ГОСТ Р 58329-2018 Правила эксплуатации магистральных конденсатопроводов и продуктопроводов.

    ГОСТ Р 58329-2018

 НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

 ПРАВИЛА ЭКСПЛУАТАЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ КОНДЕНСАТОПРОВОДОВ И ПРОДУКТОПРОВОДОВ

 Regulations for maintenance of trunk condensate pipelines and product pipelines

ОКС 75.020

Дата введения 2019-09-01

 Предисловие

1 РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" (ООО "Газпром ВНИИГАЗ"), Обществом с ограниченной ответственностью "Газпром газнадзор" (ООО "Газпром газнадзор")

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 023 "Нефтяная и газовая промышленность"

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ

Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 25 декабря 2018 г. N 1134-ст  

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Правила применения настоящего стандарта установлены в

статье 26 Федерального закона от 29 июня 2015 г. N 162-ФЗ "О стандартизации в Российской Федерации" . 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 ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты". Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.gost.ru)

 Введение

Разработка настоящего стандарта вызвана необходимостью приведения к единообразию и регламентирования на федеральном уровне работ по эксплуатации магистральных конденсатопроводов и продуктопроводов в условиях изменившегося нормативного обеспечения, а также с учетом современного уровня развития технологий, оборудования, материалов и оснащения эксплуатирующих организаций.

При разработке настоящего стандарта учтены опыт эксплуатации магистральных конденсатопроводов и продуктопроводов, замечания и предложения Министерства энергетики Российской Федерации, МЧС России, структурных подразделений и эксплуатирующих организаций ПАО "Газпром", ОАО "Роснефть", других компаний нефтегазового комплекса России, а также Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору.

      1 Область применения

1.1 Настоящий стандарт устанавливает правила эксплуатации объектов, сооружений, систем и оборудования магистральных конденсатопроводов и продуктопроводов (далее - трубопроводы).

1.2 Настоящий стандарт распространяется на трубопроводы, предназначенные для транспортирования газового конденсата (стабильного, нестабильного, деэтанизированного), сжиженных углеводородных газов и других сжиженных углеводородных смесей с упругостью насыщенных паров при температуре 40°C не более 1,6 МПа (далее - продукты).

1.3 Настоящий стандарт распространяется на трубопроводы, в состав которых могут входить следующие объекты:

- линейная часть;

- насосные станции (головные и промежуточные);

- резервуарные парки, включая наливные устройства, емкости для хранения и разгазирования конденсата.

1.4 Настоящий стандарт не распространяется на распределительные, меж- и внутрипромысловые, морские трубопроводы, а также на трубопроводы, предназначенные для транспортирования продуктов, охлажденных до температуры ниже минус 20°C.

1.5 Настоящий стандарт предназначен для применения организациями независимо от их формы собственности и ведомственной принадлежности, осуществляющими работы в области проектирования, строительства, реконструкции, эксплуатации, включая техническое обслуживание, техническое диагностирование и ремонт трубопроводов.

      2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие документы:

ГОСТ 12.0.004  Система стандартов безопасности труда. Организация обучения безопасности труда. Общие положения

ГОСТ 12.1.005  Система стандартов безопасности труда. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны

ГОСТ 12.2.063  Арматура трубопроводная. Общие требования безопасности

ГОСТ 17.1.1.01  Охрана природы. Гидросфера. Использование и охрана вод. Основные термины и определения

ГОСТ 17.1.1.02  Охрана природы. Гидросфера. Классификация водных объектов

ГОСТ 17.1.3.05  Охрана природы. Гидросфера. Общие требования к охране поверхностных и подземных вод от загрязнения нефтью и нефтепродуктами

ГОСТ 17.1.3.10  Охрана природы. Гидросфера. Общие требования к охране поверхностных и подземных вод от загрязнения нефтью и нефтепродуктами при транспортировании по трубопроводу

ГОСТ 17.1.3.13  Охрана природы. Гидросфера. Общие требования к охране поверхностных вод от загрязнения

ГОСТ 17.2.1.04  Охрана природы. Атмосфера. Источники и метеорологические факторы загрязнения, промышленные выбросы. Термины и определения

ГОСТ 17.2.3.02  Правила установления допустимых выбросов загрязняющих веществ промышленными предприятиями

ГОСТ 17.4.3.02  Охрана природы. Почвы. Требования к охране плодородного слоя почвы при производстве земляных работ

ГОСТ 17.5.1.01  Охрана природы. Рекультивация земель. Термины и определения

ГОСТ 17.5.1.02  Охрана природы. Земли. Классификация нарушенных земель для рекультивации

ГОСТ 17.5.1.03  Охрана природы. Земли. Классификация вскрышных и вмещающих пород для биологической рекультивации земель

ГОСТ 17.5.3.04  Охрана природы. Земли. Общие требования к рекультивации земель

ГОСТ 17.5.3.05  Охрана природы. Рекультивация земель. Общие требования к землеванию

ГОСТ 2517  Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб

ГОСТ 14202  Трубопроводы промышленных предприятий. Опознавательная окраска, предупреждающие знаки и маркировочные щитки

ГОСТ 26600  Знаки навигационные внутренних судоходных путей. Общие технические условия

ГОСТ 30852.9  (МЭК 60079-10:1995) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 10. Классификация взрывоопасных зон

ГОСТ 30852.13  (МЭК 60079-14:1996) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 14. Электроустановки во взрывоопасных зонах (кроме подземных выработок)

ГОСТ 30852.19  (МЭК 60079-20:1996) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 20. Данные по горючим газам и парам, относящиеся к эксплуатации электрооборудования

ГОСТ 33257  Арматура трубопроводная. Методы контроля и испытаний

ГОСТ 33702  Системы измерений количества и показателей качества газового конденсата, сжиженного углеводородного газа и широкой фракции легких углеводородов. Общие технические требования

ГОСТ Р 8.563  Государственная система обеспечения единства измерений. Методики (методы) измерений

ГОСТ Р 8.596  Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

ГОСТ Р 8.785  Государственная система обеспечения единства измерений. Масса газового конденсата, сжиженного углеводородного газа и широкой фракции легких углеводородов. Общие требования к методикам (методам) измерений

ГОСТ Р 12.4.026  Система стандартов безопасности труда. Цвета сигнальные, знаки безопасности и разметка сигнальная. Назначение и правила применения. Общие технические требования и характеристики. Методы испытаний

ГОСТ Р 41.96  (Правила ЕЭК ООН N 96) Единообразные предписания, касающиеся двигателей с воспламенением от сжатия, предназначенных для установки на сельскохозяйственных и лесных тракторах и внедорожной технике, в отношении выброса вредных веществ этими двигателями

ГОСТ Р 51164  Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии

ГОСТ Р 52289  Технические средства организации дорожного движения. Правила применения дорожных знаков, разметки, светофоров, дорожных ограждений и направляющих устройств

ГОСТ Р 55609  Отбор проб газового конденсата, сжиженного углеводородного газа и широкой фракции легких углеводородов. Общие требования

ГОСТ Р 55827  Ресурсосбережение. Наилучшие доступные технологии. Руководство по экологически ориентированному управлению отходами

ГОСТ Р 55999  Внутритрубное техническое диагностирование газопроводов. Общие требования

ГОСТ Р 56006  Арматура трубопроводная. Испытания и приемка на объектах магистральных трубопроводов перед вводом их в эксплуатацию. Общие технические требования

ГОСТ Р 56059  Производственный экологический мониторинг. Общие положения

ГОСТ Р 56062  Производственный экологический контроль. Общие положения

ГОСТ Р 56091  Техническое расследование и учет аварий и инцидентов на объектах Единой и региональных систем газоснабжения

ГОСТ Р ИСО/МЭК 12207  Информационная технология. Системная и программная инженерия. Процессы жизненного цикла программных средств

ГОСТ Р ИСО/МЭК 14764  Информационная технология. Сопровождение программных средств

СП 36.13330.2012 "СНиП 2.05.06-85* Магистральные трубопроводы"  

СП 51.13330.2011 "СНиП 23-03-2003 Защита от шума"  

СП 76.13330.2016 "СНиП 3.05.06-85 Электротехнические устройства"  

СП 86.13330.2014 "СНиП III-42-80 Магистральные трубопроводы"  

СП 116.13330.2012 "СНиП 22-02-2003 Инженерная защита территорий, зданий и сооружений от опасных геологических процессов. Основные положения"  

СП 245.1325800.2015 Защита от коррозии линейных объектов и сооружений в нефтегазовом комплексе. Правила производства и приемки работ  

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных документов 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 документ, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого документа с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный документ, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого документа с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный документ, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется принять в части, не затрагивающей эту ссылку. При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочного свода правил в Федеральном информационном фонде стандартов.

      3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 авария на магистральном конденсатопроводе, продуктопроводе (авария): Опасное техногенное происшествие - неконтролируемые взрыв и(или) выброс транспортируемого продукта, разрушение сооружений, их конструктивных элементов и(или) оборудования, входящих в состав действующих, т.е. принятых в эксплуатацию, опасных производственных объектов магистральных трубопроводов, создающие на них и примыкающей к ним определенной территории или акватории угрозу жизни и здоровью людей и приводящие к нарушению производственного или транспортного процесса, нанесению ущерба окружающей среде.

3.2

3.3

3.4

3.5

3.6 защитное покрытие трубопровода: Слой или система слоев, наносимых на поверхность металла труб и других элементов трубопровода с целью защиты от коррозии.

3.7

3.8 инцидент на магистральном конденсатопроводе, продуктопроводе (инцидент): Повреждение технических устройств или систем (телемеханики, связи, энергоснабжения, электрохимической защиты и др.), применяемых на объектах магистральных конденсатопроводов, продуктопроводов, отклонение от режима технологического процесса, не повлиявшие на работоспособность объекта, но вызвавшие необходимость принятия нештатных действий, не предусмотренных планом технического обслуживания и ремонта, для восстановления его безопасного состояния, а также нарушение положений федеральных законов, принимаемых в соответствии с ними нормативных правовых актов Президента и Правительства Российской Федерации, федеральных норм и правил в области промышленной безопасности, требующие комиссионного расследования.

3.9

3.10 капитальный ремонт объектов магистральных трубопроводов (капитальный ремонт): Изменение параметров объектов магистральных трубопроводов, которое не влечет за собой изменение их класса, категории и (или) первоначально установленных показателей функционирования и при котором не требуется изменение границ полос отвода и (или) охраны зоны таких объектов.

3.11

3.12

3.13

3.14 линейная часть магистрального трубопровода: Объект магистрального трубопровода, предназначенный для перемещения транспортируемых жидких или газообразных углеводородов, включающий собственно трубопровод, вдольтрассовые линии электропередачи, кабельные линии и сооружения связи, устройства электрохимической защиты от коррозии и иные сооружения и технические устройства, обеспечивающие его эксплуатацию.

3.15

3.16 магистральный трубопровод: Единый производственно-технологический комплекс, предназначенный для транспортирования жидких или газообразных углеводородов от пунктов приема до пунктов сдачи потребителям или их перевалки на автомобильный, железнодорожный или водный виды транспорта, состоящий из конструктивно и технологически взаимосвязанных объектов, включая сооружения и здания, используемые для целей обслуживания и управления объектами магистрального трубопровода.

3.17 минимальные расстояния от объектов магистрального трубопровода: Минимально допустимая удаленность не входящих в состав магистрального трубопровода объектов, зданий и сооружений от объектов магистрального трубопровода, при которой обеспечивается минимально необходимый уровень их защиты от опасных факторов, которые могут возникнуть в процессе эксплуатации объектов магистрального трубопровода.

3.18

3.19 насосная станция; НС: Объект магистрального трубопровода, предназначенный для создания и поддержания давления в трубопроводе в пределах установленных в проектной документации значений параметров технологических режимов транспортирования жидких углеводородов.

Примечание - Насосные станции разделяют по назначению на головные насосные станции и промежуточные насосные станции.

3.20

нестабильный газовый конденсат: Газовый конденсат, содержащий в растворенном виде газообразные углеводороды, направляемый на переработку с целью очистки от примесей и выделения углеводородов , отвечающий требованиям соответствующего нормативного документа.   Примечание - К примесям относятся вода (водные растворы ингибиторов коррозии и/или гидратообразования), хлористые соли, сернистые соединения и механические примеси.     [ ГОСТ Р 53521-2009 , статья 7]

3.21 нормальные условия эксплуатации: Учтенное при проектировании состояние магистрального трубопровода, при котором отсутствуют факторы, препятствующие осуществлению функциональных или технологических процессов, в т.ч. нарушения особых условий использования охранных зон.

3.22 нормативная документация; НД: Документы, устанавливающие правила, общие принципы или характеристики, касающиеся различных видов деятельности или их результатов.

3.23 опасные участки трассы трубопровода: Участки, расположенные вблизи населенных пунктов; переходы через автомобильные и железные дороги; переходы через естественные и искусственные водные объекты; участки, проходящие в особых природных условиях и по землям особо охраняемых природных территорий; участки высокой и повышенной коррозионной опасности.

3.24

3.25 объект магистрального трубопровода: Составная часть магистрального трубопровода, предназначенная для выполнения одной или нескольких взаимосвязанных технологических операций в процессе транспортирования, технологического хранения жидких или газообразных углеводородов, перевалки жидких углеводородов на автомобильный, железнодорожный или водный виды транспорта, включающая комплекс соответствующих зданий, сооружений и технических устройств.

3.26

3.27 оперативный персонал: Категория работников эксплуатирующей организации, осуществляющих непосредственное управление технологическими процессами и объектами в постоянном (сменном) режиме.

3.28

3.29 очистка полости трубопровода: Удаление загрязнений (грунта, воды, льда, грата, продуктов коррозии, асфальтосмолопарафиновых отложений, отложений неорганических солей, посторонних предметов) с внутренней поверхности и из полости трубопровода.

3.30

3.31 охранная зона магистрального трубопровода: Территория или акватория с особыми условиями использования, прилегающая к объектам магистрального трубопровода, предназначенная для обеспечения безопасности объектов магистрального трубопровода и создания необходимых условий их эксплуатации, в пределах которой ограничиваются или запрещаются виды деятельности, не совместимые с целями ее установления.

3.32 переход магистрального трубопровода: Участок линейной части магистрального трубопровода на пересечении с искусственным или естественным препятствием, к конструктивным решениям и эксплуатации которого предъявляются дополнительные требования.

3.33

3.34 приемка законченного строительством, реконструкцией магистрального трубопровода: Форма оценки соответствия завершенного строительством или реконструкцией объекта магистрального трубопровода проектной документации, требованиям технических регламентов, действие которых на него распространяется, подтверждающая готовность объекта магистрального трубопровода к вводу в эксплуатацию.

3.35 приемка в работу участка магистрального трубопровода после капитального ремонта: Юридическое действие уполномоченных должностных лиц, в результате которого подтверждается соответствие принимаемого участка магистрального трубопровода предъявляемым к нему требованиям и условиям договора подряда.

3.36 продуктопровод: Трубопровод, предназначенный для транспортирования сжиженных углеводородных газов и других сжиженных углеводородных смесей с упругостью насыщенных паров не более 1,6 МПа при температуре 40°C.

3.37

3.38 проектная организация: Специализированная организация, осуществляющая подготовку проектной документации и авторский надзор по договору с заказчиком и являющаяся ответственной за качество проектной документации и ее соответствие требованиям технических регламентов, а также за достоверность, качество и полноту инженерных изысканий в том случае, если задание на их выполнение предусмотрено договором.

3.39 производительность трубопровода: Количество продукта, транспортируемого по трубопроводу за расчетный период (год, сезон, квартал, месяц, сутки, час).

3.40

3.41

3.42

3.43

3.44

3.45 соответствие: Выполнение установленных требований к объекту или процессу.

