МН (МНПП) и их объектов должны осуществляться эксплуатационно-ремонтным персоналом эксплуатирующей организации или специализированными организациями на договорной основе в соответствии с технологическими регламентами и эксплуатационными документами.
6.2 Техническое обслуживание и ремонт линейной части МН (МНПП) и их объектов
6.2.1 Общие положения
6.2.1.1 Перечень объектов и сооружений, входящих в состав линейной части МН (МНПП), установлен в приложении А.
6.2.1.2 Техническое обслуживание линейной части МН (МНПП) включает:
- осмотр (патрулирование) трассы трубопровода - визуальное наблюдение в целях своевременного обнаружения опасных ситуаций, угрожающих целостности и безопасности МН (МНПП) и безопасности окружающей среды;
- контроль технического состояния установленного оборудования и проведение комплекса операций по поддержанию его в работоспособном состоянии.
6.2.1.3 По всей трассе должна поддерживаться проектная глубина заложения МН (МНПП). При возникновении оголения, провисания, размыва почв вокруг участков МН (МНПП), они должны быть приведены в соответствие с проектной документацией.
6.2.1.4 Для защиты от размыва почв вокруг МН (МНПП) должны предусматриваться соответствующие мероприятия: организация стока поверхностных вод, укрепление оврагов и промоин, размываемых берегов водных преград и другие.
6.2.1.5 На всех участках линейной части МН (МНПП) должна быть обеспечена возможность вдольтрассового проезда и подъезда к любой точке МН (МНПП) для выполнения профилактических, ремонтных и аварийных работ.
6.2.1.6 Участки земли с каждой стороны линейной части МН (МНПП) и обслуживающих их линий электропередач и линий связи, объектов МН (МНПП) и ПС должны периодически расчищаться от деревьев, кустарников и их поросли для обеспечения свободного передвижения техники и пожарной безопасности на расстояния:
- от ограждения территории ПС:
- от оси МН (МНПП) - 3 м;
- от ограждения узлов пуска и приема СОД - 25 м;
- от крайнего провода вдоль трассовых линий электропередач, ограждения прочих объектов линейной части МН (МНПП), кроме линий связи, - 3 м, отдельные деревья и группы деревьев, растущие на расстоянии более 3 м и угрожающие падением на объекты также уничтожаются;
- от линий связи:
а) при высоте насаждений менее 4 м - шириной не менее расстояния между крайними проводами воздушных линий связи плюс 4 м (по 2 м с каждой стороны от крайних проводов до ветвей деревьев);
б) при высоте насаждений более 4 м - шириной не менее расстояния между крайними проводами воздушных линий плюс 6 метров (по 3 м с каждой стороны от крайних проводов до ветвей деревьев);
в) вдоль трассы кабеля связи - шириной не менее 6 м (по 3 м с каждой стороны от кабеля связи).
6.2.2 Обозначение трассы МН (МНПП) на местности
6.2.2.1 Трассы МН (МНПП) на местности должны быть обозначены опознавательно-предупредительными знаками с интервалом не реже чем через 500-1000 м в пределах прямой видимости. Также должны обозначаться: углы поворота в горизонтальной плоскости; пересечения с другими трубопроводами и коммуникациями: места переходов через железные, автомобильные дороги и водные препятствия; опасные участки.
6.2.2.2 Виды знаков, размеры, цветовая схема, содержание надписей на знаках и правила их установки должны отвечать требованиям ГОСТ Р 12.4.026 и нормативных документов эксплуатирующей организации.
6.2.2.3 Все надземные переходы балочного типа должны быть оборудованы ограждениями, исключающими возможность доступа и прохода посторонних лиц и проезда механизмов к МН (МНПП), иметь антикоррозионное защитное покрытие.
6.2.2.4 Для идентификации площадок камер пуска и приема СОД, узлов запорной арматуры, колодцев вантузов, узлов отбора давления на ограждениях данных объектов должны быть установлены информационные и предупреждающие знаки.
