ГОСТ 34182-2017 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Эксплуатация и техническое обслуживание. Основные положения (с Изменением N 1 ред. от 02.10.2023).
ГОСТ 34182-2017
МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ
Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов
ЭКСПЛУАТАЦИЯ И ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ
Основные положения
Trunk pipeline transport of oil and oil products. Operation and maintenance. Main principles*
________________
* Измененная редакция, Изм. N 1.
МКС 19.100
Дата введения 2018-03-01
Предисловие
Цели, основные принципы и общие правила проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены ГОСТ 1.0 "Межгосударственная система стандартизации. Основные положения" и ГОСТ 1.2 "Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Правила разработки, принятия, обновления и отмены"
Сведения о стандарте
1 РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт трубопроводного транспорта" (ООО "НИИ Транснефть")
2 ВНЕСЕН Подкомитетом ПК 7 "Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов" Технического комитета по стандартизации МТК 523 "Техника и технологии добычи и переработки нефти и газа"
3 ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 30 июня 2017 г. N 100-П)
За принятие проголосовали:
Краткое наименование страны по МК (ИСО 3166) 004-97 | Код страны по МК (ИСО 3166) 004-97 | Сокращенное наименование национального органа по стандартизации |
Азербайджан | AZ | Азстандарт |
Армения | AM | Минэкономики Республики Армения |
Беларусь | BY | Госстандарт Республики Беларусь |
Казахстан | KZ | Госстандарт Республики Казахстан |
Киргизия | KG | Кыргызстандарт |
Россия | RU | Росстандарт |
Таджикистан | TJ | Таджикстандарт |
4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 4 июля 2017 г. N 634-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 34182-2017 введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации с 1 марта 2018 г.
5 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ
6 ПЕРЕИЗДАНИЕ. Июнь 2019 г.
Информация о введении в действие (прекращении действия) настоящего стандарта и изменений к нему на территории указанных выше государств публикуется в указателях национальных стандартов, издаваемых в этих государствах, а также в сети Интернет на сайтах соответствующих национальных органов по стандартизации.
В случае пересмотра, изменения или отмены настоящего стандарта соответствующая информация будет опубликована на официальном интернет-сайте Межгосударственного совета по стандартизации, метрологии и сертификации в каталоге "Межгосударственные стандарты"
ВНЕСЕНО Изменение N 1, утвержденное и введенное в действие приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 02.10.2023 N 1033-ст c 01.01.2024
1 Область применения
1.1 Настоящий стандарт устанавливает нормы и требования:
- к приемке в эксплуатацию, эксплуатации и нормативным документам по эксплуатации магистрального трубопровода;
- порядку организации и выполнения работ по техническому диагностированию, ремонту и техническому обслуживанию объектов магистрального трубопровода, эксплуатационному контролю;
- защите от коррозии линейной части и объектов магистрального трубопровода;
- метрологическому обеспечению средств измерений на магистральном трубопроводе;
- техническим средствам и устройствам, обеспечивающим определение количества и показателей качества нефти (нефтепродуктов);
- обеспечению промышленной, пожарной, экологической безопасности и охране труда в процессе эксплуатации и технического обслуживания магистрального трубопровода;
- организации работы по ликвидации аварий и инцидентов на магистральном трубопроводе;
- организации работ по диспетчеризации транспорта нефти (нефтепродуктов);
- квалификации персонала;
- проведению работ по геотехническому мониторингу объектов магистрального трубопровода, эксплуатируемых в сложных природно-климатических условиях;
- надежности, производственной деятельности объектов магистрального трубопровода;
- эксплуатационным параметрам;
- предотвращению аварий и инцидентов и локализации их последствий;
- показателям энергоемкости и энергетической эффективности.
(Измененная редакция, Изм. N 1).
1.2 Настоящий стандарт распространяется на магистральные трубопроводы и их объекты, в том числе расположенные на территории населенных пунктов.
(Измененная редакция, Изм. N 1).
1.3 Настоящий стандарт не распространяется:
- магистральные трубопроводы с многофазным перекачиваемым продуктом (жидкость с газом);
- на магистральные трубопроводы, транспортирующие газообразные среды;
- на трубопроводы для сжиженных углеводородных газов и их смесей, нестабильного бензина и конденсата нефтяного газа, других сжиженных углеводородов с упругостью насыщенных паров при температуре 20°С свыше 0,2 МПа;
- промысловые, межпромысловые трубопроводы.
(Измененная редакция, Изм. N 1).
2 Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:
________________
ГОСТ 8.346 Государственная система обеспечения единства измерений. Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические. Методика поверки
ГОСТ 8.570 Государственная система обеспечения единства измерений. Резервуары стальные вертикальные цилиндрические. Методика поверки
ГОСТ 12.0.004 Система стандартов безопасности труда. Организация обучения безопасности труда. Общие положения
ГОСТ 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 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 34396 Системы измерений количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия
ГОСТ 34823 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Организация и производство строительно-монтажных работ на территории распространения многолетнемерзлых грунтов
Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов и классификаторов на официальном интернет-сайте Межгосударственного совета по стандартизации, метрологии и сертификации (www.easc.by) или по указателям национальных стандартов, издаваемым в государствах, указанных в предисловии, или на официальных сайтах соответствующих национальных органов по стандартизации. Если на документ дана недатированная ссылка, то следует использовать документ, действующий на текущий момент, с учетом всех внесенных в него изменений. Если заменен ссылочный документ, на который дана датированная ссылка, то следует использовать указанную версию этого документа. Если после принятия настоящего стандарта в ссылочный документ, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение применяется без учета данного изменения. Если документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.
(Измененная редакция, Изм. N 1).
3 Термины и определения
В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:
3.1 аварийный запас: Необходимый запас технологического оборудования и материалов, определенный в соответствии с установленными нормами, по номенклатуре и количеству достаточный для восстановления работоспособности оборудования и сооружений после аварий и инцидентов на объектах магистральных трубопроводов и ликвидации их последствий.
(Измененная редакция, Изм. N 1).
3.2 авария на магистральном нефтепроводе [нефтепродуктопроводе]: Опасное техногенное происшествие, повлекшее внезапный вылив или истечение нефти [нефтепродукта], сопровождаемое одним или несколькими из следующих событий:
- воспламенение нефти [нефтепродуктов] или взрыв ее [их] паров;
- загрязнение любого водотока, реки, озера, водохранилища или любого водоема сверх пределов, установленных стандартами на качество воды государств, входящих в Содружество Независимых Государств, вызвавшее изменение окраски поверхности воды или берегов, или приведшее к образованию эмульсии, находящейся ниже уровня воды, или к выпадению отложений на дно или берега;
3.3
ввод в эксплуатацию объекта магистрального трубопровода: Документально оформленное собственником магистрального трубопровода событие, фиксирующее начало использования объекта магистрального трубопровода по назначению.
[ТР ЕАЭС 049/2020, раздел II, пункт 5] |
(Измененная редакция, Изм. N 1).
3.4 визуальный контроль: Вид неразрушающего контроля, при котором первичная информация воспринимается органами зрения непосредственно или с использованием оптических приборов, не являющихся контрольно-измерительными.
3.5
внутритрубное диагностирование: Вид технического диагностирования, состоящего из комплекса работ, обеспечивающих получение информации о дефектах и особенностях стенки трубопровода, сварных швов и их местоположении с использованием внутритрубных инспекционных приборов, в которых реализованы соответствующие методы неразрушающего контроля.
[ТР ЕАЭС 049/2020, раздел II, пункт 5] |
(Измененная редакция, Изм. N 1).
3.6
внутритрубный инспекционный прибор: Устройство, перемещаемое внутри трубопровода, снабженное средствами контроля и регистрации данных о дефектах и особенностях стенки трубопровода, сварных швов и их местоположении.
[ТР ЕАЭС 049/2020, раздел II, пункт 5] |
(Измененная редакция, Изм. N 1).
3.7 вспомогательный трубопровод: Технологический трубопровод, не участвующий в перекачке нефти/нефтепродуктов по магистральному трубопроводу.
3.8 дефект трубопровода: Отклонение параметров геометрического или конструктивного параметра, толщины стенки или показателя качества металла трубы, соединительной детали или сварного шва от требований действующих нормативных документов.
