1.1.4 При обеспечении пожарной безопасности объектов магистральных нефтепроводов следует руководствоваться Правилами пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов и другими действующими нормативными документами, определяющими требования по обеспечению пожарной безопасности.

1.1.5 При выполнении работ, не регламентированных настоящими Правилами (электрогазосварочные работы, строительно–монтажные, земляные и др.), эксплуатирующее МН предприятие должно руководствоваться иными нормативными документами, утвержденными в установленном порядке.

1.1.6 Настоящие Правила являются переработанным и дополненным изданием Правил технической эксплуатации.

Правила переработаны и дополнены в соответствии с требованиями действующих законодательных актов и постановлений, новых государственных стандартов и других нормативных документов.

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

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

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

1.5.7 Обеспечение производственной деятельности осуществляется предприятием магистральных нефтепроводов и его структурными подразделениями (филиалами):

1.5.8 Организация технического обслуживания и ремонта (ТОР) сооружений и оборудования магистральных нефтепроводов обеспечивается централизованным, по объектным, смешанным видом системы ТОР, который определяется нормативными документами оператора системы магистрального нефтепроводного транспорта (Компанией).

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

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

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

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

1.6.4 Подготовка персонала по вопросам промышленной безопасности должна проводиться в специализированных учебных учреждениях, имеющих разрешение территориальных органов Госнадзора.

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

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

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

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

Паспорта ведутся на: магистральные нефтепроводы, находящиеся на балансе предприятия, включая находящиеся в консервации и выведенные из эксплуатации, в т. ч. на линейную часть МН или участка МН в РНУ (ОКМН) и ОМН в пределах закрепленных за ними границ эксплуатации, переходы через реки шириной более 10 м по зеркалу воды в межень и глубиной свыше 1,5 м, перевалочные нефтебазы (ПНБ), наливные пункты, пункты подогрева нефти (ППН), причалы, станции смешения нефти (ССН) и внутри–объектные сооружения (резервуары, сосуды под давлением, котлы и т.д.).

Паспорта должны содержать сведения о мониторинге технического состояния объекта, проведенного с начала его эксплуатации, техническом обслуживании, ремонтах, диагностических обследованиях, испытаниях на надежность, ликвидациях аварий и отказов.

Паспорта на линейную часть МН, НПС, ПНБ, ППН, ССН составляются специалистами ОМН. Паспорта на оборудование и сооружения НПС, ПНБ, ППН, ССН составляются специалистами данных подразделений.

Паспорта на МН, в пределах, закрепленных за ОМН границ эксплуатации и на участки МН утверждаются директором предприятия и хранятся в отделе эксплуатации ОМН.

Паспорта на НПС, ПНБ, ППН, ССН, их оборудование и сооружения утверждаются директором предприятия (ОМН) и хранятся на этих объектах.

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

Соответствующие изменения и дополнения в технологических схемах, изменения конструкций, данные о контроле технического состояния МН должны в 10–дневный срок быть внесены в исполнительную и оперативную документацию.

1.7.4 ОМН должен вносить в паспорт нефтепровода величины разрешенного давления и величину пропускной способности при изменении для заданных параметров в течение 1 дня, а подтверждать соответствующей записью не менее 1 раза в полгода.

1.7.5 Проектная и исполнительная документация должна храниться в техническом архиве ОМН.

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

Перечень действующей нормативной и технической документации, используемой при эксплуатации МН и рекомендуемой для хранения у ОМН, приведен в Приложении Д.

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

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

1.7.8 Ответственность за обеспечение и укомплектование технической и нормативной документацией рабочих мест, служб и подразделений несет руководство предприятия и его филиалов (ОМН).

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

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

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

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

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

2.1.12 При сдаче–приемке линейной части МН после капитального ремонта с заменой изоляции и ремонта стенки трубы предприятие представляет приемочной комиссии, следующую документацию:

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

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

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

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

Проектно–техническая документация по электроустановкам должна включать:

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

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

Проектно–техническая документация по электроустановкам должна включать:

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

3.1.4 На действующий нефтепровод технологический регламент разрабатывается эксплуатантом данного нефтепровода.

Технологический регламент, разработанный ОМН утверждается директором предприятия.

3.1.5 Срок действия регламента устанавливается 3 года.

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

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

3.2.4 Заданная производительность перекачки на участке нефтепровода может обеспечиваться:

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

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

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

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

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

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

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

3.3.8 ЦДП осуществляет:

3.3.9 Диспетчерская служба на основании плановых заданий ЦДП осуществляет:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

На профилях нефтепроводов должны быть указаны:

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

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

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

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

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

.

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

.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Особенности организации перекачки на нефтепроводах со сложным рельефом трассы.

3.4.21 Для нефтепроводов со сложным рельефом трассы в условиях неполной их загрузки допускается перекачка с неполным заполнением поперечного сечения трубопровода после перевальной точки.

В этом случае разрабатывается Технологический регламент эксплуатации нефтепровода с самотечными участками, в котором должны быть:

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

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

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

4.1.3 Техническое обслуживание линейной части МН включает:

4.1.4 Техническое обслуживание линейной части МН должно проводиться аварийной службой.

Осмотр трассы нефтепровода.

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

Периодичность осмотра нефтепровода путем обхода, объезда или облета устанавливается руководством эксплуатирующего предприятия в зависимости от местных условий и времени года и должно осуществляться:

4.1.6 При осмотре МН особое внимание должно быть уделено:

4.1.7 Структурные подразделения предприятия, эксплуатирующие объекты МН, должны содержать в рабочем состоянии проезды, подъездные пути, переезды через нефтепроводы, вдоль–трассовые дороги, вертолетные площадки и взлетно–посадочные полосы авиатранспорта для обслуживания линейной части МН.

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

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

4.1.10 Результаты патрулирования должны заноситься в журнал осмотра.

.

Обозначение трассы МН на местности.

.