6.2.3 Охранные зоны
6.2.3.1 Эксплуатирующая организация должна контролировать состояние охранных зон МН (МНПП), которые составляют:
- вдоль трасс линейной части МН (МНПП), проложенных подземно, за исключением подводных переходов, в насыпи и на опорах - поверхность участка земли и воздушное пространство над ней (на высоту, соответствующую наибольшей высоте сооружений, включая насыпи и опоры МН (МНПП)), ограниченные условными параллельными вертикальными плоскостями, отстоящими по обе стороны от оси магистрального трубопровода - 25 м;
- вдоль трасс линейной части многониточных МН (МНПП) - с учетом вышеизложенных требований на указанных расстояниях от осей крайних МН (МНПП);
- вдоль подводных переходов МН (МНПП) - объем водного пространства от водной поверхности до дна, ограниченный вертикальными плоскостями, отстоящими по обе стороны от крайних магистральных трубопроводов - 100 м;
- вдоль МН (МНПП), проложенных в морской акватории - объем водного пространства от водной поверхности до дна, ограниченный вертикальными плоскостями, отстоящими по обе стороны от крайних МН (МНПП) - 500 м;
- вокруг емкостей для дренажа нефти (нефтепродуктов), земляных амбаров для аварийного сброса нефти (нефтепродуктов) - поверхность участка земли и воздушное пространство над ней (на высоту, соответствующую высоте указанных объектов), ограниченные вертикальной замкнутой поверхностью, отстоящей от границ территорий указанных объектов - 50 м во все стороны;
- вокруг ЛПДС, ПС, терминалов, РП, наливных и сливных железнодорожных эстакад, приемосдаточных пунктов, пунктов подогрева нефти и иных объектов и сооружений - поверхность участка земли и воздушное пространство над ней (на высоту, соответствующую высоте указанных объектов), ограниченные вертикальной замкнутой поверхностью, отстоящей от границ территорий указанных объектов - 100 м во все стороны;
- вокруг устройств ЭХЗ, выходящих за пределы охранной зоны линейной части МН (МНПП). - поверхность участка земли и воздушное пространство над ней (на высоту, соответствующую высоте указанных устройств), ограниченные вертикальной замкнутой поверхностью, отстоящей от границ территорий указанных объектов - 5 м во все стороны.
6.2.3.2 В охранных зонах МН (МНПП) запрещается проводить всякого рода действия, которые могут нарушить нормальную эксплуатацию МН (МНПП) либо привести к их повреждению.
6.2.3.3 Предприятия и организации, получившие письменное разрешение на ведение работ в охранных зонах МН (МНПП), обязаны выполнять их с соблюдением условий, обеспечивающих сохранность МН (МНПП) и опознавательных знаков, и несут ответственность за повреждение последних.
6.2.3.4 Персонал эксплуатирующей организации при выезде на трассу МН (МНПП), независимо от основных обязанностей и целей выезда, должен следить за состоянием охранной зоны и зоны минимальных расстояний от МН (МНПП) до ближайших объектов, установленных нормативными правовыми актами и нормативными документами. Информация об обнаружении любого вида деятельности или событий, угрожающих нормальной и безопасной работе МН (МНПП), должна немедленно сообщаться непосредственному руководителю.
6.2.3.5 При прохождении МН (МНПП) в одном техническом коридоре с инженерными коммуникациями других организаций или их взаимном пересечении, основы взаимоотношений организаций, эксплуатирующих эти коммуникации, должны устанавливаться регламентом (инструкцией) взаимоотношений предприятий, коммуникации которых проходят в одном техническом коридоре или пересекаются. Регламент должен разрабатываться организациями в соответствии с нормативным документом РФ, определяющим правила охраны трубопроводов.
6.2.3.6 Строительные и ремонтные работы в охранных зонах линий и сооружений технологической связи, телемеханики и электрических сетей, входящих в состав МН (МНПП), должны выполняться с соблюдением требований законодательства Российской Федерации в области охраны линий и сооружений связи и электрических сетей, а также настоящего стандарта.