3.9 дефектный участок трубопровода: Участок трубопровода, содержащий одно и более отклонений геометрического параметра, толщины стенки или показателя качества материала трубы, соединительной детали или сварного шва.
3.10 диспетчерская связь: Комплекс технических средств связи различных видов, предоставляемых оперативно-техническому персоналу, организующему и сопровождающему транспорт нефти или нефтепродуктов.
3.11 диспетчерская служба: Оперативно-технический персонал, выполняющий оперативное управление технологическими процессами транспортировки нефти, товарно-коммерческой деятельностью для организации транспорта нефти или нефтепродуктов по магистральному трубопроводу.
(Измененная редакция, Изм. N 1).
3.12 измерительный контроль: Вид неразрушающего контроля, при котором измерения осуществляются средствами измерений геометрических величин.
3.14 камера приема внутритрубных устройств: Специальное устройство, обеспечивающее прием внутритрубных очистных, диагностических, разделительных и герметизирующих устройств в потоке перекачиваемого продукта из магистрального трубопровода.
(Измененная редакция, Изм. N 1).
3.15 камера пуска внутритрубных устройств: Специальное устройство, обеспечивающее пуск внутритрубных очистных, диагностических и разделительных устройств в потоке перекачиваемого продукта в магистральный трубопровод.
(Измененная редакция, Изм. N 1).
3.16 комплексное опробование: Одновременная проверка в действии смонтированного и подвергнутого ранее индивидуальным испытаниям оборудования и систем на объекте.
3.17
линейная часть магистрального трубопровода (для транспортирования нефти и нефтепродуктов): Объект магистрального трубопровода, предназначенный для перемещения транспортируемых нефти/нефтепродуктов, включающий в себя собственно трубопровод, вдольтрассовые линии электропередачи, кабельные линии и сооружения связи, устройства электрохимической защиты от коррозии и иные сооружения и технические устройства, обеспечивающие его эксплуатацию.
[ГОСТ 34826-2022, статья 3.23] |
(Измененная редакция, Изм. N 1).
3.18
магистральный трубопровод (для транспортирования нефти и нефтепродуктов): Единый производственно-технологический комплекс, предназначенный для транспортирования подготовленной нефти и нефтепродуктов от пунктов приема до пунктов сдачи потребителям или перевалки их на автомобильный, железнодорожный или водный транспорт, состоящий из конструктивно и технологически взаимосвязанных объектов, включая сооружения и здания, используемые для целей обслуживания и управления объектами магистрального трубопровода.
[ГОСТ 34826-2022, статья 3.24] |
(Измененная редакция, Изм. N 1).
3.19
насосный агрегат: Агрегат, состоящий из насоса и привода совместно с элементами трансмиссии, опорной плитой и любым другим вспомогательным оборудованием.
[ГОСТ ISO 17769-1-2014, пункт 2.1.1.2] |
3.20
насосная установка: Конструкция из трубопроводов, опорных частей, фундаментов, блоков управления, приводов и т.д., в которую установлен насос или насосный агрегат (3.19) с целью обеспечения выполнения тех задач, для которых данная конструкция предназначена.
[ГОСТ ISO 17769-1-2014, пункт 2.1.1.3] |
3.21 (Исключен, Изм. N 1).
3.22 нефтепродукт (нефтепродукты): Готовый продукт, полученный в результате переработки нефти, газоконденсатного, углеводородного и химического сырья, удовлетворяющий всем требованиям нормативных и технических документов.
(Измененная редакция, Изм. N 1).
3.23 (Исключен, Изм. N 1).
3.24 нормы технологических потерь нефти [нефтепродуктов]: Количество безвозвратных потерь нефти [нефтепродуктов] по процессам или источникам выделения нефти в окружающую природную среду при современном уровне используемых техники и технологии и при условиях соблюдения технологических регламентов, правил и инструкций по эксплуатации и обслуживанию оборудования, технологических аппаратов и сооружений.
3.25 нормативы технологических потерь нефти [нефтепродуктов]: Укрупненные нормы, учитывающие общие удельные технологические потери нефти [нефтепродуктов] в целом по предприятию (маршруту), а также физико-химическими свойствами транспортируемой нефти (нефтепродукта) и утвержденные в установленном порядке. Они могут быть дифференцированы по основным технологическим процессам транспорта нефти и нефтепродуктов и периодам года.
3.26 (Исключен, Изм. N 1).
3.27
объект магистрального трубопровода (для транспортирования нефти и нефтепродуктов): Составная часть магистрального трубопровода, предназначенная для выполнения одной или нескольких взаимосвязанных технологических операций в процессе транспортирования, технологического хранения, перевалки подготовленной нефти или нефтепродуктов на автомобильный, железнодорожный или водный виды транспорта, включающая комплекс соответствующих зданий, сооружений и технических устройств.
[ГОСТ 34826-2022, статья 3.29] |
(Измененная редакция, Изм. N 1).
3.28 опознавательный знак: Цветографическое изображение, содержащее графическую информацию об объекте и его ведомственной принадлежности.
3.29 ответвление нефтепровода [нефтепродуктопровода]: Участок нефтепровода [нефтепродуктопровода], не имеющий перекачивающие станции и соединяющий магистральный нефтепровод [нефтепродуктопровод] с предприятиями добычи, накопления, потребления, распределения и переработки нефти [нефтепродуктов].
3.30 отказ магистрального нефтепровода [нефтепродуктопровода]: Событие, заключающееся в нарушении работоспособного состояния технического оборудования, применяемого на объектах магистрального нефтепровода [нефтепродуктопровода], износ, повреждение, скрытая неисправность вследствие конструктивных нарушений, несоблюдения установленного процесса эксплуатации или ремонта.
3.31
охранная зона: 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, несовместимые с целями ее установления.
[ТР ЕАЭС 049/2020, раздел II, пункт 5] |
(Измененная редакция, Изм. N 1).
3.32 перевалочный терминал: Объект магистрального трубопровода, предназначенный для приема, накопления, хранения, учета и перевалки нефти, нефтепродуктов на другой вид транспорта.
(Измененная редакция, Изм. N 1).
3.33
перекачивающая станция (магистрального трубопровода): Площадочный объект магистрального трубопровода, предназначенный для приема, накопления, учета, поддержания необходимого режима перекачки нефти/нефтепродуктов по магистральному трубопроводу.
Примечания
1 Согласно сложившейся практике в тексте документов, как правило, используют краткую форму термина, а именно "НПС", взамен объединенного термина "нефтеперекачивающая [нефтепродуктоперекачивающая] станция".
2 При необходимости уточнения, с каким продуктом выполняются технологические операции, используют полную форму термина "нефтеперекачивающая станция" или "[нефтепродуктоперекачивающая] станция".
[ГОСТ 34737-2021, статья 3.16] |
(Измененная редакция, Изм. N 1).
3.34 перекачка: Процесс перемещения нефти или нефтепродуктов по трубопроводу с помощью насосных установок по заданной схеме.
3.35 переход нефтепровода [нефтепродуктопровода]: Участок линейной части магистрального нефтепровода [нефтепродуктопровода], на пересечении с искусственным или естественным препятствием, отличный по конструктивному исполнению от прилегающих участков линейной части.
3.36 подводный переход нефтепровода [нефтепродуктопровода]: Участок нефтепровода [нефтепродуктопровода], проложенного через судоходные водные преграды или несудоходные водные преграды ниже уровня дна, шириной в межень по зеркалу воды более 10 м и глубиной свыше 1,5 м или шириной по зеркалу воды в межень 25 м и более независимо от глубины.
3.37 подземный переход нефтепровода [нефтепродуктопровода]: Участок нефтепровода [нефтепродуктопровода], проложенного через искусственные или естественные преграды под землей, кроме участков, относящихся к подводному переходу нефтепровода [нефтепродуктопровода].
3.38 (Исключен, Изм. N 1).
3.39 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 договору подряда.
3.40 приемочная комиссия: Временный коллегиальный орган уполномоченных должностных лиц, устанавливающий и документально подтверждающий соответствие участка магистрального трубопровода условиям договора (контракта), утвержденной в установленном порядке проектной документации, требованиям нормативных документов, а также готовность его к вводу в эксплуатацию.