3.46 специализированная организация: Организация, имеющая необходимые разрешительные документы в соответствии с действующим законодательством и допущенная в установленном порядке к выполнению отдельных подрядных работ и услуг на объектах магистральных трубопроводов.

3.47

стабильный газовый конденсат: Газовый конденсат, получаемый путем очистки нестабильного газового конденсата от примесей и выделения из него углеводородов , отвечающий требованиям соответствующего нормативного документа.   [ ГОСТ Р 53521-2009 , статья 9]

3.48 текущий ремонт: Ремонт, выполняемый для обеспечения или восстановления работоспособности объекта и состоящий в замене и (или) восстановлении отдельных частей.

3.49 техническая документация; ТД: Комплект документов, включающий систему графических, расчетных и текстовых материалов, используемых при проектировании, строительстве, реконструкции и капитальном ремонте, а также в процессе эксплуатации зданий и сооружений.

3.50

3.51 техническая система: Совокупность оборудования, процессов и способов, объединенных конструктивно и (или) функционально для выполнения требуемых функций.

Примечание - Для участков магистральных трубопроводов к таким техническим системам относятся системы защиты от коррозии, связи, телемеханики и т.д.

3.52

3.53 техническое обслуживание магистральных конденсатопроводов, продуктопроводов; ТО: Совокупность технических и организационных действий, направленных на поддержание магистральных конденсатопроводов, продуктопроводов в работоспособном состоянии.

3.54 трасса магистрального трубопровода: Положение оси трубопровода, отвечающее ее положению на местности и определяемое ее проекциями в горизонтальной и вертикальной плоскостях.

3.55

3.56 филиал эксплуатирующей организации; филиал ЭО: Структурное подразделение эксплуатирующей организации, осуществляющее эксплуатацию объектов магистрального трубопровода, расположенных в определенных границах по его протяженности.

Примечание - При отсутствии в структуре эксплуатирующей организации филиалов ЭО их функции исполняет эксплуатирующая организация.

3.57 эксплуатационная документация; ЭД: Совокупность документов, определяющих правила эксплуатации, значения эксплуатационных параметров объектов магистрального трубопровода, а также содержащих сведения об их эксплуатации.

3.58 эксплуатационные параметры магистрального трубопровода: Совокупность технических характеристик магистрального трубопровода, устанавливаемых в пределах значений, указанных в проектной документации.

3.59 эксплуатационный персонал: Технический персонал эксплуатирующей организации, выполняющий работы по техническому обеспечению эксплуатации и поддержанию в работоспособном состоянии оборудования, средств и систем, обеспечивающих основной технологический процесс, и их рабочих характеристик в заданных пределах в течение всего установленного срока службы.

3.60 эксплуатирующая организация; ЭО: Юридическое лицо, созданное в соответствии с законодательством Российской Федерации, осуществляющее эксплуатацию магистрального трубопровода на праве собственности или на ином законном основании и несущее ответственность за безопасность его эксплуатации, обеспеченную персоналом и материально-техническими ресурсами, необходимыми для управления деятельностью магистрального трубопровода, обслуживания и поддержания его эксплуатационных параметров.

      4 Сокращения

В настоящем стандарте применены следующие сокращения:

АВП - аварийно-восстановительный поезд;

АЗ - аварийный запас;

АЗТ - аварийный запас труб;

АСДУ - автоматизированная система диспетчерского управления;

АСУ - автоматизированная система управления;

АСУ ПТК - автоматизированная система управления производственно-технологическим комплексом;

АСУ ТП - автоматизированная система управления технологическим процессом;

ВКО - высокая коррозионная опасность;

ВЛ - воздушная линия электропередачи;

ВТД - внутритрубное техническое диагностирование;

ВТУ - внутритрубное устройство;

ГЖ - горючая жидкость;

ГК - газовый конденсат;

ГНС - головная насосная станция;

ГПЗ - газоперерабатывающий завод;

ГСМ - горюче-смазочный материал;

ДКР - древесно-кустарниковая растительность;

ДЛО/ОП - дом линейного обходчика/опорный пункт;

ДП - диспетчерский пункт;

ДС - диспетчерская служба;

ДУ - диспетчерское управление;

ЕСКД  - единая система конструкторской документации;

ЗИП - запасные части, инструменты и принадлежности;

ИТСО - инженерно-технические средства охраны;

КИП - контрольно-измерительный пункт;

КИПиА - контрольно-измерительные приборы и автоматика;

КЛ - кабельная линия электропередачи;

КП - контролируемый пункт;

КСО - корпоративная статистическая отчетность;

ЛВЖ - легко воспламеняющаяся жидкость;

ЛВС - легко воспламеняющаяся смесь;

ЛЧ - линейная часть;

ЛЭП - линия электропередачи;

ЛЭС - линейно-эксплуатационная служба;

ММГ - многолетнемерзлые грунты;

НДС - норматив допустимых сбросов;

НМУ - неблагоприятные метеорологические условия;

НКПР - нижний концентрационный предел распространения пламени;

НС - насосная станция;

ОПО - особо опасный производственный объект;

ООПТ - особо охраняемые природные территории;

ПДВ - предельно-допустимые выбросы;

ПДК - предельно-допустимая концентрация;

ПК - пикет;

ПЛА - план мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварии;

ПНООЛР - проект нормативов образования отходов и лимитов на их размещение;

ПО - программное обеспечение;

ПОЭ - подразделение, ответственное за эксплуатацию;

ППР - планово-предупредительный ремонт;

ПСП - приемо-сдаточный пункт;

ПУ - пункт управления;

ПЭМ - производственный экологический мониторинг;

РП - резервуарный парк;

САЗ - средства антитеррористической защиты;

СВЧ - сверхвысокочастотный;

СДТ - соединительные детали трубопровода;

СЗЗ - санитарно-защитная зона;

СИ - средства измерений;

СИЗ - средства индивидуальной защиты;

СИЗОД - средства индивидуальной защиты и органов дыхания;

СИКП - система измерений количества и показателей качества продукта;

СКЗ - станция катодной защиты;

СОУ - система обнаружения утечек;

ТО - техническое обслуживание;

ТПА - трубопроводная арматура;

ТОиР - техническое обслуживание и ремонт;

ТУ - технические условия;

УДЗ - установка дренажной защиты;

УКЗ - установка катодной защиты;

УПЗ - установка протекторной защиты;

УКПГ - установка комплексной подготовки газа;

ЦДП - центральный диспетчерский пункт;

ЭХЗ - электрохимическая защита.

      5 Общие положения и объекты общего назначения

      5.1 Организация эксплуатации

5.1.1 Эксплуатацию объектов трубопроводов осуществляют ЭО. Разделение границ зон обслуживания между ЭО определяет собственник трубопровода с оформлением акта в соответствии с приложением А.

5.1.2 В состав объектов трубопроводов могут входить следующие составные части и элементы:

- линейные участки трубопровода, узлы линейной ТПА, запуска и приема ВТУ, переходы через естественные и искусственные препятствия;

- основные и вспомогательные насосы НС;

- трубопроводы обвязки оборудования НС, технологические трубопроводы (основного назначения);

- закрытые емкости с узлами по сбору и разделению жидкости и утилизации или бессажевому сжиганию газообразных продуктов (газов выветривания), а также существующие временные открытые земляные амбары для аварийного слива продукта до ввода закрытых систем (емкостей) слива жидкости при реконструкции трубопроводов;

- электротехническое оборудование (электродвигатели, электростанции, внутренние электросети, системы заземляющей сети, защиты от статического электричества и молниезащита);

- системы автоматизации производственно-технологических процессов;

- линии электропередачи (воздушные и кабельные);

- система линейной телемеханики, СОУ, КИПиА;

- СИКП;

- линии и сооружения технологической связи;

- устройства и оборудование электрохимической защиты трубопроводов от коррозии;

- сооружения ЛЭС (ДЛО/ОП, вертолетные площадки и т.д.);

- вдольтрассовые проезды (дороги) и подъезды к ним, переезды через трубопроводы;

- системы водо- и теплоснабжения, вентиляции, канализации и др.;

- производственные здания, гаражи, стоянки техники, находящиеся на территориях объектов магистральных трубопроводов;

- элементы системы противопожарной защиты;

- противоэрозионные сооружения;

- знаки обозначения и закрепления трассы трубопроводов;

- системы водопонижения, отводные канавы;

- площадки хранения АЗТ и материалов и т.д.

5.1.3 Границами между трубопроводами и промышленными предприятиями химической, нефтехимической, нефтяной, нефтеперерабатывающей и газоперерабатывающей и других смежных отраслей промышленности являются воображаемые плоскости, проходящие через фланцевые либо сварные соединения входной/выходной ТПА и устанавливаемые ПД.

5.1.4 На каждый принятый в эксплуатацию трубопровод диаметром 150 мм и более составляют паспорт, в котором указывают технические данные трубопровода, наименование транспортируемого продукта и предельно допустимые параметры его эксплуатации в соответствии с приложением Б. К паспорту прикладывают схему трассы трубопровода, на которой указывают все основные узлы и детали транспортной системы, ТПА с указанием номера. Формуляр паспорта заполняют с применением оргтехники и прикладного офисного ПО. Ведение паспорта осуществляет лицо, назначаемое приказом по филиалу ЭО.

5.1.5 Буферные емкости (отдельные резервуары, РП и т.п. для аварийного хранения транспортируемого продукта) входят в состав объектов (УКПГ, ГНС, ГПЗ и т.п.), эксплуатируемых организациями, занимающимися подачей и приемом продукта и имеющими соответствующие эксплуатационные технологические службы.

5.1.6 Продукты, транспортируемые по трубопроводам, подразделяют на стабильные, имеющие при температуре 20°C упругость насыщенных менее 0,2 МПа (стабильный конденсат), и нестабильные (нестабильный конденсат, деэтанизированный конденсат и сжиженные углеводороды) с упругостью насыщенных паров не более 1,6 МПа при температуре 40°C.

Свойства стабильных жидких углеводородов и отдельных компонентов транспортируемых продуктов приведены в приложениях В-Д.

5.1.7 С целью предупреждения снижения рабочего давления ниже давления насыщения паров продукта и, как следствие, возможного образования газовой фазы в перекачиваемом продукте и увеличения гидравлического сопротивления трубопровода устанавливают на трубопроводе и поддерживают в работоспособном состоянии регуляторы давления типа "до себя".

5.1.8 ЭО осуществляют эксплуатацию объектов трубопроводов через свои филиалы. ЭО приказом определяет границы зон эксплуатации трубопроводов между своими филиалами. Количество и состав филиалов определяет ЭО в соответствии с техническими характеристиками (протяженностью, производительностью, составом продукта, условиями эксплуатации и т.п.) трубопроводов.

5.1.9 Задачи и функции структурных подразделений ЭО и филиалов ЭО определяют соответствующими положениями.

5.1.10 Руководители филиалов ЭО приказом определяют границы зон эксплуатации объектов, сооружений и оборудования или их функциональных элементов между службами, цехами, участками с назначением (приказом/распоряжением) лиц, ответственных за их техническое состояние и безопасную эксплуатацию.

5.1.11 Основными задачами ЭО и филиалов ЭО являются:

- обеспечение транспортирования заданных объемов продукта;

- обеспечение эффективной работы, надежности и безопасности функционирования объектов трубопроводов, оптимизации режимов работы, рациональное расходование топливно-энергетических ресурсов и материалов, сокращение потерь продуктов при транспортировании, использование вторичных энергоресурсов;

- обеспечение требований безопасности при эксплуатации объектов трубопроводов;

- соблюдение требований пожарной безопасности;

- поддержание технического состояния объектов трубопроводов в соответствии с техническими регламентами, федеральным законодательством, нормативными и правовыми актами, документами системы стандартизации, проектной и эксплуатационной документацией и другими установленными требованиями;

- своевременное устранение выявленных в процессе эксплуатации дефектов и отказов;

- внедрение новых технологий, высокоэффективного оборудования, научной организации труда;

- локализация аварий и ликвидация их последствий;

- соблюдение требований охраны окружающей среды, включая нормативы по выбросам, сбросам вредных и загрязняющих веществ в окружающую среду, размещение производственных отходов;

- выполнение предписаний инспектирующих и контролирующих органов в установленном порядке.

5.1.12 ЭО и филиалы ЭО обеспечивают безопасное выполнение работ и соблюдение требований технических регламентов Евразийского экономического союза, законодательства Российской Федерации и НД, требования которых распространены на трубопроводы. При эксплуатации трубопроводов обеспечивают выполнение требований федеральных законов [

4 ]-[

6 ]. Трубопроводы относят к опасным производственным объектам в соответствии с

федеральным законом  [5].

5.1.13 Вывод из работы и передачу объектов трубопроводов специализированным организациям для проведения ремонтно-профилактических, диагностических и других работ, а также организацию контроля соблюдения условий, обеспечивающих безопасность выполнения этих работ, осуществляют филиалы ЭО.

5.1.14 Специализированные организации соблюдают требования безопасности при выполнении работ на объектах трубопроводов, выведенных из работы и переданных им для проведения ремонтных, диагностических и других работ.

5.1.15 Требования к эксплуатации и ремонту объектов трубопроводов устанавливают технологическим регламентом, технологическими режимными картами, производственными инструкциями, схемами и другими эксплуатационными документами, разработанными ЭО и/или филиалами ЭО. Указанные документы разрабатывают в установленном порядке с учетом местных условий и на основе требований настоящего стандарта, документов органа исполнительной власти, уполномоченного в области промышленной безопасности, других документов федерального уровня, действие которых распространено на трубопроводы, а также документов системы стандартизации организации - собственника трубопровода.

5.1.16 В ЭО и филиалах ЭО обеспечивают разработку и утверждают положения об отделах (службах), в которых определяют их функции с четким распределением обязанностей эксплуатационного персонала, зон обслуживания и границ участков.

      5.2 Приемка в эксплуатацию объектов и сооружений магистрального трубопровода

5.2.1 Законченные строительством, реконструкцией объекты трубопроводов вводят в эксплуатацию приказом организации - собственника трубопровода после подписания акта приемочной комиссией и получения разрешения органа исполнительной власти субъекта Российской Федерации или органа местного самоуправления, выдавшего разрешение на строительство. Приемку объектов трубопроводов осуществляют после полного завершения всех строительно-монтажных работ, выполненных в соответствии с ПД, пусконаладочных работ и комплексного опробования оборудования "под нагрузкой" в соответствии с

Градостроительным кодексом  [3],

СП 245.1325800.2015  и настоящим стандартом.

5.2.2 Организация поэтапной приемки объектов и сооружений трубопроводов после окончания строительно-монтажных работ до ввода в эксплуатацию включает:

- укомплектование, обучение и аттестацию эксплуатационного персонала;

- ВТД;

- испытания на прочность трубопроводов и оборудования, очистку и осушку их полости в соответствии с

СП 86.13330 ;

- устранение выявленных дефектов;

- обеспечение на вводимых объектах условий для обеспечения эксплуатации трубопроводов в соответствии с разделом 11;

- выполнение мероприятий по охране окружающей среды в соответствии с разделом 12;

- обеспечение на вводимых объектах условий труда в соответствии с требованиями охраны труда, гигиеническими требованиями, выполнение требований по физической защите объектов трубопроводов;

- укомплектование объекта трубопровода необходимой эксплуатационной документацией (паспортами на оборудование и технические устройства, инструкциями, схемами, журналами, технологическими регламентами и т.д.);

- подачу электроэнергии на построенные объекты трубопровода для выполнения пусконаладочных работ и комплексного опробования оборудования, получение разрешения в государственных надзорных органах на подачу электроэнергии и других энергоносителей для выполнения комплекса пусконаладочных работ на вновь строящихся объектах осуществляет технический заказчик, на объектах реконструкции, модернизации и технического перевооружения осуществляет ЭО;

- заполнение транспортируемым продуктом для выполнения пусконаладочных работ и комплексного опробования оборудования "под нагрузкой";

- проведение пусконаладочных работ, индивидуальных испытаний и комплексного опробования оборудования "под нагрузкой";

- формирование приемочной комиссии и собственно приемка с учетом требований

СП 86.13330 ;

- передачу исполнительной документации ЭО;

- получение разрешения на ввод объекта трубопровода в эксплуатацию в соответствии с

Градостроительным кодексом  [3];

- пуск объекта в эксплуатацию.