6.2.3.7 Изменения, касающиеся строительства объектов в охранной зоне МН (МНПП), пересечений МН (МНПП) коммуникациями другого назначения, а также конструктивные изменения объектов МН (МНПП), должны быть своевременно внесены в исполнительную документацию.
6.2.4 Патрулирование трассы МН (МНПП)
6.2.4.1 Патрулирование трассы МН (МНПП) должно осуществляться в целях:
- контроля состояния охранной зоны и прилегающей территории;
- выявления факторов, создающих угрозу надежности и безопасности эксплуатации МН (МНПП);
- обследования всех сооружений и элементов охранных систем сооружений с применением технических средств для определения их технического состояния.
6.2.4.2 Организация патрулирования трассы МН (МНПП) возлагается на производственные подразделения эксплуатирующей организации.
6.2.4.3 Периодичность и вид осмотра трассы МН (МНПП) устанавливаются эксплуатирующей организацией. В зависимости от местных условий и времени года осмотр должен проводиться:
- воздушным патрулированием 2-5 раз в 7 дней;
- наземным патрулированием, выполняемым обходчиком пешком или на транспортных средствах по графику, утвержденному эксплуатирующей организацией.
6.2.4.4 Результаты патрулирования должны регистрироваться в соответствующих журналах патрулирования.
6.2.4.5 Внеочередные осмотры трассы МН (МНПП) проводят после стихийных бедствий, при обнаружении утечек нефти (нефтепродукта), падения давления, срабатывания систем обнаружения утечек и охранных систем, нарушения баланса нефти (нефтепродуктов) и других признаков повреждения МН (МНПП).
6.2.4.6 О замеченных утечках нефти (нефтепродукта), любых неисправностях и повреждениях сооружений по трассе, угрожающих нормальной работе МН (МНПП) или безопасности людей, а также о нарушениях охранной зоны МН (МНПП) или производстве строительных работ в непосредственной близости от МН (МНПП) лица, выполняющие патрулирование, должны немедленно сообщать непосредственному руководителю и управляющему диспетчеру, осуществляющему управление данным участком МН (МНПП).
6.2.5 Оборудование линейной части МН (МНПП)
6.2.5.1 Оборудование, установленное на линейной части МН (МНПП), должно быть обозначено и защищено ограждениями от несанкционированного доступа, но быть легко доступным для обслуживания персоналом.
6.2.5.2 Установленное оборудование должно быть укомплектовано в соответствии с паспортом, пронумеровано в соответствии с технологическими схемами и содержаться в исправном состоянии.
6.2.5.3 На площадках запорной арматуры, узлах пуска и приема СОД внутри ограждений должны быть предусмотрены меры против затопления поверхностными и грунтовыми водами, площадки должны иметь твердое покрытие (гравий, щебень и т.п.). К площадкам должна быть предусмотрена возможность подъезда транспортных средств.
6.2.5.4 Операции по управлению запорной арматурой должны выполняться управляющим диспетчером или персоналом на месте по согласованию с управляющим диспетчером.
6.2.5.5 В процессе эксплуатации узлов пуска и приема СОД в целях определения их возможных перемещений должен проводиться контроль геодезических отметок и нивелирование оси камеры пуска (приема) СОД.
В сейсмических районах и в районах многолетнемерзлых грунтов обследованию дополнительно подлежит оборудование, построенное на фундаментах (узлы запорной арматуры, блок-контейнеры пунктов контроля и управления, блок-контейнеры связи, емкости для дренажа нефти на камерах пуска и приема СОД, прожекторные мачты, дома обходчиков).
6.2.6 Переходы через естественные и искусственные препятствия
6.2.6.1 В процессе эксплуатации подземных переходов МН (МНПП) через железные и автомобильные дороги необходимо проверять:
- состояние смотровых и отводных колодцев, контрольных устройств, отводных канав в целях выявления утечек нефти (нефтепродуктов), нарушений земляного покрова, опасных для МН (МНПП) проседаний и выпучиваний грунта;
- положение защитного кожуха (футляра) и трубопровода, а также состояние изоляции МН (МНПП);
- отсутствие прямого контакта металла трубы с защитным кожухом.