3.41 приемо-сдаточный пункт нефти [нефтепродуктов]: Пункт по учету количества и оценке качества нефти [нефтепродукта], на котором подразделения принимающей и сдающей нефть сторон выполняют операции приема-сдачи нефти.
3.42 прием-передача нефти [нефтепродукта]: Операция, проводимая ответственными должностными лицами по приему и сдаче нефти, сопровождаемая определением количества и качества нефти [нефтепродуктов] с оформлением соответствующих документов.
3.43
пункт подогрева нефти: Объект магистрального трубопровода, предназначенный для подогрева перекачиваемой нефти с целью снижения ее вязкости при транспортировании по магистральному трубопроводу.
[ТР ЕАЭС 049/2020, раздел II, пункт 5] |
(Измененная редакция, Изм. N 1).
3.44 работоспособное состояние нефтепровода [нефтепродуктопровода]: Состояние нефтепровода [нефтепродуктопровода], при котором он способен выполнять требуемые функции.
3.45
резервуар (для нефти/нефтепродуктов): Сооружение, предназначенное для приема, накопления и сдачи нефти/нефтепродуктов.
Примечание - Резервуары в ряде случаев можно использовать для измерения объема и/или хранения нефти/нефтепродуктов.
[ГОСТ 34737-2021, статья 3.29] |
(Измененная редакция, Изм. N 1).
3.46
резервуарный парк: Комплекс взаимосвязанных резервуаров и связанного с ним технологического оборудования, предназначенный для приема, накопления и сдачи нефти/нефтепродуктов.
[ГОСТ 1510-2022, статья 3.56] |
(Измененная редакция, Изм. N 1).
3.47 самотечный участок нефтепровода [нефтепродуктопровода]: Участок линейной части магистрального нефтепровода [нефтепродуктопровода] от перевальной точки в направлении потока нефти [нефтепродукта], в пределах которого осуществляется безнапорное течение нефти [нефтепродукта], включая участок с неполным сечением.
3.48
система измерений количества и показателей качества нефти [нефтепродуктов]: Совокупность функционально объединенных средств измерений, системы сбора и обработки информации, технологического и иного оборудования, предназначенная для прямых или косвенных динамических измерений массы и показателей качества нефти [нефтепродуктов].
[ГОСТ 34396-2018, статья 3.10] |
(Измененная редакция, Изм. N 1).
3.49 система электрохимической защиты: Комплекс средств электрохимической защиты, установленный на всем протяжении магистрального трубопровода и предназначенный для защиты от коррозионных рисков.
(Измененная редакция, Изм. N 1).
3.50 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.
(Измененная редакция, Изм. N 1).
3.51 средний ремонт: Ремонт, выполняемый для восстановления исправности и частичного восстановления ресурса изделий с заменой или восстановлением составных частей ограниченной номенклатуры и контролем технического состояния составных частей, выполняемым в объеме, установленном в нормативных и технических документах.
(Измененная редакция, Изм. N 1).
3.52
технический коридор магистральных трубопроводов: Территория, на которой проложены в одном направлении не менее двух трубопроводов с соприкасающимися охранными зонами, которые входят в линейные части соответствующих магистральных трубопроводов, или участки этих трубопроводов, и которая ограничена с внешних сторон охранными зонами линейных частей магистральных трубопроводов.
[ТР ЕАЭС 049/2020, раздел II, пункт 5] |
(Измененная редакция, Изм. N 1).
3.53 техническое состояние: Состояние, которое характеризуется в определенный момент времени, при определенных условиях внешней среды значениями параметров, установленных нормативными документами.
(Измененная редакция, Изм. N 1).
3.54
технологический трубопровод: Трубопровод для нефти/нефтепродуктов, входящий в состав площадочного объекта магистрального трубопровода.
Примечание - К технологическим трубопроводам относятся трубопроводы:
- между точками врезки в линейную часть магистрального трубопровода на входе и выходе площадочного объекта, включая трубопроводную арматуру;
- резервуарных парков, включая обвязку резервуаров;
- сброса давления от предохранительных клапанов, системы сглаживания волн давления, обвязки емкостей сброса ударной волны, откачки из емкостей сбора утечек;
- сливо-наливных эстакад;
- опорожнения стендеров морских терминалов, установок для рекуперации паров нефти;
- дренажа и утечек от насосных агрегатов, дренажа фильтров-грязеуловителей, дренажа узлов регулирования давления, узлов учета нефти/нефтепродуктов;
- обеспечения топливом котельной нефтеперекачивающих/нефтепродуктоперекачивающих станций.
[ГОСТ 34737-2021, статья 3.35] |
(Измененная редакция, Изм. N 1).
3.55 технологические потери нефти [нефтепродуктов] на объектах магистрального трубопровода: Безвозвратные неизбежные потери нефти [нефтепродуктов], обусловленные технологическими процессами транспортировки магистральным трубопроводом, а также физико-химическими свойствами транспортируемой нефти [нефтепродукта].
3.56 технологический регламент: Документ, определяющий порядок организации надежного и безопасного ведения технологического процесса, который должен соответствовать проектным решениям, действительным характеристикам, условиям работы опасных производственных объектов магистральных трубопроводов, требованиям законодательств государств, входящих в Содружество Независимых Государств в области промышленной безопасности и нормативных технических документов.
3.57 технологический участок: Участок магистрального трубопровода между двумя соседними резервуарными парками, работающий в едином гидравлическом режиме.
(Измененная редакция, Изм. N 1).
3.58 транспортировка нефти или нефтепродуктов: Совокупность операций, включающая в себя операции приема нефти или нефтепродуктов на начальном приемо-сдаточном пункте, перекачку по магистральному трубопроводу, сдачу на конечном приемо-сдаточном пункте, слив, налив и перевалку.
(Измененная редакция, Изм. N 1).
3.59 трасса трубопровода: Положение оси трубопровода, определяемое на местности ее проекцией на горизонтальную и вертикальную плоскости.
3.60 узел приема внутритрубных устройств: Производственная площадка с комплексом взаимосвязанного оборудования, предназначенного для проведения технологических операций по приему и извлечению внутритрубных очистных, диагностических, разделительных и герметизирующих устройств.
3.61 узел пуска внутритрубных устройств: Производственная площадка с комплексом взаимосвязанного оборудования, предназначенного для проведения технологических операций по запасовке и пуску внутритрубных очистных, диагностических, разделительных и герметизирующих устройств в потоке перекачиваемого продукта в магистральном трубопроводе.
(Измененная редакция, Изм. N 1).
3.62 (Исключен, Изм. N 1).
3.63 управляющий диспетчер: Диспетчер, непосредственно выполняющий пуск, перевод с одного режима на другой, остановку транспортировки нефти или нефтепродуктов по магистральным трубопроводам, а также технологические переключения оборудования объектов магистральных трубопроводов.
(Измененная редакция, Изм. N 1).
3.64 фактические технологические потери нефти [нефтепродуктов] (в отличие от плановых): Реальное количество нефти [нефтепродуктов], теряемое в данный момент времени из источников потерь без нарушения технологии производства.
3.65
эксплуатация магистрального трубопровода: Деятельность по обеспечению функционирования магистрального трубопровода в соответствии с эксплуатационной документацией, включающая в себя в том числе техническое обслуживание, ремонт, техническое диагностирование и оперативно-диспетчерское управление.
[ТР ЕАЭС 049/2020, раздел II, пункт 5] |
(Измененная редакция, Изм. N 1).
3.66
эксплуатирующая организация: Юридическое лицо, созданное в соответствии с законодательством государства - члена Союза, осуществляющее эксплуатацию магистрального трубопровода на праве собственности или на ином законном основании и несущее ответственность за безопасность его эксплуатации, обеспеченное персоналом и материально-техническими ресурсами, необходимыми для управления деятельностью магистрального трубопровода, обслуживания и поддержания его эксплуатационных параметров.
[ТР ЕАЭС 049/2020, раздел II, пункт 5] |
(Измененная редакция, Изм. N 1).