5.2.3 Обслуживание строящихся и реконструируемых объектов трубопроводов начиная с этапа подачи продукта на пусконаладку и до ввода объектов в эксплуатацию осуществляют филиалы ЭО по договору с техническим заказчиком.

5.2.4 При приемке проверяют наличие в исполнительной документации картографического материала землепользователей с нанесенными объектами, геодезическое позиционирование объектов трубопроводов и закрепление элементов объектов на местности.

5.2.5 Приемку в эксплуатацию дополнительно установленных или в работу капитально отремонтированных резервуаров и емкостей осуществляют рабочие комиссии.

По требованию технического заказчика для участия в приемке привлекают специализированные организации.

      5.3 Территории, здания и сооружения

5.3.1 Для поддержания нормальных условий эксплуатации зданий и сооружений объектов трубопроводов ЭО и филиалы ЭО:

- обеспечивают своевременное ТО и ремонт;

- поддерживают в надлежащем состоянии основное и аварийное освещение, системы вентиляции и отопления;

- следят за состоянием теплозащитного покрытия трубопроводов;

- поддерживают в работоспособном состоянии инженерные коммуникации.

В стенах зданий и сооружений не допускают:

- пробивку отверстий и проемов;

- установку, подвеску и крепление технологического оборудования, подъемно-транспортных средств, трубопроводов, не предусмотренных ПД.

Дополнительные нагрузки, устройство проемов в стенах допускают после внесения изменений в ПД.

5.3.2 На территории объектов трубопроводов запрещено размещение временных сооружений, не предусмотренных ПД, и хранение строительных материалов вне предусмотренных складских площадок.

5.3.3 Строительство новых зданий и сооружений на территории объектов трубопроводов осуществляют при наличии ПД, разрешения и акта-допуска ЭО.

5.3.4 Вход посторонних лиц на территорию объектов трубопроводов с установленным пропускным режимом допускается только с разрешения руководства филиала ЭО (руководства подразделения филиала ЭО) после инструктажа об основных требованиях и мерах безопасности, при обязательном сопровождении этих лиц сотрудником, допущенным к эксплуатации данного объекта.

5.3.5 Сотрудников других организаций, временно командированных для выполнения на этих объектах определенных работ, допускают на территорию без сопровождающего после прохождения ими соответствующих инструктажей (вводного, первичного и т.д.) и обучения с последующей проверкой знаний, порядок проведения которых разрабатывает и утверждает ЭО.

5.3.6 Территорию площадочного объекта трубопровода (НС, РП и т.д.), а также надземную часть ЛЧ (воздушные переходы, узлы линейной ТПА и т.д.) ограждают. Ограждение выполняют высотой не менее 2 м и поддерживают в работоспособном состоянии. Количество выездов (выходов) на дороги общего пользования и конструкция ограждений соответствуют ПД.

На ограждении при въезде (входе) размещают сведения о названии и принадлежности объекта к ЭО (филиалу ЭО), а также другие надписи и обозначения в соответствии с требованиями настоящего стандарта.

5.3.7 Знаки безопасности на территории производственных площадок объектов трубопроводов устанавливают в соответствии с требованиями

ГОСТ Р 12.4.026  и настоящего стандарта.

5.3.8 При эксплуатации используют разработанные в составе ПД технологические схемы и масштабные планы коммуникаций (трубопроводов, водопроводов, канализации, теплотрасс, кабельных линий и пр.) объектов трубопроводов с привязкой к реперам. Подземные коммуникации и колодцы снабжают указателями их назначения, положения и принадлежности.

Планы коммуникаций размещают в ДС филиала ЭО и соответствующих цехах, службах, участках согласно их принадлежности.

5.3.9 Объекты трубопроводов обеспечивают электроосвещением в соответствии с ПД.

5.3.10 Территории промышленных площадок объектов трубопроводов должны быть спланированы, при необходимости предусматривают дренаж (водопонижение). Шурфы, траншеи и приямки ограждают согласно требованиям НД. Обеспечивают свободный и безопасный доступ к зданиям, сооружениям и оборудованию.

5.3.11 Площадочные объекты трубопроводов обеспечивают технологической связью.

5.3.12 На территории площадочных объектов трубопроводов скорость движения транспортных средств устанавливают не более 20 км/ч. Порядок проезда по территории объектов трубопроводов определяет филиал ЭО, эксплуатирующий объект.

5.3.13 ЛЧ трубопроводов обеспечивают вдольтрассовым проездом, сооружения и здания объектов трубопроводов обеспечивают подъездными автомобильными дорогами для проезда транспортных средств и специальной техники.

5.3.14 При эксплуатации объектов трубопровода обеспечивают контроль за соблюдением требований в отношении охранных зон и минимальных расстояний.

5.3.14.1 Размеры охранных зон и минимальных расстояний от объектов трубопроводов и порядок производства в этих зонах любого вида работ установлены правилами [

7 ], утвержденными Минтопэнерго России,

СП 36.13330 ,

ведомственными строительными нормами Мингазпрома СССР  [8] и другими документами, утвержденными в установленном порядке.

5.3.14.2 Контроль выполнения работ сторонними организациями в охранных зонах и соблюдения требований федерального, регионального и местного законодательства и нормативных правовых актов по размещению объектов, зданий и сооружений, передачи земель для этих целей в пределах минимальных расстояний осуществляют филиалы ЭО.

5.3.14.3 Земельные участки, отводимые в постоянное пользование для размещения объектов трубопровода, соответствуют ПД с последующим оформлением владельцем трубопровода или по поручению владельца трубопровода ЭО прав на их владение.

5.3.14.4 Для производства строительных или ремонтных работ, производимых на ЛЧ трубопроводов, оформляют временный отвод земли и, при необходимости, разрешение на вырубку леса в соответствии с действующим законодательством.

5.3.14.5 После окончания строительства, реконструкции объекта трубопровода ЭО в установленном порядке обращается с заявлением об установлении или изменении фактического местоположения трубопровода, границ охранной зоны и минимальных расстояний на картах землепользования.

5.3.14.6 Филиал ЭО два раза в год размещает в местных средствах массовой информации (программы телевидения и радиовещания, информационные Интернет-ресурсы и печатные издания) общие сведения о прохождении трубопроводов и необходимости соблюдения мер безопасности.

5.3.15 Трассу трубопроводов в пределах не менее 3 м от оси трубопровода периодически расчищают от ДКР с оформлением на землях лесного фонда в установленном порядке разрешения на рубку леса.

5.3.16 Проведение работ на участках пересечения или участках сближения трубопроводов с другими коммуникациями (железные и автомобильные дороги, трубопроводы, кабельные линии, ЛЭП и пр.), расположенными в полосах отвода, охранных зонах или в пределах минимальных расстояний данных коммуникаций, осуществляют по согласованию с организациями, эксплуатирующими данные коммуникации. Филиал ЭО разрабатывает совместные инструкции по взаимодействию с организациями, эксплуатирующими указанные объекты.

5.3.17 На вводах трубопроводов в насосные и другие технологические установки устанавливают отключающую ТПА с дистанционным управлением, которую располагают на расстоянии не менее 3 м и не более 50 м от стены здания или ближайшего аппарата, расположенного снаружи. Управление ТПА осуществляют из помещения диспетчерской, операторской промышленной площадки, на которую осуществлен ввод трубопровода.

5.3.18 При подключении трубопровода на границе раздела зон ответственности ЭО и перерабатывающих организаций (филиалов ЭО) устанавливают последовательно две единицы ТПА с дистанционным управлением соответствующей ТПА из диспетчерской, операторной обеих организаций (филиалов ЭО).

5.3.19 Трубопровод защищают клапанами, поддерживающими давление в трубопроводе на 0,5 МПа выше давления упругости паров перекачиваемого нестабильного продукта и устанавливаемыми перед потребителями.

5.3.20 Устройства для спуска воды и воздуха, штуцеры, сигнализаторы, устройства для отбора проб, установленные на трубопроводе, имеют ограждения, исключающие доступ к ним посторонних лиц, и обозначают на поверхности земли предупредительными знаками.

5.3.21 Для измерения давления трубопроводы оснащают устройствами для установки манометров в местах, определенных ПД.

5.3.22 Здания и сооружения объектов трубопроводов два раза в год (весной и осенью) осматривают для выявления дефектов, а также проводят внеочередные осмотры после стихийных бедствий (землетрясения, ураганные ветры, ливни, большие снегопады и т.д.) или аварий. Результаты осмотров оформляют актами.

5.3.23 При появлении в строительных конструкциях трещин, изломов и других повреждений за ними устанавливают наблюдение с помощью маяков, инструментальных измерений и принимают необходимые меры для устранения причин повреждений.

5.3.24 В первый год эксплуатации осуществляют наблюдения за осадкой фундаментов зданий и сооружений. В дальнейшем состояние фундаментов периодически контролируют визуально, при необходимости - инструментальными измерениями.

5.3.25 Трубопроводы и другие коммуникации, проходящие через стены производственных зданий, должны иметь уплотнения, выполненные в соответствии с ПД.

5.3.26 Фундаменты оборудования защищают от воздействия на них масла, газового конденсата и других жидкостей.

5.3.27 Металлические конструкции стен и перегородок защищают от коррозии.

5.3.28 Сигнально-предупредительную и опознавательную окраску трубопроводов и оборудования выполняют и поддерживают в соответствии с

ГОСТ 14202 ,

ГОСТ Р 12.4.026 , а также с учетом требований правил, утвержденных Минэнерго России [

9 ]. Применение алюминиевых и других красок на основе нитролаков на взрывоопасных объектах запрещается.

5.3.29 Для защиты трубопроводов от размыва на склонах оврагов и берегах рек, а также при пересечении крутых склонов, промоин, кюветов и каналов предотвращают сток поверхностных вод вдоль оси трубопровода, в т.ч. с помощью глиняных перемычек, а также рост оврагов и промоин, расположенных в охранной зоне трубопроводов.

Водопропуски трубопроводов, проложенных в насыпях, дамбах, горах, поддерживают в работоспособном состоянии.

Для борьбы с водной эрозией грунтов на ЛЧ трубопроводов и другими опасными геологическими процессами руководствуются указаниями

СП 116.13330 .

5.3.30 В случае обнаружения просадочных и оползневых явлений, пучения грунтов на территории производственных объектов принимают меры по устранению причин, вызвавших эти нарушения, и по ликвидации их последствий.

5.3.31 Площадки, переходы и углубления в помещениях, а также узлы оборудования с перепадом по высоте более 0,75 м оборудуют лестницами с ограждением перилами.

5.3.32 Разливы и утечки транспортируемого продукта на территориях и в помещениях объектов трубопроводов устраняют в соответствии с требованиями постановлений Правительства Российской Федерации [

10 ], [

11 ], правил, утвержденных МЧС России [

12 ], и настоящего стандарта.

5.3.33 Приведение действующих объектов и сооружений магистральных трубопроводов к требованиям настоящего стандарта осуществляют при их реконструкции или техническом перевооружении.

      5.4 Трубопроводная арматура

5.4.1 На ЛЧ трубопроводов и трубопроводах площадных объектов эксплуатируют ТПА, соответствующую требованиям

ГОСТ 12.2.063  и разрешенную к применению в установленном порядке.

5.4.2 ТПА и приводы применяют в строгом соответствии с их назначением в части рабочих параметров, сред, условий эксплуатации и характеристик надежности.

5.4.3 Техническое и методическое руководство эксплуатацией ТПА осуществляют производственные отделы ЭО по направлениям деятельности.

5.4.4 ТО, ремонт и диагностическое обследование ТПА выполняют соответствующие службы/подразделения филиалов ЭО или специализированные организации по утвержденному плану-графику, взаимосвязанному со сроками ремонта основного технологического оборудования.

5.4.5 Установку, монтаж, наладку и эксплуатацию ТПА выполняют в соответствии с требованиями руководства по эксплуатации, перед установкой проводят испытания согласно

ГОСТ Р 56006  с оформлением акта.

5.4.6 ТПА имеет маркировку производителя, нумерацию согласно оперативной технологической схеме, указатели направления потока продукта и положения затвора.

5.4.7 Предохранительную арматуру снабжают биркой с указанием давления срабатывания, даты настройки и даты очередной проверки. ТПА монтируют в соответствии с направлением потока среды, указанным стрелкой на корпусе.

5.4.8 Для управления ТПА применяют приводы различных конструкций и способов управления. Приводы оснащают надписями и обозначениями по управлению ТПА. На ручном (механическом) приводе стрелками обозначают направления "открыто" и "закрыто".

5.4.9 Линейные отключающие краны или задвижки на трубопроводе в районе переходов и опасных участков должны быть оборудованы автоматами аварийного закрытия или телемеханическим управлением с выводом сигнализации на пульт ДС филиала ЭО.

5.4.10 На ограждениях узлов линейной ТПА размещают предупреждающие и запрещающие знаки, технологическую схему данных узлов.

5.4.11 Для смазки, промывки, восстановления герметичности уплотнений в ТПА применяют консистентные смазки, промывочные составы и герметизирующие пасты, разрешенные к применению и соответствующие требованиям производителя ТПА.

5.4.12 Надземную часть ТПА защищают от коррозионного воздействия внешней среды климатически стойким покрытием. Для защиты подземной части от грунтовой коррозии применяют защитное покрытие, соответствующее установленным требованиям.

5.4.13 Приводы для открытия и закрытия ТПА должны быть легкодоступными для эксплуатационного персонала и защищенными от повреждения и управления посторонними лицами.

5.4.14 Перестановку затворов ТПА на трубопроводах, за исключением аварийных случаев, осуществляют с разрешения ДС филиала ЭО.

5.4.15 Работоспособность ТПА проверяют в соответствии с эксплуатационной документацией с оформлением результатов в установленном ЭО порядке.

5.4.16 Территорию крановых площадок защищают от поверхностных вод, планируют и покрывают неткаными материалами (в случае необходимости определяемыми ПД), засыпают твердым сыпучим материалом (гравий, щебень и т.п.), на ограждении вывешивают технологические схемы. Территорию вокруг крановых площадок на расстоянии 5 м от ограждения освобождают от ДКР.

5.4.17 Узлы запуска и приема ВТУ оборудуют постоянными сигнализаторами прохождения ВТУ. Линейную ТПА, узлы запуска и приема ВТУ оборудуют устройствами для установки манометров для измерения давления по обе стороны ТПА. Места установки измерительных приборов должны иметь бирки с надписями технологических позиций приборов.

5.4.18 Объемы, условия хранения, переконсервацию, порядок использования и обновления АЗ ТПА определяют в соответствии с требованиями производителя и НД собственника и (или) ЭО трубопровода.

5.4.19 ТПА с истекшим сроком хранения перед монтажом испытывают на герметичность и работоспособность с оформлением акта, рекомендуемая форма акта приведена в

ГОСТ 33257 .

5.4.20 Перечень технической документации по эксплуатации ТПА включает в себя заводской паспорт (для арматуры диаметром 50 мм и более - на каждую единицу, диаметром менее 50 мм - на партию), руководство по эксплуатации, журнал (формуляр) по техническому обслуживанию и ремонту.

5.4.21 ТПА на трубопроводах открывают медленно во избежание гидравлических ударов. Для открытия и закрытия арматуры запрещается использовать любые удлинители (ломы, крючки, рычаги и т.п.).