6.2.6.2 Периодичность проведения проверок подземных переходов МН (МНПП) через железные и автомобильные дороги устанавливается нормативной документацией эксплуатирующей организации.
6.2.6.3 В процессе эксплуатации надземных (воздушных) переходов (балочных, подвесных и арочных) необходимо вести визуальный контроль общего состояния воздушных переходов, береговых и промежуточных опор, состояния мачт, тросов, вантов, берегов в полосе переходов, берегоукрепительных сооружений, водоотводных канав, мест выхода МН (МНПП) из земли, креплений МН (МНПП) в опорах земляных насыпей.
6.2.6.4 Эксплуатирующая организация при планировании работ по техническому обслуживанию и ремонту переходов через водные преграды должна учитывать границы подводных переходов трубопроводов, определяемые в соответствии с правилами, установленными в строительных нормах и правилах [3].
6.2.6.5 На переходах через судоходные реки или реки шириной более 500 м должны быть оборудованы пункты наблюдения.
6.2.6.6 Техническое обслуживание и ремонт запорной арматуры, проверка герметичности и промывка арматуры, эксплуатация и обслуживание электрооборудования, системы обнаружения утечек, а также контроль состояния противокоррозионной защиты переходов МН (МНПП), средств ЭХЗ, установленных на переходах, должны осуществляться в соответствии с требованиями технологических регламентов. Ремонт трубопроводной арматуры должен выполняться по ремонтной документации.
6.2.6.7 В процессе эксплуатации электроприемников, электроснабжение которых осуществляется от двух взаимно резервирующих источников питания, должна выполняться проверка работоспособности устройств автоматического включения резервных источников электроснабжения.
6.2.6.8 Контроль герметичности арматуры переходов МН (МНПП) через водные преграды должен осуществляться не реже одного раза в квартал для арматуры многониточных переходов и не реже одного раза в полугодие для однониточных переходов в соответствии с годовым графиком.
6.2.7 Нефтепроводы (нефтепродуктопроводы), проложенные по территории морской акватории
6.2.7.1 Узлы береговой арматуры, камер пуска и приема СОД должны находиться вне зоны размыва берегов в течение всего срока службы нефтепровода (нефтепродуктопровода).
6.2.7.2 Должна быть обеспечена возможность проведения очистки и внутритрубного диагностирования нефтепроводов (нефтепродуктопроводов), проложенных по территории морской акватории.
6.2.7.3 Должна быть обеспечена возможность замещения нефти (нефтепродуктов) в шлангах выносного причального устройства водой и их промывки при замене шлангов.
6.2.7.4 В случае угрозы повреждения плавающих шлангов выносного причального устройства, а также при превышении максимально допустимой высоты волны и скорости ветра должно обеспечиваться аварийное отсоединение швартового троса и грузовых шлангов от танкера.
6.2.8 Очистка внутренней полости линейной части МН (МНПП)
6.2.8.1 В целях поддержания пропускной способности, предупреждения скопления воды и внутренних отложений, а также в целях подготовки участка МН (МНПП) к внутритрубному диагностированию и переиспытаниям должна проводиться очистка внутренней полости МН (МНПП) пропуском очистных устройств.
6.2.8.2 Эксплуатирующая организация должна составлять и утверждать годовые планы работ по очистке МН (МНПП) с учетом планов и технологических режимов перекачки, проведения внутритрубного диагностирования, а также с учетом свойств перекачиваемой нефти (нефтепродукта).
6.2.8.3 Периодичность очистки МН (МНПП) очистными устройствами определяется индивидуально для каждого МН (МНПП) в зависимости от особенностей его эксплуатации и свойств перекачиваемой нефти (нефтепродукта) с учетом влияния на них температуры окружающей среды, но не реже одного раза в квартал.
6.2.8.4 Работы по очистке МН (МНПП) должны выполняться в соответствии с требованиями технологических регламентов.