3.67 электрометрическое диагностирование: Вид технического диагностирования, обеспечивающий получение информации о техническом состоянии трубопровода путем измерения и регистрации электрических параметров, напрямую или косвенно характеризующих состояние системы защиты от коррозии металла трубопровода и уровень его защищенности, а также характеризующий степень коррозионной опасности среды, окружающей трубопровод.
(Измененная редакция, Изм. N 1).
3.68 геотехнический мониторинг: Комплекс работ, основанный на натурных наблюдениях за поведением и устойчивостью конструкций вновь возводимых и эксплуатируемых сооружений.
Примечания
1 Состав, объемы, периодичность, сроки и методы выполнения работ, а также перечень наблюдаемых параметров и их предельные значения, при которых обеспечивается безопасная эксплуатация зданий и сооружений, устанавливаются в проектной документации.
2 При наличии опасных геологических процессов геотехнический мониторинг проводится на протяжении всего периода эксплуатации.
(Введен дополнительно, Изм. N 1).
3.69
нефть: Жидкая природная ископаемая смесь углеводородов широкого физико-химического состава, подготовленная к транспортировке магистральным трубопроводом, железнодорожным, автомобильным и водным транспортом и (или) к использованию в качестве сырья на нефтеперерабатывающих и нефтехимических производствах.
[ТР ЕАЭС 045/2017, раздел II, пункт 4] |
(Введен дополнительно, Изм. N 1).
3.70
приемка объекта магистрального трубопровода: Форма оценки соответствия завершенного строительством (реконструкцией) объекта магистрального трубопровода проектной документации, требованиям настоящего технического регламента, других технических регламентов Союза, действие которых на него распространяется, подтверждающая готовность объекта магистрального трубопровода к вводу в эксплуатацию.
[ТР ЕАЭС 049/2020, раздел II, пункт 5] |
(Введен дополнительно, Изм. N 1).
3.71
ремонт: Комплекс технологических операций и организационных действий по восстановлению работоспособности, исправности и ресурса объекта и/или его составных частей.
Примечание - Ремонт включает операции локализации, диагностирования, устранения неисправности и контроль функционирования.
[ГОСТ 18322-2016, статья 2.1.2] |
(Введен дополнительно, Изм. N 1).
3.72
репер: Геодезический знак, закрепляющий пункт нивелирной сети.
[ГОСТ 24846-2019, статья 3.18] |
(Введен дополнительно, Изм. N 1).
3.73 сложные геологические условия: Условия, характеризующиеся наличием в основании объекта магистрального трубопровода многолетнемерзлых и/или специфических грунтов либо развитием и/или наличием риска возникновения и развития на территории расположения объекта магистрального трубопровода геологических и инженерно-геологических процессов.
(Введен дополнительно, Изм. N 1).
3.74 сохраняемость: Свойство объекта сохранять в заданных пределах значения параметров, характеризующих способность объекта выполнять требуемые функции в течение срока службы.
(Введен дополнительно, Изм. N 1).
3.75
текущий ремонт: Плановый ремонт, выполняемый для обеспечения или восстановления работоспособности объекта и состоящий в замене и/или восстановлении отдельных легкодоступных его частей.
[ГОСТ 18322-2016, статья 2.3.9] |
(Введен дополнительно, Изм. N 1).
3.76 эксплуатационный контроль: Форма оценки соответствия, предусматривающая выполнение комплекса мероприятий, направленных на выявление и устранение несоответствий требованиям настоящего стандарта при эксплуатации объектов магистрального трубопровода.
(Введен дополнительно, Изм. N 1).
4 Сокращения
В настоящем стандарте применены следующие сокращения:
ВУ - внутритрубное устройство;
ИТСО - инженерно-технические средства охраны;
КПП - контрольно-пропускной пункт;
ЛЧ - линейная часть;
МТ - магистральный трубопровод для транспортировки нефти и нефтепродуктов;
НД - нормативный документ;
ПС - перекачивающая станция;
ПСП - приемо-сдаточный пункт;
РП - резервуарный парк;
СИ - средство измерений;
СИКН - система измерений количества и показателей качества нефти (нефтепродуктов);
ТНПА - технические и нормативные правовые акты;
ТСО - технические средства охраны;
ТУ - технологический участок;
ЧС - чрезвычайная ситуация;
ЭО - эксплуатирующая организация;
ЭХЗ - электрохимическая защита.
(Измененная редакция, Изм. N 1).
5 Общие требования к приемке в эксплуатацию, эксплуатации и нормативным документам по эксплуатации магистральных трубопроводов
5.1 Приемка в эксплуатацию магистральных трубопроводов и их объектов
5.1.1 Законченный строительством, реконструкцией МТ подлежит приемке Застройщиком или Техническим заказчиком от Генерального подрядчика в соответствии с требованиями законодательств государств, входящих в Содружество Независимых Государств и условиями договора подряда (контракта).
(Измененная редакция, Изм. N 1).
5.1.2 Приемку законченного строительством, реконструкцией МТ должны осуществлять рабочие и приемочная комиссии.
5.1.3 МТ после ремонта подлежит принятию в работу согласно законодательств государств-членов СНГ. Приемку должны осуществлять комиссии в соответствии с требованиями НД и условиями договора подряда (контракта).
5.1.4 Предъявляемый к приемке МТ должен соответствовать требованиям законодательств государств, входящих в Содружество Независимых Государств, проектной и рабочей документации, технических регламентов и НД, принятой в установленном порядке в качестве доказательной базы при оценке соответствия.
5.1.5 Приемку МТ следует проводить по объектам в целом, а также с учетом пусковых комплексов и сезонной стадийности, отраженной в проектной документации.
5.1.6 Перечень оборудования, технических систем и сооружений, входящих в состав принимаемого МТ, должен быть установлен проектной документацией, разработанной для его строительства, реконструкции или ремонта.
5.1.7 Подготовленный к эксплуатации МТ после строительства, реконструкции подлежит приемке Приемочной комиссией, при участии представителей Застройщика (Инвестора) или уполномоченного Застройщиком (Инвестором) лица, уполномоченных федеральных органов надзора и органов местного самоуправления. Технический заказчик совместно с Генеральным подрядчиком должен обеспечить подготовку МТ к эксплуатации и предъявлению Приемочной комиссии.
5.1.8 Отдельно стоящие здания и сооружения, встроенные или пристроенные помещения производственного и вспомогательного назначения, входящие в состав МТ, при необходимости ввода их в действие в процессе строительства объекта могут быть приняты Рабочими комиссиями с последующим предъявлением их Приемочной комиссии.
5.1.9 Приемку в эксплуатацию пусковых комплексов, входящих в состав МТ, должны проводить Приемочные комиссии, назначаемые в порядке, установленном настоящим стандартом для приемки МТ в целом.
5.1.10 Приемку законченного строительством, реконструкцией МТ должна проводить Приемочная комиссия путем принятия решения о соответствии его законодательствам государств, входящих в Содружество Независимых Государств, проектной документации техническим условиям на подключение (при наличии), Техническим регламентам и НД, а также возможности его эксплуатации.
(Измененная редакция, Изм. N 1).
5.1.10а Если НД или проектной документацией для оценки качества строительства предусмотрено внутритрубное диагностирование ЛЧ МТ, то приемку ЛЧ МТ осуществляют после проведения внутритрубного диагностирования ЛЧ МТ и устранения выявленных дефектов по результатам дополнительного дефектоскопического контроля.
(Введен дополнительно, Изм. N 1).
5.1.11 Вновь построенные, реконструированные МТ должны быть подготовлены к приемке в эксплуатацию, в том числе:
- обеспечены энергоресурсами, транспортно-техническими средствами и материально-техническими ресурсами, предусмотренными проектной документацией;
- иметь производственно-эксплуатационный персонал для обеспечения безопасной эксплуатации объекта;
- соответствовать требованиям охраны труда и промышленной безопасности;
- иметь разрешения на заполнение углеводородами МТ в уполномоченных органах корпоративного контроля и надзора;
- иметь заключения, специальные разрешения на эксплуатацию объектов и оборудования МТ в уполномоченных органах государственного надзора.
5.1.12 Решение о соответствии должны принимать Приемочные комиссии по результатам проверки соответствия МТ, проводимой путем изучения приемо-сдаточной документации (доказательственных материалов) и визуального осмотра (контроля), осуществляемого по решению Приемочной комиссии. Состав и объем приемо-сдаточной документации (доказательственных материалов) должны соответствовать проектной документации и настоящему стандарту.