      5.5 Подготовка объектов трубопроводов к эксплуатации в осенне-зимний период и в условиях весеннего паводка

5.5.1 Подготовка объектов к эксплуатации в осенне-зимний период является частью работ по обеспечению надежности функционирования трубопроводов. ЭО разрабатывает планы подготовки объектов трубопроводов к эксплуатации в осенне-зимний период и в условиях весеннего паводка. Ответственность за подготовку трубопроводов к работе в осенне-зимний период и в условиях весеннего паводка несут ЭО.

5.5.2 Службы филиала ЭО разрабатывают мероприятия по реализации плана подготовки объектов трубопроводов к эксплуатации в осенне-зимний период и в условиях весеннего паводка. Планы мероприятий согласовывают в установленном порядке с ЭО и утверждают руководством филиала ЭО.

5.5.3 В плане мероприятий по подготовке трубопроводов к эксплуатации в осенне-зимний период и в условиях весеннего паводка предусматривают:

- ревизию и ремонт ТПА со сменой смазки, проверку арматуры на полное открытие и закрытие, покраску;

- проверку на наличие электрического контакта "защитный футляр - труба";

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

- создание необходимого запаса материалов и инструментов на базовых складах и в необходимых местах трассы;

- ремонт и укрепление участков трубопроводов на воздушных и подводных переходах, а также переходы через железные и автомобильные дороги;

- проверку работоспособности и ремонт систем противопожарной защиты;

- перевод на зимнюю эксплуатацию аварийно-ремонтной техники и другие мероприятия, направленные на обеспечение бесперебойного транспортирования продукта в зимний период;

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

- подготовку к эксплуатации систем водо-, тепло- и электроснабжения, аварийного освещения;

- пополнение до нормы запасов ГСМ, в т.ч. зимних сортов и метанола (при необходимости);

- устранение утечек транспортируемого продукта, воды, масла и т.п.;

- подготовку аварийной техники, включая средства передвижения по воде;

- очистку водопропускных, водоотводящих и других сооружений от наносов, снега и льда, при необходимости, устройство водоотводов и водопропусков;

- ремонт ледорезов в местах возможных заторов льда;

- ремонт дорог, мостов и водопропусков через реки и ручьи;

- размещение дежурных постов на особо ответственных участках для своевременного обнаружения угрозы повреждения трубопровода и его сооружений;

- очистку загрязненных продуктом грунтов, утилизацию загрязненного грунта;

- другие мероприятия, направленные на обеспечение бесперебойной работы трубопровода во время осенне-зимнего периода и периода весеннего паводка.

5.5.4 Контроль за готовностью объектов трубопроводов к работе в осенне-зимний период осуществляют комиссии, назначаемые приказами ЭО.

5.5.5 В состав комиссий включают представителей территориального подразделения органа корпоративного (ведомственного) контроля и надзора организации - собственника трубопровода и при необходимости, по согласованию, работников проектных, ремонтных и пусконаладочных организаций.

5.5.6 По результатам проверок выполнения мероприятий подразделениям организации выдают паспорта готовности к эксплуатации в осенне-зимний период и период весеннего паводка.

Паспорт подписывают председатель, члены комиссии и утверждает руководитель ЭО. Лица, подписывающие паспорт готовности, несут ответственность за полное и качественное выполнение всех условий его выдачи.

Паспорт выдают после выполнения установленных требований к техническому состоянию оборудования, коммуникаций, территорий, зданий и сооружений объектов трубопровода.

5.5.7 В случае неполного выполнения филиалом ЭО требований о выдаче паспортов по не зависящим от него причинам вопрос о возможности выдачи паспорта решает ЭО совместно с территориальным подразделением органа корпоративного контроля и надзора организации - собственника трубопровода.

5.5.8 При подготовке систем и линий связи телемеханики к осенне-зимнему периоду и периоду весеннего паводка ЭО и филиалы ЭО обеспечивают:

- устойчивость ВЛ на участках, подверженных осадкам, гололеду, ураганам, путем установки противоветренных и усиленных опор;

- предупреждение обрыва проводов, подверженных вибрации, путем устройства рессорных вязок;

- проверку соответствия установленным требованиям состояния линий связи в районах пересечения или сближения линий связи с различными сооружениями и ЛЭП;

- защиту от проникновения влаги в местах вводов в клеммные коробки;

- очистку от снега сооружений телемеханики;

- отключение электропитания и консервацию систем телемеханики в местах возможного подтопления;

- открытие/закрытие выходов систем вентиляции и кондиционирования.

5.5.9 На всех переходах линий связи через реки необходимо осматривать и приводить в порядок переходные опоры. При наличии кабельных вставок скалывают лед на береговых концах у кабелей и проверяют исправность береговых укреплений.

После вскрытия рек в местах кабельных переходов, находящихся под угрозой разрушения, организуют аварийные посты. Между аварийными постами и ДС обеспечивают постоянную телефонную или радиосвязь.

5.5.10 До начала паводка всю ливнеотводную сеть осматривают и подготавливают к пропуску паводковых вод, проходы для кабелей, труб и другие каналы, расположенные ниже уровня высоких грунтовых вод, закрывают и уплотняют, а откачивающие механизмы проверяют и подготавливают к работе.

5.5.11 Перед наступлением грозового периода проводят измерения сопротивления заземлений на всех кабельных опорах и вводах, проверяют исправность линейных молниеотводов и защитных устройств (разрядников и предохранителей) в кабельных линиях, на вводах.

5.5.12 Филиалы ЭО во время паводка имеют соответствующее метеорологическое и гидрологическое обеспечение (контроль за изменением уровня воды, подвижками льда, силой и направлением ветра, прогноз количества осадков и длительности их выпадения и т.д.) для своевременного принятия мер по обеспечению надежной работы трубопроводов.

5.5.13 Объем и сроки передачи гидрологических и метеорологических прогнозов согласовываются филиалом ЭО с соответствующими органами гидрометеорологической службы.

5.5.14 По завершении паводкового периода осуществляют в течение календарного месяца осмотры трубопроводов, фундаментов зданий и сооружений, территорий производственных площадок объектов трубопроводов с составлением дефектных ведомостей.

      5.6 Организация работ по локализации аварий и инцидентов и ликвидации их последствий

5.6.1 Для организации работ по локализации аварий, инцидентов и ликвидации их последствий филиалы ЭО разрабатывают и утверждают ПЛА. Приказом по филиалу ЭО назначают лиц, ответственных за разработку ПЛА. При разработке ПЛА руководствуются положением, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации [

13 ], и настоящим стандартом.

5.6.2 В ПЛА прорабатывают наиболее вероятные варианты аварий как по видам и масштабам разрушений, так и по характерным местам их возникновения по трассе, в т.ч. на переходах дорог различных типов, возвышенных и пониженных участках трассы и т.п.

5.6.3 ПЛА содержат мероприятия, предусмотренные положением, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации [

13 ], а также:

- виды и места возможных аварий и инцидентов;

- географические и навигационно-гидрологические характеристики территории;

- план действия персонала при обнаружении выхода транспортируемого продукта;

- условия, опасные для людей и окружающей среды;

- перечень должностных лиц организаций и учреждений, которых извещают об аварии, а также порядок их оповещения;

- ориентировочное определение количества выхода продукта из поврежденного участка трубопровода;

- взаимодействие со сторонними организациями по локализации места аварии и ее ликвидации;

- мероприятия по эвакуации людей;

- мероприятия по локализации выхода транспортируемого продукта, предупреждению его разлива на почве и водных объектах, ликвидации последствий аварии (очистке загрязненного грунта и водных объектов, утилизации загрязненного грунта, рекультивации нарушенных земель и т.д.);

- мероприятия по локализации разлива продукта на водных объектах (водных переходах, реках, ручьях, озерах и т.п.), ликвидации последствий аварии и инцидентов (очистка загрязненных продуктом водных объектов, грунта, утилизация загрязненного грунта, рекультивация нарушенных при аварии земель и т.д.);

- мероприятия по обеспечению охраны труда, промышленной и пожарной безопасности;

- мероприятия по пожаротушению в случае загорания продуктов;

- места нахождения средств ликвидации аварий;

- распределение обязанностей между руководителями и отдельными лицами, участвующими в ликвидации аварии и инцидентов.

5.6.4 ПЛА разрабатывают для различных вариантов с учетом местных условий, мощностей и средств (механизмов), имеющихся в распоряжении данной ЛЭС и АВП.

5.6.5 ПЛА пересматриваются комиссией филиала ЭО с периодичностью, установленной положением, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации [

13 ]. При пересмотре ПЛА учитывают выявленные недостатки, изменения в оснащении аварийных бригад, анализ происшедших аварий и опыт их ликвидации на данном или аналогичном трубопроводе. Утверждение пересмотренных ПЛА производит главный инженер ЭО.

5.6.6 Ознакомление работников с ПЛА проводят под их роспись.

5.6.7 В помещении диспетчерской объекта трубопровода размещают схему оповещения при аварии, пожаре, инциденте, несчастном случае на объекте. Оповещение лиц, указанных в схеме оповещения, осуществляют с использованием автоматизированной системы оповещения об аварийных ситуациях.

5.6.8 Полные экземпляры ПЛА находятся у главного инженера (технического руководителя) филиала ЭО, ДС, в отделе охраны труда и промышленной безопасности филиала ЭО, в распоряжении аварийной бригады ЛЭС.

5.6.9 В филиале ЭО для принятия оперативных мер по предупреждению и ликвидации аварии, инцидента утверждают:

- порядок оповещения об авариях, инциденте, пожаре;

- порядок сбора аварийной бригады и выезда к месту аварий;

- перечень необходимых для ликвидации аварий транспортных средств, оборудования, инструмента, материалов, средств связи, пожаротушения, СИЗ.

5.6.10 Персонал филиалов ЭО при авариях и инцидентах на объектах трубопроводов обязан:

- сообщить диспетчеру филиала ЭО сведения о происшествии;

- выполнить действия согласно ПЛА;

- принять меры по локализации места аварии, обеспечению нормальной работы исправного оборудования;

- осуществить необходимые действия по поддержанию заданного режима работы объектов трубопроводов.

5.6.11 Об авариях на объектах трубопроводов ЭО извещает собственника трубопровода, страховую организацию и другие организации согласно

ГОСТ Р 56091 , порядку, утвержденному Ростехнадзором [

14 ] и требованиями собственника трубопровода.

5.6.12 Идентификацию происшествий (отнесение к авариям или инцидентам), установление причин и характера их возникновения, а также учет происшествий на объектах трубопроводов выполняют согласно

ГОСТ Р 56091 .

5.6.13 Аварии, пожары, инциденты расследуют в соответствии с

федеральным законом  [5] и порядком, утвержденным Ростехнадзором

[14] .

5.6.14 Расследование несчастных случаев на объектах трубопроводов проводят в соответствии с требованиями положения, утвержденного Министерством труда и социального развития Российской Федерации [

15 ], и

ГОСТ Р 56091 .

5.6.15 Материалы расследования причин аварий, пожаров, инцидентов хранят в соответствии с порядком, определенным организацией - собственником трубопровода.

5.6.16 Определение аварийного участка объекта трубопровода и его локализацию производят ДС филиалов ЭО с применением средств телемеханики, систем обнаружения утечек или направляя аварийные бригады на место инцидента.

5.6.17 Руководство работами по ликвидации последствий аварии осуществляет назначенное приказом ЭО ответственное лицо (руководитель, технический руководитель, заместитель руководителя филиала ЭО, представитель ЭО).

5.6.18 Работы по ликвидации аварий на трубопроводах выполняют аварийные бригады ЛЭС филиалов ЭО и АВП с учетом положений федеральных норм и правил, утвержденных Ростехнадзором [

16 ].

5.6.19 Задачи персонала ЭО и филиалов ЭО при возникновении аварии:

- оповещение, сбор и выезд аварийных бригад;

- принятие необходимых мер по организации оптимального режима работы объектов трубопровода;

- принятие необходимых мер по предотвращению нахождения в зоне аварии лиц, не задействованных в работах по ее ликвидации;

- обеспечение безопасности близлежащих транспортных коммуникаций и мест их пересечений с трубопроводом, а также гражданских и промышленных объектов на основе ПЛА, в котором конкретизирована расстановка постов охраны места аварии, участки, обозначаемые сигнальной лентой, места установки предупредительных знаков и т.д.

5.6.20 При обнаружении утечки с непрерывным выходом продукта обходчиком (лицом, обследовавшим трассу) принимаются меры по скорейшему оповещению ДС филиала ЭО (руководства подразделения), по предварительной оценке размеров загазованной зоны, опасности для населенных пунктов и других объектов. В случае аварии с выходом продукта вблизи населенного пункта, дороги или водной артерии линейный обходчик с целью предупреждения несчастных случаев до прибытия аварийной бригады обязан в зависимости от ситуации и по возможности:

- выставить знаки, запрещающие въезд транспорта в опасную зону;

- предупредить администрацию близлежащего населенного пункта об опасности и соблюдении правил безопасности;

- находиться около поврежденного участка трубопровода (вне загазованной зоны, с учетом направления ветра) до прибытия ремонтно-восстановительной бригады или АВП.

5.6.21 Дежурный персонал наряду с руководством несет ответственность за проведение работ по ликвидации аварии, принимает решения и осуществляет мероприятия по восстановлению нормальных условий эксплуатации согласно ПЛА.

Приемку и сдачу смены во время локализации аварии запрещают. При пуске, переключении и остановках оборудования приемку и сдачу смены допускают только с разрешения руководителя работ по ликвидации аварии.

5.6.22 В необходимых случаях по распоряжению руководства ЭО для ликвидации аварий привлекают ЛЭС других филиалов ЭО. ЭО предусматривает в договорах подряда возможность привлечения персонала и техники специализированных организаций, выполняющих плановые работы на объектах трубопроводов, для ликвидации последствий аварий и инцидентов.

5.6.23 Начальник ЛЭС, получив сообщение об аварии, обеспечивает подготовку службы ЛЭС (аварийных бригад, техники и т.д.), начальник АВП - подготовку АВП к выезду на место аварии в течение времени, установленного в планах выполнения аварийных работ.

5.6.24 Выезд аварийной бригады при аварии (инциденте) на ЛЧ трубопровода производят без оформления приказа и разового разрешения при условии согласования времени выезда и начала работ с руководством или ДС филиала ЭО.

5.6.25 Время (продолжительность) сбора аварийных бригад в рабочее и нерабочее время устанавливает ЭО и отражает в ПЛА.

5.6.26 Персонал, прибывший к месту аварии или инцидента на ЛЧ трубопроводов, обязан:

- уточнить место и характер повреждений;

- сообщить диспетчеру филиала ЭО о месте и ориентировочных размерах повреждений, возможности подъездов и проездов, наличии и состоянии расположенных в непосредственной близости ЛЭП, нефтепродуктопроводов, железных и автомобильных дорог и другие необходимые сведения.

5.6.27 Диспетчер филиала ЭО, независимо от присутствия во время локализации и ликвидации аварии руководства филиала ЭО (начальник, главный инженер или заместитель начальника филиала ЭО), если старший по должности не принял руководство локализацией и ликвидацией аварии на себя, принимает решения и осуществляет мероприятия по восстановлению нормальных условий эксплуатации трубопровода согласно ПЛА.

5.6.28 В случае неправильных действий диспетчера, не соответствующих ПЛА и способных осложнить ситуацию, руководство филиала ЭО обязано вмешаться в ход ликвидации аварии, вплоть до отстранения диспетчера, принимая на себя руководство и ответственность за дальнейший ход локализации и ликвидации аварии. Порядок отстранения диспетчера устанавливают на уровне документов собственника трубопровода или ЭО в зависимости от организационной структуры.

5.6.29 В том случае, когда до выезда на место ремонтной бригады не удалось отключить аварийный участок, руководитель аварийно-восстановительных работ принимает меры по закрытию ТПА на линейных узлах по обе стороны от места аварии, начиная со стороны высокого давления по согласованию с диспетчером филиала ЭО.