6.3 Техническое обслуживание и ремонт перекачивающих станций (терминалов, ПСП, железнодорожных и автомобильных эстакад)
6.3.1 Общие положения
В зависимости от назначения и условий эксплуатации в состав перекачивающих станций (терминалов, ПСП, железнодорожных и автомобильных эстакад) входят сооружения, здания, технологические системы и оборудование по перекачке, накоплению, фильтрации перекачиваемой нефти (нефтепродуктов), СИКН, регулированию давления, сбору дренажа и утечек, электроснабжению, автоматизации и телемеханизации технологических процессов, пожарной и экологической безопасности и другим обеспечивающим процессам, а также оборудование вспомогательных систем.
6.3.2 Здания и сооружения
6.3.2.1 Для обеспечения функционирования перекачивающей станции в состав площадочных сооружений могут входить лаборатории, котельные, механические мастерские, гаражи, склады и другие объекты, расположенные как в отдельных зданиях, так и в помещениях одного здания.
6.3.2.2 Все производственные здания и сооружения должны подвергаться периодическим техническим осмотрам в соответствии с нормативными документами два раза в год, как правило - осенью и весной.
Весенний технический осмотр должен проводиться после таяния снега для определения объемов работ текущего и капитального ремонта, осенний - для проверки готовности зданий и сооружений к эксплуатации в зимний период.
6.3.2.3 Технический осмотр основных конструкций зданий, оборудованных грузоподъемными механизмами - подвесными или опорными мостовыми кранами, должен проводиться один раз в месяц.
6.3.2.4 Внеочередные осмотры зданий и сооружений должны проводиться после стихийных бедствий (пожаров, ураганных ветров, больших ливней и снегопадов, землетрясений), аварий и инцидентов.
6.3.2.5 Осмотры производственных зданий и сооружений, возведенных на подработанных подземными горными выработками территориях, на просадочных грунтах, в районах вечной мерзлоты, а также эксплуатируемых в условиях воздействия внешних вибраций (например от железнодорожного полотна), должны проводиться один раз в месяц.
6.3.2.6 При наличии явления пучения грунтов на перекачивающей станции должна проводиться ежегодная проверка высотных отметок оборудования и инженерных сооружений. В случае превышения допустимой величины деформации, указанной в проектной документации на строительство объекта, должны приниматься меры к уменьшению или компенсации влияния пучения грунта на напряженно-деформированное состояние патрубков насосов, элементов трубопроводов, фундаментов и т.п.
6.3.2.7 В случае выявления осадки фундаментов насосных агрегатов, узлов запорной арматуры должны быть проведены расчеты по оценке дополнительных нагрузок на патрубки насосов и арматуры и, в случае превышения допустимых значений, выполнены мероприятия по их снижению (вырезка небольших участков трубопроводов и установка переходных катушек, применение компенсаторов, подливка фундамента и пр.).
6.3.2.8 Допустимая величина деформаций (подъема, осадки и кренов) оборудования и инженерных сооружений определяется в проектной документации исходя из условий обеспечения устойчивости и прочности инженерных сооружений и нормальной эксплуатации по требованиям производителя оборудования.
6.3.2.9 Защитное покрытие фундаментов оборудования должно обеспечивать их защиту от воздействия нефти, масла, топлива и других жидкостей.
6.3.2.10 Уплотнения технологических и вспомогательных трубопроводов, а также других коммуникаций, проходящих сквозь/через стены производственных зданий, должны поддерживаться в состоянии, предусмотренном проектной документацией.
6.3.2.11 В стенах зданий и сооружений не допускаются не предусмотренные в проектной документации пробивка отверстий, проемов, установка, подвеска и крепление технологического оборудования, подъемно-транспортных средств, трубопроводов.
6.3.2.12 Стена здания насосной станции, разделяющая насосный зал и зал электродвигателей, должна проверяться на герметичность не реже одного раза в год в соответствии с инструкцией, утвержденной руководством эксплуатирующей организации.
6.3.2.13 Металлические конструкции зданий и сооружений должны быть защищены от коррозии.