5.1.13 При соответствии вновь построенного, реконструированного МТ установленным требованиям Приемочной комиссии следует оформить Акт о приемке законченного строительством объекта. Акт целесообразно подготавливать по форме КС-14.
5.1.14 Проектная и исполнительная документация на строительство/реконструкцию МТ, эксплуатационные документы, а также материалы расследования аварий и инцидентов должны храниться у собственника МТ или в ЭО в течение всего срока его эксплуатации.
(Измененная редакция, Изм. N 1).
5.1.15 Реализованные технические, конструктивные, технологические и иные решения должны соответствовать проектной и рабочей документации. Не допускается приемка в эксплуатацию объектов, по которым имеются не отраженные в проектной документации изменения, внесенные в ходе строительства, реконструкции или капитального ремонта. Их следует оформлять в установленном порядке до момента предъявления МТ к приемке.
5.1.16 Не допускается приемка в эксплуатацию МТ, в которых состав пусковых комплексов отличается от предусмотренных проектной и рабочей документацией.
5.1.17 До получения разрешения на ввод вновь построенных, реконструированных МТ в эксплуатацию запрещается их непосредственное использование по назначению, за исключением периода комплексного опробования под нагрузкой.
5.2 Эксплуатация магистральных трубопроводов и их объектов
5.2.1 Состав МТ, их конструктивные и технологические параметры устанавливают в проектной документации, в соответствии с действующими НД в зависимости от назначения, природно-климатических условий размещения МТ, физико-химических свойств нефти (нефтепродуктов), объема и расстояния перекачки.
5.2.2 Эксплуатацию МТ и их объектов должен осуществлять эксплуатационно-ремонтный персонал ЭО с привлечением, при необходимости, для выполнения отдельных видов работ специализированных организаций на договорной основе в соответствии с действующими ТНПА.
(Измененная редакция, Изм. N 1).
5.2.3 При эксплуатации МТ и их объектов должны быть обеспечены:
- процесс перекачки нефти (нефтепродуктов);
- управление производственными процессами;
- контроль за работой МТ и их объектов;
- своевременное проведение технического обслуживания и ремонта;
- своевременное проведение технического диагностирования;
- учет нефти (нефтепродуктов) и ведение установленной отчетности;
- разработка и внедрение мероприятий по сокращению потерь нефти (нефтепродуктов) при перекачке, перевалке с одного вида транспорта на другой и выполнении других технологических операций, экономии электроэнергии, топлива, материалов и других ресурсов, освоению новой техники;
- соблюдение показателей энергетической емкости и энергетической эффективности, установленных в проектной документации;
- промышленная, пожарная и экологическая безопасность МТ;
- создание безопасных условий труда;
- готовность к ликвидации аварий, повреждений и их последствий;
- антитеррористическая и противокриминальная защита МТ и их объектов;
- своевременное проведение геотехнического мониторинга объектов МТ, эксплуатируемых в сложных инженерно-геологических условиях.
(Измененная редакция, Изм. N 1).
5.2.4 Безопасность, эффективность и надежность эксплуатации МТ должны обеспечиваться следующими мерами:
- периодическим патрулированием, осмотрами и комплексными диагностическими, геотехническими обследованиями с использованием технических средств;
- поддержанием в исправном состоянии за счет своевременного выполнения технического обслуживания и ремонта;
- соблюдением технологических регламентов и НД по эксплуатации;
- своевременным выполнением мероприятий по подготовке к устойчивой работе в осенне-зимний, паводковый и пожароопасный периоды;
- своевременной реконструкцией объектов МТ в части морально устаревшего или изношенного оборудования;
- соблюдением требований к содержанию охранных зон и соблюдением минимальных расстояний;
- соблюдением условий обеспечения пожаровзрывобезопасности и противопожарной защиты;
- уведомлением руководителей организаций и информированием населения близлежащих населенных пунктов о местонахождении МТ и мерах безопасности;
- регулярным повышением квалификации обслуживающего персонала.
(Измененная редакция, Изм. N 1).
5.2.5 При проведении технического диагностирования, геотехнического мониторинга МТ, в периоды между капитальными ремонтами любых участков или объектов, следует регулярно осуществлять оценку текущего остаточного ресурса МТ в соответствии с требованиями НД, согласованных действующими законодательствами государств, входящих в Содружество Независимых Государств, в установленном порядке. По результатам диагностирования МТ экспертная организация, имеющая лицензию на деятельность по проведению экспертизы промышленной безопасности, выдает ЭО заключение экспертизы на соответствие технического состояния участка МТ требованиям НД и определение срока безопасной эксплуатации участка ЛЧ МТ.
(Измененная редакция, Изм. N 1).
5.2.6 Для обеспечения сохраняемости качества нефти (нефтепродуктов) при приемо-сдаточных операциях требуется:
- выделение для каждой марки нефтепродукта отдельных резервуаров;
- оснащение установленной запорной арматуры электроприводами;
- содержание в исправном состоянии оборудования резервуаров (запорной и дыхательной арматуры, пробоотборников и т.п.);
- своевременное удаление донных отложений из резервуаров;
- проведение контроля уровня подтоварной воды в резервуарах, периодичности и полноты ее удаления;
- обеспечение герметичности запорной арматуры технологических трубопроводов.
(Измененная редакция, Изм. N 1).
5.2.7 Расчет потерь нефти/нефтепродуктов, вызванных нарушением положений НД, устанавливающих требования к эксплуатации оборудования, технологическим процессам, а также авариями, хищениями, за исключением технологических потерь, следует проводить согласно НД, принятым в ЭО.
(Измененная редакция, Изм. N 1).
5.2.8 Нормативы технологических потерь нефти при транспортировке по системам МТ рассчитывают (пересматривают) и утверждают в порядке, определенном исполнительными органами государственной власти государств, входящих в Евразийский совет по стандартизации, метрологии и сертификации, с учетом изменений (ввода новых) маршрутов транспортировки нефти (нефтепродуктов) (тарифных участков).
5.2.9 Для сокращения потерь нефти (нефтепродуктов) в резервуарном парке необходимо:
- не допускать утечки нефти (нефтепродуктов) при сбросе подтоварной воды из резервуара;
- поддерживать полную техническую исправность и герметичность резервуаров;
- наносить на наружную поверхность резервуара светоотражающие светлые покрытия;
- предотвращать накопление донных отложений и процессы коррозии металла.
5.2.10 Обозначение трассы МТ на местности
5.2.10.1 Трассы МТ на местности должны быть обозначены информационными знаками, устанавливаемыми в пределах прямой видимости, но не реже чем через 500 м, а также на углах поворота и пересечениях с другими МТ и коммуникациями. К информационным знакам относятся опознавательные, предупреждающие и запрещающие знаки:
- опознавательный километровый знак "Охранная зона МТ" с козырьком для чтения с воздуха при воздушном патрулировании;
- опознавательный знак "Охранная зона";
- опознавательный знак "Указатель поворота";
- опознавательный знак "Пересечение коммуникаций";
- опознавательный знак "Разграничения зон ответственности подразделений, обслуживающих смежные участки";
- предупреждающий знак "Внимание нефтепровод! Проезд здесь!";
- предупреждающий знак "Внимание нефтепродуктопровод! Проезд здесь!";
- предупреждающий знак "Пожароопасно. Легковоспламеняющиеся вещества";
- предупреждающий знак "Огнеопасно нефтепровод! (наименование оборудования на ЛЧ МТ)";
- предупреждающий знак "Огнеопасно нефтепродуктопровод! (наименование оборудования на ЛЧ МТ)";
- запрещающий знак "Внимание нефтепровод! Движение техники запрещено!";
- запрещающий знак "Внимание нефтепродуктопровод! Движение техники запрещено!";
- запрещающий знак "Проход и проезд запрещен";
- запрещающий знак "Якорь не бросать!";
- запрещающий знак "Не копать! Электрический кабель";
- запрещающий дорожный знак "Остановка запрещена";
- стационарный створный знак подводного перехода.
(Измененная редакция, Изм. N 1).