4.1.11 Трасса нефтепровода на местности должна обозначаться опознавательно–предупредительными знаками в виде столбиков со щитами–указателями высотой 1,5–2 м от поверхности земли, устанавливаемыми в пределах прямой видимости, но не реже чем через 500–1000 м, а также на углах поворота и пересечениях с другими трубопроводами и коммуникациями, в местах мелкого залегания (до их устранения) П образными знаками размером 1,5–2 м над поверхностью земли (отступ стоек знака от трубопровода не менее 0,5 м с каждой стороны) с двухсторонним щитом 0,5 ´0,3 м с сигнальной надписью «Внимание нефтепровод! Движение техники запрещено!».

4.1.14 На щите–указателе должны быть приведены:

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

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

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

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

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

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

.

Охранные зоны.

.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Фактическая глубина заложения нефтепровода должна контролироваться на непахотных землях не реже одного раза в пять лет, на пахотных – один раз в год. Контроль производится через 100 м по длине и в характерных точках (низины, овраги и др.).

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

4.1.33 Для защиты от размыва траншеи и обнажения нефтепроводов должны предусматриваться соответствующие мероприятия:

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

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

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

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

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

.

Наземное оборудование.

.

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

Вантуза, а также отдельно стоящие манометры и сигнализаторы прохождения СОД должны быть ограждены, обозначены, находится в колодцах с обеспечением защиты от несанкционированного доступа.

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

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

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

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

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

4.1.42 Техническое обслуживание запорной арматуры должно проводиться согласно годовым планам–графикам, утвержденным руководством предприятия.

Не менее одного раза в месяц следует проводить:

Подтяжка сальников проводится, по необходимости, но не реже двух раз в год. Протяжка всех фланцевых соединений проводится не реже 2–х раз в год при подготовке к работе в осенне–зимний и весенне–летний сезоны.

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

.

Пересечения искусственных и естественных препятствий.

.

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

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

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

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

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

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

4.1.50 К подводным переходам относится линейная часть нефтепровода с сооружениями, проходящая через водные преграды шириной более 10 м по зеркалу воды в межень и глубиной свыше 1,5 м.

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

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

4.1.52 Строящиеся подводные переходы МН должны быть оборудованы системами контроля утечек. Все подводные переходы, имеющие конструкцию «труба в трубе», должны быть оборудованы системами обнаружения газо–паровоздушной среды в межтрубном пространстве.

4.1.53 На переходах через судоходные реки должны быть оборудованы пункты наблюдения. Предприятие эксплуатирующее подводные переходы через судоходные реки, должны быть укомплектованы техническими средствами для ликвидации аварий и их последствий.

4.1.54 Техническое обслуживание подводных переходов МН должно производиться службами предприятия и его филиалов, в соответствии с требованиями действующих нормативных документов и настоящих Правил.

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

4.1.56 Техническое обслуживание подводных переходов должно включать:

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

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

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

Промывку необходимо производить при скорости движения нефти не менее 1,5 м/с, при наличии камер приема–пуска с применением очистных устройств.

Время выполнения промывки подводного перехода, при скорости движения нефти 1,5 м/с, должно быть достаточным для прокачки 3–х объемов промываемого участка нефтепровода.

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

Подготовка нефтепровода к эксплуатации в осенне–зимних условиях и к весеннему паводку.

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

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

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

.

.

.

.

Очистка внутренней полости линейной части нефтепроводов.

.

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

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

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

4.1.67 ОМН должен составлять и утверждать годовые планы работ по очистке нефтепроводов с учетом планов перекачки, проведения внутритрубных инспекций и свойств нефти.

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

При снижении пропускной способности нефтепровода в промежутках между периодическими очистками на 2 % и более необходимо проводить внеочередные очистки нефтепровода.

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

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

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

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

.

.

.

.

Испытания действующих нефтепроводов.

.

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

Испытания должны проводиться в соответствии с требованиями действующих нормативных документов.

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

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

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

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

4.1.76 Для организации проведения испытаний действующего нефтепровода приказом по предприятию создается рабочая комиссия.

Испытания проводятся по Программе или Проекту, утвержденным руководителем предприятия и согласованным с местными исполнительными органами и органами Госнадзора.

После окончания испытаний должен быть оформлен акт установленной формы.

4.1.77 Выявленные при испытаниях повреждения трубопровода должны немедленно устраняться.

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

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

.

Аварийный запас.

.

4.1.79 Аварийный запас труб должен использоваться при ликвидации аварий. Допускается использовать аварийный запас труб по разрешению руководства предприятия или его филиала при пере–испытаниях нефтепроводов и для текущего ремонта с последующим пополнением.

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

Количество аварийного запаса должно составлять:

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

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

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

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

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

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

.

Техническая документация.

.

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

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

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

4.2.6 Ответственность за правильную и безопасную эксплуатацию оборудования и сооружений НПС несёт дежурный НПС, специалисты соответствующих служб НПС и филиалов предприятия. Дежурный НПС также несет ответственность за рациональное комплектование оперативного и эксплуатационно–ремонтного персонала и оснащение служб и персонала современными средствами ремонта и контроля технического состояния.

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

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

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

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

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

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

4.2.12 Распределение функций оперативного и эксплуатационно–ремонтного персонала НПС должно проводиться в соответствии с принятой организационной структурой на предприятии.

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

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

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

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

.

Территория.

.

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

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

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

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

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

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

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

4.2.21 Освещенность территории НПС должна соответствовать установленным нормам.

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

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

4.2.24 Площадки строительства должны быть отделены от эксплуатируемых объектов ограждением.

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

Здания и сооружения

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

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

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

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

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

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

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

4.2.32 Осмотры производственных зданий и сооружений, возведенных на подработанных подземными горными выработками территориях, на про–садочных грунтах, в районах вечной мерзлоты, а также эксплуатируемых в условиях с постоянной внешней вибрацией проводятся один раз в месяц.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

4.2.44 Проектно–исполнительная документация по сданным в эксплуатацию зданиям и сооружениям должна храниться в техническом архиве филиала предприятия.

.

Насосная. Магистральные и подпорные насосы.

.

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

По исполнению насосные могут быть:

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

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

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

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

4.2.49 Помещение насосной должно содержаться в чистоте.