5.6.30 ТПА не перекрывают, если руководитель аварийно-восстановительных работ после осмотра места отказа установит, что неисправность не создала угрозы к возникновению опасной утечки продукта и имеется возможность устранения утечки без производства огневых работ путем установки герметизирующей или усиливающей конструкции.

5.6.31 К ликвидации последствий аварии приступают после ее локализации, организации устойчивой телефонной или радиосвязи с соседними участками ЛЭС, получения сообщений об организации постов на ТПА, отключающей аварийный участок от действующего трубопровода, и выполнения дополнительных мер по предотвращению ошибочной или самопроизвольной ее перестановки. При этом отключают все автоматы-отключения, снимают штурвалы и рычаги ручного управления гидроприводами арматуры, о чем делают запись в вахтенном журнале. На арматуре вывешивают таблички "Не открывать, работают люди".

5.6.32 При оперативной ликвидации повреждений трубопроводов, связанных с утечками жидкости и не требующих немедленного отключения поврежденного участка, стремятся к использованию безогневых методов ремонта (наложение бандажей, герметизирующих и усиливающих конструкций и т.п.), данные виды ремонта выполняют в соответствии с требованиями собственника трубопровода или ЭО с последующим ремонтом трубопровода. Допустимую продолжительность эксплуатации трубопровода с установленными временными ремонтными конструкциями определяют документами, регламентирующими соответствующие методы ремонта, и требованиями собственника трубопровода или ЭО.

5.6.33 Руководитель аварийно-восстановительных работ информирует ДС филиала ЭО о ходе аварийно-восстановительных работ и обо всех изменениях обстановки в районе обнаружения аварийного участка трубопровода.

5.6.34 При подъезде ремонтной бригады на расстояние 500 м к поврежденному участку трубопровода, далее - непосредственно к месту отказа, звено разведки, оснащенное приборами для измерения содержания паров продукта в воздухе, направляется пешком с использованием воздушных дыхательных аппаратов.

Транспорт и механизмы могут двигаться следом за бригадой с интервалом не менее 200 м при аварии на трубопроводе, транспортирующем нестабильный продукт, и не менее 100 м при аварии на трубопроводе, транспортирующем стабильный продукт. Продвижение возможно до тех пор, пока бригада разведки не обнаружит в воздухе пары вытекающего продукта, содержание которых превышает 20% от НКПР. Если ветер направлен от паросодержащей зоны в сторону этих механизмов, их отводят на безопасное расстояние.

Бригада путем измерений определяет границы паросодержащей зоны и устанавливает соответствующие знаки на этой границе.

Все средства транспорта и механизмы, находящиеся в распоряжении ремонтной бригады, размещают с наветренной стороны указанной зоны не ближе 100 м от ее границ так, чтобы в случае необходимости обеспечить возможность их вывода из опасной зоны. По пути их движения ремонтная бригада проводит забор проб воздуха на загазованность.

5.6.35 Механизмы и транспортно-технические средства, используемые при производстве аварийно-восстановительных работ в зоне аварии, отвечают следующим требованиям:

- землеройные машины, бульдозеры, автомобили, тракторы и т.п. имеют исправные электропроводку и искропламягасители;

- насосы, вентиляторы, освещение и т.п. выполняют во взрывобезопасном исполнении;

- исправность электропроводки и наличие искропламягасителей проверяют перед выездом в район аварии.

5.6.36 После определения характера отказа и принятия решения о способе его ликвидации работы продолжают согласно ПЛА с учетом сложившейся обстановки.

5.6.37 При необходимости проведения огневых работ до их начала следует оформить наряд-допуск по установленной форме.

5.6.38 Работы, связанные с ликвидацией последствий аварий, выполняют с соблюдением настоящего стандарта, а также требований промышленной и пожарной безопасности, правил, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации [

17 ], постановления Правительства Российской Федерации [

10 ].

5.6.39 Руководство работами по ликвидации инцидентов осуществляет ответственный руководитель работ, назначаемый приказом по филиалу ЭО.

      6 Линейная часть

      6.1 Общие требования

6.1.1 В состав ЛЧ трубопроводов входят:

- трубопроводы с лупингами, перемычками, ТПА;

- переходы через естественные и искусственные препятствия;

- узлы подключения НС (при их наличии);

- устройства ввода ингибиторов гидратообразования, коррозии, парафиноотложения (при необходимости);

- узлы запуска и приема ВТУ;

- система линейной телемеханики;

- СОУ;

- линии и сооружения оперативно-технологической и диспетчерской связи;

- система защиты от коррозии.

6.1.2 Эффективность и надежность эксплуатации ЛЧ трубопроводов обеспечивают следующими мероприятиями:

- первичным и периодическим ВТД;

- регулярным контролем состояния ЛЧ трубопроводов, осмотрами и обследованиями с использованием технических средств;

- поддержанием элементов ЛЧ трубопроводов в надлежащем состоянии за счет своевременного выполнения ТОиР;

- поддержанием максимально возможной гидравлической эффективности;

- своевременной модернизацией и заменой морально устаревшего или изношенного оборудования;

- соблюдением требований к охранной зоне и зоне минимально допустимых расстояний до населенных пунктов, зданий и сооружений;

- своевременным предупреждением и ликвидацией последствий аварий и инцидентов;

- уведомлением руководителей промышленных организаций и администрации населенных пунктов о местонахождении трубопроводов и мерах безопасности, а также разработкой планов взаимодействия с соответствующими организациями во время аварийной ситуации на трубопроводе.

6.1.3 Выполнение профилактических мероприятий и ремонтов, обеспечивающих безопасность и работоспособность трубопроводов, содержание в надлежащем состоянии оборудования, предупреждение и ликвидацию аварий на трубопроводе возлагают на ЛЭС филиалов ЭО.

6.1.4 В состав работ по эксплуатации ЛЧ трубопроводов, выполняемых ЛЭС, входят:

- периодический осмотр поверхности грунта вдоль трассы трубопроводов и их сооружений для выявления утечек продукта и других неисправностей;

- ТО и текущий ремонт трубопроводов, а также ликвидация аварий и их последствий (очистка загрязненного продуктом грунта, утилизация загрязненного грунта, рекультивация нарушенных при аварии земель и т.д.);

- контроль за состоянием переходов через естественные и искусственные препятствия;

- врезка в трубопроводы отводов для подключения новых объектов, реконструкция узлов переключения, устройств перемычек и т.п.;

- содержание сооружений, трассы и охранной зоны трубопроводов в состоянии, отвечающем установленным требованиям;

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

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

- проведение в установленные графиком сроки учебно-тренировочных занятий с отработкой технологии ликвидации аварий в целях готовности техники и персонала к выполнению таких работ;

- проведение мероприятий по подготовке трубопроводов к паводку и работе в осенне-зимний период;

- подготовка к эксплуатации и заполнению продуктом вновь вводимых и очистка внутренней полости действующих трубопроводов.

6.1.5 В целях обеспечения нормальных условий эксплуатации и требуемого уровня технического состояния отдельных узлов, элементов, участков трубопроводов выполняют комплекс работ по ТО, техническому диагностированию и ремонту трубопроводов. Собственник трубопровода может устанавливать дополнительные требования к выполнению указанных работ.

6.1.6 Программы и методики диагностических обследований с применением технических средств и оборудования разрабатывают ЭО или специализированные организации с последующим согласованием с ЭО.

Результаты диагностических обследований оформляют актами (отчетами).

6.1.7 Целями диагностических обследований являются:

- определение технического состояния отдельных узлов, участков трубопровода, его элементов;

- выявление свищей и утечек, коррозионных и эрозионных повреждений, трещин и других дефектов металла;

- измерение механических напряжений металла, деформаций и перемещений участков трубопроводов;

- оценка состояния опор, креплений и других конструктивных элементов воздушных переходов, узлов пуска и приема очистных и диагностических устройств и т.п.;

- определение технического состояния подводных переходов;

- определение глубины заложения подземных трубопроводов;

- оценка гидравлической эффективности, определение местных гидравлических сопротивлений;

- электрометрическое обследование и шурфование с визуальной и инструментальной оценками состояния защитного покрытия и металла трубы.

6.1.8 Периодичность диагностических обследований, шурфования, электрометрических обследований объектов ЛЧ трубопроводов устанавливает ЭО с учетом их технического состояния в соответствии с требованиями НД собственника трубопровода и ЭО. В части противокоррозионной защиты ЭО устанавливает периодичность обследований ЛЧ трубопроводов в соответствии с

ГОСТ Р 51164  и НД собственника трубопровода.

6.1.9 Периодичность проведения ВТД определяют в зависимости от технического состояния трубопровода, но не реже:

- для транспортирующего продукт, относящийся к коррозионной среде, - одного раза в пять лет;

- для транспортирующего продукт, не относящийся к коррозионной среде при наличии на диагностируемом участке трубопровода зон ВКО, - одного раза в пять лет;

- для остальных - одного раза в десять лет.

Примечание - При наличии на участках трубопроводов, транспортирующих продукты, относящиеся к коррозионным средам зон ВКО, рекомендуемая периодичность обследований - не реже одного раза в три года.

6.1.10 Диагностические обследования выполняют с применением технических средств, оборудования и по технологиям, прошедшим аттестацию и разрешенным в установленном порядке к применению на объектах трубопроводов.

6.1.11 Проезд техники через трубопроводы при проведении работ на трассе допускается только по специально оборудованным переездам, сведения о которых включены в паспорт участка трубопровода. Переезд техники в необорудованных местах запрещен.

6.1.12 Воздушные переходы трубопроводов через естественные препятствия имеют единую нумерацию, которую указывают в технических паспортах на магистральные трубопроводы.

Ежегодно необходимо выполнять нивелировку переходов трубопровода и техническое освидетельствование строительных конструкций, опор, траверс. Для мостовых, вантовых и других сложных переходов разрабатывают индивидуальные инструкции по их обслуживанию и ремонту, подготавливают технический персонал для выполнения подобных работ.

      6.2 Оформление линейной части

6.2.1 ЛЧ трубопроводов обозначают на местности знаками закрепления, которые приведены в Е.1 приложения Е на прямых участках в пределах видимости, но не реже, чем через 1000 м, а также на углах поворота трубопроводов в горизонтальной плоскости. На многониточных трубопроводах обозначают каждую нитку. Знаки закрепления устанавливают по данным геодезического позиционирования, на знаках наносят сквозной километраж по титульному наименованию трубопровода.

6.2.2 Знаки устанавливают на столбиках высотой от 1,5 до 2,0 м. Для установки знаков можно использовать КИП катодной защиты ЭХЗ, опоры высоковольтных линий электропередачи. Столбики окрашивают в оранжевый или ярко-желтый цвет, в случае установки знаков на опоры ЛЭП ее окрашивают в соответствующий цвет до высоты установки знака.

На землях сельскохозяйственного использования знаки устанавливают только на границах полей, лесопосадок.

6.2.3 В местах пересечения трубопроводов с железными дорогами всех категорий устанавливают знак "Осторожно! Конденсатопродуктопровод", который приведен в Е.2 приложения Е, с автомобильными дорогами всех категорий - знак "Осторожно! Конденсатопродуктопровод", который приведен в Е.2 приложения Е, и знак "Остановка запрещена" в соответствии с

ГОСТ Р 52289 .

6.2.4 На многониточных переходах обозначают крайние трубопроводы с обеих сторон автомобильных и железных дорог.

Установку соответствующих дорожных знаков в местах пересечения трубопровода с автомобильными и железными дорогами обеспечивает ЭО.

6.2.5 Границы зон обслуживания трубопроводов между ЭО, а также между филиалами ЭО обозначают знаком закрепления границ зон обслуживания, который приведен в Е.3 приложения Е.

6.2.6 Установку знаков обозначения трубопроводов оформляют актами собственника трубопровода или ЭО.

6.2.7 Переходы трубопроводов через водные преграды на обоих берегах и места пересечения трубопроводов с другими надземными и подземными коммуникациями обозначают знаками закрепления и "Осторожно! Конденсатопродуктопровод", которые приведены в Е.1, Е.2 приложения Е.

6.2.8 На обоих берегах судоходных рек и водоемов на расстоянии 100 м выше и ниже по течению от крайних трубопроводов подводного перехода устанавливают запрещающий знак "Якоря не бросать" и сигнальные огни в соответствии с правилами [

7 ], утвержденными Минтопэнерго России, и требованиями

ГОСТ 26600 .

6.2.9 Надземные переходы оборудуют конструкциями, исключающими перемещение посторонних лиц вдоль трассы трубопровода, и устанавливают на них знаки "Осторожно! Конденсатопродуктопровод" и "Конденсатопродуктопровод. Вход запрещен", которые приведены в Е.2, Е.4 приложения Е.

6.2.10 На наружной стороне ограждений узлов ТПА, узлов запуска и приема ВТУ, амбаров для сбора конденсата, других площадочных объектов ЛЧ устанавливают знак "Конденсатопродуктопровод. Вход запрещен", который приведен в Е.4 приложения Е, а также информационную табличку с указанием ЭО, филиала ЭО и телефона филиала ЭО, которая приведена в Е.5 приложения Е, и знак "Запрещается пользоваться открытым огнем и курить", который приведен в Е.6 приложения Е.

6.2.11 Предупреждающие и информационные знаки устанавливают согласно

ГОСТ Р 12.4.026 .

6.2.12 Дома линейных обходчиков и аварийные машины ЛЭС укомплектовывают знаками и средствами для временного обозначения мест утечек, ремонтируемых и аварийных участков трубопроводов, в т.ч. знаком, который приведен в Е.7 приложения Е.

6.2.13 В местах неорганизованных переездов через трубопроводы устанавливают знак "Конденсатопродуктопровод. Переезд запрещен", который приведен в Е.8 приложения Е.

      6.3 Техническое обслуживание

6.3.1 ТО элементов ЛЧ трубопроводов осуществляют ЛЭС и другие службы филиалов ЭО. Руководство ТО и ремонтом осуществляет производственный отдел по эксплуатации трубопроводов ЭО.

6.3.2 Филиал ЭО, обслуживающий ЛЧ трубопроводов, осуществляет:

- периодический осмотр трубопроводов, элементов и сооружений ЛЧ (переходов через искусственные и естественные препятствия и пр.) для выявления утечек, неисправностей и т.д.;

- содержание в соответствии с НД трассы, охранной зоны и сооружений;

- поддержание в работоспособном состоянии аварийной техники, механизмов, приспособлений, их своевременное пополнение;

- подготовку трубопроводов к эксплуатации в осенне-зимний период и в условиях весеннего паводка;

- содержание в работоспособном состоянии вертолетных площадок.

6.3.3 Сроки проведения осмотров ЛЧ трубопроводов, их периодичность и объемы устанавливают графиком, разработанным в филиале ЭО и утвержденным руководством ЭО исходя из конкретных условий эксплуатации, технического состояния трубопровода, типов грунтов, геологических условий, внутреннего давления в трубопроводе, коррозионной агрессивности грунтов, наличия блуждающих токов, характера местности, времени года, а также видов патрулирования или их комбинаций и т.д.

ЭО обеспечивает осмотр трассы трубопровода по всей протяженности.

6.3.4 Периодические визуальные осмотры трассы, линейных сооружений, охранной зоны трубопровода, а также переходов через автомобильные, железные дороги и реки, наиболее опасные участки трассы, в т.ч. расположенные на расстояниях возможного воздействия опасных поражающих факторов при авариях на МТ и (или) на более высоких отметках рельефа местности относительно объектов организаций и (или) населенных пунктов, производят линейные обходчики или бригады, снабженные транспортом повышенной проходимости, по программам и графикам, утверждаемым руководством филиала ЭО, но не реже одного раза в месяц.

6.3.5 Обследование переходов через железные и автомобильные дороги всех категорий, где глубина промерзания ниже глубины заложения трубопровода, проводят не реже одного раза в год после схода снежного покрова, с проверкой содержания паров углеводородов в пространстве между трубопроводом и защитным кожухом.