5.2.10.2 Виды знаков, размеры, цветовая схема, содержание надписей на знаках и правила их установки должны отвечать требованиям ГОСТ 12.4.026 и НД ЭО.
5.2.10.3 Осмотр информационных знаков, установленных на МТ и их объектах, необходимо проводить при плановых осмотрах трассы.
5.3 Требования к нормативной документации по эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонту магистральных трубопроводов и их объектов
5.3.1 К НД допускается относить документы ЭО, определяющие требования и порядок действий, направленных на обеспечение надежной и безопасной эксплуатации МТ.
(Измененная редакция, Изм. N 1).
5.3.2 НД разрабатывает ЭО или специализированная организация на договорной основе и утверждается в установленном ЭО порядке.
(Измененная редакция, Изм. N 1).
5.3.3 НД должна содержать конкретные указания персоналу о порядке действий и способах ведения работ при эксплуатации, техническом обслуживании и ремонте МТ и их объектов, а также:
- перечень и описания возможных отказов МТ и их объектов;
- перечни и критерии предельных состояний МТ и их объектов;
- порядок действий персонала при отказе МТ и их объектов;
- периодичность контроля технического состояния МТ и их объектов.
(Измененная редакция, Изм. N 1).
5.3.4 При разработке НД по эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонту МТ и их объектов необходимо основываться на требованиях и рекомендациях:
- законодательств государств, входящих в Содружество Независимых Государств, в области технического регулирования;
- проектной документации, характеристик применяемого оборудования и условий работы МТ, а также рекомендациях изготовителей применяемого оборудования;
- промышленной, пожарной, экологической безопасности и организации безопасных условий труда.
(Измененная редакция, Изм. N 1).
5.3.5 НД пересматривают не реже одного раза в пять лет или при изменении состава документации, определяющей порядок эксплуатации МТ и их безопасность, а также при внесении принципиальных изменений в технологическую схему и режимы работы МТ и их объектов.
(Измененная редакция, Изм. N 1).
5.3.6 Разработку, внесение изменений и хранение НД выполняют на бумажных носителях и/или в электронном виде в базе данных информационной системы ЭО, позволяющем вывод в печатной форме по определенному шаблону.
(Введен дополнительно, Изм. N 1).
6 Техническое обслуживание и ремонт магистральных трубопроводов и их объектов
6.1 Общие требования
6.1.1 Техническое обслуживание и ремонт МТ и их объектов следует проводить по утвержденным графикам (годовым, месячным), разработанным ЭО.
6.1.2 Объем выполняемых работ и периодичность проведения работ по техническому обслуживанию и ремонту МТ и их объектов должны быть определены в НД.
(Измененная редакция, Изм. N 1).
6.1.3 Техническое обслуживание и ремонт МТ и их объектов должны осуществляться эксплуатационно-ремонтным персоналом ЭО или специализированными организациями на договорной основе в соответствии с технологическими регламентами и нормативными документами.
6.2 Техническое обслуживание линейной части магистральных трубопроводов и их объектов
6.2.1 Общие положения
6.2.1.1 Перечень объектов и сооружений, входящих в состав ЛЧ МТ, установлен в соответствии с приложением А.
6.2.1.2 Техническое обслуживание ЛЧ МТ включает:
- осмотр (патрулирование) трассы МТ - визуальное наблюдение с целью своевременного обнаружения опасных ситуаций, угрожающих целостности и безопасности МТ и безопасности окружающей среды;
- контроль технического состояния установленного оборудования и проведение комплекса операций по поддержанию его в работоспособном состоянии;
- определение и уточнение фактической глубины заложения трубопровода.
(Измененная редакция, Изм. N 1).
6.2.1.3 По всей трассе следует поддерживать проектную глубину заложения МТ. При выявлении недозаглубления, оголения, провисания, размыва почв вокруг участков МТ они должны быть приведены в соответствие с проектной документацией.
6.2.1.4 При возникновении ситуаций, связанных с размывом почв вокруг МТ, следует предусматривать дополнительные мероприятия по их защите: организацию стока поверхностных вод, укрепление оврагов и промоин, размываемых берегов водных преград и другие.
6.2.1.5 На всех участках ЛЧ МТ должен быть обеспечен доступ (проезд, дорога) к любой точке МТ для выполнения профилактических, ремонтных и аварийных работ.
(Измененная редакция, Изм. N 1).
6.2.1.6 Участки земли с каждой стороны ЛЧ МТ и обслуживающих их линий электропередач и линий связи, объектов МТ и ПС следует периодически расчищать от деревьев, кустарников и их поросли для обеспечения свободного передвижения техники и пожарной безопасности на расстояния:
а) от ограждения территории ПС:
б) от оси МТ - 3 м;
в) от ограждения узлов пуска и приема ВУ - 25 м;
г) от крайнего провода вдольтрассовых линий электропередачи, ограждения прочих объектов ЛЧ МТ кроме линий связи - 3 м; отдельные деревья и группы деревьев, растущие на расстоянии более 3 м и угрожающие падением на объекты, уничтожаются;
д) от линий связи:
1) при высоте насаждений менее 4 м - шириной не менее расстояния между крайними проводами воздушных линий связи плюс 4 м (по 2 м с каждой стороны от крайних проводов до ветвей деревьев);
2) при высоте насаждений более 4 м - шириной не менее расстояния между крайними проводами воздушных линий плюс 6 м (по 3 м с каждой стороны от крайних проводов до ветвей деревьев);
3) вдоль трассы кабеля связи - шириной не менее 6 м (по 3 м с каждой стороны от кабеля связи).
Примечание - В Республике Беларусь в соответствии с "Правилами охраны сооружений связи и радиофикации в Республике Беларусь" на расстояние вдоль трассы кабеля связи - шириной не менее 4 м (по 2 м с каждой стороны от кабеля связи).
е) от защитных сооружений - 3 м от обвалования амбара и 3 м от основания вала или бровки отводной канавы;
ж) от реперов - 15 м.
(Измененная редакция, Изм. N 1).
6.2.2 Охранные зоны
6.2.2.1 ЭО должна контролировать состояние охранных зон МТ, которые составляют:
- вдоль трасс ЛЧ МТ, проложенных подземно, за исключением подводных переходов, в насыпи и на опорах - поверхность участка земли и воздушное пространство над ней (на высоту, соответствующую наибольшей высоте сооружений, включая насыпи и опоры МТ), ограниченную условными параллельными вертикальными плоскостями, отстоящими по обе стороны от оси МТ, - не менее 25 м;
- вдоль трасс ЛЧ многониточных МТ - с учетом вышеизложенных требований на указанных расстояниях от осей крайних МТ;
- вдоль подводных переходов МТ - объем водного пространства от водной поверхности до дна, ограниченный вертикальными плоскостями, отстоящими по обе стороны от крайних МТ, - 100 м;
- вдоль МТ, проложенных в морской акватории, - объем водного пространства от водной поверхности до дна, ограниченный вертикальными плоскостями, отстоящими по обе стороны от крайних МТ, - 500 м;
- вокруг емкостей для дренажа нефти (нефтепродуктов), емкостей для аварийного сброса нефти (нефтепродуктов) - поверхность участка земли и воздушное пространство над ней (на высоту, соответствующую высоте указанных объектов), ограниченную вертикальной замкнутой поверхностью, отстоящей от границ территорий указанных объектов, - 50 м во все стороны;
- вокруг ПС, терминалов, РП, наливных и сливных железнодорожных эстакад, ПСП, пунктов подогрева нефти и иных объектов и сооружений - поверхность участка земли и воздушное пространство над ней (на высоту, соответствующую высоте указанных объектов), ограниченную вертикальной замкнутой поверхностью, отстоящей от границ территорий указанных объектов, - 100 м во все стороны;
- вокруг устройств ЭХЗ, выходящих за пределы охранной зоны ЛЧ МТ, - поверхность участка земли и воздушное пространство над ней (на высоту, соответствующую высоте указанных устройств), ограниченную вертикальной замкнутой поверхностью, отстоящей от границ территорий указанных объектов, - 5 м во все стороны;
- вокруг границ грунтовых реперов - внешние края окопки, ограды, валы из камней (при их отсутствии - наружные основания знаков) - 1 м.