6.3.3 Технологические трубопроводы
6.3.3.1 К технологическим трубопроводам относятся внутриплощадочные трубопроводы между точками врезки в МН (МНПП) на входе и выходе перекачивающих станций, перевалочных терминалов, ПСП, сливо-наливных эстакад, включая входную и выходную арматуру, надземные и надводные трубопроводы морских терминалов, по которым осуществляется транспорт и налив нефти (нефтепродуктов).
6.3.3.2 К вспомогательным трубопроводам относятся технологические трубопроводы дренажа и утечек от насосных агрегатов, дренажа фильтров-грязеуловителей, регуляторов давления, узлов учета нефти (нефтепродуктов); сброса давления от предохранительных клапанов, системы сглаживания волн давления, обвязки емкостей сброса и гашения ударной волны, откачки из емкостей сбора утечек; сливо-наливных эстакад; опорожнения стендеров морских терминалов, системы улавливания легких фракций.
6.3.3.3 Величина расчетного рабочего давления технологических трубопроводов устанавливается проектной документацией.
6.3.3.4 Величина допустимого рабочего давления технологических трубопроводов определяется расчетом и подтверждается заключением экспертизы промышленной безопасности.
6.3.3.5 Технологические трубопроводы должны иметь градуировочные таблицы, выполненные на основании расчетов вместимости, утвержденных в установленном порядке.
6.3.3.6 При вводе в эксплуатацию перекачивающей станции (перевалочного терминала, ПСП, сливо-наливной эстакады) трубопроводов не эксплуатировавшихся более 3 лет, полной или частичной замене трубопроводов необходимо проводить гидравлические испытания на прочность и герметичность. Гидравлические испытания вспомогательных трубопроводов должны проводиться в соответствии с проектной документацией.
6.3.3.7 Сроки проведения обследования технологических трубопроводов в целях определения их технического состояния устанавливаются в соответствии с технологическими регламентами.
6.3.3.8 Объем и методы обследования должны определяться программами и методиками, разработанными и утвержденными эксплуатирующей организацией.
6.3.3.9 В технологических схемах внутриплощадочных трубопроводов должно быть указано расположение арматуры, оборудования, приборов и устройств с соответствующим обозначением и нумерацией. Технологическая схема должна содержать экспликацию оборудования запорно-регулирующей арматуры с указанием основных технических характеристик.
6.3.4 Резервуарные парки
6.3.4.1 Резервуары для приема и накопления нефти (нефтепродуктов) должны быть оснащены полным комплектом оборудования, а также системами автоматики, контроля и измерения в соответствии с проектной документацией и с учетом обеспечения надежности выполнения технологических операций в соответствии с требованиями взрывопожаробезопасности и охраны труда.
6.3.4.2 Для каждого резервуара должен быть установлен максимальный и минимальный уровни заполнения нефтью (нефтепродуктом) с учетом их работы в группе. При установлении максимального уровня должны учитываться результаты обследований и диагностирования в процессе эксплуатации.
6.3.4.3 Каждый резервуар должен быть поверен, должен иметь утвержденную градуировочную таблицу и акты ежегодных измерений базовой высоты. Порядок выполнения указанных действий определен в ГОСТ 8.570 и ГОСТ 8.346.
6.3.4.4 Ремонт резервуаров должен планироваться на основе результатов диагностического обследования с учетом назначенного срока службы, загрузки резервуара в текущий период и на перспективу.
6.3.4.5 Вся информация о проведенных ремонтах резервуаров должна отражаться в технических паспортах на резервуары.
6.3.4.6 Техническое обслуживание резервуара и его оборудования должно быть организовано в сроки согласно утвержденному графику и выполняться в соответствии с перечнем работ и периодичностью, предусмотренными в картах технического обслуживания резервуаров.
6.3.5 Оборудование перекачивающей станции (терминала, ПСП, железнодорожной и автомобильной эстакады)
6.3.5.1 Оперативный (дежурный) персонал должен осуществлять технические осмотры оборудования перекачивающей станции (терминала, ПСП, железнодорожной и автомобильной эстакады), постоянно контролировать и регистрировать значения параметров с периодичностью, установленной эксплуатационными документами, проводить оперативные переключения согласно утвержденным технологическим картам и указаниям управляющего диспетчера, осуществлять аварийный вывод оборудования из эксплуатации.