6.3.6 На переходах через железные и автомобильные дороги ежегодно проводят проверку на наличие электроконтакта "патрон - труба".

6.3.7 Сроки осмотра трубопроводов пересматривают с учетом изменения условий эксплуатации. Осмотры выполняют с использованием транспортных средств - авиа-, автомобильного транспорта - или пешим обходом. Способы осмотров устанавливает руководство филиала ЭО.

6.3.8 При анализе текущего состояния трубопровода с точки зрения обеспечения нормальных условий его эксплуатации руководствуются прежде всего показаниями автоматических систем обнаружения и сигнализации утечек продукта по трассе и (или) данными диспетчерского контроля гидравлического состояния трубопровода.

6.3.9 При отсутствии на трассе систем автоматического обнаружения и (или) контроля утечек продукта необходимо обеспечить обследование наиболее опасных участков трассы трубопроводов, расположенных вблизи населенных пунктов, промышленных предприятий, пересечения железных и автомобильных дорог, переходов через водные преграды с помощью переносных газоанализаторов.

6.3.10 Границы опасных участков определяют в каждом конкретном случае с учетом рельефа местности, климатических и других условий. Размеры данных участков должны быть не менее величины проекции границ объекта, находящегося на минимальном расстоянии, на ось трубопровода плюс удвоенное минимальное расстояние от оси трубопровода до объекта.

6.3.11 При плановом осмотре проверяют:

- охранную зону и зону минимально допустимых расстояний;

- переходы через естественные и искусственные препятствия;

- узлы ТПА и площадки складирования АЗТ;

- узлы приема и запуска ВТУ;

- вдольтрассовые проезды, подъезды к трубопроводам, вертолетные площадки, мосты, дамбы, переезды через трубопровод, водопропускные и другие сооружения;

- линии и объекты энергоснабжения ЭХЗ и связи;

- знаки обозначения трассы и КИП;

- предупредительные знаки на пересечениях с автомобильными, железными дорогами, водными и другими преградами;

- пересечения трубопроводов с коммуникациями сторонних организаций (ЛЭП, нефтепродуктопроводы и т.п.).

6.3.12 Цели осмотра:

- определение технического состояния оборудования и коммуникаций;

- обнаружение нарушений требований настоящего стандарта и правил [

7 ], утвержденных Минтопэнерго России;

- выявление утечек, неполадок, повреждений и отказов;

- выявление несанкционированных работ в охранной зоне трубопроводов;

- выявление несанкционированных врезок в трубопровод;

- выявление отказов, неполадок и нарушений нормальной эксплуатации близлежащих и пересекаемых трубопроводом сооружений и объектов, угрожающих целостности или нормальной эксплуатации трубопровода.

6.3.13 Участки трубопроводов, расположенные на пересечениях с автомобильными и железными дорогами, вблизи объектов, расположенных в зоне минимальных расстояний, подлежат обследованию на предмет обнаружения утечек не реже одного раза в квартал.

6.3.14 При проведении обследований (осмотров) трубопроводов, проложенных через автомобильные и железные дороги в защитных футлярах (кожухах), при наличии вытяжной свечи проводят оперативный анализ воздушной среды из межтрубного пространства с помощью переносного газоанализатора на наличие углеводородов не реже одного раза в квартал. По решению руководства ЭО (филиал ЭО) с учетом технического состояния трубопровода изменяют периодичность измерений.

6.3.15 Техническое состояние опор, креплений, оснований фундаментов и других конструктивных элементов, мест входа трубопровода в грунт или выхода из грунта на воздушных переходах, на НС, узлах запуска и приема очистных устройств и других объектах трубопроводов определяют в соответствии с требованиями настоящего стандарта и НД.

На воздушных переходах обследования выполняют трижды: весной - после паводка, летом - в период максимальных температур воздуха и зимой - при минимальных температурах воздуха.

6.3.16 Контроль фактической глубины заложения трубопровода проводят через каждые 500 м и в характерных точках (низины, овраги и т.д.):

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

- на пахотных землях - один раз в год перед весенними посевными работами.

На участках с глубиной заложения трубопровода менее 0,8 м до верхней образующей предусматривают и выполняют дополнительные меры по обеспечению сохранности трубопровода.

Оголение трубопроводов и их провисание не допускается. В этих случаях участок трубопровода подвергают капитальному ремонту.

6.3.17 Проверку глубины заложения трубопроводов в местах возможного изменения рельефа (при оползнях, размывах, просадках, эрозии грунтов, в подвижных песках, дамбах и т.д.) проводят периодически согласно утвержденному графику.

Обследование трубопроводов, проложенных в горной местности, включает осмотр трубопроводов вблизи оползневых мест и особенно компенсаторов.

Участки трубопроводов, проложенные в подвижных песках и дамбах, обследуют один раз в год.

В ходе обследований проверяют водопропускные сооружения и устройства, периодически подтопляемые территории, прилегающие к трубопроводам, состояние откосов, берегоукрепления, каменных набросов и облицовок в местах переходов и пересечений с водными преградами и оврагами, места возможных размывов.

6.3.18 Обнаруженные при осмотре нарушения, повреждения и отказы регистрируют в журнале осмотра ЛЧ трубопровода. Осмотр прекращают и принимают немедленные меры (оповещение ДС и др.) с целью предотвращения аварии при обнаружении повреждений, характер и размеры которых, по оценке лица, выполняющего осмотр, могут приводить к аварии.

6.3.19 При обнаружении утечек, а также других нарушений технического состояния трубопровода вблизи населенных пунктов, переходов и т.п.обходчик руководствуется требованиями настоящего стандарта с учетом положений федеральных норм и правил, утвержденных Ростехнадзором [

18 ].

6.3.20 Обо всех обнаруженных утечках продукта немедленно сообщают диспетчеру филиала ЭО. При этом немедленно принимают меры по определению места и характера утечки, обеспечению необходимых мер безопасности (отключение поврежденного участка, установка знаков, ограждений, охранных постов, а в необходимых случаях - остановка движения на железной или шоссейной дороге и т.п.), контроль загазованности местности и ликвидацию утечки в кратчайший (по согласованию с предприятием) срок.

6.3.21 Персонал, осуществляющий осмотр трассы трубопровода (обходчик), оснащают необходимыми переносными приборами контроля наличия паров углеводородов в воздухе и средствами связи для оперативного сообщения на ДП о выявленной опасности. Техническое оснащение обходчика средствами связи устанавливает ЭО с учетом возможностей использования средств связи общего и специального назначения.

      6.4 Техническое диагностирование

6.4.1 Техническое диагностирование трубопроводов осуществляют на протяжении всего жизненного цикла до вывода объекта из эксплуатации (за исключением периода ликвидации).

6.4.2 В ЭО работы по техническому диагностированию ЛЧ трубопроводов возлагают на ПОЭ, которое организует их выполнение в соответствии с НД по техническому диагностированию трубопроводов.

6.4.3 Основными задачами ПОЭ в области технического диагностирования ЛЧ трубопроводов являются:

- планирование работ по техническому диагностированию ЛЧ трубопроводов;

- организация подготовки ЛЧ трубопровода к проведению диагностических обследований;

- обеспечение безопасного проведения работ при техническом диагностировании ЛЧ трубопроводов;

- контроль выполнения диагностических обследований;

- анализ технического состояния ЛЧ трубопровода и разработка предложений по ремонту и реконструкции по результатам диагностических обследований;

- учет и хранение результатов диагностических обследований в корпоративной базе данных.

6.4.4 Для контроля технического состояния ЛЧ трубопроводов применяют следующие основные виды работ по техническому диагностированию:

- первичное и периодическое ВТД в объемах, устанавливаемых НД собственника трубопровода или ЭО;

- наземные обследования с применением транспортных средств, пеших обходов, специальных обследований;

- обследование трубопроводов в шурфах;

- электрометрическое обследование;

- аэрокосмическое обследование трубопровода;

- геодезическое позиционирование трубопровода;

- водолазное, гидроакустическое, телевизионное и иные методы обследования подводных переходов, включая резервные нитки;

- радиолокационное обследование трассы трубопровода с применением георадаров;

- воздушное патрулирование с применением лазерных комплексов обнаружения утечек продукта, в т.ч. с применением беспилотных летательных аппаратов;

- обследование трубопроводов с приложением контрольных нагрузок;

- другие виды работ.

В качестве основных видов и методов контроля используют:

- акустический;

- магнитный;

- оптический;

- электромагнитный;

- электрометрический;

- радиографический;

- тензометрический;

- другие виды и методы неразрушающего контроля.

6.4.5 Работы по техническому диагностированию ЛЧ трубопроводов проводят на основании планов проведения диагностических обследований.

6.4.6 При составлении проектов планов проведения диагностических обследований ЛЧ трубопроводов и установлении сроков их проведения, периодичности и объемов ЭО учитывают:

- категорию, конструкционные особенности и срок эксплуатации участков трубопровода;

- наличие нарушений охранных зон прохождения трубопровода;

- наличие и характер отказов в период эксплуатации;

- особенности района расположения;

- наличие участков трубопровода, относящихся к потенциально опасным и особо ответственным, сложным для диагностирования;

- результаты предыдущих диагностических обследований участков трубопровода.

6.4.7 По результатам диагностических работ в зависимости от технического состояния объекта трубопровода ЭО принимает решение о режиме его эксплуатации, необходимости проведения, сроках и объемах ремонтных работ.

6.4.8 Работники специализированной организации и ЭО, привлекаемые к диагностированию ЛЧ трубопровода, проходят все виды инструктажей (вводный, первичный, целевой) с обязательным рассмотрением особенностей конкретного участка трубопровода.

6.4.9 В случае выявления при проведении диагностических работ на ЛЧ трубопровода дефектов, параметры которых соответствуют переходу трубопровода в расчетное предельное состояние, специализированная организация незамедлительно сообщает об этом ЭО для принятия мер по их устранению.

6.4.10 Специалисты ЭО в присутствии представителей специализированной организации могут осуществить проверку достоверности полученных результатов и освидетельствование дефектных мест с использованием других аттестованных средств и технологий технического диагностирования и неразрушающего контроля трубопроводов.

6.4.11 Работы по техническому диагностированию выполняют с использованием средств и технологий диагностирования и неразрушающего контроля, разрешенных в установленном порядке к проведению работ на трубопроводах.

      6.5 Ремонт

6.5.1 По результатам обследований трубопроводов и элементов ЛЧ ЛЭС соответствующих филиалов ЭО составляют графики выполнения ремонтных работ. Работы, требующие отключения участков трубопроводов, планируют ЭО по заявкам подразделений в составе комплекса ремонтных работ.

6.5.2 Необходимость выполнения ремонта ЛЧ трубопроводов и их участков, объемы и сроки определяет ЭО по результатам осмотра, обследований, прогнозируемым режимам транспортирования продуктов, установленным разрешенным рабочим давлениям, анализа эксплуатационной надежности, а также с учетом местных условий и требований безопасности.

6.5.3 Все ремонтные работы на объектах трубопроводов, кроме аварийных, выполняют по заранее разработанному плану, утвержденному руководством ЭО. Одновременно с этим приказом ЭО назначают лиц, ответственных за организацию и проведение подготовительных и собственно ремонтных работ. Объемы ремонтных работ устанавливают на основании данных, полученных при проведении обследований места проведения работ.

6.5.4 Основные объемы ремонтных работ производят после проведения подготовительных мероприятий, в результате которых сводят до минимума газоопасные и огневые работы в условиях взрывоопасности, а также сокращают перерывы по перекачке продукта.

6.5.5 Ремонтные работы, связанные с врезкой отводов, лупингов, текущего ремонта на действующих трубопроводах, проводят в соответствии с требованиями федеральных норм и правил, утвержденных Ростехнадзором [

16 ], ведомственных строительных норм Мингазпрома СССР [

8 ], [

19 ], настоящего стандарта, инструкции, утвержденной Заместителем Министра нефтеперерабатывающей промышленности [20] и НД собственника трубопровода.

6.5.6 Ремонтные работы подразделяют:

- на плановые - ремонт трубопроводов, выполняемый в установленном порядке в соответствии с программами и планами-графиками, утвержденными собственником трубопровода или ЭО;

- внеплановые - ремонт трубопроводов по техническому состоянию в целях предотвращения отказов ЛЧ;

- аварийно-восстановительные - устранение последствий аварий, инцидентов.

6.5.7 Филиалы ЭО формируют предложения для составления годовых планов-графиков выполнения текущего ремонта, которые представляют в ЭО. Итоговые планы выполнения текущего ремонта утверждают ЭО.

6.5.8 Вывод участков трубопроводов в ремонт осуществляет филиал ЭО при наличии ПД или дефектной ведомости, договора (при выполнении работ специализированными организациями) и(или) плана производства работ (технологических карт), организованного строительного контроля при ведении ремонтных работ, полной комплектации или графика поставки материально-технических ресурсов.

6.5.9 В планы-графики текущего ремонта в течение календарного года вносят дополнения по результатам выполненных осмотров и обследований.

Сокращение объемов работ, предусмотренных утвержденным планом текущего ремонта, допускается только по согласованию с ЭО.

6.5.10 К работам по текущему ремонту относят:

- восстановление обозначения трасс трубопроводов;

- ремонт защитных покрытий на участках трубопровода протяженностью не более 500 м, в т.ч. ремонт защитного покрытия в месте выхода трубопровода из грунта на расстоянии не более 1,5 м по обе стороны от границы "грунт - воздух";

- замену труб на отдельных участках трубопроводов;

- ремонт повреждений металла труб сваркой (наплавкой) и (или) установкой усиливающих конструкций, ремонт сварных соединений с установкой усиливающих конструкций, в т.ч. по результатам диагностирования;

- подсыпку площадок;

- ремонт ограждений площадок ТПА, площадок приема и запуска ВТУ, метанольниц, амбаров и т.д.;

- восстановление дорог для вдольтрассового проезда и переездов через трубопровод, подъездов к узлам ТПА и площадкам АЗТ;

- устранение оголенных участков трубопроводов;

- закрепление подвижных песков;

- выполнение работ по предотвращению образования оврагов, размывов и просадок грунта, восстановлению дамб;

- восстановление предусмотренной ПД обваловки, ликвидацию неорганизованных переездов;

- вырубку ДКР по трассе трубопроводов и отводов от них;

- ремонт водопропускных сооружений и берегоукрепительных устройств, ремонт или восстановление стеллажей с АЗТ, пополнение и праймирование АЗ, обновление надписей, нумерации и обозначений;

- ремонт вертолетных площадок, площадок (стоянок) аварийной техники, территорий и зданий ЛЭС;

- устранение утечек продукта и свищей, замену ТПА и соединительных деталей;

- устранение гофр, ремонт фундаментов, опор, креплений и других конструктивных элементов воздушных переходов, надземных участков трубопроводов, камер запуска и приема ВТУ и других сооружений и объектов ЛЧ; -* устранение опасности размыва, деформации дна и береговых участков перехода, восстановление целостности берегоукрепительных и других сооружений на подводных переходах;

- ремонт переходов через овраги;

- ремонт складов для хранения реагентов, метанола, одоранта, неснижаемого АЗ материалов и оборудования;

- устранение последствий утечек продукта на почве и водных объектах (очистка загрязненного грунта и водных объектов, утилизация загрязненного грунта, рекультивация нарушенных земель и т.д.).