(Измененная редакция, Изм. N 1).
6.2.2.2 В охранных зонах МТ запрещается производить действия, которые могут нарушить нормальную эксплуатацию МТ, либо привести к их повреждению в частности:
- перемещать, засыпать и ломать опознавательные и сигнальные знаки, контрольно-измерительные пункты, реперы;
- открывать люки, калитки и двери необслуживаемых усилительных пунктов кабельной связи, ограждений узлов линейной арматуры, станций катодной и дренажной защиты, линейных и смотровых колодцев и других линейных устройств;
- открывать и закрывать краны и задвижки, отключать или включать средства связи, энергоснабжения и телемеханики МТ;
- устраивать всякого рода свалки;
- разрушать берегоукрепительные, земляные и иные сооружения (устройства), предохраняющие прилегающую территорию и окружающую местность - от аварийного разлива нефти (нефтепродуктов);
- разводить огонь и размещать какие-либо открытые или закрытые источники огня.
(Измененная редакция, Изм. N 1).
6.2.2.3 Организации, имеющие намерения проводить работы в охранной зоне, обязаны не позднее чем за 5 сут до начала работ пригласить представителя ЭО на место производства работ для осуществления контроля за соблюдением мер по обеспечению сохраняемости МТ. Получив от ЭО письменное разрешение на ведение работ в охранной зоне МТ, организации обязаны выполнять их с соблюдением условий, обеспечивающих сохраняемость МТ и опознавательных знаков, и несут ответственность за повреждение последних.
(Измененная редакция, Изм. N 1).
6.2.2.4 Персонал ЭО при выезде на трассу МТ, независимо от основных обязанностей и целей выезда, должен следить за состоянием охранной зоны и соблюдением минимальных расстояний от МТ до ближайших объектов, установленных ТНПА и действующими НД. Информацию об обнаружении любого вида деятельности или событий, угрожающих нормальной и безопасной работе МТ, следует немедленно сообщать непосредственному руководителю.
6.2.2.5 При прохождении МТ в одном техническом коридоре с инженерными коммуникациями других организаций или их взаимном пересечении основы взаимоотношений организаций, эксплуатирующих эти коммуникации, должны устанавливаться регламентом (инструкцией) взаимоотношений организаций, коммуникации которых проходят в одном техническом коридоре или пересекаются. Регламент должны разрабатывать организации в соответствии с действующими НД государств, входящих в Содружество Независимых Государств, устанавливающими правила охраны трубопроводов.
6.2.2.6 Строительные и ремонтные работы в охранных зонах линий и сооружений технологической связи, телемеханики и электрических сетей, входящих в состав МТ, следует выполнять с соблюдением требований законодательств, действующих в государствах, входящих в Содружество Независимых Государств, в области охраны линий и сооружений связи и электрических сетей, а также настоящего стандарта.
6.2.2.7 Изменения, касающиеся строительства объектов в охранной зоне МТ, пересечений МТ коммуникациями другого назначения, а также конструктивные изменения объектов МТ должны быть своевременно внесены в исполнительную документацию.
6.2.2.8 Порядок установления охранных зон МТ в населенных пунктах - в соответствии с НД.
(Введен дополнительно, Изм. N 1).
6.2.3 Патрулирование трассы магистральных трубопроводов
6.2.3.1 Патрулирование трассы МТ следует осуществлять в целях:
- контроля состояния охранной зоны и прилегающей территории;
- выявления факторов, создающих угрозу надежности и безопасности эксплуатации МТ;
- обследования всех сооружений и элементов охранных систем сооружений с применением технических средств для определения их технического состояния.
6.2.3.2 Организация патрулирования трассы МТ возлагается на производственные подразделения ЭО.
6.2.3.3 Периодичность и вид осмотра трассы МТ устанавливает ЭО. В зависимости от местных условий и времени года осмотр следует проводить одним из следующих способов или их комбинацией:
- воздушным патрулированием в зависимости от погодных условий, труднодоступности или по утвержденному графику;
- наземным патрулированием, выполняемым обходчиком пешком или на транспортных средствах по графику, утвержденному ЭО.
6.2.3.4 (Исключен, Изм. N 1).
6.2.3.5 Внеочередные осмотры трассы МТ проводят после стихийных бедствий, при обнаружении утечек нефти (нефтепродукта), падения давления, срабатывания систем обнаружения утечек и охранных систем, нарушения баланса нефти (нефтепродуктов) и других признаков повреждения МТ.
6.2.3.6 О замеченных утечках нефти (нефтепродукта), любых неисправностях и повреждениях сооружений по трассе, угрожающих нормальной работе МТ или безопасности людей, а также о нарушениях охранной зоны МТ или производстве строительных работ в непосредственной близости от МТ, лица, выполняющие патрулирование, должны немедленно сообщать непосредственному руководителю и диспетчеру, осуществляющему управление данным участком МТ.
6.2.4 Оборудование линейной части магистральных трубопроводов
6.2.4.1 Запорная арматура, узлы пуска и приема ВУ должны быть легкодоступны для обслуживания персоналом и защищены от повреждения и управления посторонними лицами.
6.2.4.2 Вантузы, а также отдельно стоящие манометры и сигнализаторы прохождения ВУ должны быть ограждены, обозначены и должны находиться в колодцах с обеспечением защиты от несанкционированного доступа. Допускается подземная установка вантузов без ограждения.
(Измененная редакция, Изм. N 1).
6.2.4.3 Запорная арматура, установленная на ЛЧ МТ, должна быть комплектной, пронумерована в соответствии с технологическими схемами, должна иметь указатели положения затвора и содержаться в исправном состоянии. На арматуре должны быть надписи обозначения по управлению ею.
6.2.4.4 Площадки расположения запорной арматуры ЛЧ внутри ограждений должны быть спланированы, защищены от затопления поверхностными и грунтовыми водами и должны иметь твердое покрытие (гравий, щебень и т.п.), в случае расположения узлов запорной арматуры в пределах затапливаемых территорий должна быть предусмотрена возможность обесточивания задвижек. К площадкам должна быть предусмотрена возможность подъезда транспортных средств.
6.2.4.5 К узлам управления, указателям положения затвора запорной арматуры должен быть обеспечен беспрепятственный доступ обслуживающего персонала. Площадки обслуживания следует содержать в чистоте и исправном состоянии.
6.2.4.6 Открывать и закрывать запорную арматуру разрешается только по распоряжению диспетчера, которое должно быть зафиксировано в журнале распоряжений.
6.2.4.7 Операции по управлению, техническому обслуживанию запорной арматуры следует проводить в соответствии с требованиями инструкций предприятий-изготовителей.
6.2.4.8 Техническое обслуживание запорной арматуры следует проводить согласно годовым планам-графикам, утвержденным руководством ЭО.
В сроки, указанные в руководстве по эксплуатации, при отсутствии требований изготовителей - один раз в шесть месяцев при подготовке к работе в осенне-зимний и весенне-летний сезоны следует проводить:
- внешний осмотр запорной арматуры с целью выявления утечек нефти, утечек масла через неплотности редуктора, нарушений герметичности кабеля и электродвигателя;
- проверку наличия смазки в редукторе и ванне конечных выключателей, отсутствия мелких неисправностей и поломок, наличия колпаков для защиты штока задвижки от пыли, грязи, осадков, наличия четко обозначенных знаков и надписей, указателей положения (штока);
- устранение всех выявленных при внешнем осмотре недостатков;
- устранение, при необходимости, с наружных поверхностей задвижек, обратных клапанов, с площадок самообслуживания грязи, ржавчины, льда, воды, подтеков масла.
(Измененная редакция, Изм. N 1).
6.2.4.9 Проверку сальникового уплотнения, нажимной втулки, донабивку или замену сальникового уплотнения (при необходимости), обтяжку всех фланцевых соединений проводят один раз в год.
(Измененная редакция, Изм. N 1).
6.2.4.10 В процессе эксплуатации узлов пуска и приема ВУ с целью определения их возможных перемещений следует проводить контроль геодезических отметок и нивелирование оси камеры пуска (приема) ВУ.