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

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

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

4.2.53 Монтаж, наладка и пуск в эксплуатацию насосных агрегатов должны проводиться согласно проекту, инструкциям заводов–изготовителей, отраслевым нормативным документам.

При монтаже насосного агрегата должны обеспечиваться:

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

4.2.55 Запрещается запускать агрегат:

Запрещается эксплуатировать насосный агрегат при нарушении герметичности соединений.

Запрещается эксплуатировать насосный агрегат с неисправным обратным клапаном.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

4.2.59 Очередность пуска насосных агрегатов определяется технологическим регламентом.

4.2.60 Оценку снижения значений КПД и напора насосного агрегата относительно базовых в процессе эксплуатации проводят в соответствии с нормативной документацией по графику, утвержденному директором предприятия.

Насосные агрегаты необходимо выводить в ремонт при снижении напора насоса от базовых значений на 5–6 % и более для насосов горизонтального исполнения и на 7 % – для вертикальных подпорных насосов.

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

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

4.2.61 Определение и оценка допускаемого квитанционного запаса насоса обязательны при:

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

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

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

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

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

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

Системы смазки и охлаждения насосных агрегатов.

4.2.67 Технологическая карта системы смазки, марка и качество применяемых масел должны соответствовать требованиям инструкций заводов–изготовителей масло–установок.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

.

Технологические трубопроводы.

.

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

4.2.75 Границы технологических трубопроводов определяются входными и выходными задвижками НПС.

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

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

4.2.78 Величина расчетного рабочего давления технологических трубопроводов устанавливается проектом.

4.2.79 Безопасная величина разрешенного рабочего давления технологических трубопроводов должна быть установлена на основании результатов испытаний, обследований, расчетов на прочность и подтверждена «Формуляром Подтверждения», в соответствии с Правилами.

«Формуляр Подтверждения» оформляется при эксплуатации:

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

4.2.81 Обязательному обследованию должны подвергаться:

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

Программа и методика обследования согласовываются с органами Госнадзора.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

.

Вентиляция производственных помещений.

.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

.

Водоснабжение.

.

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

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

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

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

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

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

Управление системой водоснабжения оперативно осуществляется с диспетчерского пункта НПС.

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

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

4.2.111 В водо–насосной должна быть вывешена общая схема водоснабжения с указанием номеров насосов, водо–охлаждающих устройств, колодцев, пожарных гидрантов и арматуры.

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

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

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

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

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

.

Теплоснабжение.

.

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

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

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

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

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

4.2.122 Руководство НПС должно обеспечить содержание в исправном состоянии котлов, паро–нагревателей, экономайзеров, трубопроводов пара и горячей воды, газового хозяйства, безопасные условия их работы путем организации технического обслуживания, ремонта и надзора в соответствии с требованиями правил Госнадзора, пожарной безопасности и пром–санитарии.

Ответственными за безопасную эксплуатацию котлов, паро–нагревателей, экономайзеров, трубопроводов пара и горячей воды, а также газового хозяйства назначаются лица из числа специалистов НПС, обладающих достаточными знаниями и опытом работы, прошедших обучение и аттестацию в установленном порядке.

4.2.123 Работа по монтажу и ремонту котельного и газового оборудования должна выполняться специализированными работниками предприятия.

4.2.124 Котло–агрегаты, не подконтрольные органам Госнадзора, допускаются к эксплуатации после их регистрации и освидетельствования специалистами филиалов предприятия и согласования с территориальным подразделением безопасности.

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

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

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

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

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

4.2.130 В котельной должна вестись следующая оперативно–эксплуатационная документация:

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

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

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

4.2.134 Все виды ремонтов выполняются обученным и аттестованным ремонтным персоналом предприятия по графикам, утверждаемым руководством предприятия.

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

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

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

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

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

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

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

4.2.142 Графики проведения ТОР газового оборудования утверждаются руководством предприятия.

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

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

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

.

Канализация и очистные сооружения.

.

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

4.2.147 Производственно–ливневая канализация относится к категории взрывопожароопасных систем.

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

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

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

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

4.2.152 Присоединение трубопроводов одной системы канализации к другой не допускается.

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

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

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

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

4.2.157 На канализационных выпусках из обвалований резервуаров устанавливаются запорные устройства в виде хлопуш. Нормальное положение хлопуш – «закрытое».

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

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

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

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

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

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

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

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

4.2.166 Обслуживание очистных сооружений должно производиться специально обученным персоналом.

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

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

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

4.2.170 Аварийную прочистку производят в случае закупорки канализационной сети.

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

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

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

.

Техническая документация.

.

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

4.2.175 Оперативная документация по эксплуатации оборудования НПС должна включать:

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

4.2.177 Все конструктивные изменения, вносимые в процессе эксплуатации и во время ремонтов основного технологического оборудования, должны быть согласованы с разработчиком оборудования, утверждены директором предприятия и внесены в техническую документацию.

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

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

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

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

Технологические карты утверждаются и пере–утверждаются директором предприятия.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

– товарно–коммерческий запас:

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

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

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

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

4.4.12 Определение количества груза производится по Инструкции по учету нефти при ее транспортировке, ГОСТ и МИ.

4.4.13 При сливо–наливных операциях с сернистой нефтью необходимо руководствоваться инструкцией по мерам безопасности при обращении с сернистой нефтью.

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

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

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

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

Графики технического обслуживания и ремонта утверждаются техническим руководителем нефтебазы.

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

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

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

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

4.4.20 На перевалочных нефтебазах должна быть следующая документация:

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

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

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

4.5.12 Ревизия элементов печей подогрева должна проводиться в период плановых ремонтов печей службой главного механика предприятия и филиала с оформлением актов в установленном порядке.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

5.2.6 Представляемый к внутритрубному диагностированию трубопровод (или его участки) должен отвечать требованиям нормативной документации в части обеспечения проходимости средств диагностики. Трубопровод (или его участки), не отвечающий требованиям контроле–пригодности, должен доводиться предприятием (или его филиалами) до требуемого уровня.

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

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

5.2.9 Все работы, связанные с запасовкой, пуском, приемом и извлечением ВИС, должны проводиться работниками филиалов предприятия под руководством ответственного специалиста, назначаемого приказом по предприятию.