6.5.11 К капитальному ремонту трубопроводов относят:

- замену труб или участков трубопроводов, дальнейшая эксплуатация которых невозможна;

- замену защитного покрытия труб в трассовых или заводских (базовых) условиях;

- устранение дефектов и ремонт труб и сварных соединений, в т.ч. по результатам диагностирования (ВТД, электрометрические обследования и др.);

- прокладку трубопровода параллельно участку, подлежащему ремонту, с его включением в работу и демонтажем дефектного участка без изменения трассы;

- замену линейных крановых узлов, в т.ч. с их переносом из зон повышенной опасности, замену соединительных деталей;

- замену дефектных ТПА и СДТ;

- ремонт переходов через искусственные и естественные препятствия, в т.ч. восстановление, удлинение или установку защитных футляров на переходах через естественные и искусственные препятствия;

- устройство подъездных и вдольтрассовых проездов для производства ремонтных работ;

- разработку карьеров и заготовку минерального грунта для производства ремонтных работ;

- восстановление проектного положения трубопровода или его технических характеристик;

- восстановление и устройство балластировки трубопроводов;

- приведение к проектному значению напряженно-деформированного состояния трубопроводов, проходящих в сложных рельефных, геологических и гидрологических условиях (обводненные и заболоченные участки, участки с проявлением карстовых и оползневых явлений, участки ММГ и др.);

- восстановление объектов обустройства трубопроводов (тоннельные переходы, водопропуски, переезды, пересечения с коммуникациями, знаки, ограждения, мелиоративные работы и т.д.);

- замену или установку временных узлов и камер запуска и приема ВТУ;

- замену неравнопроходных участков трубопровода на равнопроходные, неравнопроходной линейной ТПА на равнопроходную;

- замену участков трубопроводов с изменением радиуса кривизны;

- замену дефектных участков трубопровода, выполнение подключения перемычек, байпасных линий, в т.ч. с применением технологии врезки под давлением;

- комплекс работ по освобождению полости трубопровода от продукта при подготовке к ремонтным работам;

- замену подводных переходов трубопровода бестраншейными методами;

- работы по приведению ЛЧ трубопровода в соответствие с НД;

- работы по очистке, изоляции и засыпке отремонтированного участка трубопровода.

6.5.12 Очистку поверхности трубопровода проводят путем удаления поврежденной изоляции, следов коррозии, грязи и т.д. На поверхность трубы после очистки наносят грунтовку и новое изоляционное покрытие.

6.5.13 Для изоляции участков трубопроводов при выполнении ремонтных работ используют защитные покрытия, допущенные к применению на трубопроводах в установленном собственником трубопровода порядке.

6.5.14 Нанесение защитных покрытий выполняют с применением технологий, оборудования и технических средств, допущенных в установленном собственником трубопровода порядке для использования на трубопроводе и обеспечивающих необходимый уровень качества.

6.5.15 В приемке изоляционно-укладочных работ принимает участие аттестованный представитель строительного контроля заказчика работ.

6.5.16 Засыпку трубопровода производят по окончании работ по нанесению защитных покрытий с предварительной подсыпкой и трамбовкой мягкого грунта под трубой или принятием других необходимых мер по обеспечению целостности защитного покрытия.

6.5.17 При выводе участков трубопроводов в ремонт и подключении в работу филиал ЭО совместно с производителем работ обеспечивают безопасность производства работ, выполняют мероприятия по охране труда, промышленной и пожарной безопасности.

6.5.18 Ввод в работу отремонтированных участков трубопровода

6.5.18.1 Заполнение трубопровода после проведения ремонтных работ производят по утвержденному плану, предусматривающему технологические мероприятия, направленные на удаление паровоздушной фазы в трубопроводе. Операцию проводят при наличии технической возможности с применением поршней разделителей с эластичными уплотняющими элементами.

6.5.18.2 Заполнение трубопровода после выполнения ремонтных работ проводят дегазированным при атмосферных условиях транспортируемым продуктом. До заполнения продуктом полость трубопровода заполняют азотом с объемной концентрацией не менее 97,5%.

6.5.18.3 Заполнение трубопровода стабильным продуктом производят при любом начальном давлении внутри трубопровода. Если трубопровод заполняют нестабильным продуктом, то эту операцию выполняют после повышения давления находящихся в трубопроводе газа, воды или стабильного продукта выше упругости паров перекачиваемого продукта, при наличии технической возможности - с применением поршней разделителей.

При необходимости вытеснения из трубопровода воды с помощью транспортируемого продукта принимают меры по защите от образования гидратов углеводородов в полости трубопровода (применение разделителей, ингибиторов гидратообразования и т.п.).

При отсутствии механических разделителей рекомендуется до заполнения перекачиваемым продуктом частично заполнить трубопровод стабильным конденсатом.

6.5.18.4 Газ или воду, использованные при продувке (промывке) и последующем испытании трубопровода и вытесняемые продуктом с помощью разделителей, выпускают из трубопровода через продувочные патрубки. В случае гидроиспытаний воду выпускают в специально оборудованные амбары-отстойники. При этом организуют контроль за содержанием продукта в струе, выходящей из продувочного патрубка, для уменьшения опасности загрязнения окружающей среды и снижения потерь продукта.

После проведения гидроиспытаний предусматривают рекультивацию амбаров-отстойников.

6.5.18.5 После заполнения трубопровода дегазированным конденсатом поднимают давление выше минимально допустимого рабочего давления, которое определяют давлением дегазации, величиной потерь давления на трение, составом продукта, профилем трассы и наиболее высокой температурой конденсата в трубопроводе.

6.5.18.6 Повышение давления в трубопроводе производят путем закачки конденсата при закрытой ТПА в конце участка трубопровода.

6.5.18.7 После повышения давления в начале трубопровода выше минимально допустимого разрешается приступить к закачке нестабильного продукта.

6.5.18.8 Поддержание минимально допустимого рабочего давления в трубопроводе при эксплуатации обеспечено регулятором давления "до себя", установленным непосредственно перед потребителем.

6.5.18.9 После повышения давления в конце трубопровода выше минимально допустимого допускается открытие задвижки непосредственно перед установками ГПЗ (потребителя) и включение в работу регулятора давления "до себя".

      6.6 Транспортные технические средства

6.6.1 ЛЭС и АВП оснащают необходимыми специализированными транспортными средствами, строительными механизмами, грузоподъемной, землеройной и электрогазосварочной техникой, материалами, инструментами и инвентарем в соответствии с нормативным табелем оснащения, устанавливаемым собственником трубопровода.

6.6.2 Приказом по филиалу ЭО транспортные и технические средства разделяют по назначению на аварийные, ремонтно-профилактические и хозяйственные.

Технику закрепляют персонально за работниками, которые несут ответственность за укомплектованность, содержание и постоянную готовность техники к использованию по назначению.

6.6.3 Транспорт, оборудование и имущество ЛЭС, предназначенные для выполнения аварийно-восстановительных работ, поддерживают в работоспособном состоянии и постоянной готовности к немедленному выезду и применению на месте аварии.

6.6.4 Аварийные транспортные и технические средства оснащают оборудованием, материалами, инструментами и инвентарем в соответствии с табелем оснащения, утвержденным руководством ЭО.

6.6.5 Порядок использования аварийной техники устанавливает руководство ЭО.

      6.7 Аварийный запас

6.7.1 АЗТ, оборудования (в т.ч. для сбора продукта с водных поверхностей и грунта), соединительных деталей, ГСМ и других материалов создают в целях использования при ликвидации аварий и их последствий для окружающей природной среды.

АЗ используют по разрешению руководства ЭО для текущего ремонта или при ликвидации отказов, в т.ч. при переиспытаниях трубопроводов с последующим оперативным восполнением.

6.7.2 АЗТ, оборудования, соединительных деталей, ГСМ и других материалов должен пополняться, обновляться и соответствовать нормам АЗ.

Номенклатуру, объем, порядок расходования, пополнения, хранения, учета и отчетности филиалов ЭО и ЭО по использованию АЗ устанавливает собственник трубопровода.

6.7.3 АЗТ и СДТ комплектуют из труб, деталей, разрешенных к применению, изготовленных из сталей, примененных в действующем трубопроводе, или близких к ним по свойствам и имеющих заводские сертификаты или паспорта, которые хранят в филиалах ЭО.

6.7.4 Пункты хранения АЗТ располагают на площадках НС, в местах расположения базовых пунктов ЛЭС, вдоль трассы трубопровода, в местах, удобных для подъезда, свободной погрузки и разгрузки.

6.7.5 ЛЭС проводят осмотр АЗТ не реже двух раз в год. По мере необходимости выполняют работы по ремонту стеллажей, праймирование, скашивание растительности и т.п.

6.7.6 Трубы, СДТ, сварочные и изоляционные материалы АЗ должны иметь документы (сертификаты, паспорта), подтверждающие возможность их применения на эксплуатируемых трубопроводах.

6.7.7 Трубы АЗ должны иметь на внутренней поверхности маркировку, содержащую данные об их длине, диаметре, толщине стенки, эквиваленте углерода, классу прочности и марке стали (по ТУ, ГОСТ).

6.7.8 АЗТ хранят на стеллажах под наклоном от 1° до 2° по вертикали для предотвращения скапливания воды внутри труб, на подкладках не более чем в два яруса, с устройством концевых упоров, предотвращающих раскат труб. На торцы труб по решению ЭО устанавливают временные устройства, предотвращающие попадание влаги и загрязнений в полость труб, не препятствующие естественной вентиляции/воздухообмену. Ремонт стеллажей, очистку и смазку, праймирование труб проводят по мере необходимости. ДКР и травяную растительность на площадках хранения убирают на расстоянии не менее 10 м от труб.

6.7.9 АЗ СДТ, сварочных и изоляционных материалов, реактивов хранят в соответствии с рекомендациями производителей.

      6.8 Подводные переходы

6.8.1 Эксплуатацию подводных переходов осуществляют ЛЭС филиалов ЭО.

6.8.2 Эксплуатация подводного перехода включает комплекс работ по ТО, периодический осмотр береговых участков, приборно-водолазное обследование, мониторинг русловых процессов, проведение диагностических и ремонтно-восстановительных работ силами ЭО и/или специализированных организаций.

6.8.3 Сроки проведения осмотров подводных переходов, их периодичность и объемы устанавливают ежегодным графиком, разрабатываемым ЛЭС и утверждаемым руководством филиала ЭО. При определении сроков осмотра учитывают сезонные изменения условий эксплуатации, характерные природные явления, определяющие состояние русловой и пойменной частей перехода: половодье, период дождей, оползневые явления, просадки, морозное пучение грунтов и т.д.

6.8.4 При оценке технического состояния подводных переходов учитывают:

- соответствие пространственного положения трубопровода ПД;

- достаточность заглубления трубопровода в русловой и пойменной частях перехода;

- русловые изменения и деформацию береговых склонов водной преграды, в т.ч. состояние крепления берегов на участке перехода;

- достаточность и сохранность балластировки трубопровода;

- наличие дефектов металла труб и сварных соединений;

- состояние защитного покрытия трубопровода;

- работоспособность систем защиты от коррозии;

- состояние знаков обозначения и геодезических пунктов.

6.8.5 Для обеспечения эксплуатационной надежности подводных переходов через судоходные реки и сплавные водные пути ведут контроль деформации берегов, изменения русловой части водоема и положения самого трубопровода.

6.8.6 На обоих берегах перехода при ширине реки 100 м и более устанавливают постоянные реперы, по отношению к которым выполняют высотную привязку результатов промеров при каждом обследовании перехода. Реперы устанавливаются в незатопляемой зоне. При ширине реки менее 100 м допускается установка одного репера.

6.8.7 Диагностическое обследование подводных переходов проводят специализированные организации или подразделения ЭО по общим правилам 6.4 со следующими видами работ:

- топографическая съемка берегов и островов в техническом коридоре трубопровода;

- определение планового и высотного положения трубопроводов в русловой и пойменной частях перехода;

- батиметрическая съемка акватории водоема в зоне перехода;

- гидролокационная съемка акватории водоема в зоне перехода;

- определение состояния изоляционного покрытия трубопроводов в пойменной и русловой частях;

- приборное и водолазное обследование русловой части;

- гидрометрические работы в зоне перехода;

- ВТД.

6.8.8 При опорожнении трубопровода на подводных переходах (при проведении ремонтных работ или при включении новых ниток и т.п.) от транспортируемого продукта принимают меры, предупреждающие всплытие трубопровода (одиночные утяжеляющие железобетонные или чугунные грузы, железобетонные пригрузы различных типов и размеров, анкерные устройства различных типов и т.д., которые предусматривают на стадии проектирования).

6.8.9 Не реже одного раза в год необходимо (поочередным переключением ниток перехода в течение 2-3 сут) направлять продукт по одной нитке для промывки. Для продуктов, содержащих парафины и смолы, периодичность промывки резервных ниток соответствует ПД и технологическому регламенту. В остальное время все нитки перехода должны находиться в работе постоянно.

6.8.10 Эксплуатирующая и (или) специализированные организации оценивают техническое состояние подводного перехода по результатам осмотров и обследований в соответствии с 6.8.7, а также с учетом опасности дефектов, обнаруженных при ВТД. По результатам оценки технического состояния ЭО принимает решение о возможности и режиме эксплуатации подводного перехода, а также по объемам и срокам проведения необходимых диагностических и ремонтно-восстановительных работ.

      6.9 Техническая документация

6.9.1 Местонахождение проектной, исполнительной и другой документации определяет ЭО.

6.9.2 ЛЭС филиалов ЭО должна иметь следующую техническую документацию:

- проектную, исполнительную, техническую документацию на ЛЧ трубопровода;

- технологические схемы обслуживаемого участка трубопроводов с ситуационным планом местности (на схемах отмечают переходы через реки и овраги, вдольтрассовые и подъездные дороги, вертолетные площадки, ближайшие населенные пункты, пересечение трубопроводов с другими подземными и надземными коммуникациями, автомобильными и железными дорогами, места хранения АЗТ, места расположения объектов и средств электрохимической защиты и т.д.), утвержденные руководством филиала ЭО;

- технические паспорта (формуляры) на участки трубопровода, подводные переходы и другие сооружения;

- формуляр подтверждения величины разрешенного рабочего давления;

- паспорта основного оборудования и сосудов, работающих под давлением;

- инструкции производителей по эксплуатации оборудования и механизмов;

- акты о нанесении фактического положения трубопроводов на карты землепользователей;

- копии юридических документов на право использования земельных участков;

- планы границ участков, предоставленных под трассу трубопровода и другие сооружения ЛЧ;

- другую НД, установленную ЭО.

6.9.3 ЛЭС должна иметь также следующую оперативную документацию:

- журнал осмотра трассы трубопровода;

- журнал выдачи заданий;

- ПЛА;

- журнал ремонтных работ;

- план сбора аварийной бригады;

- технические акты по расследованию причин отказов, инцидентов и аварий;

- документацию по хранению и применению ингибиторов гидрато- и парафинообразования;

- акты технического обследования и испытаний трубопроводов и оборудования;

- НД.

6.9.4 В эксплуатационную документацию и технические паспорта участков трубопроводов своевременно вносят изменения, связанные с реконструкцией, аварийным и капитальным ремонтом, пересечением трубопровода новыми коммуникациями, а также изменениями в зоне минимальных расстояний.

      6.10 Очистка полости трубопроводов линейной части

6.10.1 Для удаления из трубопровода внутренних отложений, воды, газовых скоплений, проведения ВТД, а также для улучшения условий его заполнения и опорожнения на входе и выходе НС на резервных нитках подводных переходов предусматривают камеры запуска и приема ВТУ в соответствии с ПД.

6.10.2 Комплекс оборудования для очистки полости трубопроводов обеспечивает выполнение необходимых технологических операций по пуску и приему очистного устройства, контролю его прохождения по участку, сбору и утилизации выносимых из трубопровода загрязнений.

6.10.3 Для сбора продуктов очистки вблизи камеры приема очистных устройств устанавливают приемную емкость, из которой продукт подлежит откачке и утилизации (закачка жидких углеводородов в трубопровод, переработка, термическая утилизация и т.д.).

6.10.4 Конструкция очистных устройств исключает возможность перетока через него загрязнений при движении устройства по всей длине очищаемого участка.