6.3.5.2 Работоспособность оборудования объектов, временно выведенных из эксплуатации без проведения работ по консервации, обеспечивается выполнением периодического технического обслуживания и ремонта (при необходимости) в сроки и в объемах, установленных технологическими регламентами. При этом техническое состояние арматуры на технологических трубопроводах должно проверяться на предмет выполнения условий сохранности не менее двух раз в год (весной и осенью).
6.4 Аварийный запас труб, материалов и оборудования
6.4.1 Хранение аварийного запаса труб, материалов и оборудования (далее - аварийный запас) предусматривает обеспечение его количественной и качественной сохранности в течение установленного срока и возможности его дальнейшего использования в производстве. Хранение и складирование аварийного запаса должно осуществляться в соответствии с технологическими регламентами, разработанными с учетом требований предприятий - изготовителей материалов.
6.4.2 Количество и характеристики материалов и оборудования аварийного запаса должны быть определены в табеле аварийного запаса, разработанном и утвержденном эксплуатирующей организацией.
Количество аварийного запаса труб определяется эксплуатирующей организацией в зависимости от протяженности МН (МНПП), но не менее:
- 0,03% протяженности эксплуатируемых МН (МНПП) или пяти секций труб на эксплуатируемый участок МН (МНПП);
- двух секций труб для каждого диаметра технологического трубопровода ПС.
6.4.3 Аварийный запас должен использоваться для ликвидации аварий и инцидентов. Использование аварийного запаса на другие цели допускается только при наличии письменного разрешения руководителя эксплуатирующей организации.
6.4.4 Руководство эксплуатирующей организации должно обеспечивать своевременное пополнение аварийного запаса. В процессе эксплуатации МН (МНПП) необходимо периодически проводить осмотр аварийного запаса. По мере необходимости должны выполняться работы по ремонту стеллажей, защите от коррозии, скашиванию растительности и т.д.
6.4.5 Трубы, оборудование и материалы аварийного запаса должны иметь паспорта предприятий-изготовителей, инструкции по эксплуатации, сертификаты соответствия и разрешения Ростехнадзора на применение на опасных производственных объектах.
6.4.6 Трубы и фасонные изделия аварийного запаса, применяемые для замены поврежденного участка МН (МНПП), должны быть подвергнуты контролю неразрушающими методами и предварительно пройти гидравлические испытания в соответствии со строительными нормами и правилами [3]. Запорная арматура должна пройти проверку на прочность и герметичность.
6.4.7 При отсутствии необходимого оборудования или материалов допускается их замена на аналогичные с характеристиками, соответствующими требованиям стандартов на оборудование и материалы и проектным требованиям эксплуатируемого МН (МНПП).
6.5 Подготовка МН (МНПП) к эксплуатации в осенне-зимних условиях и условиях весеннего паводка
6.5.1 Сроки подготовки объектов МН (МНПП) к устойчивой работе в осенне-зимний период (весенний паводок) устанавливаются технологическими регламентами в зависимости от района прокладки МН (МНПП).
6.5.2 Для обеспечения эффективной и надежной эксплуатации оборудования в эксплуатирующей организации должны разрабатываться мероприятия по подготовке объектов МН (МНПП) к устойчивой работе в осенне-зимний период, весенний паводок.
6.5.3 Работы по техническому обслуживанию и ремонту оборудования и сооружений должны включаться в план мероприятий по подготовке объектов к устойчивой работе в осенне-зимний период, весенний паводок с указанием сроков их выполнения на конкретном оборудовании, здании, сооружении, системе.
6.5.4 Результаты выполнения мероприятий должны фиксироваться в актах выполненных работ, паспортах (формулярах) оборудования и сооружений, журналах производства работ.
Для получения доступа к полной версии без ограничений вы можете выбрать подходящий тариф или активировать демо-доступ.