5.2.10 По результатам внутритрубной диагностики работник должен представить предприятию технический отчет.

5.2.11 Отчет по результатам внутритрубной диагностики должен содержать информацию о всех дефектах, информацию о дефектах, требующих ремонта и дефектах, подлежащих первоочередному ремонту. В отчете должны быть приведены данные о местоположении каждого дефекта относительно точек–ориентиров и поперечных сварных швов.

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

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

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

5.3.2 Номенклатура оборудования, подлежащего диагностированию, определяется предприятием.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

5.4.3 Первоочередному диагностическому обследованию должны подвергаться резервуары:

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

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

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

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

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

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

6.1.3 По результатам анализа комплексных обследований и обработки данных проводится:

6.1.4 Оценка технического состояния объектов НПС, резервуаров, технологических трубопроводов должна проводиться на основе анализа результатов комплексной диагностики, выполненных согласно требованиям раздела 5 настоящие Правил.

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

Ремонт трубопровода должен проводиться по специально разработанным и утвержденным в установленном порядке технологиям.

6.3.10 Ремонт с заменой участков, трубопровода может производиться следующими методами:

6.3.11 Производство ремонтных работ с заменой всего трубопровода и реконструкцией нефтепровода должно выполняться в соответствии с технологиями и требованиями, предусмотренными СНиП, других нормативных документов и настоящих Правил.

6.3.12 Работы по капитальному ремонту объектов МН (газо–электросварочные, строительно–монтажные, земляные, работы на высоте, вблизи линий электропередач, на подводных переходах, с применением энергии взрыва, с использованием автотракторной техники и грузоподъемных механизмов и др.) относятся к работам повышенной опасности и должны проводиться в соответствии с нормативными документами, регламентами, инструкциями и проектной документацией, с оформлением нарядов–допусков, актов и других документов, с назначением ответственных лиц за подготовку, организацию и проведение работ и обеспечение мер безопасности.

6.3.13 Перед началом ремонтных работ заказчик и подрядчик должны поставить в известность владельцев сооружений технического коридора о начале и сроках проведения работ по капитальному ремонту.

6.3.14 Для осуществления технического надзора за качеством ремонта, соблюдением технологического режима и приемкой выполненных работ приказом по предприятию назначается лицо из числа специалистов технических служб, аттестованных для проведения таких работ.

6.3.15 Текущий и капитальный ремонт запорной арматуры и механического оборудования линейных сооружений нефтепровода может выполняться подразделениями аварийной службы.

6.3.16 Ремонт электротехнических установок, ЛЭП, оборудования и устройств ЭХЗ, систем телемеханики линейной части должен выполняться специализированными службами.

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

6.3.18 При ремонте с восстановлением толщины стенки нефтепровода сварочные работы необходимо выполнять с соблюдением требований нормативной документации.

6.3.19 В процессе капитального ремонта с заменой труб при производстве сварочно–монтажных работ следует соблюдать требования ВСН и другой нормативной документации.

6.3.20 Тип защитных покрытий и конструкций изоляционных покрытий выбирается в зависимости от условий коррозионной активности грунтов, диаметра трубопровода и других условий и должен определяться проектной документацией или проектом производства работ на капитальный ремонт трубопровода и в соответствии с требованиями ГОСТ.

6.3.21 При проведении технологических операций следует проводить пооперационный контроль качества выполняемых работ согласно требованиям Правил капитального ремонта МН.

6.3.22 Применение энергии взрыва при монтажных и демонтажных работах (вырезка «катушки» и т.д.), при капитальном ремонте должно осуществляться в соответствии с Правилами безопасности при эксплуатации МН, Едиными правилами безопасности при взрывных работах. Инструкцией о порядке хранения, использования и учета взрывчатых материалов и другими нормативными документами.

6.3.23 Проектная, исполнительно–техническая, нормативная и оперативная документация при капитальном ремонте должна разрабатываться, создаваться и вестись на основе нормативных документов и настоящих Правил.

.

.

Организация ремонтных работ оборудования НПС.

.

6.3.24 Выбор типа системы технического обслуживания и ремонта – по фактическому техническому состоянию или системы ППР, должен определяться предприятием.

6.3.25 Диагностика оборудования должна выполняться с периодичностью и в рамках, установленных нормативной документацией и раздела 5 настоящих Правил. Объем и момент начала ремонта определяется фактическим техническим состоянием оборудования.

6.3.26 Оперативность восстановления работоспособности должна устанавливаться в зависимости от степени влияния оборудования на режим и технологию перекачки.

6.3.27 Ответственность за подготовку оборудования к ремонту и его передачу в ремонт, контроль качества ремонта с применением средств технической диагностики, приемки из ремонта, а также контроль своевременного и правильного заполнения ремонтной документации возлагается на руководителей соответствующих служб НПС.

6.3.28 Ремонт оборудования НПС должен осуществляться эксплуатационно–ремонтным персоналом или организацией, имеющей разрешение на производство ремонтных работ на НПС.

6.3.29 Оборудование после ремонта считается принятым в эксплуатацию после проверки его технического состояния, проведения обкатки (испытаний) в рабочем режиме в течение:

6.3.30 Для оборудования, прошедшего капитальный ремонт, должны быть определены сроки следующего диагностирования, послеремонтный гарантийный срок или послеремонтная гарантийная наработка, в соответствии с нормативными документами.

6.3.31 Документация технического обслуживания и ремонта оборудования НПС должна содержать:

Перечень, формы и сроки представления отчетной документации определяются предприятием, эксплуатирующим оборудование НПС.

6.3.32 Техническое обслуживание и ремонт оборудования ПНБ, ССН, ППН должны проводиться в соответствии с требованиями настоящего раздела.

.

Организация и производство ремонтных работ резервуаров.

.

6.3.33 Организация и производство ремонтных работ резервуаров должны выполняться в соответствии с требованиями Правил технической эксплуатации резервуаров МН.

6.3.34 Капитальный ремонт резервуаров должен проводиться по индивидуальному проекту производства работ, разработанному подрядной организацией. Основанием для разработки ППР капитального ремонта служит утвержденная дефектная ведомость.