6.10.5 Очистку полости трубопровода и пропуск диагностических ВТУ выполняют по специальным инструкциям, разрабатываемым филиалом ЭО с учетом требований 11.4.2.1, в которых предусматривают требования к организации работ, методы и средства контроля за движением ВТУ, требования безопасности и противопожарные мероприятия.

6.10.6 Очистку полости трубопровода и пропуск диагностических ВТУ выполняют при обеспечении постоянной надежной связи с постами, руководителями работ и диспетчером. Камеры запуска и приема ВТУ обслуживает персонал, обученный безопасным методам проведения работ по очистке полости трубопровода.

6.10.7 Заполнение трубопровода продуктом производят с помощью поршней-разделителей или с противодавлением.

6.10.8 При заполнении трубопровода после строительства, реконструкции или ремонта (особенно при транспортировании газонасыщенных жидкостей) выполняют мероприятия, направленные на снижение объемов паровой фазы в трубопроводе, приводящей к увеличению гидравлического сопротивления трубопровода.

6.10.9 Площадки с расположенными на них сооружениями для сбора и хранения продуктов очистки оснащают ограждением для предотвращения доступа посторонних лиц. На ограждении размещают предупредительные плакаты и надписи.

      7 Насосные станции

      7.1 Общие положения

7.1.1 В состав НС могут входить следующие производственные объекты, системы и сооружения:

- насосный цех с насосно-силовыми агрегатами;

- РП, включая систему подпорных емкостей;

- технологические трубопроводы;

- системы водо-, теплоснабжения, вентиляции, канализации, пожаротушения;

- устройства электроснабжения, автоматики и телемеханики, связи, молниезащиты, защиты от статического электричества;

- системы ЭХЗ;

- административно-хозяйственные здания и сооружения;

- склады для хранения материалов, реагентов и оборудования;

- ремонтные мастерские;

- вспомогательные объекты.

7.1.2 Для обеспечения нормальных условий эксплуатации зданий, сооружений территория и элементы инфраструктуры НС содержат в работоспособном состоянии, в том числе:

- системы отвода поверхностных и грунтовых вод (канавы, кюветы, водосточные трубы);

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

- системы водоснабжения, водоотведения, пожаротушения, дренажа и теплоснабжения;

- зоны санитарной охраны источников водоснабжения и водопроводов питьевого назначения;

- источники питьевой воды, водоемы и санитарные зоны источников водоснабжения;

- обвалование РП, очистных сооружений;

- ограждения и планировку территории.

7.1.3 При вводе в эксплуатацию НС обеспечивают наличие:

- нумерации насосных агрегатов, ТПА и другого оборудования с указанием этой нумерации на технологических схемах;

- схем (технологических, электро-, водоснабжения, пожаротушения, КИПиА и др.);

- производственных инструкций;

- проектной и заводской документации на технологическое оборудование;

- журналов вахтенной документации.

7.1.4 Соединения оборудования и трубопроводов внутри НС проектируют и монтируют таким образом, чтобы при производстве ремонтных работ все оборудование, арматура и часть трубопроводов могли быть демонтированы и изъяты из помещения НС без проведения в ней огневых работ.

7.1.5 При прокладке трубопроводов внутри зданий НС предусматривают мероприятия, препятствующие проникновению газов (паров продуктов) из помещений с взрывоопасными зонами в другие помещения. Из канала или приямка перед перемычкой в стене выводят вентиляционную трубу на высоту не менее 3 м над поверхностью земли.

7.1.6 К началу эксплуатации НС составляют: технологический регламент по эксплуатации, производственные инструкции, инструкции по пожарной безопасности, в которых указывают последовательность операций пуска и остановки основного и вспомогательного оборудования, порядок обслуживания и действия персонала в аварийной ситуации, перечисляют ситуации, запрещающие запуск и эксплуатацию насосных установок.

7.1.7 Оборудование, аппаратура, трубопроводы, арматура, средства КИПиА, а также основные материалы, применяемые при эксплуатации и ремонтах оборудования, должны иметь паспорта и (или) сертификаты производителей. Эксплуатация оборудования в среде или при условиях, отличающихся от приведенных в паспортах (сертификатах), не допускается без специального согласования с заводами-изготовителями.

7.1.8 На НС необходимо иметь аварийное освещение, комплект аварийного инструмента, доступ к которому должен быть свободным и находиться у входа в помещение.

7.1.9 Для обслуживания грузоподъемных механизмов, установленных в НС, предусматривают стационарные площадки с лестницами.

7.1.10 Подземные технологические коммуникации, сооружения и колодцы должны иметь на поверхности земли указатели с соответствующей привязкой.

7.1.11 При строительстве новых объектов на территории действующей НС площадки строительства отделяют от эксплуатирующихся объектов ограждением.

7.1.12 На каждую НС оформляют технический паспорт с перечнем эксплуатируемого оборудования и указанием его технических характеристик, производимых работ и изменений в процессе эксплуатации.

7.1.13 Ответственность за техническую эксплуатацию отдельных цехов, расположенных на территории НС, несут их руководители.

      7.2 Насосные агрегаты

7.2.1 Эксплуатацию насосных агрегатов осуществляют с включенной автоматической защитой, которая срабатывает при отклонении от заданных технологических параметров основного и вспомогательного оборудования.

7.2.2 На неавтоматизированных НС аварийную остановку насосного агрегата осуществляет дежурный персонал в соответствии с требованиями рабочей инструкции.

7.2.3 Запрещается пуск насосных агрегатов при неисправности средств автоматического контроля.

При выходе из строя средств автоматического контроля запрещается оставлять работающий насос без присмотра.

7.2.4 Запрещается любое устранение неисправности и ремонт работающего насосного агрегата, включая подтягивание болтов, смазку подшипников и т.п.

7.2.5 Для обеспечения безопасного ведения ремонтных работ насосного оборудования во взрывоопасных и токсичных производствах разрабатывают и утверждают приказом соответствующие инструкции и в установленном порядке назначают ответственного за проведение указанных работ.

7.2.6 Отсекающие задвижки у неработающих насосов, резервуаров и аппаратов с конденсатом должны быть постоянно закрыты. Выключенные на длительное время из системы резервуары и оборудование для продукта отключают помимо арматуры также с помощью заглушек (обтюраторов).

7.2.7 В процессе эксплуатации насосных агрегатов постоянно следят за сохранностью и поддержанием герметичности заделки отверстий, через которые проложены коммуникации в стенах, гарантирующей от проникновения через них горючих газов.

7.2.8 Персонал, обслуживающий насосы и двигатели, руководствуется инструкциями по эксплуатации элементов НС (насосов, КИПиА, электрооборудования и т.д.), схемами и чертежами основного и вспомогательного оборудования НС.

7.2.9 Порядок пуска, остановки и обслуживания насосных агрегатов регламентируют производственные инструкции, разработанные ЭО с учетом требований настоящего стандарта, инструкций производителей оборудования и ПД.

7.2.10 Во время работы НС эксплуатационный персонал обязан:

- контролировать показания всех контрольно-измерительных приборов, относящихся к насосным агрегатам и НС, особенно за давлением на нагнетательной стороне насосов;

- контролировать ПДК паров углеводородов в воздухе рабочей зоны, в помещении установки насосных агрегатов, температуру подшипников, сальников, торцевых уплотнений и поступление к ним смазки, уплотнительной и охлаждающей жидкостей;

- контролировать уровень вибрации и наличие посторонних шумов при работе насоса;

- контролировать уровень продукта в резервуарах и подпорных емкостях;

- проверять герметичность уплотнений насосов и арматуры;

- проверять наличие смазки;

- обеспечивать исправную работу систем вентиляции.

7.2.11 Насосные агрегаты немедленно выключают при выявлении следующих неполадок:

- при утечке жидкости из уплотнительных элементов насоса в количестве, превышающем рекомендуемое в ТУ по обслуживанию;

- вибрации агрегата или явно слышимом стуке;

- повышении температуры подшипников или торцевого уплотнения выше паспортных данных;

- внезапном падении давления на выходе насоса более чем на 10%;

- появлении трещины в корпусе насоса;

- отставании края рамы насоса от фундамента;

- сбросе нагрузки насоса (из-за попадания в него газа или воздуха);

- недопустимом превышении давления на нагнетательной стороне насоса;

- недопустимом перепаде давления в системе смазки и охлаждения;

- неполадках в работе системы вентиляции, которая должна блокироваться вместе с работой насоса;

- других неисправностях, нарушающих нормальный режим работы насоса и трубопровода.

7.2.12 В НС предусматривают автоблокировку остановки насосов при нарушениях, указанных в 7.2.11.

7.2.13 Повторный пуск насосов осуществляют только после выявления причины неисправности и ее устранения.

Выявленные неисправности, а также случаи остановки из-за них обязательно записывают в вахтовом журнале работы насосов.

7.2.14 Отключение работающего и ввод в работу резервного насосного агрегата или подпорных насосов РП производят только с разрешения диспетчера.

Исключением являются аварийные ситуации, требующие немедленной остановки отдельного насосного агрегата или НС в целом.

7.2.15 ТО и ремонт насосных агрегатов проводят по утвержденному графику в соответствии с инструкциями производителей и планом ремонтных работ.

7.2.16 Электродвигатели, применяемые для привода насосов, выполняют во взрывозащищенном исполнении, соответствующем классу взрывоопасной зоны, определяемому по

ГОСТ 30852.9 , группе (температуре ее самовоспламенения) и категории взрывоопасности перекачиваемого продукта, определяемым в соответствии с

ГОСТ 30852.13  с применением средств измерений, поверенных согласно требованиям порядка, утвержденного Минпромторгом России [

21 ].

7.2.17 Эксплуатацию электродвигателей в насосном цехе осуществляют в соответствии с требованиями правил, утвержденных Минэнерго России [

22 ], [23 ], правил, утвержденных Минтруда России [

24 ], и настоящего стандарта.

      7.3 Организация эксплуатации насосных станций

7.3.1 При эксплуатации НС дежурный персонал обеспечивает бесперебойную работу агрегатов, соблюдение режимов перекачки. К дежурному персоналу относятся все работники НС, обслуживающие посменно производственные участки.

7.3.2 В процессе эксплуатации НС дежурный персонал обеспечивает выполнение следующих эксплуатационных процедур:

- поддержание технологического режима работы трубопроводов и оборудования в соответствии с утвержденным технологическим регламентом, инструкциями и оперативными требованиями ДС;

- контроль работоспособности технологической, пожарной и аварийной сигнализаций, а также загазованности;

- при всех нарушениях режима работы трубопроводов и оборудования сообщение о происшедшем руководству;

- своевременное ведение записи показателей работы оборудования в ведомостях и журналах установленной формы, фиксирование в них замеченных недостатков.

7.3.3 Дежурный персонал обеспечивает надлежащее обслуживание и безаварийную работу всего оборудования на своем участке, а также непрерывное присутствие на рабочем месте независимо от того, находится оборудование в работе или в резерве. Уход с рабочего места допускается в исключительных случаях при замене другим лицом по разрешению руководства.

7.3.4 Дежурный персонал выходит на работу по утвержденному графику. Замена и перемещение внутри графика допускаются с разрешения начальника НС. Дежурство в течение двух смен подряд запрещается.

7.3.5 Дежурный персонал, приходя на работу, принимает, а уходя - сдает смену следующему дежурному персоналу. Уход без сдачи смены запрещается.

7.3.6 При приемке смены дежурный персонал обязан:

- ознакомиться с состоянием технологической схемы и режимом работы агрегатов путем личного осмотра;

- ознакомиться со всеми записями в журнале, произведенными за смену;

- произвести в журнале запись о сдаче-приемке смены за подписями сдающего и принимающего;

- доложить начальнику заступающей дежурной смены о сдаче-приемке смены и о замеченных недостатках.

7.3.7 Приемка смены при неисправном оборудовании или ненормальном режиме работы допускается только с разрешения начальника НС.

7.3.8 При нарушениях режимов работы НС, повреждениях или авариях на них дежурный персонал обязан немедленно принять меры к устранению неполадок, сообщить об этом начальнику НС.

7.3.9 Ликвидацию отказов, аварий обеспечивает дежурный персонал НС в соответствии с инструкциями по эксплуатации на вышедшее из строя оборудование независимо от присутствия при проведении работ руководства.

7.3.10 Руководство влияет на ход работ только в случае неправильных действий дежурного персонала или нарушения соответствующих инструкций.

7.3.11 Периодически в соответствии с инструкциями по эксплуатации дежурный персонал проверяет работоспособность предупредительной и аварийной сигнализации.

7.3.12 В своей деятельности дежурный персонал руководствуется:

- рабочими инструкциями по эксплуатации и ремонту насосов;

- инструкциями по эксплуатации и ремонту вспомогательного оборудования;

- инструкциями по охране труда;

- инструкциями по мерам пожарной безопасности;

- инструкциями по эксплуатации автоматических систем противопожарной защиты;

- должностной инструкцией;

- технологическим регламентом НС;

- ПЛА.

      7.4 Резервуарные парки и подпорные емкости

7.4.1 РП (парк подпорных емкостей) головных и промежуточных НС представляет собой комплекс взаимосвязанных резервуаров (емкостей) для выполнения технологических операций, связанных с приемом, хранением и транспортированием продукта при несогласованных режимах работы отдельных участков трубопровода, поставщиков и потребителей, технологических операций по подготовке продукта к транспортированию. Подачу продукта в резервуары осуществляют под давлением выше гидростатического.

7.4.2 На каждый(ую) резервуар (емкость), используемый(ую) для приема, хранения и отбора продукта, в соответствии с НД составляют градуировочные таблицы для определения объема содержащегося продукта.

На вновь вводимых в эксплуатацию резервуарах оборудуют стационарную автоматическую систему пожаротушения и пожарную сигнализацию в соответствии с требованиями НД в области пожарной безопасности.

7.4.3 РП подлежат оснащению СИКП согласно ПД.

7.4.4 Во избежание гидравлических ударов и механических воздействий соответствующим образом регулируют скорость открытия ТПА.

7.4.5 Если по измерениям уровня продукта или другим данным обнаруживается нарушение планируемой скорости заполнения или опорожнения резервуара, то принимают необходимые меры по выяснению причин нарушения, их устранению или прекращению процесса заполнения (опорожнения).

7.4.6 Объем РП на головной НС должен быть равен двух-, трехсуточной пропускной способности трубопровода. При использовании РП, в т.ч. и промежуточных НС, в целях устранения неравномерности подачи продукта на переработку и обеспечения стабильной работы газоперерабатывающего объекта вместимость РП определяют с учетом синхронизации графиков их работы.

7.4.7 При нескольких параллельных трубопроводах общую вместимость емкостей РП определяют с учетом их совместной работы.

7.4.8 Каждый резервуар оборудуют средствами, снижающими потери от испарения, системой пожаротушения, присваивают порядковый номер в соответствии с технологической схемой РП и четко наносят на корпус.

7.4.9 Периодические осмотры и диагностические обследования резервуаров и их оборудования проводят по соответствующим графикам, которые составляют согласно правилам эксплуатации каждого типа резервуаров и с учетом конкретных условий эксплуатации и рекомендаций производителей.

7.4.10 На каждый РП разрабатывают технологическую карту (инструкцию) по эксплуатации резервуара и схему обвязки РП технологическими трубопроводами и указывают:

- номер резервуара по технологической схеме;

- тип резервуара, его вместимость;

- фактическую высоту установки резервуара;

- максимально и минимально допустимые уровни налива продукта;

- характеристики предохранительных клапанов, огнепреградителей, дыхательной арматуры и т.п.;

- схему пожарного водоснабжения, пенотушения, расположения пожарных лафетных стволов, производственной канализации.

Технологическая карта, утвержденная главным инженером ЭО, находится на рабочем месте дежурного обслуживающего персонала, отвечающего за правильность оперативных действий.