6.2.4.11 В сейсмических районах и в районах многолетнемерзлых грунтов обследованию дополнительно подлежит оборудование, построенное на фундаментах (узлы запорной арматуры, блок-контейнеры пунктов контроля и управления, блок-контейнеры связи, емкости для дренажа нефти на камерах пуска и приема ВУ, прожекторные мачты, дома обходчиков).
6.2.5 Переходы через естественные и искусственные преграды
6.2.5.1 В процессе эксплуатации подземных переходов МТ через железные и автомобильные дороги необходимо проверять:
- состояние смотровых и отводных колодцев, контрольных устройств, отводных канав с целью выявления утечек нефти (нефтепродуктов), нарушений земляного покрова, опасных для МТ проседаний и выпучиваний грунта;
- положение защитного кожуха (футляра) и трубопровода, а также состояние изоляции МТ;
- отсутствие прямого контакта металла трубы с защитным кожухом.
6.2.5.2 Периодичность проведения проверок подземных переходов МТ через железные и автомобильные дороги устанавливают в НД ЭО.
6.2.5.3 В процессе эксплуатации надземных (воздушных) переходов (балочных, подвесных и арочных) необходимо вести визуальный контроль общего состояния воздушных переходов, береговых и промежуточных опор, состояния мачт, тросов, вантов, берегов в полосе переходов, берегоукрепительных сооружений, водоотводных канав, мест выхода МТ из земли, креплений МТ в опорах земляных насыпей.
6.2.5.4 Все надземные (воздушные) переходы балочного типа должны быть оборудованы ограждениями, исключающими возможность доступа и прохода посторонних лиц и проезда механизмов к МТ, иметь антикоррозионное защитное покрытие.
6.2.5.5 ЭО при планировании работ по техническому обслуживанию и ремонту переходов через водные преграды должна учитывать границы подводных переходов МТ, определяемые в соответствии с правилами, установленными в действующих НД.
6.2.5.6 На переходах через судоходные реки или реки шириной более 500 м должны быть оборудованы пункты наблюдения, в иных случаях по необходимости. Допускается не оборудовать пункты наблюдения на переходах через суходольные реки если этого не предусмотрено законодательством государств-членов СНГ.
6.2.5.7 Техническое обслуживание и ремонт запорной арматуры, проверка герметичности и промывка арматуры, эксплуатация и обслуживание электрооборудования, системы обнаружения утечек, а также контроль состояния противокоррозионной защиты переходов МТ, средств ЭХЗ, установленных на переходах, должны осуществляться в соответствии с требованиями технологических регламентов. Ремонт запорной арматуры должен выполняться по ремонтной документации.
6.2.5.8 В процессе эксплуатации электроприемников, электроснабжение которых осуществляется от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, должна выполняться проверка работоспособности устройств автоматического включения резервных источников электроснабжения.
(Измененная редакция, Изм. N 1).
6.2.5.9 Контроль герметичности запорной арматуры переходов трубопровода через водные преграды должен осуществляться не реже одного раза в шесть месяцев в соответствии с годовым графиком.
(Измененная редакция, Изм. N 1).
6.2.6 Очистка внутренней полости линейной части магистральных трубопроводов
6.2.6.1 С целью поддержания пропускной способности, предупреждения скопления воды и внутренних отложений, а также с целью подготовки участка МТ к внутритрубному диагностированию и переиспытаниям следует проводить очистку внутренней полости МТ пропуском очистных устройств.
6.2.6.2 ЭО должна составлять и утверждать годовые планы работ по очистке МТ с учетом планов и технологических режимов транспортировки, проведения внутритрубного диагностирования, свойств перекачиваемой нефти (нефтепродукта).
6.2.6.3 Периодичность очистки МТ очистными устройствами определяют индивидуально для каждого МТ в зависимости от особенностей его эксплуатации и свойств перекачиваемой нефти (нефтепродукта) с учетом влияния на них температуры окружающей среды.
6.2.6.4 Работы по очистке МТ следует выполнять в соответствии с требованиями технологических регламентов.
6.3 Техническое обслуживание и ремонт перекачивающих станций
6.3.1 Общие положения
В зависимости от назначения и условий эксплуатации в состав ПС (терминалов, ПСП, железнодорожных и автомобильных эстакад) входят сооружения, здания, технологические системы и оборудование по транспортировке, накоплению, фильтрации перекачиваемой нефти (нефтепродуктов), СИКН, регулированию давления, сбору дренажа и утечек, электроснабжению, автоматизации и телемеханизации технологических процессов, пожарной и экологической безопасности и другим обеспечивающим процессам, а также оборудование вспомогательных систем.
6.3.2 Технологические трубопроводы
6.3.2.1 К основным трубопроводам относят внутриплощадочные трубопроводы между точками врезки в МТ на входе и выходе ПС (терминалов, ПСП, железнодорожных и автомобильных эстакад), включая входную и выходную запорную арматуру, надземные и надводные трубопроводы морских терминалов, по которым осуществляется транспортировка нефти (нефтепродуктов).
6.3.2.2 К вспомогательным трубопроводам относят технологические трубопроводы дренажа и утечек от насосных агрегатов, дренажа фильтров-грязеуловителей, регуляторов давления, узлов учета нефти (нефтепродуктов); трубопроводы сброса давления от предохранительных клапанов, системы сглаживания волн давления, обвязки емкостей сброса и гашения ударной волны, откачки из емкостей сбора утечек; опорожнения стендеров морских терминалов, системы улавливания легких фракций.
6.3.2.3 Значения рабочего давления технологических трубопроводов устанавливают в проектной документации.
6.3.2.4 Допустимое рабочее давление технологических трубопроводов определяют расчетом.
6.3.2.5 Технологические трубопроводы должны иметь градуировочные таблицы, выполненные на основании расчетов вместимости, утвержденных в установленном порядке.
6.3.2.6 При вводе в эксплуатацию ПС (терминала, ПСП, железнодорожной и автомобильной эстакады), трубопроводов, не эксплуатировавшихся более трех лет, полной или частичной замене трубопроводов, необходимо проводить гидравлическое испытание на прочность и герметичность. Гидравлические испытания основных и вспомогательных трубопроводов следует проводить в соответствии с проектной документацией.
(Измененная редакция, Изм. N 1).
6.3.2.7 Сроки проведения обследования технологических трубопроводов с целью определения их технического состояния устанавливают в соответствии с технологическими регламентами.
6.3.2.8 Объем и методы обследования должны определяться программами и методиками, разработанными и утвержденными ЭО.
6.3.2.9 В технологических схемах внутриплощадочных трубопроводов должно быть указано расположение запорной арматуры, оборудования, приборов и устройств с соответствующими обозначением и нумерацией. Технологическая схема должна содержать экспликацию оборудования с арматурой с указанием основных технических характеристик.
В технологических схемах площадочных объектов МТ должны быть приведены:
- все трубопроводы, в том числе основные (линии всасывания и напора насосов, технологические трубопроводы) и вспомогательные (линии дренажа, откачки утечек, аварийного сброса и др.) технологические трубопроводы, с указанием номинального диаметра, толщины стенки, направления движения нефти/нефтепродуктов и уклонов;
- основное и вспомогательное механо-технологическое оборудование;
- запорная, предохранительная и регулирующая арматура, обратные затворы;
- резервуары и емкости;
- СИКН;
- пробозаборные устройства;
- узлы пуска, пропуска, приема средств очистки и диагностирования с установленными сигнализаторами прохождения ВУ;
- точки контроля и измерения давления, температуры, плотности, вязкости и расхода нефти/нефтепродуктов;
- узлы ввода противотурбулентной присадки;
- высотные отметки осей магистральных и подпорных насосных агрегатов, днищ каждого резервуара.
(Измененная редакция, Изм. N 1).
6.3.2.10 Все приведенные на технологической схеме элементы должны иметь технологические номера.
(Введен дополнительно, Изм. N 1).
6.3.3 Резервуарные парки
6.3.3.1 Резервуары должны быть оснащены полным комплектом оборудования, а также системами автоматики, контроля и измерения с учетом обеспечения надежности выполнения технологических операций в соответствии с требованиями пожаровзрывобезопасности и охраны труда.
Для получения доступа к полной версии без ограничений вы можете выбрать подходящий тариф или активировать демо-доступ.