6.3.35 Текущий ремонт резервуаров должен проводиться в соответствии с утвержденным графиком. Объем работ, выполняемых при текущем ремонте, определяется в соответствии с оценкой технического состояния резервуара и его оборудования на основании результатов диагностики, а также в соответствии с действующими правилами, техническими инструкциями и технической документацией заводов–изготовителей оборудования.

6.3.36 Ремонт резервуаров с применением огневых работ должен проводиться после подготовки резервуаров.

6.3.37 Подготовка резервуаров к ремонту с применением огневых работ должна включать в себя следующие операции:

6.3.38 На подготовку резервуаров к ремонту должен составляться проект организации работ (ПОР), который включает в себя: порядок проведения подготовительных работ с учетом конкретных условий, меры по охране труда, способы контроля взрыво–пожаро–опасности.

ПОР должен быть утвержден руководством предприятия и согласовывается с пожарной охраной предприятия или местными инспекциями территориальных подразделений.

6.3.39 Перечень работ и порядок их выполнения при контроле качества ремонта резервуаров должны соответствовать требованиям СНиП и другой нормативной документации.

6.3.40 Перед вводом в эксплуатацию резервуара должно проводиться гидравлическое испытание на прочность и герметичность.

6.3.41 Резервуар после ремонта должен приниматься в эксплуатацию комиссией, назначаемой руководством предприятия или его филиалами. Акт на приемку резервуара должен оформляться в установленном порядке и утверждается директором предприятия.

6.4.5 Рабочая программа должна включать перечень предполагаемых организационных и технических мероприятий, порядок и методы их выполнения, состав и объемы работ, требования по пожарной безопасности, охране труда и экологической безопасности.

В рабочей программе должны быть предусмотрены вопросы документального оформления всех проводимых работ, порядок контроля и отчетность в процессе их выполнения, сроки выполнения.

6.4.6 С целью поддержания оборудования выведенных из эксплуатации объектов нефтепровода в исправном состоянии в течение всего срока необходимо выполнять работы по их техническому обслуживанию и ремонту.

На предприятии должна быть разработана инструкция, устанавливающая порядок выполнения работ по техническому обслуживанию и ремонту законсервированного и содержащегося в безопасном состоянии оборудования объектов магистральных нефтепроводов с учетом требований нормативной и руководящей документации и соответствующих разделов настоящих Правил.

6.4.7 Для выполнения расконсервации оборудования и ввода его в действие должна составляться рабочая программа с указанием перечня работ, порядка и сроков их выполнения. Программа утверждается директором предприятия.

6.4.8 При вводе оборудования объектов МН в эксплуатацию должна проводиться ревизия, проверка, обкатка и испытания в соответствии с требованиями нормативных документов и инструкций заводов–изготовителей.

6.4.9 После подконтрольной эксплуатации оборудования объектов МН в течение 72 часов должен составляться акт о вводе его в действие с приложением перечня выполненных работ, который утверждается в установленном порядке.

6.4.10 Для выполнения работ по демонтажу оборудования объектов магистральных нефтепроводов должна быть разработана проектная документация на демонтаж. На основании проектной документации составляется план мероприятий по демонтажу, включающий состав и объемы работ, методы и сроки их выполнения, исполнителей и ответственных.

Проект на демонтаж, организация работ по демонтажу объектов и оборудования МН должны выполняться с учетом требований нормативных документов.

Эксплуатация электроустановок напряжением 500 к В, осуществляется по специальным правилам.

7.1.3 Эксплуатация электроустановок организуется специалистом – лицом, ответственным за электрохозяйство, и осуществляется специально обученным электротехническим персоналом, имеющим соответствующую квалификационную группу по электробезопасности.

7.1.4 Эксплуатация электроустановок ведется в соответствии с требованиями:

7.1.5 Границы обслуживания и ответственности за эксплуатацию устройств, оборудования и сетей между электро–службой и другими технологическими службами устанавливаются положением, утверждаемым руководителем предприятия.

Границы раздела обслуживания и разграничение балансовой принадлежности и эксплуатационной ответственности между лицами электроснабжения (МН) определяются отдельным документом.

7.4.8 Заземляющие устройства и заземлители на технологических объектах с высокосернистой нефтью подвергаются осмотру со вскрытием их один раз в 4 года.

7.4.9 Для обеспечения электростатической безопасности скорость движения нефти по приемо–раздаточному патрубку при заполнении резервуаров (емкостей) не должна превышать максимально–допустимых значений, установленных документацией на технологическое оборудование (резервуары, емкости) в зависимости от электрофизических свойств нефти, диаметра и материала приемо–раздаточного патрубка.

В технологических картах на резервуары (емкости) должны быть приведены значения максимальных расходов, соответствующих максимально–допустимым скоростям их заполнения нефтью.

Контроль скорости заполнения резервуаров (емкостей) должен осуществляться операторами по уровням их взлива за определенное время.

7.4.10 При наливе нефти в цистерны, нефтеналивные суда максимальная скорость движения потока нефти в приемо–раздаточном патрубке не должна превышать 1,2 м/с.

7.4.11 Налив нефти в цистерны, нефтеналивные суда, другие емкости должен проводиться без разбрызгивания и распыления нефти.

7.4.12 При заполнении резервуара (емкости) после окончания строительства или после капитального ремонта скорость движения нефти в приемо–раздаточном патрубке не должна превышать 1,2 м/с до полного затопления струи, а в резервуарах с понтоном или плавающей крышей до их всплытия, независимо от диаметра патрубка и емкости резервуара.

7.5.2 Оперативная документация, хранящаяся на рабочем месте лица, ответственного за электрохозяйство, должна включать:

7.5.3 Оперативная документация, находящаяся на рабочем месте дежурного персонала, должна включать:

7.5.4 Документация, указанная в 2.2.7, 7.5.2 должна храниться на рабочем месте ответственного за электрохозяйство. Документация, приведенная в 7.5.3, должна находиться на рабочем месте дежурного персонала (при его отсутствии – у лица, ответственного за электрохозяйство).

8.3 Для обеспечения эффективной и надежной работы средств электрохимической защиты в составе предприятия магистральных нефтепроводов организуется производственная служба ЭХЗ.

8.4 Структура, состав, оснащенность службы ЭХЗ, определяется положением, утвержденным руководителем предприятия.

8.5 Служба ЭХЗ организует свою работу в соответствии с графиком ППР, требованиями ГОСТ, ПЭЭП и Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей и Положения о службе ЭХЗ и настоящих Правил.

8.6 Квалификационная группа обслуживающего персонала должна соответствовать требованиям Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей.

8.7 Периодичность проверки работы средств ЭХЗ:

8.8. При проверке работы установок ЭХЗ проводят измерение и фиксирование следующих показателей:

Данные показатели фиксируются в журнале эксплуатации средств ЭХЗ.

8.9 Измерение защитных потенциалов на МН на всех контрольно–измерительных пунктах проводится два раза в год. При этом внеочередные измерения проводятся на участках, где произошло изменение:

8.10 Электрохимическая защита должна обеспечивать в течении всего срока эксплуатации непрерывную во времени катодную поляризацию трубопровода на всем протяжении не меньше минимального (минус 0,85 В) и не больше максимального (минус 3,5 В) защитных потенциалов (приложение Ж).

8.11 Проектирование новых или реконструкция действующих на МН средств ЭХЗ должны проводиться с учетом условий прокладки (эксплуатации) трубопровода, данных о коррозионной активности грунтов, требуемого срока службы сооружения, технико–экономических расчетов, требований НД.

8.12 Приемка в эксплуатацию законченных строительством (ремонтом) средств ЭХЗ должна проводиться согласно требованиям, указанным в разделе 2 настоящих Правил.

8.13 Сроки включения средств электрохимической защиты с момента укладки участков подземного трубопровода в грунт должны быть минимальными и не превышать одного месяца (при ремонтах и регламентных работах не более 15 суток).

Дренажная защита должна включаться в работу одновременно с укладкой участка трубопровода в грунт, в зоне действия блуждающих токов.

8.14 Защиту металлических сооружений МН от действия агрессивных составляющих товарной нефти и подтоварной воды, защиту от внутренней коррозии осуществляет служба ЭХЗ предприятия.

8.15 Контроль за сохранностью на трассе средств ЭХЗ должна организовать и вести служба эксплуатации линейной части МН.

8.16 На действующих нефтепроводах вскрытие трубопровода, приварку катодных, дренажных выводов и КИП должна проводить служба эксплуатации нефтепровода.

8.17 При ремонте нефтепровода с заменой изоляции, восстановление узлов подключения средств ЭХЗ (КИП, перемычки, СКЗ, СДЗ) к трубопроводу должна выполнять организация, ведущая ремонт изоляции, в присутствии представителя службы ЭХЗ.

8.18 Заключение о необходимости усиления (ремонта) средств ЭХЗ до полной замены (ремонта) изоляции трубопровода на основании электрометрических измерений, визуального осмотра состояния трубопровода и изоляции в наиболее опасных местах выдается службой ЭХЗ (при необходимости привлекаются представители научно–исследовательских организаций).

8.19 После укладки и засыпки законченных строительством или ремонтом участков трубопровода МН служба ЭХЗ должна провести определение сплошности изоляционного покрытия.

При обнаружении искателями повреждения дефектов в покрытии – участки с дефектами должны быть вскрыты, изоляция отремонтирована.

8.20 Для контроля за состоянием защитного покрытия и работой средств ЭХЗ каждый магистральный трубопровод должен быть оснащен контрольно–измерительными пунктами:

При многониточной системе трубопроводов КИП должны установить на каждом трубопроводе на одном поперечнике.

8.21 На вновь построенных и реконструируемых МН должны быть установлены электроды для контроля за уровнем поляризационного потенциала и для определения скорости коррозии без защиты.

8.22 Комплексное обследование МН с целью определения состояния противокоррозионной защиты должно проводиться на участках высокой коррозионной опасности не реже одного раза в 5 лет, а на остальных участках – не реже одного раза в 10 лет в соответствии с нормативными документами.

8.23 При комплексном обследовании противокоррозионной защиты трубопроводов должно быть определено состояние изоляционного покрытия (сопротивление изоляции, места нарушения ее сплошности, изменение ее физико–механических свойств за время эксплуатации), степень электрохимической защиты (наличие защитного потенциала на всей поверхности трубопровода) и коррозионное состояние (по результатам электрометрии, шурфовки).

8.24 По всем МН на коррозионно–опасных участках трубопроводов и на участках, имеющих минимальные значения защитных потенциалов дополнительные измерения защитных потенциалов должны проводиться с помощью выносного электрода сравнения, в том числе с использованием метода отключения, непрерывно или с шагом не более 10 м не менее одного раза в 3 года, в период максимального увлажнения грунта, а также дополнительно в случаях изменения режимов работы установок катодной защиты и при изменениях, связанных с развитием системы электрохимической защиты, источников блуждающих токов и сети подземных трубопроводов с целью оценки степени катодной защищенности и состояния изоляции трубопровода.

8.25 Противокоррозионное обследование должно проводиться производственными лабораториями ЭХЗ при предприятии на проведение данных работ.

8.26 Все обнаруженные при обследовании повреждения защитного покрытия должны быть точно привязаны к трассе нефтепровода, учтены в эксплуатационной документации и устранены в запланированные сроки.

8.27 Электрохимическая защита кожухов трубопроводов под автомобильными дорогами выполняется самостоятельными защитными установками (протекторами). В процессе эксплуатации трубопровода следует проводить контроль наличия электрического контакта между кожухом и трубопроводом. При наличии электрического контакта его необходимо устранить.

8.28 Порядок организации и проведения работ по техническому обслуживанию и ремонту средств ЭХЗ определяется нормативно–технической документацией, составляющей документальную основу технического обслуживания и ремонта установок ЭХЗ.

Работы по техническому обслуживанию и текущему ремонту средств ЭХЗ должны быть организованы и проведены по эксплуатационной документации.

Работы по капитальному ремонту средств ЭХЗ должны быть организованы и проведены по ремонтной и технической документации.

8.29 Техническое обслуживание средств ЭХЗ в эксплуатационных условиях должно заключаться:

8.30 Капитальный ремонт – ремонт, осуществляемый в процессе эксплуатации для гарантированного обеспечения работоспособности средств ЭХЗ до следующего планового ремонта и состоящий в устранении неисправности и полном или близким к полному восстановлению технического ресурса средств ЭХЗ в целом, с заменой или восстановлением любых его составных частей их наладкой и регулировкой. В объем капитального ремонта должны входить работы, предусмотренные текущим ремонтом.

8.31 Сетевые катодные станции и дренажные установки должны капитально ремонтироваться в стационарных условиях, а на трассе должны производить замену вышедших из строя установок. Для этого на предприятии должен быть обменный фонд установок.

8.32 Анодные и защитные заземления, протекторные и дренажные установки, а также ЛЭП должны ремонтироваться бригадами ЭХЗ в трассовых условиях.

8.33 Результаты всех планово–предупредительных ремонтов должны заноситься в соответствующие журналы и паспорта установок ЭХЗ.

8.34 Нормы планово–предупредительного технического обслуживания и ремонта средств ЭХЗ приведены в приложении З.

8.35 Резервный фонд основных устройств служб ЭХЗ предприятия, выполняющих плановые мероприятия технической эксплуатации (в том числе капитальный ремонт) устройств ЭХЗ должен быть следующим:

8.36 В состав технической документации службы ЭХЗ должны входить:

Документация по контролю состояния ЭХЗ и защитного покрытия подлежит хранению в течении всего периода эксплуатации МН.

9.2 Технические средства и устройства, обеспечивающие определение количества и показателей качества нефти, должны находиться в исправном состоянии и быть укомплектованы оборудованием в соответствии с утвержденными нормативами.

АСИКН, анализаторы качества нефти, измерительные рулетки с лотом, метрштоки, эталонное и поверочное оборудование должны иметь непросроченные свидетельства о поверке или оттиски поверительных клейм.

Испытательное оборудование должно быть аттестовано в установленном порядке.

Соответствующая документация должна находиться в пунктах приема–сдачи нефти, на предприятии, филиалах и подразделениях.

Резервуарные емкости должны иметь градуировочные таблицы, утвержденные органами государственной метрологической службы.

Технологическая обвязка и запорная арматура нефтепроводов, резервуаров и АСИКН не должны допускать неконтролируемых перепусков и утечек нефти.

9.3 Аналитические лаборатории должны быть аккредитованы в установленном Госстандартом порядке, персонал лабораторий должен быть аттестован.

9.4 На каждом пункте приема–сдачи нефти должна быть инструкция по эксплуатации АСИКН, утвержденная в установленном порядке и согласованная с органом Государственной метрологической службы и с принимающей или сдающей стороной.

9.5 Определение количества и показателей качества нефти должно производиться по аттестованным в установленном порядке методикам выполнения измерений.

10.1.2 Деятельность метрологической службы Компании определяется Законом «Об обеспечении единства измерений». Структура, функции и права метрологической службы приведены в Положении о метрологической службе.

10.1.3 К основным задачам метрологической службы Компании относятся:

11.1.2 Все насосные станции должны быть оснащены обще–станционными и агрегатными защитами.

11.1.3 Агрегатные защиты должны отключать насосный агрегат по параметрам:

11.1.4 Обще–станционные защиты должны останавливать НПС по параметрам:

11.1.5 Срабатывание предупредительных и аварийных защит должно сопровождаться звуковой и световой сигнализацией в операторной и МДП.

11.1.6 Защиты по пожару, аварийной загазованности, затоплению наряду с отключением магистральных агрегатов должны закрывать задвижки подключения НПС к магистрали. В помещении, где возник пожар, должны быть отключены все системы вентиляции. Согласно СНиП при срабатывании газосигнализаторов в помещении должна автоматически включаться аварийная вентиляция.

11.1.7 При срабатывании защит по минимальному давлению на приеме и максимальному давлению на выходе НПС и в коллекторе должен отключаться первый из работающих агрегатов по потоку нефти.

11.1.8 Параметры технологического режима работы НПС должны регистрироваться в соответствующих картах и журналах. Корректировка режимов и установок технологических защит проводится при изменении условий эксплуатации, замене или модернизации оборудования.

11.1.9 Комплексная проверка технологических защит НПС должна проводиться ежеквартально с оформлением соответствующих протоколов.

11.1.10 Утвержденные карты установок технологических защит НПС должны находиться у оперативного персонала и диспетчера МН.

11.1.11 При отказе автоматики НПС должна отключаться дистанционно дежурным персоналом аварийной кнопкой «Стоп», установленной в доступном и безопасном месте на расстоянии не ближе 6 м от здания насосной.

11.1.12 Средства телемеханизации предназначены для обеспечения дистанционного управления технологическим оборудованием НПС и линейной части МН.

11.1.13 При отсутствии системы телемеханики или ее отказе все изменения технологического процесса перекачки нефти должны незамедлительно передаваться диспетчеру РДП или ТДП оператором МДП (НПС) средствами технологической связи.

11.1.14 При всех нарушениях в работе систем телемеханизации диспетчер РДП должен переводить средства автоматики на местное управление, ставить в известность службу, осуществляющую их ремонт.

11.1.15 Приемка средств автоматизации и телемеханизации в эксплуатацию осуществляется в соответствии с требованиями, изложенными в Главе 2 настоящих Правил.

11.1.16 Для эксплуатации средств автоматизации и телемеханизации на всех уровнях управления создаются подразделения (службы), организационная структура и состав которых должны определяться нормативной документацией по созданию и развитию ЕАСУ.

11.1.17 Для обеспечения работоспособности средств автоматизации и телемеханизации на предприятии и его филиалах работники подразделений (служб) должны обеспечивать:

11.1.18 Работники подразделений (служб), занимающиеся эксплуатацией средств автоматизации и телемеханизации, должны руководствоваться:

11.1.19 Эксплуатация средств автоматизации, телемеханизации и контрольно–измерительных приборов должна включать в себя техническое обслуживание, ремонт средств и ведение технической документации.

11.1.20 Техническое обслуживание средств автоматизации, телемеханизации и контрольно–измерительных приборов включает периодический контроль исправности средств и устранение выявленных неисправностей, регулярные технические осмотры и проверки технических средств, и документальное оформление выполненных работ.

11.1.21 Техническое обслуживание средств автоматизации, телемеханизации и контрольно–измерительных приборов должно проводиться в соответствии с:

11.1.22 Оснащенность сервисными приборами, инструментами, оснасткой должна быть достаточной для проведения технического обслуживания и ремонта средств автоматизации, телемеханизации и контрольно–измерительных приборов.

11.1.23 Техническое обслуживание средств автоматизации, телемеханизации и контрольно–измерительных приборов должно проводиться согласно графику.

11.1.24 При эксплуатации взрывозащищенной аппаратуры автоматики и КИП должны выполняться требования, предусмотренные ГОСТ, Правилами устройства электроустановок, Правилами эксплуатации электроустановок потребителей.

Аппаратура должна подвергаться наружному осмотру не реже одного раза в квартал.

Запрещается эксплуатация аппаратуры, не имеющей маркировки по взрыво–защите.

11.1.25 Ведение технической документации по эксплуатации средств автоматизации и телемеханизации должно проводиться по единым образцам, предусмотренным нормативными документами.

11.1.26 Техническое обслуживание средств станционной и линейной телемеханики должно проводиться, как правило, выездными бригадами подразделений (служб), работники которых обязаны:

11.1.27 Разграничение функций между службой ЕАСУ и другими техническими службами устанавливается руководством предприятия.

11.2.10 Оперативно–производственная связь:

11.2.11 Объем и качество технологической и оперативно–производственной связи, предоставляемой операторам, определяется предприятием.

11.2.12 Диспетчерская связь и каналы для телемеханики должны действовать круглосуточно. В случае повреждения предусматривается резервирование путем предоставления обходных путей или замен за счет использования всех возможностей сети связи, включая использование каналов связи других операторов связи.

11.2.13 Каналы связи, предоставляемые для технологической и оперативно–производственной связи, должны удовлетворять Нормам на электрические параметры каналов тональной частоты магистральной и внутризоновых первичных сетей, Нормам на электрические параметры цифровых каналов и трактов магистральной и внутризоновых первичных сетей.

11.2.14 Радиотелефонная связь, организованная на базе УКВ радиостанций, должна обеспечивать устойчивую двухстороннюю связь с обслуживающим персоналом, находящимся на трассе МН.

11.2.15 Производственная связь с паролем «Оперативно» или «Аварийно» предоставляется вне очереди в следующих случаях:

Организация связи на период ликвидации аварий и их последствий на объектах МН осуществляется в соответствии с инструкциями по организации связи на период ликвидации аварий, повреждений и их последствий на объектах магистральных нефтепроводов.

Организация связи при проведении ремонтных работ на объектах МН должна осуществляться в соответствии с положениями о совместных действиях по организации связи при производстве работ на объектах предприятия.

Перечень сведений, разрешенных к открытой передаче по радиотелефонной связи на транспорт нефти, определяется Компанией.

12.1.2 Отказ или повреждение (инцидент) трубопровода, оборудования или технических устройств на объектах МН – отклонения от режима технологического процесса сопровождаемые нарушением герметичности с утечками нефти объемом менее 10 м³ без воспламенения нефти или взрыва её паров, без загрязнения водотоков.

Структура и система организации аварийно–восстановительных служб на объектах МН, вид подразделений и место их расположения устанавливаются предприятием в зависимости от:

12.2.3 Для проведения аварийно–восстановительного ремонта и технического обслуживания участок трассы магистрального нефтепровода, база приема и отгрузки или ЛДПС (НПС) должны быть закреплены за АВС приказами предприятия.

Протяженность участка трассы, закрепляемого за каждым АВП, определяется в зависимости от диаметра и количества ниток трубопроводов, природно–климатических и местных условий и должна составлять не более 250 км.

12.2.4 Аварийно–восстановительные службы должны выполнять следующие функции:

12.2.5 Подразделения АВС должны быть укомплектованы штатом и обслуживающим персоналом с учетом объема выполняемых работ.

12.2.6 Аварийно–восстановительные пункты должны быть оснащены в соответствии с Табелем технического оснащения аварийно–восстановительных пунктов магистральных нефтепроводов, разработанным и утвержденным в установленном порядке.

Запрещается использование персонала и технических средств, закрепленных за АВС, для работ, не связанных с техническим обслуживанием и ремонтом МН.

12.2.7 При возникновении аварии на линейной части, НПС, нефтебазе, базе смешения каждая АВС действует в соответствии с планом ликвидации возможных аварий и планом тушения пожаров, разработанных для закрепленных за АВС объектов МН, с уточнением планов в зависимости от тяжести и возможных последствий аварии.

12.2.8 Руководством предприятия или его филиала при возникновении аварий создается штаб, который осуществляет руководство работами по ликвидации аварии. Персональный состав штаба утверждается приказом.

12.2.9 Основными функциональными обязанностями штаба являются:

12.2.10 Руководство работами по ликвидации инцидента должен осуществлять начальник или технический руководитель структурного подразделения филиала предприятия.

Работы по ликвидации аварии должно возглавлять руководство предприятия или его филиала.

Ликвидацию аварий с тяжелыми последствиями, аварий на речных переходах, аварий вблизи населенных пунктов с пожарами, аварий на НПС и нефтебазах со взрывами и пожарами должно возглавлять руководство предприятия.

12.2.11 С целью повышения оперативности, профессиональных навыков у персонала, отработки технологии аварийно–восстановительных работ в каждом подразделении АВС совместно со службой связи должны проводиться учения и учебно–тренировочные занятия (УТЗ).

Учения и УТЗ должны проводиться по специально разработанной программе, утвержденной техническим руководителем предприятия и его филиалов.

12.2.12 Учебно–тренировочные занятия должны производиться с периодичностью: